Centrales Termoeléctricas Con Turbinas A Gas

 

MANUAL DE CENTRALES TERMOELECTRICAS TERMOELECTRICAS CON TURBINAS A GAS (DE USO EXCLUSIVO DEL CURSO DE PLANTAS GENERADORAS GENERADORAS DE POTENCIA-UNS) AUTOR. MG. ROBERT GUEVARA CHINCHAYAN

UNIVERSIDAD NACIONAL DEL SANTA

FACULTAD DE INGENIERIA ESCUELA ACADEMICO PROFESIONAL DE INGENIERIA EN ENERGIA DEPARTAMENTO ACADEMICO DE ENERGIA Y FISICA

MODULO N° 2 CENTRALES TERMOELECTRICAS CON TURBINAS A GAS  AUTOR

: Mg. Robert Fabián Guevara Chinchayán. CIP 72486

NUEVO CHIMBOTE, CHIMBOTE, AGOST AGOSTO O DEL 2015.

 

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MANUAL MANUA L DE CENTRALES TERMOELECTRICAS CON  TURBINAS A GAS 

1.  Las GENERALIDADES turbinas de gas son turbomáquinas que, de un modo general, pertenecen al grupo de máquinas térmicas generadoras y cuya franja de operación va desde pequeñas potencias (30 KW para las microturbinas) hasta 500 MW para los últimos desarrollos. De esta forma, compiten tanto con los motores alternativos (ciclos termodinámicos OTTO y DIESEL) como con la instalaciones de vapor de pequeña y media potencia. En el año 1873 GEORGE BRAYTON (1830  – 1892) expuso el principio de funcionamiento del ciclo que lleva su nombre que originariamente se desarrolló empleando una máquina de pistones con inyección de combustible, para luego realizarlo como ciclo abierto simple llamado turbina a gas. Si bien se le llama ciclo termodinámico, en realidad el fluido de trabajo no realiza un ciclo completo dado que el fluido que ingresa es aire y el que egresa son gases de combustión, o sea en un estado diferente al que se tenia cuando se inició el proceso, por eso se dice que es un “ciclo abierto”. 

Fig 1. Situación de las turbinas t urbinas en el conjunto de máquinas

 

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Sus principales ventajas son su pequeño peso y volumen en relación a su potencia y la flexibilidad de su operación. Esto hace que sean máquinas cuyo uso para determinadas aplicaciones, especialmente las referidas a la generación de electricidad y a la propulsión de buques y aviones, esté en claro aumento. Al ser máquinas rotativas presentan una clara ventaja frente a los motores alternativos, por la ausencia de movimientos alternativos y de rozamientos entre superficies sólidas (como las que se dan entre pistón y camisa), lo que se traduce en menores problemas de equilibrado y menores consumos de aceite lubricante, que además no están en contacto con superficies calientes ni con productos de combustión. Comparadas con las turbinas de vapor, las turbinas de gas apenas tienen necesidades de refrigeración, lo que facilita enormemente su instalación. Además, su baja inercia térmica les permite alcanzar su plena carga en tiempos muy bajos, lo que las hace ideales para determinadas aplicaciones en las que se requiere variaciones de carga rápidas (regulación de red o abastecimiento de picos de demanda). Esta simplicidad comparada con turbinas de vapor y con motores alternativos otorga a las turbinas de gas dos ventajas adicionales: un mantenimiento sencillo comparado con otras máquinas térmicas y una elevada fiabilidad. En efecto, la reducción de las necesidades de lubricación y refrigeración, la continuidad del proceso de combustión y la ausencia de movimientos alternativos hace que la probabilidad de fallo disminuya. Una instalación de generación eléctrica basada en una turbina de gas puede alcanzar con facilidad valores de disponibilidad superiores al 95% y valores de fiabilidad cercanos al 99% si la instalación está bien diseñada, bien construida, bien operada y con un adecuado nivel de mantenimien mantenimiento. to.

 

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No obstante, también tienen algunos inconvenientes importantes, entre los que hay que destacar dos: la alta velocidad de rotación y su bajo rendimiento (30-35%) comparado con los motores alternativos diésel (algunos desarrollos ya alcanzan el 50% de rendimiento) o con las turbinas de vapor (valores del 40% son muy normales). Normalmente se entiende por turbina de gas el conjunto formado por los siguientes elementos: Compresor, responsable de la elevación de presión del fluido de trabajo Sistema de aporte de calor al fluido Elemento expansor, o turbina propiamente dicha. Sus aplicaciones son muy variadas, siendo su campo de aplicación el más amplio entre los motores térmicos. Inicialmente se utilizaron para la realización de trabajo mecánico. Posteriormente se trasladaron al campo de la aeronáutica como elemento propulsor, sobre todo a partir de la segunda guerra mundial. Más tarde se utilizaron como elemento motor para la generación de energía eléctrica, aplicación para la que se han desarrollado modelos específicos que han tratado de adaptarse a las exigencias de ese mercado. La posibilidad de aprovechar el calor de los gases de escape para producir vapor aprovechable en la industria como energía térmica o para producir más energía eléctrica (en los denominados ciclos combinados gas-vapor) han provocado una auténtica revolución en el mercado de la generación eléctrica, donde la turbina de vapor ha sido la reina indiscutible durante muchos años. También se aplica con gran éxito como planta propulsora de aeronaves, barcos y vehículos terrestres tales como trenes y vehículos de calle, dada la importante característica que presenta ésta máquina en cuanto a la relación potencia / peso y tamaño que la distingue fundamentalmente de otras máquina térmicas.

 

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Fig 2. Esquema termodinámico básico de una unidad turbogas

VENTAJAS DE LA TURBINA A GAS: Muy buena relación potencia vs. peso y tamaño(grandes potencias en ´pequeños espacios)   Bajo costo de instalación. ( U$ 70,000 por MW)   Rápida puesta en servicio.   Es una máquina rotante (no tiene movimientos complejos como son los movimientos roto   alternativos de los motores de combustión interna). Al ser una máquina rotante el equilibrado de la misma m isma es prácticamente perfecto y simple, a   diferencia de máquinas con movimiento alternativos. ( rotaciones entre 3,000 y 30,000 rpm) Menos piezas en movimiento (comparado con los motores de combustión interna).   Menores pérdidas por rozamiento al tener menores piezas en movimiento.   Sistema de lubricación más simple por lo expresado anteriormente.   Bajas presiones de trabajo (es la máquina m áquina térmica que funciona a más baja presiones).   El proceso de combustión es continuo y se realiza a presión constante en la cámara de   combustión (diferente a los motores de combustión interna). Pocos elementos componentes: compresor, cámara/s de combustión y turbina propiamente   dicha. No necesitan agua (diferente a las turbinas a vapor que requieren de un condensador y una   torre de enfriamiento).   Permiten emplear diferentes tipos de combustibles combustibles como kerosene, kerosene, GLP, Turbo Jet, Jet, gas 

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natural, gasolinas sintéticas, biodiesel, biod carbónenpulverizado, pulveriz gases de combustión no corroan los álabes oiesel, se depositen ellos. ado, siempre que los gases El par motor es uniforme y continuo (no necesita volante).

DESVENTAJAS DE LA TURBINA A GAS: Alta pérdida de calor al ambiente que se traduce por la alta temperatura de salida de los   gases de escape por chimenea, entre 495°C a 560 °C.   Gran parte de la potencia generada por la turbina es demandada por el compresor axial, en el orden de las ¾ partes, o sea un 75% de la potencia total de la turbina. 

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HISTORIA Y EVOLUCION DE LAS TURBINAS A GAS: La primera referencia al fenómeno en que se basa la turbina hay que buscarla en el año 150   

A.C de manos del filósofo egipcio Hero, que ideó un pequeño juguete llamado Aeolipilo, que

 

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giraba a partir del vapor generado en una pequeña caldera. El juguete era una pura elucubración mental, pues no se tiene constancia de que jamás fuera construido. En 1687 Isaac Newton anuncia sus leyes del movimiento. Entre ellas, la tercera ley   anunciaba que existe un equilibrio entre acción y reacción: «para cada acción habrá una reacción de la misma fuerza e intensidad pero de sentido opuesto». Cuando las fuerzas se equilibran, son iguales en todas las direcciones. Pero al pinchar el globo o soltar la boquilla ocurre una acción que desequilibra el sistema. La primera turbina de gas realmente construida fue concebida por J.F. Stolze en 1872 a   partir de una patente de Fernlhougs, y construida realmente entre 1900 y 1904. Constaba de un compresor axial multietapa, un intercambiador de calor que precalentaba el aire antes de entrar en la cámara de combustión, utilizando los gases de escape de la turbina para este fin, y una turbina de expansión multietapa. A pesar de lo genial del diseño, el poco éxito fue debido al bajo rendimiento tanto del compresor como de la turbina, por las bajas relaciones de compresión y la baja temperatura máxima alcanzada en función de los materiales disponibles en la época. Los primeros turbocompresores axiales de rendimiento aceptable aparecen en 1926, A. A.   Griffith establece los principios básicos de su teoría del perfil aerodinámico para el diseño de compresores y turbinas, y es a partir de aquí cuando se emprende el desarrollo de los compresores axiales.   Hasta 1937 todos los desarrollos de turbinas de gas tenían una finalidad industrial, y no conseguían competir con los motores alternativos a pistón, debido siempre a su bajo rendimiento máximo (20%). Pero sus características de bajo peso y pequeño volumen hicieron que un poco antes del inicio de la segunda guerra mundial comenzara el desarrollo de turbinas para uso aeronáutico. Así, Whittle en Gran Bretaña en 1930 concibió y patentó el uso de un reactor como medio de propulsión. Alemania, por su parte, también desarrolló en paralelo su primer motor a reacción para   aviación. En 1939 Heinkel hizo volar el primer avión utilizando un motor a reacción de gas. No obstante, con las mayores velocidades alcanzables aparecieron nuevos problemas aerodinámicos que tuvieron que ir solucionándose. Hasta el final de la guerra (1944-1945) no se consiguió que un avión propulsado consiguiera volar de forma eficiente. En España, la primera turbina de gas de gran tamaño (260 MW) se puso en marcha en el año   2002, arrancando la era de las centrales térmicas de ciclo combinado que ya había comenzado hacía tiempo en otros países. Este uso masivo del motor de reacción unido a los nuevos conocimientos de aerodinámica   permitió el desarrollo de turbomáquinas con alto rendimiento. De esta forma, a partir de los años 60 el uso del reactor se generalizó y en la década de los70 prácticamente toda la aviación de gran potencia era impulsada por las turbinas. El desarrollo de la turbina de gas ha tenido históricamente, pues, tres obstáculos que han   dificultado y ralentizado su desarrollo: La relación de compresión del compresor y su rendimiento. r endimiento.   La resistencia de los materiales para poder usar altas temperaturas en la cámara de   combustión y en las primeras etapas de la turbina. En menor medida, la dificultad para controlar todo el sistema de forma manual.   El desarrollo de la turbina de gas sólo ha sido posible tras desarrollar un compresor axial a partir de la mejora de conceptos aerodinámicos, que han permitido altas relaciones de compresión. El segundo de los pilares ha sido la innovación tecnológica en el campo de los materiales, con el desarrollo de nuevas aleaciones monocristal y recubrimientos cerámicos. Esto, unido un profundo estudio de la refrigeración interior del alabe ha permitido alcanzar temperaturas muy altas tanto en cámara de combustión como en las primeras ruedas de álabes. 

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La tercera de las claves ha sido el desarrollo de la informática. El empleo de ordenadores ha permitido por un lado poder simular determinadas condiciones y comportamientos, para así mejorar los diseños. Por otro, ha permitido desarrollar sistemas de control que permiten de forma muy sencilla para el operador arrancar, parar y vigilar los principales parámetros de operación de la máquina minuto a minuto, y además pueden diagnosticar el estado técnico del equipo y predecir futuros fallos.

2.  TIPOS DE TURBINAS DE GAS Las turbinas de gas son equipos capaces de transformar la energía química contenida en un combustible en energía mecánica, ya sea para su aprovechamiento energético o como fuerza de impulso de aviones, automóviles o barcos. En este artículo prestaremos atención a su papel como productor comercial de electricidad., ya sea de forma independiente, en cogeneración  junto con turbinas de vapor, vapor, o en diseños híbridos con otras tecnol tecnologías ogías renovables. Pueden clasificarse según el origen de su desarrollo, por el diseño de su cámara de combustión y por su número de ejes.   Turbina de gas aeroderivadas: aeroderivadas: Provienen del diseño de turbinas de para fines aeronáuticos, pero adaptadas a la producción de energía eléctrica en plantas industriales o como micro turbinas. Sus principales características son su gran fiabilidad y su alta relación potencia/peso, además cuentan con una gran versatilidad de operación y su arranque no es una operación tan crítica como en otros tipos de turbinas de gas. Pueden alcanzar potencias de hasta 50 MW, moviendo

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los gases a una gran velocidad, pero bajo caudal. Su compacto diseño facilita las operaciones de sustitución y mantenimiento, lo que hace viable que se lleven a cabo revisiones completas en menores intervalos de tiempo.

Fig 3 . Turbinas aeroderivativas  

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Turbina de gas industriales o heavy duty: La duty:  La evolución de su diseño se ha orientado siempre a la producción de electricidad, buscándose grandes potencias y largos periodos de operación a máxima carga sin paradas ni arranques continuos. Su potencia de diseño puede llegar a los 500 MW, moviendo grandes cantidades de aire a bajas velocidades, que pueden aprovecharse en posteriores aplicaciones de cogeneración. Su mantenimiento debe realizarse in si-tu debido a su

 

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gran tamaño y peso, buscándose alargar lo más posible en el tiempo las revisiones completas del equipo.

Fig. 4. Turbinas de gas para generación de potencia

Las turbinas de gas aeroderivadas presentan un diseño que les permite ser más pequeñas y ligeras. Presentan una ventaja de rendimiento r endimiento en ciclo simple frente a las de tipo heavy duty, con rendimientos alrededor de 5 a 8 % superiores, debido a que la temperatura de los gases de escape de las heavy duty es superior a la de los gases de escape de las aeroderivadas. Sin embargo, esta mayor temperatura de los gases de escape es la responsable de que en configuraciones de planta planta de ciclo combinado, combinado, las heavy duty obtengan rendimi rendimientos entos superiores  a las aeroderivadas    

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Turbina de cámara de combustión tipo silo: En silo:  En estos diseños la cámara aparece dispuesta sobre la parte superior de la turbina. Los inyectores se instalan atravesando el techo superior de la cámara, y los gases de escape llegan a la turbina de expansión por una abertura inferior conectada a ésta. Su diseño no está muy expandido, y se restringe a turbinas de H 2  y otros combustibles experimentales.

