Josiel Corbera Terrones - Diseño de Una Central Termoeléctrica de Ciclo Combinado Con Cogeneración

DISEÑO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN.

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA

1ERA MONOGRAFÍA DE FUERZA MOTRÍZ TÉRMICA

DISEÑO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN Realizado por: Josiel Corbera Terrones @maxijosiel www.elingenieromecanico.blogspot.com

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Tabla de contenido I.

INTRODUCCIÓN ........................................................................................ 5

II.

OBJETIVOS ................................................................................................ 6

III.

PLANTA TÉRMICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN .. 7

3.1. CICLO DE GAS ..................................................................................... 7 3.1.1. Desarrollo de las turbina de gas ................................................... 10 3.1.2. Desviación de los ciclos reales de turbina de gas en comparación con los idealizados .................................................................................... 10 3.1.3. CICLO BRAYTON CON REGENERACIÓN ................................. 10 3.1.4. Ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración ............................................................................................. 12 3.2. CICLO DE VAPOR .............................................................................. 14 3.2.1. Análisis de energía del ciclo Rankine ideal ................................... 15 3.2.2. Desviación de los ciclos de potencia de vapor reales respecto de los idealizados........................................................................................... 15 3.2.3. ¿Cómo incrementar la eficiencia del ciclo Rankine? .................... 16 3.2.4. El ciclo Rankine ideal con recalentamiento .................................. 17 3.2.5. El ciclo Rankine ideal regenerativo ............................................... 18 3.3. CICLO COMBINADO .......................................................................... 20 3.3.1. ¿Qué es una central térmica de ciclo combinado? ....................... 20 3.3.2. Ventajas del Ciclo Combinado ...................................................... 22 3.4. COGENERACIÓN ............................................................................... 22 3.4.1. Ventajas de la cogeneración ........................................................ 25 IV.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA ............. 26

V.

INSTALACION PROPUESTA PARA SATISFACER LA DEMANDA ......... 31 5.1. INSTALACIÓN PROPUESTA ............................................................. 31

VI.

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA PLANTA........................................ 33

6.1. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE GAS ............................ 33 6.2. PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE VAPOR ....................... 35 VII. DISEÑO DE LA PLANTA TÉRMICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN ............................................................................................ 37 7.1. SOLUCIÓN DEL CICLO DE GAS ....................................................... 37 7.1.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE GAS ....................... 38 7.1.2. RELACIÓN AIRE COMBUSTIBLE ESTEQUIOMÉTRICA ............ 39

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7.1.3. PUNTO 1 ...................................................................................... 39 7.1.4. PUNTO 2S .................................................................................... 39 7.1.5. PUNTO 2 ...................................................................................... 39 7.1.6. PUNTO 3 ...................................................................................... 39 7.1.7. PUNTO 4S .................................................................................... 40 7.1.8. PUNTO 4 ...................................................................................... 40 7.1.9. FLUJOS MÁSICOS ...................................................................... 41 7.1.10.

¿SE NECESITA POST COMBUSTIÓN?................................... 41

7.1.11.

PUNTO 5 ................................................................................... 42

7.1.12.

PUNTO 6 ................................................................................... 42

7.1.13.

POTENCIA DEL COMPRESOR ................................................ 42

7.1.14.

POTENCIA DE LA TURBINA DE GAS...................................... 43

7.1.15.

POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN ..... 43

7.1.16. POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE POST COMBUSTIÓN .......................................................................................... 43 7.2. SOLUCIÓN DEL CICLO DE VAPOR .................................................. 44 7.2.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE VAPOR .................. 45 7.2.2. PUNTO 7 ...................................................................................... 46 7.2.3. PUNTO 8 ...................................................................................... 46 7.2.4. PUNTO 9 ...................................................................................... 46 7.2.5. PUNTO 10 .................................................................................... 46 7.2.6. PUNTO 11s .................................................................................. 47 7.2.7. PUNTO 11 .................................................................................... 47 7.2.8. PUNTO 12s .................................................................................. 47 7.2.9. PUNTO 12 .................................................................................... 48 7.2.10.

PUNTO 13 ................................................................................. 48

7.2.11.

PUNTO 14 ................................................................................. 48

7.2.12.

PUNTO 15s ............................................................................... 48

7.2.13.

PUNTO 15 ................................................................................. 49

7.2.14.

PUNTO 16s ............................................................................... 49

7.2.15.

PUNTO 16 ................................................................................. 49

7.2.16.

PUNTO 17 ................................................................................. 50

7.2.17.

POTENCIAS.............................................................................. 53

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VIII. PARÁMETROS DE SALIDA ................................................................... 55 8.1. EFICIENCIA DEL CICLO DE GAS ...................................................... 55 8.2. RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA OBTENCIÓN DE POTENCIA 55 8.3. RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA GENERACIÓN DE CALOR 55 8.4. FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LA PLANTA ...................................... 55 8.5. ÍNDICE CALOR – ELECTRICIDAD..................................................... 55 IX.

SELECCIÓN DE EQUIPOS.................................................................... 55

9.1. TURBINA DE GAS .............................................................................. 55 9.2. TURBINA DE VAPOR ......................................................................... 56 X.

PROGRAMACIÓN EN EES ...................................................................... 58

XI.

CONCLUSIONES ................................................................................... 66

XII.

ANEXOS ................................................................................................ 67

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I.

INTRODUCCIÓN

En la actualidad uno de los factores más importantes a la hora de elegir una tecnología se basa en que esta tecnología sea amigable con el medio ambiente. Las centrales termoeléctricas se caracterizan por tener bajas eficiencias globales, alrededor de 35%, lo que significa que para producir energía eléctrica se necesitan grandes cantidades de energía primaria, lo que aquí en el Perú significa quemar grandes cantidades de combustibles. La quema de combustibles tiene la desventaja de producir compuestos nocivos para el medio ambiente como lo son el dióxido de carbono, óxidos de nitrógeno y compuestos sulfurados. En el Perú, el problema de la emisión de esos productos contaminantes se ha venido apaliando en los últimos años con la utilización de gas natural. A pesar del uso de gas natural, se requieren grandes cantidades de éste para producir una unidad eléctrica. Por ejemplo, para producir 100 unidades de energía eléctrica con tecnología convencional se necesitarían alrededor de 300 unidades de energía de combustible. Debido a esto surge la interrogante de cómo aprovechar mejor la energía de los combustibles para producir energía utilizable en la industria (energía eléctrica y energía térmica). Una de las tecnologías que maximizan la utilización de energía primaria es el concepto de la cogeneración, con el cual se producen simultáneamente energía eléctrica y energía térmica. Por ejemplo para producir 30 unidades de energía eléctrica y 55 unidades de energía térmica por medio de la cogeneración se necesitarían alrededor de 100 unidades de energía de combustible, lo cual significaría un importante ahorro de combustible ya que para producir las mismas unidades de energía por separado se requeriría de alrededor de 153 unidades de energía de combustible. Debido a esto, la cogeneración es un concepto muy importante que los estudiantes e ingenieros mecánicos debemos manejar. En este trabajo monográfico se quiere mostrar cómo se diseña una central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración, aplicando los conceptos claves aprendidos durante la carrera y en el curso de Fuerza Motriz Térmica. Además, vamos a hacer uso de una herramienta informática llamada Engineering Equation Solver (EES), el cual nos va a permitir resolver rápidamente el conjunto de ecuaciones que caracterizan nuestra planta de ciclo combinado con cogeneración.