 

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Fig.5 . Turbinas de gas de cámara de combustión combustión tipo silo  

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Turbina de cámara de combustión anular:  anular:   En este caso la cámara consiste en un cilindro orientado axialmente instalado alrededor del eje. Tiene un único tubo de llama y entre 15 y 20 inyectores. Consiguen una buena refrigeración de los gases de combustión y bajas perdidas de carga, aunque su distribución de temperaturas y mezcla combustible/comburente es menos uniforme en cámaras tuboanulares. Este diseño se utiliza por los fabricantes Alstom y Siemens, yque en general en turbinas aeroderivadas.

. Fig .6 Turbinas de gas de cámara de combustión anular anular  

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Turbina de cámara de combustión tubo anular: Una anular:  Una serie de tubos distribuidos alrededor del eje de forma uniforme conforman este diseño de cámara de combustión. Cada una posee un único inyector y bujía. Tienen mejor resistencia estructural que las anulares, pero menor rendimiento y mayor peso. Además si una de ellas deja de funcionar y no es detectado, pueden producirse grandes diferencias de temperaturas en la estructura. La pieza de transición, que es la que recoge todos los gases de combustión para dirigirlos a la turbina de expansión, es una parte

 

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delicada de la instalación. Esta tecnología es utilizada en sus diseños por Mitsubishi y General Electric.

Fig .7 Turbinas de gas de cámara de combustión tubo anular  

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Turbina monoeje: El monoeje: El compresor, turbina de expansión y generador giran de forma solidaria con un único eje de rotación. La velocidad de giro es en la inmensa mayoría de los casos de 3000 rpm, forzado por la frecuencia que debe tener el rotor del generador eléctrico al verter a la red general (50 Hz). Es el diseño usual en las grandes turbinas comerciales de generación eléctrica.

Fig .8 Turbinas Turbinas de gas monoeje  

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Turbina multieje:  multieje:  La turbina de expansión se encuentra dividida en 2 secciones, la primera o turbina de alta presión, se encuentra unida al compresor axial al que proporciona la potencia

 

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necesaria para su funcionamiento. La segunda sección comparte eje con el generador, aprovechándose la energía transmitida en la generación de electricidad. Esta tecnología es utilizada en aeroderivadas y turbinas de pequeña potencia, y ofrece un mejor comportamiento frente a variaciones de carga.

Fig .8 Turbinas Turbinas de gas monoeje 3.  3.  PRINCIPIOS DE FUNCIONAMIENTO Una turbina de gas es un motor térmico rotativo de combustión interna, donde a partir de la energía aportada por un combustible se produce energía mecánica y se genera una importante cantidad de calor en forma de gases calientes y con un alto porcentaje de oxígeno.

Fig 9.Principio de funcionamiento funcionamiento

 

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La máquina sigue un ciclo abierto, puesto que se renueva continuamente el fluido que pasa a través de ella. El aire es aspirado de la atmósfera y comprimido para después pasar a la cámara de combustión, donde se mezcla con el combustible y se produce la ignición. Los gases calientes, producto de la combustión, fluyen a través de la turbina. Allí se expansionan y mueven el eje, que acciona el compresor de la turbina y el alternador. Las pérdidas de energía se desprenden en forma de calor que hay que evacuar del sistema. Normalmente no son superiores al 3% de la energía aportada.

4.  4.  RENDIMIENTO DE TURBINAS DE GAS Una turbina de gas simple está compuesta de tres secciones principales: un compresor, un quemador y una turbina de potencia. Las turbinas de gas operan en base en el principio del ciclo Brayton, en donde aire comprimido es mezclado con combustible y quemado bajo condiciones de presión constante. El gas caliente producido por la combustión se le permite expanderse a través de la turbina y hacerla girar para llevar a cabo trabajo. En una turbina de gas con una eficiencia del 33%, aproximadamente 2/3 del trabajo producido se usa comprimiendo el aire. El otro 1/3 está disponible para generar electricidad, impulsar un dispositivo mecánico, etc. Una variación del sistema de turbina simple (Brayton) es el de añadir un regenerador. El regenerador es un intercambiador de calor que aprovecha la energía de los gases calientes de escape al precalentar el aire que entra a la cámara de combustión. Este ciclo normalmente es utilizado en turbinas que trabajan con bajas presiones. Ejemplos de turbinas que usan este ciclo son: la Solar Centaur de 3500 hp hasta la General Electric Frame 5 de 35000 hp. Las turbinas de gas con altas presiones de trabajo pueden utilizar un interenfriador para enfriar el aire ente las etapas de compresión, permitiendo quemar más combustible y generar más potencia. El factor limitante para la cantidad de combustible utilizado es la temperatura de los gases calientes creados por la combustión, debido a que existen restricciones a las temperaturas que pueden soportar los alabes de la turbina y otras partes de la misma. Con los avances en la Ingeniería de los materiales, estos límites siempre van aumentando. Una turbina de este tipo es la General Electric LM1600 versión marina. Existen también turbinas de gas con varias etapas de combustión y expansión y otras con interenfriador y regenerador en el mismo ciclo. Estos ciclos los podemos ver a continuación:

Fig 10.Turbina a gas con recalentamiento

 

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Fig 11.Turbina a gas con interenfriamiento

Fig 12.Turbina a gas con ciclo simple abierto

El ciclo de Brayton de aire normal, es el ciclo ideal de una turbina de gas simple. El ciclo abierto de una turbina de gas simple, que utiliza un proceso de combustión interna se puede observar en la gráfica siguiente. Cabe anotar que también existe un ciclo cerrado teórico de una turbina de gas simple. En esta gráfica podemos observar el compresor, la cámara de combustión, la turbina, el aire y combustible en el ciclo abierto Brayton. El rendimiento del ciclo de Brayton de aire normal se encuentra como sigue.

sin embargo notamos que,

 

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El rendimiento del ciclo de Brayton de aire normal es, por lo tanto, una función de la relación isentrópica de presión. El rendimiento aumenta con la relación de presión, y esto es evidente en el diagrama T-s ya que al ir aumentando la relación de presión, se cambiará el ciclo de 1-2-3-4-1 a 1-2’-3’-4-1. El último ciclo tiene mayor suministro de calor y la misma cantidad de calor cedido, que el ciclo original, y por tanto, tiene mayor rendimiento; advierta, sin embargo, que el último ciclo tiene una temperatura máxima (T3’) más alta que la del ciclo (T3). En la turbina de gas real,

la temperatura máxima del gas que entra a la turbina es determinada por consideraciones metalúrgicas. Por lo tanto si fijamos la temperatura T3 y aumentamos la relación de presión, el ciclo resultante es 1-2’-3’’-4’’-1. Este ciclo tendrá un rendimiento más alto que el del ciclo original, pero, de esta manera, cambia el trabajo por kilogramo de substancia de trabajo. Con el advenimiento de los reactores nucleares, el ciclo cerrado de la turbina de gas ha cobrado gran importancia. El calor se transmite ya sea directamente o a través de un segundo fluido, del combustible en el reactor nuclear a la substancia de trabajo en la turbina de gas; el calor es cedido de la substancia de trabajo al medio exterior. La turbina de gas real, difiere principalmente del ciclo ideal a causa de las irreversibilidades en el compresor y en la turbina y debido al descenso de presión en los pasos de flujo y en la cámara de combustión (o en el cambiador de calor en una turbina de ciclo cerrado). Los rendimientos del compresor y de la turbina están definidos en relación a los procesos isentrópicos. Los rendimientos son los siguientes:

CICLO DE UNA TURBINA DE GAS SIMPLEMENTE CON REGENERADOR  REGENERADOR  El rendimiento del ciclo de una turbina de gas, puede mejorarse con la adición de un regenerador. Se puede observar el ciclo en la gráfica siguiente:

 

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Fig 13.Turbina a gas con regenerador Observe como el intercambiador de calor utiliza la energía en forma de calor de los gases de escape para calentar el aire de entrada a la cámara de combustión. Note que el ciclo 1-2x3-4-y -1, la temperatura de los gases que salen de la turbina en el estado 4, es más alta que la temperatura de los gases que salen del compresor: por lo tanto puede transmitirse calor de los gases de salida a los gases de alta presión que salen del compresor; si esto se realiza en un intercambiador de calor de contracorriente, conocido como regenerador, la temperatura de los gases que salen del regenerador Tx’ pueden tener en el caso ideal, una

temperatura igual a T4, es decir, la temperatura de los gases de salida de la turbina. En este caso la transmisión de calor de la fuente externa sólo es necesaria para elevar la temperatura desde Tx hasta T3 y esta transmisión de calor está representada por el área x-3-d-b-x; el área y-1-a-c-y y representa el calor cedido. La influencia de la relación de presión en el ciclo simple de una turbina de gas con regenerador, se ve al considerar el ciclo 1-2’-3’-4-1; en este ciclo, la temperatura de los gases de salida de la turbina es exactamente igual a la temperatura de los gases que salen del compresor; por lo tanto, aquí no hay posibilidad de utilizar un regenerador. Esto puede verse mejor al determinar el rendimiento del ciclo de gas ideal de la turbina con regenerador. El rendimiento de este ciclo con regeneración se encuentra como sigue, donde los estados son:

Pero para el regenerador ideal, T4 = Tx y por lo tanto qH = wt; de donde,

 

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Vemos, así, que para el ciclo ideal con regeneración el rendimiento térmico depende no sólo de la relación de presión, sino también de la relación de la mínima a la máxima temperaturas. También notamos que, en contraste con el ciclo de Brayton, el rendimiento disminuye al aumentar la relación de presión. El rendimiento térmico contra la relación de presión, para este ciclo.

La efectividad o rendimiento de un regenerador está dada por el término rendimiento del regenerador; El estado x representa a los gases de alta presión que salen del regenerador. En el regenerador ideal habría una diferencia infinitesimal de temperaturas entre los dos flujos y los de alta presión saldrían del regenerador a la temperatura Tx’ pero T3’ = T4. En el regenerador real que debe operar a una diferencia de temperaturas finita Tx y, por lo tanto, la temperatura real que sale del regenerador, es menor que Tx’. El rendimiento del regenerador se define como, 

Si suponemos el calor que el calor específico es constante, el rendimiento del regenerador también está dado por la relación

Es bueno señalar que se puede alcanzar un rendimiento alto usando un regenerador con una gran área de transmisión de calor; sin embargo, esto también incrementa el descenso de presión, que representa una pérdida, y tanto el descenso de presión como el rendimiento del regenerador, deben considerarse para determinar que regenerador dará el máximo rendimiento térmico del ciclo. Desde el punto de vista económico, el costo del regenerador debe tomarse en cuenta para saber si justifica el ahorro que se obtendrá con su instalación y uso.

5.  5.  PRINCIPALES PARTES TURBINAS  

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Las turbinas de gas pueden dividirse en seis grandes partes principales: Compresor Cámara de combustión

 

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Turbina de expansión Carcasa Además cuenta con una seria de sistemas auxiliares necesarios para su funcionamiento, como son la casa de filtros, cojinetes, sistema de lubricación, recinto acústico, bancada, virador, etc.

 

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COMPRESOR: Su función consiste en comprimir 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, alrededor de 20 para una razón de compresión de 1:30, comparada con la turbina de expansión. Su funcionamiento consiste en empujar el aires a través de cada etapa de alabes por un estrechamiento cada vez mayor, al trabajar t rabajar en contra presión es un proceso que consume mucha energía, llegando a significar hasta el 60% de la energía producida por la turbina. Para disminuir la potencia necesaria para este proceso, puede optarse por un diseño que enfríe el aire en etapas intermedias, favoreciendo su compresión, aunque reduce la eficiencia de la turbina por la entrada más fría del aire en la cámara de combustión. El control de la admisión de aire en el compresor puede realizarse según dos posibilidades. Turbinas monoeje: monoeje: El compresor siempre gira a la misma velocidad, que viene dada por el generador, y por lo tanto absorbe la misma cantidad de aire. El trabajo para comprimir ese aire es el mismo, tanto si trabajamos a carga máxima como si trabajamos a cargas más bajas, y por lo tanto producimos menos potencia. En este caso las primeras etapas diseñan con geometría variable, dejando pasar más o menos aire según su posición relativa, y por lo tanto consumiendo menos potencia. Turbinas multieje: En multieje: En este caso como la velocidad de giro del compresor es independiente del generador, la velocidad de rotación del compresor puede regularse para una admisión adecuada de aire para cada momento.

CÁMARA DE COMBUSTIÓN: A pesar de los distintos tipos de cámaras de combustión todas ellas siguen un diseño general similar. Cuanto mayor sea la temperatura de la combustión tanto mayor será la potencia que podamos desarrollar en nuestra turbina, es por ello que el diseño de las cámaras de combustión esta enfocado a soportar temperaturas máximas, superiores a los 1000 ºC, mediante recubrimientos cerámicos, pero a su vez evitar que el calor producido dañe otras partes de la turbina que no está diseñadas para soportar tan altas temperaturas. Están diseñadas mediante una doble cámara: Cámara interior:  interior:  Se produce la mezcla del combustible, mediante los inyectores, y el comburente, que rodea y accede a ésta mediante distribuidores desde la cámara exterior en 3 fases. En la primera se da la mezcla con el combustible y su combustión mediante una llama piloto, en el paso posterior se introduce una mayor cantidad de aire para asegurar la combustión completa, y por último y antes de la salida de los gases a la tur bina de expansión se introduce el resto del aire comprimido para refrigerar los gases de escape y que no dañen las estructuras y equipos posteriores. Cámara exterior: Se exterior: Se ocupa de recoger el comburente, aire, proveniente del compresor, hacerlo circular por el exterior de la cámara interior para refrigerar los paneles cerámicos, y a su vez distribuir la entrada de aire a la cámara interior de forma adecuada.

 

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TURBINA DE EXPANSIÓN: Está diseñada 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. Suele estar compuesta por 4 o 5 etapas, cada una de ellas integrada por una corona de alabes con un adecuado diseño aerodinámico, que son los encargados de hacer girar el rotor al que están unidos solidariamente. Además de estos, hay antes de cada etapa un conjunto de alabes fijos sujetos a la carcasa, y cuya misión es redireccionar 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.

CARCASA: La carcasa protege y aisla el interior de la turbina pudiéndose dividir en 3 secciones longitudinales: compresor: Está compuesta por una única capa para soporte de los alabes fijos y   Carcasa del compresor: para conducción del aire de refrigeración a etapas posteriores de la turbina de gas.   Carcasa de la cámara de combustión: Tiene combustión:  Tiene múltiples capas, para protección térmica, mecánica y distribución de aire para las 3 fases en que se introduce el aire en la combustión. expansión: Cuenta al menos con 2 capas, una interna de sujeción de los   Carcasa de la turbina de expansión: Cuenta alabes fijos y otra externa para la distribución del aire de refrigeración por el interior de los alabes. Debe también de proveer protección térmica frente al exterior. 

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OTROS COMPONENTES DE LA TURBINA DE GAS: Casa de filtros: Se filtros: Se encarga del filtrado del aire de admisión que se introduce al compresor, se componen de 2 primeras fases de filtrado grosero, y una última con filtro de luz del orden de las 5 micras. En este proceso se puede aplicar diferentes tecnologías para aumentar la humedad y disminuir la temperatura del aire. Cojinetes: Pueden Cojinetes:  Pueden ser radiales o axiales, según sujeten el desplazamiento axial o el provocado por el giro del eje. En ambos casos la zona de contacto esta revestida por un material especial antifricción llamado material Babbit, el cual se encuentra su vez lubricado. En los cojinetes axiales el contacto se realiza en un disco anillado al eje y se montan con un sensor de desplazamiento longitudinal, y en los radiales el contacto es directamente sobre el eje y se utilizan 2 sensores de desplazamiento montados en ángulo para detectar vibraciones. Sistema de lubricación:  lubricación:  Puede contener hasta 10.000 litros de aceite en grandes turbinas de generación eléctrica, su misión es tanto el refrigerar como mantener una película de aceite entre los mecanismos en contacto. El sistema de lubricación suele contar con una bomba mecánica unida al eje de rotación, otra eléctrica y otra de emergencia, aunque en grandes turbinas desaparece la turbina mecánica por una turbina eléctrica extra. Entre sus componentes principales están el sistema de filtros, el extractor de vahos inflamables, refrigerador, termostato, sensor de nivel, presostato, etc.

 

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Recinto acústico: Recubre acústico: Recubre todos los sistemas principales de la turbina, y su función es aislarla de las inclemencias del tiempo y a su vez aislar al exterior del ruido. Debe contar con un sistema contraincendios y de ventilación. Bancada:   Se construye en cemento para soportar la estructura de la turbina, con una Bancada: cimentación propia para que no se transmitan las vibraciones propias del funcionamiento de la turbina al resto de los equipos de la planta. Virador: El Virador:  El sistema virador consiste en un motor eléctrico o hidráulico (normalmente el segundo) que hace girar lentamente la turbina cuando no está en funcionamiento. Esto evita que el rotor se curve, debido a su propio peso o por expansión térmica, en parada. La velocidad de este sistema es muy baja (varios minutos para completar un giro completo de turbina), pero se vuelve esencial para asegurar la correcta rectitud del rotor. Si por alguna razón la turbina se detiene (avería del rotor, avería de la turbina, inspección interna con desmontaje) es necesario asegurar que, antes de arrancar, estará girando varias horas con el sistema virador.

6.  6.  CASA DE FILTROS La casa de filtros (filter house, en su denominación usual) es el elemento que sirve de soporte a los filtros. Su gran tamaño, que tiene su origen en la necesidad de tener una gran superficie frontal, hace que sea uno de los elementos más visible y significativo de una instalación con turbina de gas.

Fig 14. La casa de filtros de una turbina de gas de una central eléctrica es uno de los elementos distintivos

que mejor se identifican desde el exterior, por su gran tamaño. La casa de filtros de la fotografía corresponde a una turbina de 260 MW de potencia.

 

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Fig 15. Casa de filtros de una turbina empleada en una planta de cogeneración.  Además de servir de elemento soporte a los filtros, para garantizar que el aire que llega al interior de la turbina es aire filtrado, debe ser completamente estanco. Para ello, todos los huecos, uniones y soldaduras deben haber sido realizadas con el esmero necesario, teniendo en cuenta que un fallo en la estanqueidad provocará gravísimos problemas de funcionamiento. En este sentido, las bocas de hombre (aperturas practicadas para facilitar el acceso a determinadas partes internas) o las puertas de acceso tienen que ser suficientemente estancas, y deben permanecer cerradas durante el tiempo de funcionamiento de la turbina. En este sentido es importante verificar frecuentemente los siguientes puntos:  

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Todas las juntas de estanqueidad de puertas deben estar en buen estado, y debe realizarse una inspección periódica minuciosa Todas las juntas de las bocas de hombre deben estar en buen estado, e incluso es aconsejable sustituirlas cada vez que se abren o cierran. Es conveniente verificar al menos una vez al año toda la estructura de la casa de filtros, para asegurar la ausencia de agujeros provocados por fallos en soldaduras de unión, remaches o corrosión de la estructura Debe repararse inmediatamente cualquier síntoma de corrosión que se detecte

7.  7.  COMPRESOR AXIAL El desarrollo del compresor axial se impulsó a partir de 1926, gracias a la teoría del perfil aerodinámico expuesta por A.A. Griffith, lo que permitió pasar de los modestos rendimientos que tenían estos compresores en relación a los centrífugos (apenas alcanzaban el 55%) a

 

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rendimientos más parecidos a los actuales, superando ya entonces el70-80%. Hoy se sobrepasa con facilidad el 85%. En los compresores de este tipo la corriente de aire fluye en dirección axial, a través de una serie de álabes móviles situados en el rotor y de otros fijos situados en la carcasa o estator, concéntricos todos ellos al eje de rotación. A diferencia de la turbina, que también emplea álabes fijos y móviles, el recorrido de la corriente de un compresor axial va disminuyendo de área de su sección transversal, en la dirección de la corriente en proporción a la reducción de volumen del aire según progresa la compresión de escalón a escalón. El aire al salir del compresor pasa a través de un difusor que lo prepara para entrar a la cámara de combustión.

Fig 16. Compresor experimental de Alstom de 14 etapas. Pueden apreciarse las tres primeras etapas variables en el estator, accionadas mediante palancas exteriores. Cortesía de Alstom.

LA FUNCIÓN DEL COMPRESOR El compresor es el primer elemento que forma parte de la turbina de gas propiamente dicha. Su función es aumentar la presión del aire de admisión que proporciona el oxígeno comburente para la cámara de combustión en relaciones de compresión que oscilan entre 1:15 y 1:30.

 

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En el compresor se realiza la primera transición indicada por el ciclo Brayton: la compresión, idealmente isoentrópica. isoentrópica. Como puede apreciarse en la figu figura ra 2, la presión y la temperatura aumentan, disminuye el volumen y la entropía se mantiene constante (en condiciones ideales):

Fig 16.La primera etapa del Ciclo Brayton ideal  Básicamente existen dos tipos de compresores: los centrífugos y los axiales. En los primeros, la corriente de salida es perpendicular a la de entrada. En los segundos, ambas corrientes son paralelas al eje de rotación. A pesar de que los primeros tienen saltos de presión mayores, las ventajas de los compresores axiales y su facilidad de integración en el conjunto de la turbina hace que estos sean preferibles a los centrífugos. El problema principal de su baja relación de compresión se soluciona fácilmente colocando múltiples etapas. Cada etapa impulsa el aire hacia la etapa siguiente, aumentando su presión en una relación de compresión por etapa que oscila entre 1:1,15 y 1:1,35, 1 :1,35, hasta conseguir la relación de presión deseada El diseño de los turbocompresores axiales entraña una gran dificultad ya que el diseño de los álabes responde a estrictos criterios aerodinámicos. EL FUNCIONAMIENTO DEL COMPRESOR DE FLUJO AXIAL: ALABES DEL ROTOR Y ÁLABES DEL ESTATOR El compresor de flujo axial consta de múltiples rotores a los que están fijados los álabes cuyo perfil es aerodinámico. El rotor gira accionado por la turbina, de manera que el aire es aspirado continuamente hacia el compresor, dónde es acelerado acelerado por los álabes rotativos y barrido hacia la hilera adyacente de de los álabes del estator. estator. Este movimiento, por tratarse los álabes de perfiles aerodinámicos, crea una baja presión en el lado convexo (extrados o lado de succión) y una zona de alta presión en el lado cóncavo (intrados o lado de presión). El aire, al pasar por los álabes, sufre un aumento de velocidad sobre la parte convexa inicial del perfil, para reducirse luego cuando prosigue el movimiento hacia el borde de salida. Ocurre por lo tanto un proceso de difusión. Este proceso se desarrolla a lo largo de todas las etapas que componen el compresor. La elevación de presión del flujo de aire se debe a este proceso de difusión, que tiene lugar en los pasajes de los álabes del rotor y en un proceso similar realizado en los álabes del estator. El

 

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estator sirve además para corregir la deflexión dada al aire por los álabes del rotor y para que el aire pueda presentar el aire con el ángulo correcto a la siguiente etapa, hacia la próxima etapa de los álabes del rotor. La última hilera de los álabes del estator actúan como “enderezadores del aire” a fin de limitar la turbulencia de manera que el aire ingrese al sistema de combustión a una

velocidad axial suficientemente uniforme. A través de cada etapa el aumento de presión es muy pequeño, entre 1:1,15 y 1:1,35. La razón que motiva tan pequeño aumento de presión es que si se desea evitar el desprendimiento de la capa límite y la consiguiente entrada en pérdida aerodinámica de los álabes, el régimen de difusión y el ángulo de incidencia deben mantenerse dentro de ciertos límites. La pequeña elevación de presión en cada etapa, junto con la trayectoria uniforme del flujo de aire, contribuye a lograr la alta eficiencia del compresor axial.

Fig 17 Configuración alabes del compresor 

 

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Fig 18 A medida que el aire avanza a través de las diferentes etapas del compresor la densidad del aire aumenta, a la vez que la presión.desde Para el mantener la velocidad del presión aire a medida que se incrementa su densidad, extremoconstante de baja presión hacia elaxial de alta existe una reducción gradual en el área anular de circulación de aire, entre el eje del rotor y el alojamiento del estator. Es posible disminuir el área anular de circulación por aumento gradual del diámetro del rotor, por disminución del diámetro de la carcasa, o por una combinación de ambos. En todas las turbinas habituales en centrales eléctricas se trata de compresores multietapa centrífugos de flujo axial, esto es, paralelo al eje. Cada etapa impulsa el aire hacia la etapa siguiente, aumentando su presión en una relación de compresión por etapa que oscila entre 1:1,5 y 1:2,5 ASPECTOS A TENER EN CUENTA EN EL DISEÑO DE COMPRESORES AXIALES AXIALES   La velocidad tangencial del extremo del álabe: el número Mach La velocidad extremo ondas del álabe del rotor. las cercaníaspara o más allá de la velocidad deltangencial sonido sedel producen de choque muyEnperjudiciales la estructura mecánica del compresor. De hecho, esa limitación constituye una de las principales limitaciones para construir turbinas más potentes. La velocidad del sonido depende de la temperatura y la presión, por lo que para facilitar el estudio, entre otros, del comportamiento de un objeto moviéndose a altas velocidades se define el número de Mach como la relación existente entre la velocidad de un objeto en unas condiciones de presión y temperatura determinadas y la velocidad del sonido en esas mismas condiciones:

 

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Así, se definen 4 posibles velocidades: Velocidad subsónica, M < 0,7 Velocidad transónica 0,7 < M < 1,2 Velocidad supersónico 1,2 < M < 5 Velocidad hipersónico M > 5 Se denomina Mach crítico al número de Mach de un objeto moviéndose en el seno de un fluido en el que el punto de máxima velocidad local del fluido (aire) que le rodea alcanza la velocidad del sonido. Esto último equivale a que en dicho punto (el punto de máxima velocidad local del aire) se alcanza un Mach igual a 1. Hay que tener en cuenta que el aire y el álabe se mueven en direcciones diferentes, por lo que la velocidad a la que el álabe ‘ve’ el aire es superior a su

movimiento tangencial. El número Mach de una turbina se sitúa en torno a 0,7. La velocidad tangencial del extremo de un álabe nunca puede superar esa velocidad, ya que se producen unas peligrosas ondas de choque y una importante pérdida de rendimiento del compresor, lo que constituye una limitación importantísima para construir ruedas de álabes de mayor tamaño o, siendo de pequeño tamaño, para que giren a mayor velocidad. Compresor a diferentes velocidades 

Otro efecto a tener en cuenta en el escalonamiento de un compresor y el diseño de sus etapas es que a determinadas velocidades las últimas etapas es posible que funcionen con bajo rendimiento y las primeras etapas trabajen sobrecargadas. Esto puede ser corregido ya sea con extracción de aire entre etapas o se puede conseguir mucha mayor flexibilidad y rendimiento partiendo el compresor en dos sistemas rotatorios completamente independientes mecánicamente, cada uno arrastrado por su propia turbina a velocidades diferentes. El compresor de alta presión tiene álabes más cortos que el de baja y es más ligero de peso. Puesto P uesto que el trabajo de compresión de compresor de alta trabaja a mayor temperatura que el de baja se podrán conseguir velocidades más altas antes de que las puntas de los paletas alcancen su límite de 0,7 Mach, ya que la velocidad del sonido aumenta con la temperatura. Por consiguiente el compresor de alta podrá rodar a mayor velocidad que el de baja. Comparación entre compresores axiales y turbinas axiales 

Un compresor axial simple suele estar constituido por múltiples etapas, tantas como sea necesario hasta alcanzar la relación de presión que se busca. Es interesante comparar el número de etapas que tiene un compresor axial con las de de una turbina axial: para la misma relación de presiones (el primero comprimiendo, la segunda expandiendo), el compresor necesita de muchas más etapas. Las diferencias provienen de los propios procesos del flujo; cuando el fluido se acelera rápidamente en un conducto sufre una pérdida moderada de presión de remanso, pero cuando experimenta una rápida deceleración, que provoca un gradiente adverso de presión, se puede producir desprendimiento del flujo y, en consecuencia, grandes pérdidas. Para limitar estas pérdidas, es necesario mantener la relación de deceleración del flujo a través de las coronas de álabes en valores bajos, circunstancia que implica el que para una relación de compresión dada, un compresor axial tenga muchos más escalonamientos que una turbina axial.

8.  8.  LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN Es un equipo térmico en donde donde tiene lugar lugar la combustión a presión constante constante del gas combustible junto con el aire. Esta combustión a presión obliga a que el combustible sea introducido a un nivel de presión adecuado, que oscila entre 7 y 50 bar.