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II.

OBJETIVOS

Los objetivos de este trabajo monográfico son:  

   

Proyectar una demanda de energía eléctrica en una región determinada por un periodo de 30 años. Proponer una instalación sucesiva por etapas que vaya satisfaciendo las demandas de energía eléctrica y energía térmica cada 10 años de la región escogida. Establecer los parámetros de diseño de la central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración. Diseñar la instalación propuesta con los parámetros de diseño. Seleccionar los equipos. Aplicar los conocimientos teóricos adquiridos en clases en el desarrollo de esta monografía.

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III.

PLANTA TÉRMICA COGENERACIÓN

3.1.

DE

CICLO

COMBINADO

CON

CICLO DE GAS Ilustración 1: Turbina de gas.

Las centrales termoeléctricas de gas utilizan como ciclo base el ciclo Brayton. Este ciclo, está integrado por cuatro procesos internamente reversibles: Ilustración 2: Diagrama de bloques del ciclo Brayton.

1-2 Compresión isoentrópica. 2-3 Adición de calor isobárica. 3-4 Expansión isoentrópica. 4-1 Rechazo de calor a presión constante. Los diagramas T-s y P-v se muestran a continuación:

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 3: Diagrama T-s y P-v del ciclo Brayton.

La temperatura más alta del ciclo ocurre al final del proceso de combustión (estado 3) y está limitada por la temperatura máxima que los alabes de la turbina pueden resistir La transferencia de calor hacia el fluido de trabajo y desde el fluido de trabajo es: ̇ ̇

̇

̇

̇

La eficiencia térmica del ciclo Brayton es: ̇ ̇ ̇

̇

Un parámetro característico de este ciclo es la relación de presiones:

La eficiencia térmica de un ciclo Brayton ideal como una función de la relación de presión se muestra a continuación:

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 4: Eficiencia del ciclo Brayton en función de la relación de presión.

En muchos diseños comunes la relación de presión de turbinas de gas varía de 11 a 16. Para valore fijos de y , el trabajo neto del ciclo Brayton aumenta primero con la relación de presión, después alcanza un máximo y finalmente disminuye. Ilustración 5: Trabajo neto en función de la relación de presión.

La fracción de trabajo de la turbina que se emplea para accionar el compresor se denomina relación del .trabajo de retroceso.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 6: Relación del trabajo de retroceso.

3.1.1. Desarrollo de las turbina de gas Los esfuerzos para mejorar la eficiencia del ciclo se concentran en tres áreas: a) Incrementar las temperaturas de entrada de la turbina. b) Incremento de las eficiencias de los componentes de turbomaquinaria. c) Adición de modificaciones al ciclo. 3.1.2. Desviación de los ciclos reales de turbina de gas en comparación con los idealizados Los ciclos reales de turbina de gas difieren del ciclo Brayton ideal por varias razones. Por un lado la disminución de presión durante los procesos de adición de calor y rechazo de calor es inevitable. Más importante es aun que la entrada de trabajo del compresor será mayor y la salida de trabajo real de la turbina será menor debido a las irreversibilidades. Ilustración 7: Ciclo real de una turbina de gas.

3.1.3. CICLO BRAYTON CON REGENERACIÓN Un ciclo Brayton con regeneración se muestra a continuación:

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 8: Ciclo Brayton con regeneración.

El correspondiente diagrama T-s es el siguiente: Ilustración 9: Diagrama T-s de un ciclo Brayton con regeneración.

La transferencia de calor reales y máximas de los gases de escape hacia el aire, pueden expresarse como: ̇ ̇ ̇ ̇

El alcance al que un regenerador se aproxima a un regenerador ideal se llama eficacia o efectividad y se define como ̇ ̇ La eficiencia térmica se muestra en la siguiente figura para diversas relaciones de presión, así como para relaciones de temperatura mínima a máxima

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 10: Eficiencia térmica de un ciclo Brayton con regeneración en función de la relación de presión.

3.1.4. Ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración Una máquina de turbina de gas con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración se muestra a continuación Ilustración 11: Ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración.

El correspondiente diagrama T-s es el siguiente

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 12: Diagrama T-s del ciclo Brayton con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración.

Si el número de etapas de compresión y expansión aumenta, el ciclo ideal de turbina de gas con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración se aproxima al ciclo Ericsson, como se ilustra en la siguiente figura: Ilustración 13: Cuando el número de etapas de compresión y expansión aumenta, el ciclo de turbina de gas con interenfriamiento, recalentamiento y regeneración se aproxima al ciclo ideal de Ericsson.

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3.2.

CICLO DE VAPOR Ilustración 14: Instalación de una planta de vapor.

El ciclo ideal para las centrales termoeléctricas de vapor es el ciclo Rankine. El ciclo Rankine no incluye ninguna irreversibilidad interna y está compuesto de los siguientes cuatro procesos: 1-2 Compresión isoentrópica en una bomba. 2-3 Adición de calor a presión constante en una caldera. 3-4 Expansión isoentrópica en una turbina. 4-1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador. Ilustración 15: Ciclo Rankine ideal.

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El diagrama T-s es el siguiente Ilustración 16: Diagrama T-s de un ciclo Rankine ideal.

3.2.1. Análisis de energía del ciclo Rankine ideal

La eficiencia térmica del ciclo Rankine es

3.2.2. Desviación de los ciclos de potencia de vapor reales respecto de los idealizados El ciclo real de potencia de vapor difiere del ciclo Rankine ideal, como resultado de las irreversibilidades de los diversos componentes. La fricción del fluido y las pérdidas de calor hacia los alrededores son las dos fuentes más comunes de irreversibilidades.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 17: Ciclo real de potencia de vapor y su correspondiente diagrama T-s.