 

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Debido a las altas temperaturas que pueden alcanzarse en la combustión y para no reducir demasiado la vida útil de los elementos componentes de la cámara, se trabaja con un exceso de aire alto, utilizando del 250 al 400% del aire a ire teórico necesario, con lo que se consigue por un lado reducir la temperatura de llama y por otro refrigerar las partes más calientes de la cámara. Parte del aire que procede del compresor, se dirige directamente hacia las paredes de la cámara de combustión para mantener su temperatura en valores convenientemente bajos. Otra parte se hace circular por el interior de los álabes de la turbina, saliendo por orificios en los bordes que crean una película sobre la superficie de los álabes. El calor se introduce en las turbinas de gas a través de la cámara de combustión. Esta cámara recibe el aire comprimido proveniente del compresor y lo envía a una elevada temperatura hacia la turbina expansora, idealmente sin pérdida de presión. De esta forma, la cámara de combustión es un calentador de aire donde el combustible, mezclado con mucha mayor cantidad de aire que lo que correspondería a una mezcla estequiométrica aire-gas. Existen varios tipos de cámaras de combustión, pero en general pueden agruparse en tres categorías: las anulares, las tuboanulares y las tipo silo. Una cámara de combustión de turbina de gas consta de: •  Un armazón exterior que resiste las presiones de los gases y que puede ser de acero ferrítico. •  Un armazón interior sometido a temperaturas elevadas que, al menos en su parte superior en las verticales, o donde van los quemadores en las horizontales, se debe construir de acero austenítico o de material refractario; la sustentación del armazón interior debe permitir la libertad de las dilataciones. Los principales factores a tener en cuenta en el diseño de la cámara de combustión de una turbina de gas, dependen de sus condiciones operativas, de entre las que podemos destacar las siguientes: La combustión tiene que ser estable, para permitir las fuertes variaciones de la relación airecombustible La velocidad del fluido oscila, en la mayor parte de los casos, entre 30 y 60 m/seg. En las turbinas de gas usadas en aviación, el problema de la estabilidad de la llama es aún más complejo, a causa de la variación de las presiones de combustión debido a la altura, a la velocidad de vuelo, y al grado gr ado de carga (despegue, ascensión, aproximación). En el proceso de inyección de aire se pueden distinguir tres fases que dan lugar a lo que se conoce Como aire primario, aire secundario y aire terciario. Aire primario: Corresponde aproximadamente con un 15% a 20% del aire total y se introduce alrededor del chorro de combustible creando una mezcla de aire-combustible relativamente rica con el objeto de obtener una temperatura elevada, necesaria para una combustión rápida. Aire secundario: Corresponde aproximadamente con un 30% del aire total; se introduce a través de orificios practicados en el tubo de llama para completar la combustión; para que el rendimiento sea elevado, hay que inyectar el aire en los puntos adecuados a fin de evitar que la llama se enfríe localmente dando lugar a una drástica disminución de la velocidad de combustión en esa zona. Aire terciario: El aire restante, 50% a 55%, se mezcla con los productos de la combustión en la zona de dilución, con el objeto de reducir su temperatura hasta la requerida a la entrada de la turbina. Hay que procurar una turbulencia suficiente para que las corrientes caliente y fría se

 

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mezclen a fondo y así conseguir una distribución de temperaturas a la salida prefijada de antemano.

LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN ANULAR La cámara de combustión anular es la solución adoptada principalmente por Alstom y Siemens para sus turbinas industriales, y en general, es la que suelen implementar la práctica totalidad de las turbinas aeroderivadas. Esta disposición supone que existe una única cámara en forma de anillo que rodea al eje del compresor-turbina; dicha cámara consta de un solo tubo de llama, también anular, y una serie de inyectores o quemadores, cuyo número puede oscilar entre 12 y 25 repartidos a lo lardo de todo la circunferencia que describe la cámara.

Fig 19 Cámara de combustión anular El aire entra en el espacio entre el interior de la cámara a través de los diferentes huecos y ranuras por simple presión diferencial. El diseño de estos huecos y ranuras divide la cámara en diferentes zonas, para facilitar la estabilidad de llama, la combustión, la dilución y para crear una fina capa de enfriamiento en las paredes de ésta. CÁMARAS DE COMBUSTIÓN TUBOANULARES Las cámaras de combustión tuboanulares están formadas por grupos de cámaras tubulares que se montan en el interior de un cilindro. Este diseño trata de combinar las virtudes de los anteriores buscando la robustez de las tubulares combinada con la compacidad de las anulares.

 

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Es frecuente encontrar entre seis y diez cámaras tubulares ensambladas en el interior de la envolvente anular. El flujo de aire puede ser directo o inverso dependiendo de la aplicación. En este tipo de cámara de combustión se requiere una mayor cantidad de aire de refrigeración que en las tubulares y las anulares ya que la superficie del quemador es mayor. El flujo de gases en estos equipos es más estable que en las anulares debido a que cada zona del anillo tiene su propia tobera y en consecuencia una primera zona independiente de las demás.

CAMARAS DE COMBUSTIÓN TIPO SILO O TUBULARES Las cámaras de combustión tubulares o tipo silo tienen forma cilíndrica y están montadas de manera concéntrica en el interior de otro cilindro. Las principales ventajas que presentan son su simplicidad, su fácil diseño y su fácil acceso. Como problema presentan que son grandes y pesadas en comparación a otros tipos de cámara de combustión y por ello su aplicación está relegada únicamente a la industria. Cámaras de combustión tipo Silo: Este tipo de turbinas tienen la cámara de combustión fuera del eje que une la turbina y el compresor, puesto en la parte superior, los inyectores se instalan atravesando el techo superior de la cámara, y los gases de escape llegan a la turbina de expansión por una abertura inferior conectada a ésta, son turbinas que por ahora se utilizan para combustibles experimentales como el hidrógeno.

Fig 20 Cámara Cámara tipo silo silo

9.  9.  LA TURBINA DE EXPANSIÓN La turbina de expansión está diseñada 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. Suele estar compuesta por 4 o 5 etapas, cada una de ellas integrada por una corona de alabes con un adecuado diseño aerodinámico, que son

 

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los encargados de hacer girar el rotor al que están unidos solidariamente. Además de estos, hay antes de cada etapa un conjunto de alabes fijos sujetos a la carcasa, y cuya misión es redireccionar 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.

Fig 21 Turbina a gas ÁLABES Un álabe es la paleta curva de una turbomáquina o máquina m áquina de fluido rotodinámica. Forma parte del rodete y, en su caso, también del difusor o del distribuidor. Los álabes desvían el flujo de corriente, bien para la transformación entre energía cinética y energía de presión por el principio de Bernoulli, o bien para intercambiar cantidad de movimiento del fluido con un momento de fuerza en el eje. En el caso de las máquinas generadoras, esto es, bombas y compresores, los álabes del rodete transforman la energía mecánica del eje en entalpía. En las bombas y compresores con difusor, los álabes del estátor recuperan energía cinética del fluido que sale del rotor para aumentar la presión en la brida de impulsión. En las bombas, debido al encarecimiento de la máquina que ello conlleva, se dispone de difusor únicamente cuando obtener un alto rendimiento es muy importante, por ejemplo en máquinas de mucha potencia que funcionan muchas horas al año. En las máquinas motoras, ya sean turbinas hidráulicas o térmicas, el rodete transforma parte de la entalpía del fluido en energía mecánica en el eje. Los álabes del distribuidor conducen la corriente fluida al rodete con una velocidad adecuada en módulo y dirección, transforman parte de la energía de presión en energía cinética y, en aquellos casos en que los álabes son orientables, también permiten regular el caudal.

 

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Fig 22 Alabes de una turbina a gas 

10.  TURBINAS SUCIAS –  PÉRDIDAS  PÉRDIDAS DE GANANCIAS 'Una turbina de gas promedio (46,500KW) con un ensuciamiento normal y solo 3% de reducción en la producción de energía y 1% de incremento en la tasa de calor, puede sufrir una pérdida de rendimiento costando más de 500,000€ cada año.'  El ensuciamiento se refiere a la acumulación de materiales indeseables en las superficies sólidas causando asperezas. En el compresor de una turbina de gas, esto se traduce en el deterioro de la forma aerodinámica de los álabes, resultando en la reducción del flujo de aire, menor tasa de presión y menor eficiencia. La pérdida de rendimiento es indicada por la menor producción de energía y la mayor de tasa de calor, causando pérdidas de ganancias y mayor daño al medio ambiente. TIPOS DE SUCIEDAD Hidrocarburos  Los peores problemas de ensuciamiento son causados por mezclas de líquidos y aceites ó hidrocarburos generalmente, que se depositan en los álabes y forman una capa aceitosa que captura material compuesto por partículas. Esto puede ser causa de los gases de combustión emitidos por las turbinas y puede ser particularmente severo si se utiliza combustibles menos limpios como el crudo. Los escapes de aceites son otro problema mayor, incluso el humo de otras industrias, ciudades y vehículos contribuyen a la contaminación.  Agua salada  Al ingresar en el compresor, el aire se calienta y la humedad del aire se evapora, dejando sal y elementos disueltos que se depositan en los álabes. Cuando se exponen a las altas temperaturas de operación dentro del compresor, estos depósitos se pueden adherir firmemente a la superficie del compresor. La sal también causa corrosión y oxidación, por lo que se debe remover sin demora. Este es un problema significativo en zonas costeras y marinas. Otras causas  El polvo y la arena generalmente causan erosión y pueden conducir al ensuciamiento cuando se combina con otros elementos como vapores de aceites. La atmósfera contiene otros numerosos

 

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contaminantes incluyendo químicos usados en cultivos, esporas de las plantas, insectos y smog. Incluso algunos de los aditivos de los productos de limpieza, si no se enjuagan adecuadamente, pueden contribuir al ensuciamiento. EL LAVADO ES LA MEJOR SOLUCIÓN El lavado regular es la mejor manera de remover los depósitos de suciedad y es el método especificado por los fabricantes de turbinas. Este consiste en inyectar un fluido de limpieza en el compresor para restaurar el rendimiento. El lavado también detiene el progreso de corrosión que puede picar los álabes y contribuir a mayor ensuciamiento El ensuciamiento, sin embargo, es causa de diferentes sustancias usualmente pegajosas, que cuando se someten a altas temperaturas se vuelven aún más resistentes a la limpieza y duras de remover. Para superar esto, químicos de limpieza aprobados deben ser usados. Los productos de Minco han sido especialmente diseñados para desintegrar y eliminar la suciedad del compresor, mientras cumple con los estrictos requisitos de los fabricantes originales del equipo. Incluso en bajas temperaturas o cortos periodos de contacto, restauran efectivamente cualquier compresor a una condición prístina. Nuestros productos extraen toda impureza del compresor, no dejan restantes después del enjuague ni residuos pegajosos cuando se evaporan, haciéndolos ideales para el lavado en línea y fuera de línea. También hacen que el lavado sea seguro para el equipo, el operador y el ambiente. METODOS DE LAVADO Lavado Fuera de Línea  El lavado fuera de línea se lleva a cabo con la turbina de gas en estado frío, inyectando la solución de limpieza al compresor mientras se hace girar a la velocidad de arranque. Una vez los químicos son inyectados en el compresor, se apaga la turbina de gas y se le permite detenerse, se deja en remojo de 20 a 30 minutos, antes de enjuagar completamente con agua desmineralizada o desionizada. El mayor inconveniente es el tiempo que la turbina debe permanecer fuera de operación para permitir el enfriamiento y la preparación para el lavado. La eficacia de este tipo de lavado es muy alta y la recuperación de potencia es cercana al nivel original o el nivel alcanzado después de un mantenimiento mayor.

Fig 23 Lavado fuera de línea

 

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Lavado En Línea 

Consiste en la atomización regularmente, de una solución de limpieza en el compresor, mientras corre a velocidad de operación. Las altas temperaturas de operación de los compresores, las altas fuerzas centrífugas en el líquido inyectado y el corto tiempo de contacto de la solución de lavado con la suciedad, limitan la efectividad de este método. El fluido de limpieza, sin embargo, alcanzará los álabes guía en la entrada del compresor y los de la primera etapa, lo que resultará en recuperación de potencia. Esto mejora la disponibilidad al reducir la tasa de pérdida de producción y prolongar el tiempo entre lavados fuera de línea. Usar un detergente adecuado mejorará la capacidad de mojado de la solución de limpieza, el contacto con la suciedad y a la vez el efecto de limpieza, y además reduciendo la cantidad de líquido requerido por lavado.

Fig 24 Lavado en línea

¿CUANDO LAVAR?

 

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El lavado en línea debe hacerse regularmente, pero la frecuencia del lavado fuera de línea es una proposición más compleja y dependerá de lo siguiente: Cantidad y tipo de Contaminantes en el Suministro de Aire. Nivel de Degradación de la Potencia aceptable para el usuario. Restricciones de Tiempo debido a la demanda por disponibilidad. disponibilidad. Nivel de Filtración del Aire A ire empleado. Estas variables implican que no hay un procedimiento de lavado universal. El mejor régimen de lavado en línea y fuera de línea se desarrolla usualmente a través de la experiencia y deber ser específico para cada compresor. La potencia total puede ser difícil de recuperar cuando un ensuciamiento significativo ha tenido lugar, por lo que recomendamos un lavado regular para prevenir la acumulación de depósitos de suciedad y mantener el rendimiento.

 

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11.  FACTORES QUE AFECTAN A LAS PRESTACIONES DE LAS TURBINAS DE GAS 11.  Dado que la turbina de gas es un motor que respira aire del ambiente, su desempeño cambia con cualquier cosa que afecte el flujo de masa de aire de admisión al compresor, y con mayor razón los cambios en las condiciones de referencia de la Internacional Standards Organization (ISO) de 15ºC (59ºF), 60% de humedad relativa y 101.4 kPa (14.7 psia). Debido a esto, el desempeño de las turbinas de gas varía significativamente con las condiciones locales, y la temperatura ambiente es un factor determinante . Si se disminuye la temperatura ambiente, la capacidad y eficiencia de las turbinas de gas se incrementan, debido a que esta disminución induce un aumento en la densidad del aire en la succión del compresor y, para una velocidad constante del mismo, esto se traduce en un incremento en el flujo másico. La presión atmosférica tiene, igualmente, un efecto importante sobre la capacidad de las turbinas de gas, aunque no sobre su eficiencia. Cuando la presión atmosférica disminuye, la densidad del aire baja, lo que, a su vez, reduce el flujo de masa hacia la turbina y, por tanto, su capacidad. De igual modo, el aire húmedo, al ser más denso que el aire seco, también afecta la producción de potencia. El tipo de combustible también influye en el rendimiento. Es así como el gas produce alrededor del 2 % más de salida de potencia que los destilados del petróleo. Las Centrales Termoeléctricas con gas Natural resultan mas económicas que cualquier otro tipo de combustible,

Fig. 25 Efecto del aumento en la temperatura sobre la capacidad de generación de una turbina a gas en ciclo combinado operando a condiciones ambientales en la ciudad de Barranquilla La figura 25 presenta los resultados obtenidos de una prueba realizada a una unidad en ciclo combinado compuesto por una turbina de gas de 100 MW y una turbina de vapor de 50 MW, ubicado en Barranquilla, durante dos días (no consecutivos) que estuvo operando con carga base las 24 horas. En esta prueba se observó que por cada grado Fahrenheit de incremento en la temperatura del aire a la entrada del compresor, la potencia final de la turbina de combustión cayó en promedio 0.54 MW el primer día y 0.41 MW el segundo. En la misma figura se observa también una disminución casi lineal en la potencia de salida con respecto al incremento en la temperatura ambiente. Esta unidad posee un enfriador evaporativo, por lo que las temperaturas señaladas en la figura 1 no corresponden a la temperatura ambiente de Barranquilla sino a la de bulbo seco, modificada por el enfriador, inmediatamente antes de la primera rueda de álabes del compresor.

 

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SISTEMAS DE ENFRIAMIENTO Los parámetros que se tienen en cuenta para seleccionar el tipo de sistema de enfriamiento más conveniente incluyen: el tipo de turbina, las condiciones climáticas, las horas de operación de la turbina, la relación entre flujo másico y potencia generada y el precio de la energía en el mercado. Las principales ventajas que se obtienen al enfriar el aire en la succión del compresor son: mejoramiento en la potencia de salida, disminución del consumo térmico específico en ciclo simple y ciclo combinado y disminución en las emisiones debido al mejoramiento en la eficiencia total. ENFRIADOR EVAPORATIVO Este sistema reduce la temperatura de una corriente de aire a través t ravés de la evaporación de agua y es aplicable en lugares donde el aire es cálido, y es más efectivo en ambientes secos. El enfriamiento se logra haciendo pasar el aire a través de un filtro por el cual se deja que escurra el agua. Debido a la baja humedad relativa del ambiente, parte del agua líquida se evapora. La energía del proceso de evaporación viene de la corriente de aire, por lo que éste se enfría. Un enfriador evaporativo incrementa la humedad relativa hasta valores alrededor del 85%. La capacidad de enfriamiento de este sistema está limitada por la diferencia entre las temperaturas del bulbo seco y bulbo húmedo del ambiente. Sus ventajas son sus bajos costos iniciales y su facilidad de operación.

Fig. 26 Esquema Enfriador evaporativo  evaporativo  SISTEMA DE NIEBLA (FOGGING SYSTEM) Este sistema trabaja con el mismo principio del enfriador evaporativo, pero en lugar de un filtro usa billones de micro gotas de agua atomizada para el intercambio de energía, y es posible alcanzar disminuciones en la temperatura del aire de hasta 20ºF. Este sistema eleva la humedad relativa hasta el 100%. La figura 27 muestra un esquema de este sistema y señala sus componentes. Sus costos de capital son comparativamente bajos y su operación no es compleja.

 

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Fig. 27 Esquema sistema de niebla

COMPRESIÓN HÚMEDA (WET COMPRESSION) La “compresión húmeda” proporciona un método económico para producir un aumento

significativo en la capacidad de generación de una turbina de gas. Incluye un sistema de atomización y rocío, modificaciones en la lógica de control de la turbina de gas y cambios adicionales en algunos componentes, a fin de hacerlos más seguros y confiables. El incremento en la potencia viene de una combinación de los efectos de un enfriamiento evaporativo, un incremento en el flujo másico y una reducción en el trabajo del compresor debida a un interenfriamiento en las primeras etapas del mismo. Los incrementos de potencia logrados con este sistema oscilan entre el 10% y el 25%, y son más confiables que los alcanzados por enfriadores evaporativos y sistemas de niebla, ya que no dependen de la humedad relativa del medio ambiente.

Fig. 28 Esquema compresión húmeda

 

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REFRIGERACIÓN MECÁNICA/ABSORCIÓN Este sistema es capaz de mantener una temperatura del aire tan baja como se desee, sin importar las condiciones ambientales. Sus desventajas son: alto consumo de energía de auxiliares, alta complejidad, alto costo inicial y requiere grandes espacios. En algunos casos no es económicamente viable.

12.  ALTERNATIVAS PARA RECUPERAR LA ENERGÍA DE LOS GASES 12.  GA SES Una forma de llevar al máximo la recuperación de la energía en los gases de escape mediante la producción de vapor, consiste en utilizar un recuperador de calor que genere vapor a múltiples niveles de presión. El vapor generado es inyectado en una turbina de vapor o en la cámara de combustión de la misma turbina de gas. Las secciones de transferencia de calor incluyen (i) economizadores, por los cuales entra el agua al recuperador, gracias a lo cual eleva su temperatura hasta 5ºC (10ºF) por debajo de la temperatura de saturación del agua a la presión que es bombeada; (ii) evaporadores, donde el agua cambia de líquido comprimido a vapor saturado, e (iii) sobrecalentadores, en los que el vapor gana calor para pasar de vapor saturado a vapor sobrecalentado.

 

TURBINAS DE GAS EN CICLO COMBINADO. C OMBINADO. La configuración más usada para aumentar la potencia y eficiencia de una turbina de gas es el ciclo combinado. Este sistema utiliza un recuperador de calor generador de vapor acoplado a la salida de los gases de escape de la turbina para producir vapor que será expandido en una turbina de vapor. Los principales equipos que requiere un ciclo combinado son: una turbina de vapor, un condensador de superficie, un sistema de enfriamiento, un generador eléctrico adicional y numerosos sistemas auxiliares. Una de las mayores desventajas que presentan los ciclos combinados es la alta inversión de capital que implican. Con el fin de salvar esta dificultad se han ideado ciclos de potencia diferentes para recuperar la energía disponible en los gases de escape de una turbina de gas. g as.

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Fig. 29 Turbinas a gas acoplada a ciclo combinado

 

CICLO STIG (STEAM INJECTED GAS TURBINE SYSTEM) El ciclo STIG proporciona una alternativa eficiente a un relativamente bajo costo para recuperar la energía de los gases de escape de una turbina de gas. Este sistema utiliza un recuperador de calor acoplado a la salida de los gases de escape de la turbina para generar vapor que será inyectado en la cámara de combustión de la misma turbina de gas. El propósito de esta

 

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configuración es incrementar el flujo másico que pasa a través de los álabes de la turbina, que son los encargados de transmitir la energía del fluido de trabajo, en este caso, la mezcla de gases de combustión y vapor sobrecalentado, al rotor. La gran cantidad de agua requerida para la formación de vapor representa un problema importante, debido a que no hay recuperación del agua utilizada.

Fig. 30 Ciclo STIG con con turbinas a gas CICLO STIG CON TURBINA DE VAPOR Este sistema consta de cuatro pasos: (1) Se genera un primer flujo de vapor a una presión A. (2) Se genera un segundo flujo de vapor a una presión B, siendo B mayor que A. (3) Se produce potencia en un segundo eje por la expansión parcial de B  – en una turbina de vapor- hasta los niveles de presión de A. (4) Finalmente, se unen los dos flujos de vapor, de presión A, y se inyectan en la cámara de combustión de la turbina de gas para incrementar su potencia de salida. En este sistema, al igual que en el ciclo STIG, no hay recuperación de agua utilizada para generar el vapor.

 

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Fig. 31 Esquema del ciclo STIG con turbina de vapor CICLO CHENG AVANZADO Este sistema logra la unión del ciclo Brayton y el ciclo Ranking sin requerir de generador eléctrico adicional, condensador, turbina de vapor, torre de enfriamiento ni grandes sistemas auxiliares. El sistema Cheng opera como un carburador, en un motor de gasolina, al momento de inyectar vapor sobrecalentado dentro de la cámara de combustión de la turbina para alcanzar la mayor eficiencia y potencia posibles. En esta técnica, la combustión del gas calienta la mezcla de aire y vapor a la temperatura de trabajo de la turbina de combustión y permite su operación a temperaturas superiores a 1,450ºC (2,650ºF). En consecuencia, el incremento de potencia es debido no sólo al aumento del flujo másico a través de la máquina sino también a las elevadas temperaturas de los gases a la entrada del rotor de la turbina. En este proceso, el vapor trabaja sinérgicamente con la mezcla aire-combustible, lo cual eleva su potencia térmica . El ciclo Cheng provee eficiencias de ciclo combinado a costos de ciclo simple basándose en que la eficiencia pico del ciclo se logra a una única relación de flujo másico entre el vapor sobrecalentado y el aire comprimido en la cámara de combustión. Es así como este ciclo alcanza incrementos en la potencia de salida y la eficiencia de hasta el 80 y 40%, respectivamente. La tabla de abajo presenta las capacidades y eficiencias que se pueden alcanzar con dos modelos de turbina del fabricante Westinghouse, operando en condiciones ambientales similares, en distintas configuraciones.

Fig. 31 Esquema de Ciclo Cheng Cheng El ciclo Cheng es muy constante a todos los niveles de temperatura ambiente, lo cual es una real ventaja cuando se opera en climas cálidos, pero presenta el mismo inconveniente del ciclo STIG, puesto que en este sistema tampoco hay recuperación del agua utilizada para la producción del vapor. Las diferencias entre el sistema tradicional de inyección de vapor y el moderno ciclo Cheng consisten básicamente en que este último inyecta mayores cantidades de vapor, ya que no sólo

 

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lo usa para incrementar la potencia de salida, sino también para reemplazar parte del aire de sangrado del compresor en la misión de enfriar los combustores. Además de esto, el sistema Cheng es aplicable tanto en turbinas que requieran ser repotenciadas como en turbinas modernas y de gran capacidad. PROPULSION NAVAL: Las aplicaciones de la turbina de gas g as en la propulsión de navíos son poco numerosas, debido fundamentalmente a dos situaciones. La primera es que la turbina marina debe estar provista de un elemento de marcha atrás que, cuando está inutilizado en funcionamiento normal, produce pérdidas por ventilación; en la turbina de vapor estas pérdidas son pequeñas, pues los elementos de marcha atrás giran en un espacio donde reina la presión del condensador, es decir, prácticamente el vacío; sin embargo no ocurre lo mismo en los grupos de gas donde estas pérdidas son sensibles, ya que las aletas están, cuando menos, a la presión atmosférica. No obstante, en algunos casos se puede evitar este inconveniente utilizando rotores de palas orientables. o rientables. La segunda característica consiste en que la inercia térmica de una turbina de gas de disposición clásica es grande, sobre todo cuando la instalación tiene dos líneas de ejes. En estas condiciones, se facilita la adaptación del generador de pistones libres, pues este aparato posee una inercia calorífica y mecánica pequeña, análoga a la del motor Diesel, y la inercia del grupo turbo reductor de gas que mueve es idéntica a la de una turbina de vapor. De esta manera se han equipado un cierto número de barcos de pequeño tonelaje. El aparato propulsor con grupo clásico lleva el generador de gas AP y el turbo reductor BP. Estos sistemas toman el nombre de propulsión combinada.

Fig. 32 Propulsión naval

 

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13.  EL PROCESO DE ARRANQUE DE UNA TURBINA DE GAS 13.  El proceso de arranque de una turbina de gas suele suponer entre 40 y 60 minutos, si la turbina opera en ciclo abierto. Si opera en ciclo combinado suele suponer entre 1,5 horas (arranque caliente) y 6 horas (arranque frío) hasta estar totalmente completado.

 

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EL ARRANQUE DE UNA TURBINA DE GAS EN CICLO ABIERTO Antes de poner ningún dispositivo en marcha, es conveniente realizar una serie de comprobaciones, para asegurar que determinados sistemas se encuentran operativos y en la situación necesaria. Estas comprobaciones son: Presión de gas a la entrada de la turbina, en las condiciones requeridas Sistema de refrigeración en funcionamiento Red eléctrica de transporte de energía eléctrica perfectamente operativa Niveles adecuados en los diversos calderines y en el tanque de agua de alimentación Sistemas auxiliares del generador operativos (refrigeración, aceite de sellos, etc) Sistema de lubricación operativo Sistemas auxiliares de la turbina de gas operativos Sistemas de seguridad (contraincendios, etc) operativos y sin alarmas activas El eje de la turbina de gas, o el eje común en caso de ser una central de eje único, deben haber estado a giro lento (menos de 1 rpm) durante varias horas. Esto se realiza para evitar que por efecto del peso del eje o de la temperatura éste se haya deformado, arqueándose, lo que puede producir desequilibrios y aumento de vibraciones, o incluso, el bloqueo del propio eje. El operador debe seleccionar el tipo de arranque deseado, que como veremos más adelante, depende de la temperatura del eje de la turbina de vapor y de las condiciones de presión y temperatura de la caldera y del ciclo agua vapor, fundamentalmente. Lógicamente, hay una relación entre el tiempo transcurrido entre la parada y esas temperaturas y presiones. El proceso de arranque propiamente dicho se inicia cuando el operador selecciona la opción ‘Arranque’ en el sistema de control. Lo habitual en este tipo de centrales es que se disponga de 

un sistema de control distribuido, y que una unidad central (también llamado secuenciador) coordine las acciones que se van realizando en los diferentes sistemas durante el arranque. Teóricamente, sin más intervención manual que la de selección de la opci ón ‘arranque’ las modernas centrales de ciclo combinado deberían completar todo el proceso. Pero la experiencia demuestra que la intervención manual del operador de la central acelera el proceso, resuelve problemas que van surgiendo sobre la marcha y hace que el número de ‘arranques fallidos’ descienda. En una primera etapa, como hemos dicho, el sistema comprobará que se dan todas las condiciones necesarias para el arranque. Una vez comprobadas, se inicia la aceleración de la turbina de gas. El generador funciona en esta fase como motor, que se alimenta de la propia red eléctrica. Para conseguir un arranque suave, se utiliza un variador de frecuencia, que va controlando la velocidad del generador en cada momento de forma muy precisa. Se hace en primer lugar un barrido de gases, para asegurar que no hay ninguna bolsa de gas en el interior de la turbina. La turbina gira durante este barrido a unas 500 r.p.m. durante 5-10 minutos. Una vez acabado el barrido, la turbina va aumentando su velocidad. Atraviesa varias velocidades críticas, en las que el nivel de vibraciones en los cojinetes aumenta considerablemente. En esas velocidades críticas el gradiente de aceleración se aumenta para reducir el tiempo de estancia.