3.2.3. ¿Cómo incrementar la eficiencia del ciclo Rankine? Para incrementar la eficiencia del ciclo Rankine se emplean mayormente las siguientes 3 maneras 3.2.3.1.

Reducción de la presión del condensador Ilustración 18: Efecto de la reducción de la presión del condensador.

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3.2.3.2.

Sobrecalentamiento del vapor a altas temperaturas Ilustración 19: Efecto de sobrecalentar el vapor.

3.2.3.3.

Incremento de la presión de la caldera Ilustración 20: Efecto de incrementar la presión de la caldera.

3.2.4. El ciclo Rankine ideal con recalentamiento ¿Cómo podemos aprovechar las mayores eficiencias a presiones más altas de la caldera sin tener que enfrentar el problema de humedad excesiva en las etapas finales de la turbina? El recalentamiento es una solución práctica al problema de humedad excesiva en turbinas y es comúnmente utilizada en modernas centrales eléctricas de vapor.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 21: Ciclo Rankine con recalentamiento.

La temperatura promedio a la que se transfiere el calor durante el recalentamiento aumenta cuando se incrementa el número de etapas de recalentamiento. Ilustración 22: Efecto de aumentar en número de etapas de recalentamiento.

3.2.5. El ciclo Rankine ideal regenerativo El ciclo Rankine ideal regenerativo utiliza calentadores de agua de alimentación para disminuir el calor necesario que entra al ciclo Rankine ideal. Existen 2 tipos de calentadores de agua de alimentación. El primero es el calentador abierto de agua de alimentación el cual es básicamente una cámara de mezclado. El segundo es el calentador cerrado de agua de alimentación el cual es un intercambiador de calor. A continuación se muestran algunas instalaciones donde se hace uso de calentadores de agua de alimentación con sus respectivos diagramas T-s

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 23: Ciclo Rankine con un calentador de agua de alimentación abierto.

Ilustración 24: Ciclo Rankine con un calentador de agua de alimentación cerrado y uno abierto.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 25: Ciclo Rankine con un calentador de agua de alimentación abierto y tres cerrados.

3.3.

CICLO COMBINADO

3.3.1. ¿Qué es una central térmica de ciclo combinado? La central térmica de ciclo combinado es aquella donde se genera electricidad mediante la utilización conjunta de dos turbinas:  

Un turbogrupo de gas. Un turbogrupo de vapor.

Es decir, para la transformación de la energía del combustible en electricidad se superponen dos ciclos: 



El ciclo de Brayton (turbina de gas): toma el aire directamente de la atmósfera y se somete a un calentamiento y compresión para aprovecharlo como energía mecánica o eléctrica. El ciclo de Rankine (turbina de vapor): donde se relaciona el consumo de calor con la producción de trabajo o creación de energía a partir de vapor de agua.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 26: Ciclo combinado vapor – aire.

Ilustración 27: Diagrama T-s de un ciclo combinado.

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3.3.2. Ventajas del Ciclo Combinado Las características principales de las centrales térmicas de ciclo combinado son:        

Flexibilidad. La central puede operar a plena carga o cargas parciales, hasta un mínimo de aproximadamente el 45% de la potencia máxima. Eficiencia elevada. El ciclo combinado proporciona mayor eficiencia por un margen más amplio de potencias. Sus emisiones son más bajas que en las centrales térmicas convencionales. Coste de inversión bajo por MW instalado. Periodos de construcción cortos. Menor superficie por MW instalado si lo comparamos con las centrales termoeléctricas convencionales (lo que reduce el impacto visual). Bajo consumo de agua de refrigeración. Ahorro energético en forma de combustible

3.4.

COGENERACIÓN

Muchos sistemas o dispositivos requieren la entrada de energía en forma de calor, también denominado calor de proceso. Algunas industrias que se sustentan en procesos de calor son la química, de pulpa y papel, producción y refinación de petróleo, fabricación de acero, procesamiento de alimentos y textiles. El calor de proceso en estas industrias suele suministrarse por medio de vapor entre 5 a 7 atmósferas y 150 a 200 °C. La energía se transfiere al vapor quemando carbón, petróleo, gas natural u otro combustible en un horno. A continuación se examina la operación de una planta con un proceso de calentamiento. Descartando cualquier pérdida térmica en las tuberías, se considera que todo el calor transferido hacia el vapor en la caldera se usa en las unidades de calentamiento de proceso, como se muestra en la siguiente figura: Ilustración 28: Planta con un proceso de calentamiento.

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Por consiguiente, el calentamiento de proceso se asemeja a una operación perfecta, prácticamente sin desperdicio de energía. Sin embargo, según el punto de vista de la segunda ley, las cosas no son tan perfectas. La temperatura de los hornos por lo general es muy alta (alrededor de 1400 °C), por lo tanto la energía en el horno es de muy alta calidad. Esta energía de alta calidad se transfiere al agua para producir vapor a aproximadamente 200 °C o una temperatura menor (un proceso altamente irreversible). Asociada con esta irreversibilidad está, desde luego, una pérdida de exergía o potencial de trabajo. Simplemente no es sensato utilizar energía de alta calidad para llevar a cabo una tarea que podría efectuarse con energía de baja calidad. Las industrias que utilizan grandes cantidades de calor para sus procesos también consumen una gran cantidad de energía eléctrica. Por consiguiente, desde el punto de vista de la ingeniería es más económico utilizar el potencial de trabajo ya existente para producir energía en vez de permitir que se desperdicie. El resultado es una central que produce electricidad mientas cubre los requerimientos de calor de ciertos procesos industriales. Una central de este tipo es llamada planta de cogeneración. En general, la cogeneración es la producción de más de una forma útil de energía (como calor de proceso y energía eléctrica) a partir de la misma fuente de energía. Tanto un ciclo de turbina de vapor como una turbina de gas, o incluso un ciclo combinado, pueden utilizarse como ciclos de potencia en una planta de cogeneración. El esquema de una planta ideal con cogeneración con turbina de vapor se muestra en la siguiente figura Ilustración 29: Cogeneración con turbina de vapor.