 

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A una velocidad determinada (generalmente por encima del 50% de la velocidad nominal, que es de 3000 r.p.m. para Europa y Asia, y 3600 para América), comienza a entrar gas a los quemadores y una bujía o ignitor hace que comience la ignición en cada uno de los quemadores. La cámara de combustión está equipada con varios detectores de llama, y si no se detecta ignición pasados algunos segundos, se abortará la maniobra de arranque, y será necesario hacer un barrido de gases y comenzar de nuevo. Para estos ignitores se suele utilizar un combustible con un poder calorífico superior al del gas natural (propano, por ejemplo). Si los quemadores se encienden correctamente, los gases provocados por la combustión del gas natural empezarán a empujar los álabes de la turbina. A medida que se va ganando en velocidad, el generador empuja menos y los gases de escape cada vez más, y a una velocidad determinada (unas 2500 r.p.m.) el generador, que hasta ahora actúa como motor, se desconectará y la combustión será la única responsable de la impulsión de la turbina. Cuando se alcanzan las 3,000 r.p.m. (o 3,600 en América), entra en funcionamiento el sincronizador, que automáticamente regulará frecuencia, tensión y desfase de la curva de tensión del generador y de la red eléctrica. Cuando las curvas de tensión de generador y red coinciden plenamente se cierra el interruptor del generador y la energía eléctrica generada se exporta a la red a través del transformador principal. Si la turbina opera en ciclo abierto,seesto es, sin enlazado a un ciclo de vapor, la subida carga hasta la potencia deseada realiza conestar rápidez, pudiendo alcanzar la plena carga de en menos de 20 minutos. Esta gran velocidad hace que las turbinas de gas sean ideales como máquinas térmicas para la producción de electricidad en nudos de la red que requieren gran potencia y una respuesta rápida

Fig. 33 Curva de arranque de una turbogas

EL ARRANQUE DE UN CICLO COMBINADO Con la turbina de gas en marcha, la caldera empieza a recibir gases de escape calientes, generalmente a más de 600 ºC, y comienza a calentarse el agua contenida en los haces tubulares de la caldera. Se comienzan a cerrar venteos de caldera, y a los pocos minutos ya se empieza a formar con lolaque la presión comienza a subir rápidamente. Cuandovapor, se alcanza presión adecuada, se comienza la operación en by-pass, esto es, el vapor generado se deriva hacia el condensador directamente, sin pasar por la turbina de vapor. La

 

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razón es que el valor de conductividad del vapor no es el adecuado, y los diversos contaminantes que contiene, sobre todo sílice, hierro, sodio y cobre, pueden dañar los álabes de la turbina de vapor. Se purga gran cantidad de agua de la caldera, y se sustituye por agua de refresco, de menor conductividad, proveniente de la planta de producción de agua desmineralizada. Cuando se alcanza el valor de conductividad conveniente se comienza a hacer girar la turbina de vapor. Poco a poco va aumentando de velocidad, y cuando se llega a 3000 r.p.m., su generador sincroniza con la red, aportando más energía eléctrica (aproximadamente un 50% de lo que aporte la turbina de gas). En las centrales de eje único, en las que la turbina de gas y la de vapor están unidas a un único generador, cuando se alcance la velocidad nominal se conectarán mecánicamente el eje del generador y el de la turbina de vapor, generalmente por medio de un embrague. Se comienza entonces a subir carga, y se hace de forma lenta, para minimizar los efectos del estrés térmico. Cuando la planta alcance la carga deseada, que puede ser el mínimo técnico, la plena carga o cualquier otra entre estas dos, el proceso de arranque habrá finalizado. Por tanto, podemos desglosar el tiempo empleado en el arranque de la siguiente forma

Fig. 34 Curva de arranque de una central de ciclo combinado T1: Desde el inicio del arranque hasta la sincronización T2: Tiempo de espera hasta que los by-pass están presurizados y perfectamente operativos T3: Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada T4: Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor T5: Tiempo necesario para subir carga desde la carga mínima con turbina de vapor hasta la carga deseada

TIPOS DE ARRANQUE  ARRANQUE  Es muy importante para el cálculo preciso de los tiempos de arranque definir los diferentes tipos de arranque que pueden darse en una central. Hay que tener en cuenta que los programas de carga pactados con el mercado eléctrico deben cumplirse, pues las repercusiones económicas derivadas de un incumplimiento son notorias. Por otro lado, el rendimiento de la planta (consumo de combustible frente a producción de energía eléctrica) son bajos a cargas bajas, y notablemente bajos en los procesos iniciales. Por tanto, tampoco es económicamente factible asegurar el cumplimiento del programa pactado con el mercado eléctrico introduciendo grandes

 

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márgenes de seguridad en cada uno de las fases del arranque, pues esto hace que el proceso sea mucho más gravoso. La decisión acertada es, pues, determinar con exactitud la duración del proceso de arranque. Como ese tiempo no es siempre el mismo, sino que depende de las condiciones presentes presentes en la planta en el momento del arranque, para poder determinar la duración con precisión es necesario diferenciar los diversos tipos de arranque que pueden darse dependiendo de las condiciones al inicio.

 

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Los factores que los internos diferentes de arranques sonSelos siguientes: Temperatura de diferencian los elementos detipos la turbina de vapor. suele tomar como referencia el eje del rotor de la turbina. Es con diferencia el factor que más marca la duración del arranque. Lógicamente, cuanto más fría esté esta turbina, el arranque será más lento. Afecta fundamentalmente a T4 (Tiempo necesario para acelerar y acoplar la turbina de vapor) Conductividad y pH del agua contenida en los calderines. Cuanto más se aparten estos valores de los límites máximos más tiempo se necesitará para completar el proceso. Afecta fundamentalmente a T3 (Tiempo necesario para conseguir la calidad de vapor adecuada) Condiciones de presión y temperatura de caldera. Cuanto menores temperaturas y presiones, más largos serán T2 y T3 (tiempos necesarios para conseguir las condiciones de presión en el circuito y de calidad en el vapor) Temperatura de los elementos internos de la turbina de gas, sobre todo cámaras de combustión y álabes. Afectará sobre todo a T1 (tiempo hasta la sincronización) Aunque en la práctica se demuestra que hay muchos más tipos de arranque, generalmente se reconocen cinco tipos: rearranque, arranque caliente, arranques templados y arranque frío y arranque superfrío. Arranques superfríos Las condiciones de un arranque superfrío son las siguientes:   Caldera despresurizada y fría, en todos sus puntos (a temperatura ambiente)

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Necesario aportar una gran cantidad de agua ‘fresca’ para conseguir alcanzar el nivel de

arranque Eje de la turbina de vapor a temperatura ambiente   Internos de la turbina de gas a temperatura ambiente   A estas condiciones suele llegarse después de largos tiempos de parada, como los correspondientes a una gran revisión. Este tiempo es generalmente superior a 2 semanas. Los arranques superfríos son los que más tiempo requieren para completar el proceso, fundamentalmente por : Alto T1. La turbina de gas estará muy fría, los gradientes de subida de temperatura serán   bajos para que se produzca un calentamiento uniforme y gradual en las cámaras de combustión y en los elementos internos en la caldera. Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén operativos será igual a   la de los demás arranques.   Alto T3,. Después de una parada larga y dependiendo del tipo de conservación de la caldera, se introducirá una gran cantidad de agua “nueva” a la caldera la c ual traerá mucho oxígeno disuelto y a la que habrá que dosificar grandes cantidades de sustancias para regular pH. Esto implica una alta conductividad que habrá que ir reduciendo lentamente. Alto T4, al estar la turbina de vapor fría, esta se deberá ir calentando de una manera   uniforme y gradual para evitar estrés térmico y mecánico en sus diferentes elementos.. Alto T5, La velocidad de este proceso está limitada por el estrés térmico de la turbina de   vapor.

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Arranques fríos Las condiciones que tiene la central justo antes del arranque son parecidas a las de arranque superfrío, con la diferencia de que la turbina de vapor no se encuentra a temperatura ambiente, sino a una temperatura superior (entre 25-50% de la ttemperatura emperatura en funcionamiento normal. Por tanto, las condiciones presentes en el momento del arranque pueden resumirse así:   Caldera despresurizada y fría, 

 

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Necesario arranque aportar una gran cantidad de agua ‘fresca’ para conseguir alcanzar el nivel de

Eje de la turbina de vapor a temperatura superior a la ambiental Internos de la turbina de gas a temperatura superior a la ambiental   Estas condiciones suelen alcanzarse tras 4-5 días de parada. Los arranques fríos requieren menos tiempo que los anteriores, ya que el estrés de la turbina de vapor será menor. Por tanto, para este tipo de arranques tendremos:   Alto T1.   Sin influencia en T2.   Alto T3,   T4 medio, al tener cierta temperatura la turbina de vapor   T5 medio, por la misma razón.  

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Arranques templados En los arranques templados los elementos internos de la turbina de gas y de vapor están en torno al 50% de su temperatura en funcionamiento normal. Sería la situación de la central tras una parada normal de fin de semana. Las condiciones podrían resumirse así: Caldera con poco presión, y templada   No es necesario aportar una gran cantidad de agua para conseguir alcanzar el nivel de   arranque Eje de la turbina de vapor a temperatura superior al 50% de su temperatura nominal   Internos de la turbina de gas a temperatura superior al 50% de su temperatura nominal.   En estas condiciones, las diferentes fases de arranque se ven afectadas de esta manera: T1 medio.     Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén operativos será igual a la de los demás arranques.   T3 medio,. Hasta conseguir el valor de conductividad adecuado no se tardará mucho tiempo, aunque habrá que esperar, pues se habrá tenido que adicionar algo de agua desmineralizada.   T4 medio. La rampa de subida no estará tan condicionada por el estrés de la turbina de vapor que en los arranques fríos.   T5 medio, por las mismas razones que en la fase anterior  

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Arranques calientes Este tipo de arranque es el propio tras tr as una parada de un día, incluso unas horas. Turbina de gas g as y de vapor están a una temperatura superior al 75% de la nominal, y la caldera está presurizada y caliente. La distribución de tiempos en el arranque será la siguiente:   T1 bajo.   Sin influencia en T2. La potencia de espera a que los by-pass estén operativos será igual a la de los demás arranques.  

 

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T3 medio,. hasta conseguir el valor de conductividad adecuado, pues aunque no se haya adicionado agua puede haber entrado aire en el sistema (sobre todo por el condensador, al perder el vacío) . T4 medio. La rampa de subida estará poco condicionada por el estrés de la turbina de vapor. T5 medio, por las mismas razones que en la fase anterior

Rearranques Se trata de arranques que se realizan tras una parada imprevista de la central. En general, el arranque se produce antes de 2 horas desde la parada. Las condiciones de la planta en esos momentos pueden resumirse así: Caldera con presión y temperatura en todos sus puntos   No es necesario aportar agua   Eje de la turbina de vapor prácticamente a temperatura de trabajo     Internos de la turbina de gas a alta temperatura   Con ello, los tiempos de las diversas etapas del proceso de arranque pueden resumirse así:   Pequeño T1. Al estar calientes las cámaras de combustión y los álabes se podrá subir la temperatura de manera más rápida.   Pequeño T2. Al tener los calderines presurizados los by-pass tendrán un tiempo de preparación escaso, incluso nulo.   Pequeño T3, La calidad del agua y del vapor pueden ser óptimas en el momento del arranque. Pequeño T4 y T5. Al estar la turbina de vapor caliente no habrá que esperar a que baje su   estrés tanto para la aceleración como para la subida de carga. Lógicamente, el rearranque es el que proceso que menos tiempo requiere. 

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PROBLEMAS HABITUALES EN LOS ARRANQUES  ARRANQUES  Durante el proceso de arranque pueden presentarse algunos problemas que hagan abortar el proceso. Si esto se produce, normalmente se estudia la causa que ha provocado el arranque fallido, se corrige el problema y se realiza un nuevo intento. Los problemas habituales son los siguientes: Fallos en el variador que controla el generador Durante el arranque el generador, como hemos, visto funciona como motor y está controlado por un variador de frecuencia, que controla la velocidad de giro de forma muy precisa. Por este equipo atraviesan grandes cantidades de corriente, y puede producirse un fallo en él durante el proceso de arranque. Son habituales los fallos en los tiristores que forman parte de este equipo y en sus protecciones. Vibraciones Hemos visto que durante el arranque la turbina atraviesa varias velocidades críticas. La velocidad critica de un eje es la velocidad de giro a la cual se producen las mayores deformaciones del eje, o lo que es lo mismo las mayores vibraciones en los apoyos. La velocidad critica tiene mucho que ver con la frecuencia natural, pero no son lo mismo, aunque en muchos casos la diferencia es pequeña. La frecuencia natural tiene que ver con las vibraciones que se producen en el eje sin girar. En la velocidad critica intervienen otros factores (como el efecto giroscópico), que no se presentan en las vibraciones de eje que no gira, y que hacen que su valor pueda ser muy diferente del de la frecuencia natural.

 

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En cada una de estas velocidades críticas, como hemos visto, el nivel de vibraciones en los cojinetes de apoyo de la turbina de gas aumenta considerablemente. Si la turbina tiene algún problema, al atravesar las velocidades v elocidades críticas el nivel de vibraciones estará por encima del punto de disparo de la turbina, y el arranque se abortará por seguridad. Un alto nivel de vibraciones suele estar provocado principalmente por:   Desequilibrio en el rotor. Los pesos no están perfectamente compensados. Se soluciona redistribuyendo los elementos situados a lo largo del eje (álabes) y añadiendo unas pesas 

adicionales paraestar compensar La masa de estas pesas adicionales y su posición deben definidaslas condiferencias. gran precisión Defectos en el eje. Son mucho más difíciles de solucionar. Se trata de fallos provocados   durante la fabricación del eje, no tanto del mecanizado del eje como del propio material. Defectos en los cojinetes de apoyo. Si la superficie de alguno de los cojinetes en los que   apoya el eje de la turbina tiene irregularidades, o su anclaje en la bancada no es firme, estos se fallos se revelarán como un aumento de vibraciones. La solución en este caso es sustituir los cojinetes   Mal alineamiento del eje con el generador. El generador y la turbina suelen estar unidos por medio de un acoplamiento. Este acoplamiento admite cierta desalineación, pero si se supera esta tolerancia, el nivel de vibraciones aumentará   Fallo en la instrumentación que controla las vibraciones. Un alto nivel de vibraciones puede no corresponderse con una situación real, sino con un fallo de medida. Además de calibrar periódicamente todas las sondas de vibraciones, es conveniente disponer de un equipo externo capaz hacer una medida con independencia del equipo instalado en la turbina. Al ser las vibraciones durante un arranque mayores que las que se dan en operación normal, muchas turbinas disponen de una función que eleva el máximo nivel permitido de vibraciones durante los procesos de arranque. Esta función suele desactivarse automáticamente al alcanzarse las 3000 r.p.m.

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PRINCIPALES AVERÍAS EN TURBINAS DE GAS FALLOS EN CASA DE FILTROS Es un fallo importante ya que la caja de filtros se encarga de intentar que el aire entre lo más limpio posible de partículas y objetos extraños al compresor, ya que cualquier objeto por partícula sólida por muy pequeña que sea puede ocasionar graves daños a nuestro equipo, los  

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posibles fallos que se suelen dar son los siguientes: Roturas de filtros. Conductividad alta en agua. Desprendimiento de boquillas, conviene tenerlas atadas con cadenas para sujetarlas bien. Entrada de suciedad por cierre no estanco de la casa de filtros, por ejemplo que no esté bien cerrada la puerta de acceso. Corrosión en la casa de filtros. FALLOS EN ÁLABES (COMPRESOR Y TURBINA DE EXPANSIÓN)  EXPANSIÓN)  El fallo en los álabes es un muy delicado ya que los álabes son los encargados de impulsar el aire en el compresor y de aprovechar los gases de combustión para mover la turbina, por lo que están sometidos a esfuerzos y cargas térmicas muy grandes, todo ello girando a altas velocidades, lo que puede provocar que pequeños defectos en su superficie se hagan

 

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importantes al poco tiempo, pudiendo llegar a romperse el alabe y provocando un gran desastre en el interior de la turbina, a continuación continuación a exponer algunos de los más importantes: importantes: Impactos (FOD, Foreign Object Damage y DOD, Domestic Object Damage).

 

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Fisuras (cracks). Rotura por velocidad v elocidad crítica. Pérdida de recubrimiento cerámico (coating loss). Obstrucción de orificios de refrigeración. Corrosión (fretting). Erosión. Roces (Rubbing).

 

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Deformación por fluencia térmica (creep). Sobretemperatura (overfiring). Decoloración (en compresor).

FALLOS EN CÁMARA DE COMBUSTIÓN  COMBUSTIÓN  La cámara de combustión es el lugar donde se produce combustión del combustible con el comburente en ella se pueden alcanzar muy altas temperaturas y presiones, que provocarían la destrucción del metal si este se encontrase desnudo por ello se ha de recubrir de materiales cerámicos y estar refrigerado, siendo este uno de los fallos posibles que se pueden dar en esta parte del grupo, pero también hay otros como los siguientes: Llama pulsante, provoca una vibración. Pérdida de material en las placas de recubrimiento (TBC spallation). Sobretemperatura en lanzas, provocando su degradación. Sobretemperatura en piezas de transición, lo que puede llevar a su rotura como se muestra en la siguiente imagen. FALLOS DEL ROTOR  ROTOR  El rotor es el elemento que nos une todo el sistema en la turbinas de un solo eje, por lo que un fallo en el es muy importante ya que al unir turbina, compresor, generador y turbina de vapor, el fallo puede ser comunicado a todo el sistema con lo que ello supondría de desajustes y daños. Los posibles fallos que de pueden dar en el rotor son: Bombeo del compresor, no entra suficiente caudal de aire. Ensuciamiento del compresor. Vibración que puede estar causada por las siguientes circunstancias:   Mal estado de sensores de vibración o tarjetas acondicionadoras de señal.   Desalineación.   Falta de presión o caudal de aceite.   Mala calidad de aceite: aceite con agua o con viscosidad inadecuada.   Desequilibrio por:   Incrustaciones.   Rotura de un alabe.   Equilibrado mal efectuado.   Vibración en alternador o reductor.   Fisura en el eje.   Curvatura del eje.   Cojinetes en mal estado.   Defectos en la bancada. Ensalada de paletas, que consiste en una reacción en cadena como consecuencia de la rotura de un alabe o por la introducción de un objeto que provoque la rotura de álabes, pudiendo dejar la turbina como en la siguiente imagen. 

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Una fisura en el rotor, no tiene solución permanente solo temporal. Aparece cuando una grieta superficial progresa, se detecta por el aumento de vibración, que no se corrige con nada, el problema es que no se suele tener un rotor de repuesto, y en muchos casos hay que fabricar uno nuevo, con todo esto hay que tener en cuenta a la hora de seleccionar una turbina, que hay que elegir una turbina cuyo fabricante garantice la disponibilidad disponibilidad inmediata de un rotor. FALLOS DE LA CARCASA  CARCASA 

 

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La carcasa la encarga cubrirfijos el compresor, cámara combustióndey turbina, sirviendo también deessoporte a losde álabes y móviles, para las de conducciones combustible y los diversos instrumentos, por lo que al ser la encargada de cubrir todo el sistema se debe vigilar su perfecto estado para no tener fugas de aire que nos hagan perder presión, o que provoquen la entrada de objetos extraños, con el consiguiente riesgo para la turbina. Los fallos más comunes son: Fisuras en la carcasa. Fugas de aire por carcasa. Perno bloqueado, los tornillos de sujeción se ha podido quedar soldados en sus agujeros. FALLOS EN COJINETES  COJINETES  Los cojinetes son unos elementos esenciales, esenciales, ya que es ahí donde va apoyado el rotor y por tanto todo el sistema, también nos evitan los desplazamientos hacia delante o detrás del sistema, ya que la turbina provoca un empuje. Se utilizan cojinetes antifricción ya que los rodamientos no aguantarían el peso de semejante sistema, los cojinetes tienen una capa de un metal llamado Babit, que permite girar al rotor con un rozamiento muy pequeño, pero es un metal muy delicado que hay que cuidar para evitar su degradación y por tanto el comienzo de posibles problemas. Los posibles fallos que se pueden dar en esta pieza son los siguientes: Desplazamiento axial excesivo. Fallos en la lubricación. Desgaste del material antifricción. Golpes y daños en material antifricción. Problemas de lubricación: Agua en el aceite. o  Contaminación. o  FALLOS DE CONTROL Y DE LA INSTRUMENTACIÓN La probabilidad de fallo es estable en toda la vida del equipo, pero hay veces que ttodo odo el sistema puede estar funcionando bien, pero que sean los sensores que nos tendrían que indicar los fallos los que estén funcionando mal, y nos estén dando falsos fallos que nos podrían hacer parar la central y a la hora de ir a ver la avería ver que todo esta cor correcto recto y que ha sido un fallo del sensor que como todo se puede estropear, por lo que para evitar estas falsas alarmas se utiliza el sistema 2 de 3, esto es, tenemos 3 sensores para controlar la misma cosa, solo en caso de que 2 de esos 3 sensores nos adviertan de fallos debemos hacerlos caso, ya que puede ser que si solo fuese uno podría estar averiado. Existen determinados factores aumentan la probabilidad de fallo como son: Temperatura.     Humedad.   Polvo y suciedad.   Tensión de alimentación. Los fallos más habituales en el sistema control podemos destacar los siguientes:   Sensores de temperatura.  

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Sensores ópticos. El fallo más grave en control es el fallo del PLC, un autómata encargado de control, por lo que para mitigarlo en la medida de lo posible se debe hacer: El PLC debe ser redundante. Toda la instrumentación (incluidos sensores, transmisores y tarjetas de bus de datos) debe tenerse en stock en la planta.

MANTENIMIENTO DE TURBINAS DE GAS El mantenimiento de la turbina de gas tiene dos bases: mantenimiento condicional, basado en observar el comportamiento de la máquina e inspeccionar regularmente sus partes internas, actuando en caso de encontrar algo anormal, y el mantenimiento en parada, con la organización de grandes revisiones en las que se cambian sistemáticamente gran cantidad de piezas sometidas a desgaste. Podemos dividir las actividades de mantenimiento de la turbina de gas en tres grandes grupos: gr upos: mantenimiento rutinario, inspecciones y grandes revisiones. MANTENIMIENTO RUTINARIO Las actividades principales son las siguientes:  

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Vigilancia de parámetros (temperaturas en las cámaras de combustión, presión y temperatura del compresor de la turbina, niveles de vibración en cojinetes, presión y temperatura del aceite de lubricación, caudal y temperatura del aire de refrigeración, caída de presión en los filtros de aire de admisión y temperatura en el escape, como parámetros más importantes) Comprobación y seguimiento de alarmas y avisos Análisis del aceite de lubricación. Filtrado y/o sustitución cuando corresponde Sustitución de prefiltros y filtros del aire de admisión al compresor de la turbina, cuando la caída de presión alcanza un valor determinado Limpieza del compresor, tanto con el compresor en marcha como con el compresor parado (también llamadas limpiezas on-line y off-line). o ff-line). Calibración de la instrumentación (presiones, temperaturas y caudales, fundamentalmente) Comprobaciones del sistema contraincendios INSPECCIONES Inspecciones boroscópicas para comprobar el estado de las partes internas de la turbina. Suele comprobarse el estado de las cámaras de combustión y quemadores, y las distintas filas de álabes de la turbina. Estas son las partes sometidas a condiciones más extremas de funcionamiento, pues las temperaturas son muy elevadas, en el límite de la resistencia de los materiales. En las cámaras de combustión, las inspecciones borocópicas (o boroscopias) tratan de buscar deformaciones y daños en los quemadores y en las paredes de la cámara. En los álabes, buscan deformaciones, decoloraciones en la superficie del álabe, impactos de objetos extraños contra la superficie de cada álabe, estado de la capa de recubrimiento cerámico y rozamientos entre partes en movimiento y partes estáticas, fundamentalmente. Alineamiento de la turbina, si es necesario GRANDES REVISIONES U OVERHOULS Las grandes revisiones suponen la apertura de la turbina y la sustitución de piezas de desgaste. Entre los trabajos que se realizan en estas grandes revisiones están los siguientes:

 

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Sustitución de álabes. Suele ser la parte principal del trabajo, y lo realiza personal muy especializado. Se sustituyen tanto los álabes fijos como los móviles de la turbina (no del compresor). Los álabes que se retiran se envían al fabricante para su reacondicionamiento, lo que abarata el coste de la revisión sin afectar considerablemente el resultado de ésta. Sustitución completa de la cámara de combustión. Se cambian tanto los quemadores como las paredes de la propia cámara. Limpieza manual de los álabes del compresor.

 

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Revisión de toda la instrumentación, incluidos sensores, transmisores y cableado. Revisión completa y reacondicionamiento en su caso de los cojinetes de apoyo Revisión completa de todo el sistema de lubricación, con cambio o filtrado de aceite, revisión de bombas, cambio cambio de filtros, limpieza limpieza del depósito Equilibrado del conjunto rotor Alineamiento de la turbina Como el tiempo necesario para llevar a cabo estas grandes revisiones suele ser alto (entre 10 y 30 días), se acometen en este momento muchos otros trabajos en la planta, por lo que la cantidad de personal que se ve implicado en una de estas grandes revisiones suele ser grande.

EMISIONES Durante combustión de un hidrocarburo se generan siguientes(N2) productos: Dióxido de carbono la(CO2), vapor de agua (H2O), oxígeno (O2), losnitrógeno y trazas de otros componentes como: Óxidos de nitrógeno (NO, NO2), monóxido de carbono (CO), dióxido de sulfuro (SO2), material particulado, hidrocarburos no quemados y hollín. El nitrógeno es un elemento que se encuentra encuentra aproximadamente aproximadamente en un 78% por volumen en el aire atmosférico, ver Cuadro N° 2. Cuadro N° 2 Componentes principales del aire

Fuente : Air Nozzle

 

Los óxidos de nitrógeno pueden presentarse en diferentes formas: NO: Óxido nítrico NO2: Dióxido de nitrógeno N2O:Óxido nitroso NO3: Trióxido de nitrógeno N2O5: Anhídrido nítrico

 

De estos se oxidan artificialmente: NO, NO2 y son llamados los NOx. El NO se forma en los procesos de combustión de los combustibles fósiles, la formación de estos depende de: La temperatura de combustión del proceso

 

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Concentración de oxígeno durante durante el proceso de combustión o porcentaje de exceso exceso de aire. Presión en el dispositivo de combustión. Tiempo durante el cual se realiza el proceso de combustión.

 

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En la atmósfera el NO se oxida rápidamente formando NO2 ,este proceso se acelera debido a la presencia de los rayos solares, efecto fototérmico, y material orgánico presente presente en el aire.En muchos países las turbinas de gas (Ciclo Brayton) son la principal fuente de generación de energía eléctrica, allí se han implementado normas ambientales que hacen necesario el control de las emisiones de NO y NO2, conocidos como Noxes o NOx. Dichas regulaciones demandan emisiones máximas de 25 ppm (partes por millón) de NOx para combustibles líquidos y de 10

 

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ppm para gas natural. Las emisiones NOx tienen medio ambiente, estas juegan un papelde importante en:efectos adversos en la salud humana y el La lluvia ácida. Formación de niveles peligrosos de ozono (O3) en la superficie terrestre. Formación de smog en la atmósfera. Las emisiones de NO2 tienen un efecto más adverso en la salud humana que el NO. El NO2 captura el oxígeno que transporta la hemoglobina y también forma ácido en los pulmones de ahí que es mucho más tóxico que el CO para la misma concentración. La mayoría de las turbinas de gas queman gas natural (el cual puede modelarse, para cálculos previos, como CH4: metano) de allí que tienen un alto impacto en la contaminación ambiental por NOx, de tal manera los investigadores y productores de turbinas de gas han centrado parte de sus estudios en desarrollar técnicas que permitan reducir las emisiones de NOx en las turbinas de gas. Esta preocupación está altamente relacionada aumento ha logrado la temperatura de combustión, o temperatura de entradacon a la el turbina TET4que (VerseFigura No. 1),encon el propósito de mejorar la eficiencia térmica de la turbina, pero dicho aumento, como se anotó anteriormente, trae consigo un efecto indeseable, la formación de emisiones de NOx.

Fig. 35 Variación de la eficiencia eficiencia térmica de una turbina turbina a gas con la temperatura de la combustión combustión

 

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Entre los métodos que se han venido desarrollando para el control de emisiones de NOx están las tecnologías de control de combustión y post-combustión, entre las cuales se encuentran: Ciclos con inyección de agua o de vapor. (Control de combustión). Ciclos con humidificación en cascada. (Control de combustión). Combustores secos bajos en NOx. (Control de combustión). Combustores catalíticos. (Control de combustión). Ciclos con reducción catalítica selectiva. (Control de post-combustión).