Suponga que esta planta va a suministrar calor de proceso ̇ a 500 KPa y a una tasa de 100 KW. Para cumplir esta demanda, el vapor se expande en

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la turbina hasta una presión de 500 KPa, produciendo potencia a una tasa de 20 KW. El flujo de vapor puede ajustarse de manera que éste salga de la sección de calentamiento como líquido saturado a 500 KPa. Después el vapor se bombea hasta la presión de la caldera y se calienta en ésta hasta el estado 3. El trabajo de la bomba suele ser muy pequeño y puede ser ignorado. Si se descarta toda pérdida de calor, la tasa de entrada de calor en la caldera se determina a partir de un balance de energía de 120 KW. La planta de cogeneración ideal de turbina de vapor anteriormente descrita no es práctica porque no puede ajustarse a las variaciones en la potencia y en las cargas de calor de proceso. El esquema de una planta de cogeneración más práctica se muestra en la siguiente figura Ilustración 30: Planta de cogeneración con carga variable.

Bajo condiciones normales de operación, una parte de vapor se extrae de la turbina a cierta presión intermedia predeterminada . El resto de vapor se expande hasta la presión del condensador y después se enfría a presión constante. El calor rechazado desde el condensador representa el calor de desecho en el ciclo. En los momentos de gran demanda de calor de proceso, todo el vapor se envía a las unidades de calentamiento de proceso mientras que nada se manda al condensador. De este modo, el calor de desecho es cero. Si esto no es suficiente, se estrangula una parte del vapor que sale de la caldera mediante una válvula de expansión o reducción de presión hasta la presión de extracción y se envía a la unidad de calentamiento de proceso. El máximo calentamiento de proceso se alcanza cuando todo el vapor que sale de la caldera pasa a través de la válvula reductora de presión. De este modo, ninguna potencia se produce. Cuando no hay demanda de calor para proceso, todo el vapor pasa a través de la turbina y el condensador, y la planta de cogeneración opera como una central termoeléctrica ordinaria de vapor. Las tasas de entrada de calor, calor rechazado y el suministro de calor de proceso,

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así como la potencia producida en esta planta de cogeneración, se expresa como: ̇ ̇ ̇ ̇ ̇ ̇ Para una planta de cogeneración es apropiado definir un factor de utilización como ̇ ̇ ̇ También es interesante definir la relación calor – electricidad

3.4.1. Ventajas de la cogeneración Las ventajas de la cogeneración son las siguientes: 







Alta eficacia, lo que significa menor consumo de combustible y menores emisiones de CO2 o de otro tipo y por ende, una contribución al desarrollo sostenible. Significa menos pérdidas en la red eléctrica, debido a que las instalaciones suelen estar más cerca del punto de consumo, facilitando así una generación más distribuida. Mayor competencia entre productores de electricidad, debido a que la tecnología de la cogeneración permite que entren en el mercado nuevos competidores. Oportunidades de creación de nuevas empresas. Fundamentalmente PYME, empresas en colaboración y otras fórmulas de cooperación entre partes interesadas.(de la industria, la electricidad, la tecnología)

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 31: Producción separada de energía vs cogeneración

En la figura anterior se puede apreciar claramente que el uso de la cogeneración implica menor uso de energía primaria. Por ejemplo, para producir de manera separada 38 unidades de energía eléctrica y 45 unidades de energía térmica se necesitan 148 unidades de energía primaria. Por lo contrario, mediante la producción en cogeneración de las mismas unidades de energía eléctrica y energía térmica se necesitan 100 unidades de energía primaria.

IV.

PROYECCIÓN DE LA DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA

Para determinar la proyección de la demanda de potencia eléctrica, usaremos como referencia el documento Indicadores Del Subsector Eléctrico por Regiones 2010 del Ministerio de Energía y Minas (Ver Anexos) El departamento donde tenemos planeado instalar nuestra planta termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración es el departamento de Lambayeque. En la siguiente ilustración se puede apreciar el consumo de energía eléctrica per cápita y participaciones por regiones

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 32: Consumo de energía eléctrica per cápita y por regiones.

De la imagen anterior podemos ver que el consumo de energía eléctrica total del departamento de Lambayeque en el año 2010 fue de

Por otro lado, en la siguiente ilustración podemos apreciar la energía eléctrica generada en el año 2010 en el departamento de Lambayeque

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 33: Generación de energía eléctrica por regiones.

De la imagen anterior observamos que

Ahora, la deficiencia en la producción de energía eléctrica en el departamento de Lambayeque en el año 2010 es

Ahora tomando como referencia una cantidad de 8760 horas anuales de funcionamiento de la planta. La potencia media a instalar en el año 2010 será

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Para calcular la proyección de la potencia media en el año 2044, usaremos la siguiente relación

Donde : Crecimiento anual de la demanda. : periodo de proyección en años. Ahora, al valor del crecimiento anual de la demanda lo tomaremos como igual al valor del crecimiento poblacional del departamento. En la siguiente ilustración, podemos ver el porcentaje de crecimiento poblacional de varias regiones Ilustración 34: Crecimiento poblacional por regiones.

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De la imagen anterior, podemos ver que el crecimiento poblacional anual del departamento de Lambayeque es

Por lo tanto, tenemos:

Ahora suponiendo un valor de 0.70 para el coeficiente de utilización de la potencia instalada, tenemos

La potencia eléctrica de 135 MW, calculada anteriormente será satisfecha de manera acumulativa cada 10 años de la siguiente forma: Tabla 1: Distribución de la potencia.

Ciclo de Gas Ciclo de Vapor Potencia Total (MW) (MW) (KW) 67% 33% 100% Primera Década Segunda Década Tercera Década

30

15

45

60

30

90

90

45

135

Además, en nuestra central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración se va a generar calor de proceso. Este calor de proceso irá creciendo cada 10 años de la siguiente forma Tabla 2: Distribución del calor de proceso.

Calor de Proceso (MW) Primera Década Segunda Década Tercera Década

36 72 108

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V.

INSTALACION PROPUESTA PARA SATISFACER LA DEMANDA

5.1.

INSTALACIÓN PROPUESTA

La instalación propuesta para satisfacer la demanda de energía eléctrica y energía térmica será una instalación por etapas como se muestra en la siguiente ilustración (Para mayor claridad ver Anexos) Ilustración 35: Instalación por etapas propuesta para satisfacer la demanda de energía eléctrica y energía térmica.

En la siguiente ilustración se puede observar el esquema de la instalación de la central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración (Para mayor claridad ver Anexos)

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 36: Esquema de la instalación de ciclo combinado con cogeneración.