 

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CICLOS CON INYECCIÓN DE AGUA O DE VAPOR El objetivo inicial de una turbina de gas (Ciclo Brayton) con inyección de agua es aumentar la salida de potencia incrementando el flujo de masa que pasa a través de la turbina sin modificar la potencia consumida por el compresor. En la figura No. 33 está esquematizado un ciclo con inyección de agua.

Fig. 36 Turbina de gas de doble eje eje con inyección de agua En este tipo de ciclo, agua desmineralizada es inyectada antes de la cámara de combustión para reducir las emisiones de NOx a por lo menos 25 ppm (Entre 25 y 42 ppm según referencia [5]). Este es un método simple y probado para reducir estas emisiones. La cantidad de agua que se adiciona es tal que el aire a la salida del compresor se satura, así se logra un incremento en la potencia de la turbina sin incrementar la potencia del compresor. Un turbina de gas con inyección de agua también es conocida como un ciclo evaporativo regenerativo. Una variación a este método consiste en inyectar vapor de agua sobrecalentado en la cámara de combustión (Ver figura No. 34), el vapor se sobrecalienta usando los productos de combustión que salen de la turbina en un recuperador de calor. Este ciclo tiene una ventaja adicional, con una inversión de capital posterior puede ser convertido en un ciclo combinado.

Fig. 37 Turbina de gas doble doble eje con con HRSG

 

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CICLOS CON HUMIDIFICACIÓN EN CASCADA Algunas empresas del sector de generación de potencia eléctrica a partir de fuentes térmicas, han expresado su interés en una turbina de gas con humidificación en cascada, pero ninguna de ellas ha invertido en su construcción para una posterior operación comercial. Existe una unidad unidad de demostración demostración desarrollada por por la compañía Energy Storage and Power Power Consultants New Jersey. planta genera 12.1 MW con una eficiencia térmica de 46.4% usando(ESPC) como de combustible gas La natural. El nivel de emisiones es de 9 ppm de NOx sin usar ni reducción catalítica selectiva ni combustión catalítica. Esta capacidad del ciclo ha sido evaluada teniendo en cuenta el efecto de la humidificación en el límite de emisiones de NOx, pruebas independientes fueron realizadas para el tipo y tamaño de combustor, combustor, en el modelo de demostración, demostración, utilizado (por Aero Industrial Technology en Inglaterra y Lycoming en USA). COMBUSTORES SECOS BAJOS EN NOX Las siguientes son modificaciones en la combustión que disminuyen las emisiones de NOx sin inyección de agua: combustión pobre, reducción de tiempo de combustión, combustión premezclada pobre y combustión de dos etapas. Combustión pobre: una relación equivalente F (razón entre la relación r elación aire combustible estequiométrica y la real) de uno (F=1) indica una relación estequiométrica de combustible-aire. Relaciones de equivalencia por debajo de uno indican condiciones de poco combustible en la combustión. Con combustión pobre, el exceso adicional de aire enfría la llamada, lo cual reduce la temperatura de llama pico y reduce la tasa de formación térmica de NOx. Reducción de tiempo de combustión: en todos los diseños del combustor de la turbina de gas, los gases de combustión a alta temperatura son enfriados con dilución de aire a una temperatura aceptable antes de entrar a la turbina. Con la reducción r educción del tiempo de combustión, la dilución de aire es llevada a cabo mas rápido que con los combustores estándar. Debido a que los gases de combustión están a una temperatura temperatura alta por un período de tiempo mas corto, la cantidad de formación térmica de NOx decrece. Combustores de premezclado pobre: en un diseño de un combustor premezclado pobre, el aire y el combustible son premezclados en una muy pobre relación, anterior a la introducción dentro de la zona de combustión. El exceso de aire en la mezcla pobre logra temperaturas de combustión más bajas, lo cual reduce altamente las tasas de formación de NOx. La La combustión premezclada pobre no es tan efectiva en reducir los niveles de NOx si se queman combustibles con alto nitrógeno. Combustor de dos etapas: Estos combustores queman combustible-rico en la zona primaria y combustible pobre en la zona secundaria. La combustión incompleta bajo condiciones de combustible-rico en la zona primaria produce una atmósfera con una alta concentración de CO y gas hidrógeno (H2). El CO y H2 reemplaza algo del oxígeno para la formación de NOx y también actúa como un agente reductor para cualquier NOx formado en la zona primaria. Así, el nitrógeno del combustible es liberado con mínima conversión a NOx. COMBUSTOR CATALICO ULTRA BAJO NOX Los óxidos de nitrógeno que son emitidos por la mayoría de las plantas termoeléctricas termoeléctricas han sido reducidos por la RCS, sin embargo el desarrollo de una tecnología para la reducción de NOx mas económica es deseable cuando el capital y los costos de operación y mantenimiento (O&M) de

 

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un sistema de RCS son considerables. Por esta razón en cooperación con Kansai Electric Power Co., la Central Research Institute of Electric Power Industry (CRIEPI) condujo una investigación y desarrolló un Combustor Catalítico ultra-bajo en NOx para turbinas de gas. En 1995 un combustor catalítico se diseñó y mostró emisiones de NOx menores de 10 ppm para una temperatura de gases de salida de 1300ºC. Si la reducción de NOx puede ser alcanzada solo modificando el combustor los costos de control de NOx y por ende los costos de generación pueden ser reducidos. Un combustor catalítico esta compuesto de una sección de quemador y una sección de premezcla de combustión. La sección de quemador consiste de 6 segmentos de combustor catalítico y 6 boquillas de premezcla. Con el propósito de incrementar la distribución de aire a la sección del quemador, una pared cerámica fue aplicada a la sección de premezcla de combustión y la distribución de aire-combustible entre los segmentos del combustor catalítico y las boquillas de premezclado fue optimizada. Los catalizadores son precalentados a 400ºC para mantener la reacción activa y la temperatura de reacción catalítica fue controlada alrededor de 800ºC para permitir la degradación térmica.

Fig. 38 Esquema de un combustor catalítico catalítico Adicionalmente la mezcla de aire combustible es inyectada desde las boquillas de premezcla al gas de combustión catalítica y la combustión estuvo por encima de 1300ºC. Las emisiones de NOx en el combustor decrecieron con el incremento de la presión los cuales fueron menos de 5 ppm (convertidos a 16% de O2) a alrededor de 10 atm y 4 ppm (Convertidos a 16% de O2) a una condición de carga base de 13.5 atm y una temperatura de gases de salida del combustor de 1350ºC.

Fig. 39 Combustor catalítico

 

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REDUCCIÓN CATALÍTICA SELECTIVA La Reducción Catalítica Selectiva (RCS) es considerado el mejor sistema de control disponible de NOx, capaz de reducir las emisiones de NOx hasta 5 ppm. El sistema trabaja inyectando vapor de amoníaco (NH3) en los gases de combustión, los cuales después pasan por un material catalizador. La reacción química resultante reduce r educe los NOx en agua y nitrógeno sustancias inofensivas. Aunque según la ONTARIO CLEAN AIR ALLIANCE, la instalación de unidades de RCS requiere el uso de anhídridos de amoníaco, una sustancia extremadamente peligrosa, el amoníaco es tóxico si es inhalado y puede irritar y quemar la piel, ojos, nariz o garganta. Los vapores de amoníaco pueden formar una mezcla explosiva cuando son mezclados con el aire. Además el amoníaco que no se combina con los NOx en los procesos de RCS genera la creación y liberación de material particulado muy fino y óxidos de nitrógeno. Otra desventaja que tiene la RCS es que la reacción es dependiente de la temperatura de los gases de salida, por esta razón la reducción de NOx utilizando RCS es limitada en ciclos combinados. LA EXPERIENCIA DE GE Las turbinas de gas General Electric (GE) tecnología F (Frame 9FA) responden a la necesidad de alta eficiencia y alta están equipadas con ambiente, sistemas de deppm bajas emisiones de NOx, las confiabilidad, turbinas son amigables con el medio concombustión niveles de 25 o menos de NOx. Mas de 255 turbinas de gas GE tecnología F operan en plantas termoeléctricas alrededor del mundo. Las turbinas de gas también tam bién están equipadas para quemar combustible destilado como respaldo para el gas natural, y están provistas con un sistema de inyección de agua para reducir las emisiones de NOx mientras operan con el combustible de respaldo.

 

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CONCLUSIONES Se ha realizado un estudio de los diferentes métodos de control de las emisiones de NOx encontrándose que: Tanto la inyección de agua o de vapor como la humidificación en cascada son métodos ampliamente utilizados, baratos pero que no producen los resultados exigidos por las normas existentes de emisiones de NOx.

 

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Los combustores eneconómico NOx según el estudio, han inicial demostrado sergrande. una buena alternativa desde elsecos puntobajos de vista ya que la inversión no es muy La reducción catalítica selectiva (RCS) disminuye considerablemente considerablemente las emisiones de NOx, sin embargo por la inyección de vapor de amoníaco se presentan presentan inconvenien inconvenientes tes para la salud humana y el medio ambiente. Cabe anotar que el esfuerzo de los diferentes fabricantes de turbinas de gas está encaminado en desarrollar tecnologías que permitan llevar las emisiones de NOx a un dígito de partes por millón (ppm)

FUNDAMENTOS DEL CONTROL DE LAS TURBINAS A GAS (Extraído de la Revista TURBOLOGIAS N°1) Actualmente las turbinas de gas son ampliamente utilizadas enMW) aplicaciones deacidad generación de energía eléctrica. En México En actualmente el el 31.97% (15,590 de la capacidad cap instalada efectiva utiliza la tecnología de turbinas de gas en el esquema de ciclo combinado y el 5.14%

 

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(2,509 MW) de la capacidad efectiva corresponde a generación a base de turbinas de gas en configuración de ciclo simple. En una turbina de gas tenemos como entradas al proceso el combustible que se inyecta en la máquina así como el flujo de aire a través de ella, y se tienen como salidas del proceso el torque mecánico disponible en la flecha y los gases calientes de escape. Debido a esto la principal función del sistema de control en una turbina de gas es la de limitar y controlar el flujo de

combustible suministrado al sistema de combustión para asegurar que las condiciones de operación se lamantengan operación de turbina. dentro de lo deseado y no se excedan los límites permisibles de Una turbina de gas puede ser representada utilizando el modelo mostrado en la figura 36. Este modelo es válido para representar el comportamiento de la turbina de gas en el rango de operación normal de la máquina que es entre el 95%-107% de velocidad nominal.

Fig 40. Modelo simplificado simplificado del control de una turbina turbina a gas Como se ve en el modelo existen tres lazos independientes de control que están tratando de controlar el combustible de la máquina en todo momento. Estos son el lazo de control de temperatura, el lazo de control de velocidad/carga y el lazo de control de aceleración. Estos tres lazos son lazos cerrados, es decir tienen una señal de referencia y una señal de retroalimentación y su regulador tiende a que el error entre éstas dos señales sea cero. El lazo de control de velocidad  velocidad  : es el lazo que toma el control del combustible durante la operación normal de la turbina mientras que del combustible en caso de que condiciones anormales se presenten en la turbina de gas. La salida de cada uno de los tres lazos de control entra a un selector de valor mínimo, de manera que el valor de la referencia de combustible será igual a la salida del lazo de control que pida la menor cantidad de combustible. Lazo de Velocidad/Carga El lazo de velocidad/carga tiene como objetivo regular la velocidad de la turbina Este lazo tratará de controlar el combustible de gas para mantener la velocidad de la flecha de la turbina (Vel flecha) al  valor de una cierta referencia (Vel ref). Si la turbina de gas esta acoplada a un

 

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generador eléctrico y éste a su vez es sincronizado a una red eléctrica, la velocidad de la flecha queda determinada por la velocidad de rotación del campo magnético giratorio en el estator del generador. Debido a este fenómeno al incrementar la referencia de Velocidad del lazo de velocidad/carga la velocidad no se incrementará, resultando en un aumento de la potencia mecánica disponible en la flecha lo que se traducirá como potencia real generada (Watts) en el generador eléctrico. Lazo dedeTemperatura : El lazo temperatura controlará el combustible la  la  turbina gas con el objetivo de de mantener la máxima temperatura temperatura    de fuego suministrado en la maquina.a La temperatura de fuego se puede definir como la temperatura de los gases calientes a la salida del sistema de  de  combustión y antes de entrar a la etapa de expansión en la turbina  turbina   para producir trabajo mecánico. Al llegar esta temperatura a su  su   máximo valor permitido, debido a las limitaciones físicas de los  los  materiales en el hardware de combustión y turbina, el lazo de control  control   de temperatura limitará el combustible suministrado a la turbina  turbina  para no sobrepasar las condiciones de operación a la que fue  fue   diseñada la turbina. Es decir cuando el control de temperatura esté  esté  controlando el suministro de combustible a la unidad será cuando se  se   haya alcanzado la máxima temperatura de fuego permisible y en este  este   momento la unidad estará dando la máxima potencia mecánica  mecánica disponible en la flecha.  Lazo de Aceleración: El lazo de aceleración protegerá a la unidad de posibles aceleraciones aceleraciones  fuera de los límites permisibles el rotormecánica de la turbina.  turbina.   Debido a transitorios en en la carga entregada en la flecha, la  unidad podrá presentar cambios bruscos en la aceleración del rotor. Por otro lado durante un arranque desde velocidad cero, el sistema de arranque de la turbina de gas incrementará la velocidad de la flecha hasta que la combustión pueda controlar la velocidad regulando el combustible. Durante este proceso se tendrán valores altos de aceleración en el rotor. Esta sobre aceleración podría resultar catastrófica si se sobrepasan los límites de esfuerzos mecánicos permisibles en el rotor. Debido a lo anterior el lazo de aceleración tendrá una referencia igual al valor máximo de aceleración permisible y en caso de que la aceleración real de la máquina sobrepase esta referencia, regulará la salida para mantener la aceleración siempre por debajo del máximo permisible. Lazos Secundarios: Existen también otros lazos de control de combustible a los que les llamaremos lazos secundarios. Dentro de los lazos secundariosenseelencuentran en lazo considerado de arranque y el lazo de paro. Estos lazos no controlan el combustible rango de velocidad considera do como normal para una turbina de gas (95% - 107%). El lazo de arranque como su nombre lo indica controlará el combustible suministrado a la turbina durante el proceso de arranque de la turbina de gas. Este lazo es un lazo de control abierto, es decir regulará a cierta referencia de combustible y dependiendo de ciertos eventos, ligado principalmente a valores específicos de velocidad de la flecha, cambiará la referencia hasta llegar al 100% de velocidad nominal en donde el lazo de control de velocidad/carga tomará el control de la unidad.