En la siguiente ilustración, se puede apreciar la instalación para el ciclo de gas Ilustración 37: Instalación para el ciclo de gas.

En la siguiente ilustración, se puede apreciar la instalación para el ciclo de vapor

32/65

DISEÑO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN.

www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 38: Instalación para el ciclo de vapor.

VI.

PARÁMETROS DE DISEÑO DE LA PLANTA

6.1.

PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE GAS Tabla 3: Parámetros de diseño del ciclo de gas.

Parámetro

Descripción

Valor

Es la presión atmosférica del sitio donde estará instalada la planta.

101.325 KPa

Es la temperatura promedio del medio ambiente del sitio donde estará instalada la planta.

24 °C (297 K)

Es la temperatura de los gases de escape (a la salida del caldero recuperador)

180 °C (453 K)

Es la relación de presiones

15

33/65

Observación Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo al sitio de instalación de la planta. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo al sitio de instalación de la planta. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de calderos recuperadores. Valor fijado por

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del ciclo de gas.

Es la eficiencia isoentrópica del compresor.

0.80

Es la eficiencia isoentrópica de la turbina de gas.

0.85

Es la eficiencia de conversión de la energía de los gases de combustión en energía mecánica en el eje.

0.97

Es la eficiencia de conversión del generador eléctrico. Es la eficiencia de la cámara de combustión. Es el poder calorífico inferior del gas natural. Es el porcentaje de aire teórico.

Es la eficiencia del caldero recuperador de calor.

0.96

0.95 45000

0.70

Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de calderos recuperadores. Valor para el GLP.

60 MW** 90 MW***

Es el calor específico a presión constante del aire y

34/65

Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de generadores. Valor típico fijado por nuestro grupo. Valor para el gas natural. Valor recomendado.

30 MW* ̇

Valor fijado por nuestro grupo.

3.4

Es el poder calorífico inferior del GLP.

Es la potencia neta en los terminales del generador.

nuestro grupo de acuerdo al catálogo de turbinas de gas industriales de la marca SIEMENS. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de compresores. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de turbinas de gas.

Valor proyectado por nuestro grupo en 30 años de servicio. *Para la primera década. **Para la segunda década. ***Para la tercera década. Asumimos iguales para el aire y los

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de los gases de combustión. Es la relación de calores específicos del aire. Es la relación de calores específicos de los gases de combustión.

6.2.

gases de combustión. 1.4

Valor para el aire

1.35

Este valor siempre es menor que el correspondiente para el aire.

PARÁMETROS DE DISEÑO DEL CICLO DE VAPOR Tabla 4: Parámetros de diseño del ciclo de vapor.

Parámetro

Descripción Es la presión máxima del ciclo de vapor.

Valor 12000 KPa

Es la temperatura máxima del ciclo de vapor.

510 °C (783 K)

Es la presión del calor de proceso.

500 KPa

Es la presión del condensador.

55 KPa

Es la eficiencia isoentrópica de la turbina de vapor.

0.87

Es la eficiencia de conversión de la energía del vapor en energía mecánica en el eje de la turbina de vapor. Es la eficiencia de conversión del generador

35/65

Observación Valor fijado por el Ing. Dulio. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a las limitaciones metalúrgicas de la turbina de vapor. Ver Anexos (Catálogo SIEMENS) Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los calores de proceso que se requieren en la industria (la mayoría entre 5 y 7 atmósferas). Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a la calidad del vapor a la salida de la turbina de vapor (x>90%) Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de turbinas de vapor.

0.97

Valor fijado por nuestro grupo.

0.96

Valor fijado por nuestro grupo de

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eléctrico.

Es la eficiencia isoentrópica de la bomba.

0.85

Es la eficiencia mecánica de la bomba.

0.97

Es la eficiencia del motor acoplado a las bombas.

0.96

15 MW* Es la potencia neta en los terminales del generador. ̇

30 MW** 45 MW***

36 MW* Es el calor de proceso que se requiere. ̇

72 MW** 108 MW***

̇

̇

Puntos 13 y 14

Es el flujo másico total de vapor en el ciclo de vapor.

24 Kg/s

Se considera que el agua en los puntos 13 y 14 sale como líquido saturado.

x=0

36/65

acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de generadores. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de bombas. Valor fijado por nuestro grupo. Valor fijado por nuestro grupo de acuerdo a los datos de ciertos fabricantes de motores. Valor proyectado por nuestro grupo en 30 años de servicio. *Para la primera década. **Para la segunda década. ***Para la tercera década. Valor establecido por nuestro grupo para 30 años de servicio. *Para la primera década. **Para la segunda década. ***Para la tercera década. Valor establecido por nuestro grupo de acuerdo a unos cálculos previos. Criterio fijado por nuestro grupo.

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VII.

DISEÑO DE LA PLANTA TÉRMICA DE CICLO COMBINADO CON COGENERACIÓN

A continuación se van a plantear todas las ecuaciones que describen a nuestra central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración. Posteriormente, estas ecuaciones serán escritas en el programa solucionador de ecuaciones llamado Engineering Equation Solver (EES) conjuntamente con las parámetros de diseño para acelerar el proceso de cálculo. Del mismo modo, cuando el sistema esté resuelto, podemos variar algunos de los parámetros de diseño para ver cómo afecta esta variación a los datos de salida.

7.1.

SOLUCIÓN DEL CICLO DE GAS

Como las 3 turbinas de gas que van a ser instaladas cada 10 años tienen los mismos parámetros de diseño, solo basta resolver para el caso de la primera década. Ilustración 39: Esquema del ciclo de gas.

37/65

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 40: Diagrama T-s del ciclo de gas propuesto.

7.1.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE GAS              

̇ Combustible de recalentamiento: GLP (

  

38/65

)

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7.1.2. RELACIÓN AIRE COMBUSTIBLE ESTEQUIOMÉTRICA El gas natural es una mezcla de gases con la siguiente composición volumétrica aproximada: 95.08 % de metano (CH4), 2.14 % de etano (C2H6) y 2.78 % de N2. La siguiente ecuación química, estequiométrica del gas natural:

plantea

la

reacción

de

combustión

Entonces:

Ahora calculamos la relación aire/combustible estequiométrica: (

)

(

)

7.1.3. PUNTO 1

7.1.4. PUNTO 2S

⁄

(

⁄

)

7.1.5. PUNTO 2

7.1.6. PUNTO 3 Para obtener

, hacemos un balance de energía en la cámara de combustión:

39/65

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 41: Cámara de combustión.

̇

̇

̇

Ahora dividimos la ecuación anterior entre ̇ ̇ ̇ ̇

̇

Como ̇

( ̇

̇

)

( ̇

)

Por lo tanto, tenemos lo siguiente:

(

(

) )

(

)

Reemplazando datos, tenemos:

Resolviendo, tenemos 7.1.7. PUNTO 4S

⁄

( ⁄

⁄

)

7.1.8. PUNTO 4

Ahora para poder determinar la temperatura en el punto 5, primero necesitamos determinar los flujos másicos en el ciclo de gas

40/65

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7.1.9. FLUJOS MÁSICOS ̇

[ ̇

̇

Teniendo en cuenta que ̇

(

[

] ) ̇

̇

( (

)

) ̇

̇ ] ̇

Resolviendo tenemos: ⁄ ̇

⁄ ̇

⁄ ̇

7.1.10. ¿SE NECESITA POST COMBUSTIÓN? La potencia disponible para el vapor en el caldero recuperador si es que no hay post combustión es ̇ ̇ ̇ ̇ En la sección 7.2 que trata sobre la solución del ciclo de vapor, vamos a obtener que para producir ̇ y un ̇ , el valor de la potencia que debe entrar en el ciclo de vapor es ̇ Por lo tanto, llegamos a la conclusión que sí es necesario utilizar un combustible para el recalentamiento ya que ̇

̇

.

7.1.10.1. FLUJO MÁSICO DE COMBUSTIBLE DE POST COMBUSTIÓN A continuación determinamos el flujo másico del combustible alternativo que en nuestro caso es GLP. ̇

̇

̇

̇

̇

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7.1.11.

PUNTO 5

Para determinar la combustión

, hacemos un balance de energía en la cámara de post Ilustración 42: Cámara de post combustión.

̇

( ̇

7.1.12.

̇

)

̇

PUNTO 6

Una vez calculadas las temperaturas y flujos másicos en todos los puntos del ciclo de gas, procedemos a calcular las potencias 7.1.13.

POTENCIA DEL COMPRESOR Ilustración 43: Compresor.

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̇ ̇ ̇ 7.1.14.

POTENCIA DE LA TURBINA DE GAS Ilustración 44: Turbina de gas.

̇ ̇ ̇ 7.1.15.

POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN Ilustración 45: Cámara de combustión.

̇ ̇

̇

̇ 7.1.16.

POTENCIA GANADA EN LA CÁMARA DE POST COMBUSTIÓN Ilustración 46: Cámara de post combustión.

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̇

( ̇

̇

)

̇

̇

7.2.

SOLUCIÓN DEL CICLO DE VAPOR Ilustración 47: Esquema del ciclo de vapor propuesto.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 48: Diagrama T-s del ciclo de vapor propuesto.

7.2.1. DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE VAPOR            

̇ ̇



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7.2.2. PUNTO 7

Estado: Vapor sobrecalentado

7.2.3. PUNTO 8

7.2.4. PUNTO 9

7.2.5. PUNTO 10

Estado: Vapor sobrecalentado (

)

(

)

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7.2.6. PUNTO 11s

Estado: Mezcla saturada líquido-vapor

7.2.7. PUNTO 11

Estado: Mezcla saturada líquido-vapor

7.2.8. PUNTO 12s

Estado: Mezcla saturada líquido-vapor

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7.2.9. PUNTO 12

Estado: Mezcla saturada líquido-vapor

7.2.10.

PUNTO 13

Estado: Líquido saturado

7.2.11.

PUNTO 14

Estado: Líquido saturado

7.2.12.

PUNTO 15s

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Estado: Líquido comprimido (

)

(

)

7.2.13.

PUNTO 15

Estado: Líquido comprimido (

)

(

)

7.2.14.

PUNTO 16s

Estado: Líquido comprimido (

)

(

)

7.2.15.

PUNTO 16

Estado: Líquido comprimido (

)

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(

)

7.2.16. PUNTO 17 Para hallar la , primero debemos determinar los flujos másicos: 7.2.16.1. Balance de energía en el calentador de proceso Ilustración 49: Calentador de proceso.

̇

7.2.16.2. Potencia de la turbina de vapor Ilustración 50: Turbina de vapor.

̇

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̇ 7.2.16.3. Potencia de la bomba 1 Ilustración 51: Bomba N° 1.

̇ ̇ 7.2.16.4. Potencia de la bomba 2 Ilustración 52: Bomba N° 2.

̇

̇

̇ 7.2.16.5. Potencia neta del ciclo de vapor ̇ ̇

̇

7.2.16.6. Relaciones de masas

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Resolvemos el sistema de ecuaciones I, II, III, IV, V, VI, VII, VIII y IX:

7.2.16.7. Entalpía en el punto 17 Ilustración 53: Cámara de mezcla.

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Hacemos un balance de energía en el mezclador:

Estado: Líquido comprimido (

)

(

)

7.2.17. POTENCIAS Una vez calculadas todas las entalpías y flujos másicos en todos los puntos del ciclo de vapor, procedemos a calcular las potencias 7.2.17.1. Potencia de la turbina de vapor Ilustración 54: Turbina de vapor.

̇ 7.2.17.2. Potencia de la bomba 1 Ilustración 55: Bomba N° 1.

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̇ 7.2.17.3. Potencia de la bomba 2 Ilustración 56: Bomba N° 2.

̇ 7.2.17.4. Potencia que entra al ciclo de vapor Ilustración 57: Caldero recuperador.

̇ 7.2.17.5. Potencia rechazada en el condensador Ilustración 58: Condensador.

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̇ ̇

VIII.

PARÁMETROS DE SALIDA

8.1.

EFICIENCIA DEL CICLO DE GAS ̇ ̇

8.2.

RENDIMIENTO POTENCIA

ENERGÉTICO

̇

LA

OBTENCIÓN

DE

̇

̇

8.3.

PARA

̇

RENDIMIENTO ENERGÉTICO PARA LA GENERACIÓN DE CALOR ̇ ̇

8.4.

̇

FACTOR DE UTILIZACIÓN DE LA PLANTA

̇

̇ ̇

̇

8.5.

̇

ÍNDICE CALOR – ELECTRICIDAD ̇

̇

IX.

̇

SELECCIÓN DE EQUIPOS

9.1.

TURBINA DE GAS

La marca Siemens nos ofrece la siguiente turbina industrial de gas modelo SGT-700 de una potencia de 32.82 MW, la cual satisface nuestro requerimiento de 30 MW. Para nuestro caso, cada 10 años, debemos instalar una turbina de gas de este modelo.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 59: Turbina de gas SGT-700.

9.2.

TURBINA DE VAPOR

La marca Siemens nos ofrece las siguientes turbinas de vapor industriales

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 60: Turbinas de vapor industriales de la marca Siemens.

De acuerdo a nuestros datos: escogemos la turbina Modelo requerimientos.

̇ SST-300,

y porque

cumple

Ilustración 61: Turbina de vapor Siemens modelo SST-300.

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, nuestros

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X.

PROGRAMACIÓN EN EES

El software Engineerin Equation Solver (EES) es un programa que nos permite acelerar el proceso de cálculo, ya que éste contiene una librería de propiedades termodinámicas de diferentes sustancias. A continuación, se presenta la programación de todas las ecuaciones que gobiernan nuestra planta termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración y se muestran los resultados Tabla 5: Programación en EES.

"!CICLO DE VAPOR" "!DATOS DE ENTRADA DE LA TURBINA DE VAPOR" P_turbina_vapor_entrada=12000 {en KPa} T_turbina_vapor_entrada=510+273 {en K} P_calentador_proceso=500 [KPa] P_condensador=55 [KPa] n_turbina_vapor=0.87 n_mecanica_turbina_vapor=0.97 n_generador=0.96 n_bomba=0.85 n_mecanica_bomba=0.97 n_motor_bomba=0.96 N_dot_vapor_neto=15000 [KW] Q_dot_proceso=36000 [KW] m[7]=24 "!Punto 7" P[7]=P_turbina_vapor_entrada T[7]=T_turbina_vapor_entrada h[7]=ENTHALPY(Steam,T=T[7],P=P[7]) s[7]=ENTROPY(Steam,T=T[7],P=P[7]) x[7]=QUALITY(Steam,T=T[7],P=P[7]) "!Punto 8" P[8]=P[7] T[8]=T[7] h[8]=h[7] s[8]=s[7] x[8]=x[7] "!Punto 9" P[9]=P[7] T[9]=T[7] h[9]=h[7] s[9]=s[7] x[9]=x[7] "!Punto 10"

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P[10]=P_calentador_proceso h[10]=h[8] T[10]=TEMPERATURE(Steam,h=h[10],P=P[10]) s[10]=ENTROPY(Steam,h=h[10],P=P[10]) x[10]=QUALITY(Steam,h=h[10],P=P[10]) "!Punto 11s" P_11s=P[11] s_11s=s[9] T_11s=TEMPERATURE(Steam,s=s_11s,P=P_11s) h_11s=ENTHALPY(Steam,s=s_11s,P=P_11s) x_11s=QUALITY(Steam,s=s_11s,P=P_11s) "!Punto 11" P[11]=P_calentador_proceso n_turbina_vapor=(h[9]-h[11])/(h[9]-h_11s) {aquí se calcula h[11]} T[11]=TEMPERATURE(Steam,h=h[11],P=P[11]) s[11]=ENTROPY(Steam,h=h[11],P=P[11]) x[11]=QUALITY(Steam,h=h[11],P=P[11]) "!Punto 12s" P_12s=P[12] s_12s=s[9] T_12s=TEMPERATURE(Steam,s=s_12s,P=P_12s) h_12s=ENTHALPY(Steam,s=s_12s,P=P_12s) x_12s=QUALITY(Steam,s=s_12s,P=P_12s) "!Punto 12" P[12]=P_condensador n_turbina_vapor=(h[9]-h[12])/(h[9]-h_12s) {aquí se calcula h[12]} T[12]=TEMPERATURE(Steam,h=h[12],P=P[12]) s[12]=ENTROPY(Steam,h=h[12],P=P[12]) x[12]=QUALITY(Steam,h=h[12],P=P[12]) "!Punto 13" P[13]=P_calentador_proceso x[13]=0 T[13]=TEMPERATURE(Steam,x=x[13],P=P[13]) h[13]=ENTHALPY(Steam,x=x[13],P=P[13]) s[13]=ENTROPY(Steam,x=x[13],P=P[13]) "!Punto 14" P[14]=P_condensador x[14]=0 T[14]=TEMPERATURE(Steam,x=x[14],P=P[14]) h[14]=ENTHALPY(Steam,x=x[14],P=P[14]) s[14]=ENTROPY(Steam,x=x[14],P=P[14]) "!Punto 15s" P_15s=P[15]

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s_15s=s[14] T_15s=TEMPERATURE(Steam,s=s_15s,P=P_15s) h_15s=ENTHALPY(Steam,s=s_15s,P=P_15s) x_15s=QUALITY(Steam,s=s_15s,P=P_15s) "!Punto 15" P[15]=P[16] n_bomba=(h_15s-h[14])/(h[15]-h[14]) {aquí se calcula h[15]} T[15]=TEMPERATURE(Steam,h=h[15],P=P[15]) s[15]=ENTROPY(Steam,h=h[15],P=P[15]) x[15]=QUALITY(Steam,h=h[15],P=P[15]) "!Punto 16s" P_16s=P[16] s_16s=s[13] T_16s=TEMPERATURE(Steam,s=s_16s,P=P_16s) h_16s=ENTHALPY(Steam,s=s_16s,P=P_16s) x_16s=QUALITY(Steam,s=s_16s,P=P_16s) "!Punto 16" P[16]=P[17] n_bomba=(h_16s-h[13])/(h[16]-h[13]) {aquí se calcula h[16]} T[16]=TEMPERATURE(Steam,h=h[16],P=P[16]) s[16]=ENTROPY(Steam,h=h[16],P=P[16]) x[16]=QUALITY(Steam,h=h[16],P=P[16]) "!Calculos para determinar las masas" Q_dot_proceso=m[10]*h[10]+m[11]*h[11]-m[13]*h[13] {balance de energía en el calentador de proceso} W_dot_turbina_vapor=m[9]*h[9]-m[11]*h[11]-m[12]*h[12] W_dot_bomba_1=m[15]*h[15]-m[14]*h[14] W_dot_bomba_2=m[16]*h[16]-m[13]*h[13] N_dot_vapor_neto=W_dot_turbina_vapor*n_mecanica_turbina_vapor*n_gener ador-W_dot_bomba_1/(n_mecanica_bomba*n_motor_bomba)W_dot_bomba_2/(n_mecanica_bomba*n_motor_bomba) m[8]+m[11]+m[12]=m[7] m[9]=m[11]+m[12] m[10]=m[8] m[13]=m[8]+m[11] m[14]=m[12] m[15]=m[12] m[16]=m[8]+m[11] m[17]=m[7] "!Punto 17" P[17]=P[7] m[17]*h[17]=m[15]*h[15]+m[16]*h[16] {aquí se calcula h[17]} T[17]=TEMPERATURE(Steam,h=h[17],P=P[17]) s[17]=ENTROPY(Steam,h=h[17],P=P[17]) x[17]=QUALITY(Steam,h=h[17],P=P[17])

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"!Potencia que entra al ciclo de vapor" Q_dot_ciclo_vapor_entra=m[7]*h[7]-m[17]*h[17] "!Potencia rechazada en el ciclo de vapor" Q_dot_rechazado_ciclo_vapor=m[12]*h[12]-m[14]*h[14] "!CICLO DE GAS" P_atmosferica=101.325 T_ambiente=24+273 T_gases_escape=180+273 R_presion=15 n_compresor=0.80 n_turbina_gas=0.85 n_mecanica=0.97 n_combustion=0.95 PCI_GN=45000 L_0=16.31 {relación aire/combustible estequiométrica} alfa=3.4 PCI_GLP=45370 n_caldera=0.70 N_dot_gas_neto=30000 Cp_aire=1.0035 Cp_gases_1=1.0035 Cp_gases_2=1.0035 K_aire=1.4 K_gases_1=1.35 "!Punto 1" P[1]=P_atmosferica T[1]=T_ambiente "!Punto 2s" P_2s=P[2] T_2s=T[1]*(P_2s/P[1])^((K_aire-1)/K_aire) "!Punto 2" n_compresor=(T_2s-T[1])/(T[2]-T[1]) {aquí se obtiene T[2]} P[2]=P[1]*R_presion "!Punto 3" P[3]=P[2] PCI_GN*n_combustion=(alfa*L_0+1)*Cp_gases_1*T[3]-alfa*L_0*Cp_aire*T[2] {aquí se obtiene T[3]} "!Punto 4s" P_4s=P[4] T_4s=T[3]/((P[3]/P_4s)^((K_gases_1-1)/K_gases_1)) "!Punto 4"

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P[4]=P[5] n_turbina_gas=(T[3]-T[4])/(T[3]-T_4s) {aquí se obtiene T[4]} "Punto 5" P[5]=P[6] m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[4]+m_dot_GLP*PCI_GLP*n_combustion=m_d ot_gases_2*Cp_gases_2*T[5] {aquí se determina T[5]} "!Punto 6" P[6]=P_atmosferica T[6]=T_gases_escape "!Balance de masa en la cámara de combustión" m_dot_gases_1=m_dot_aire+m_dot_GN m_dot_aire=alfa*L_0*m_dot_GN "!Ecuación de la potencia neta en el ciclo de gas" (m_dot_gases_1*Cp_gases_1*(T[3]-T[4])-m_dot_aire*Cp_aire*(T[2]T[1]))*n_mecanica*n_generador=N_dot_gas_neto "!Potencia del compresor" W_dot_compresor=m_dot_aire*Cp_aire*(T[2]-T[1]) "!Potencia de la turbina de gas" W_dot_turbina_gas=m_dot_gases_1*Cp_gases_1*(T[3]-T[4]) "!Potencia en la cámara de combustión" Q_dot_camara_combustion=m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[3]m_dot_aire*Cp_aire*T[2] "!Potencia en la cámara de post combustión" Q_dot_camara_post_combustion=m_dot_gases_2*Cp_gases_2*T[5]m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[4] "!Potencia disponible para el vapor en el caldero recuperador sin post combustión con GLP" Q_dot_caldero_recuperador=m_dot_gases_1*Cp_gases_1*(T[4]T[6])*n_caldera "!Flujo másico de combustible alternativo para la post combustión GLP" m_dot_gases_1*Cp_gases_1*T[4]+m_dot_GLP*PCI_GLP*n_combustionQ_dot_ciclo_vapor_entra/n_caldera=m_dot_gases_2*Cp_gases_2*T[6] m_dot_gases_2=m_dot_gases_1+m_dot_GLP "!Parámetros de la planta" n_ciclo_gas=N_dot_gas_neto/(m_dot_GN*PCI_GN) n_electrico_planta=(N_dot_gas_neto+N_dot_vapor_neto)/(m_dot_GN*PCI_GN +m_dot_GLP*PCI_GLP) n_calor_planta=Q_dot_proceso/(m_dot_GN*PCI_GN+m_dot_GLP*PCI_GLP) factor_utilizacion=(N_dot_gas_neto+N_dot_vapor_neto+Q_dot_proceso)/(m_do

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t_GN*PCI_GN+m_dot_GLP*PCI_GLP) calorelectricidad=Q_dot_proceso/(N_dot_gas_neto+N_dot_vapor_neto) A continuación podemos ver los resultados Ilustración 62: Propiedades termodinámicas en todos los puntos de la planta.

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 63: Diversos cálculos hechos en esta monografía.

A continuación mostramos como afecta el parámetro máxima del ciclo de gas y el flujo másico de GLP ̇

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en la temperatura

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www.elingenieromecanico.blogspot.com Ilustración 64: Variación de algunos parámetros vs

De la figura anterior podemos observar que a partir de valores de menores que 3.316 se alcanzan temperaturas peligrosas para la turbina de gas.

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XI.  

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CONCLUSIONES Se logró proyectar una demanda de energía eléctrica en una región determinada por un periodo de 30 años. Se logró proponer una instalación sucesiva por etapas que vaya satisfaciendo las demandas de energía eléctrica y energía térmica cada 10 años en la región escogida. Se estableció los parámetros de diseño de la central termoeléctrica de ciclo combinado con cogeneración. Se diseñó la instalación propuesta con los parámetros de diseño. Se seleccionaron algunos de los equipos. Se aplicó los conocimientos teóricos adquiridos en clases en el desarrollo de esta monografía. El factor de utilización de nuestra planta salió 50%, el cual es un valor mediano para este tipo de plantas. Esto se debe a que el calor de proceso es pequeño en comparación con la potencia eléctrica total de la planta. La energía ganada en la cogeneración sube de manera importante el factor de utilización del ciclo. La estrangulación en la extracción para la cogeneración se realizó para poder tener un mayor calor latente y así aprovechar de mejor manera la energía disponible del vapor. La relación Q/E es igual a 0.8, el cual es una relación Q/E baja.

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XII.

ANEXOS

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