UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE BOLÍVAR FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA MECÁNICA Y MECATRÓNICA ANÁLISIS ENERGÉTICO, ECONÓMICO Y AMBIENTAL DE UNA HRSG EN LA CENTRAL DE COGENERACIÓN NO. 1 DE BIOFILM S.A. PLANTA CARTAGENA CARLOS ARTURO BOHORQUEZ MADRID CARTAGENA DE INDIAS AGOSTO DE 2012 UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE BOLÍVAR FACULTAD DE INGENIERÍAS PROGRAMA DE INGENIERÍA MECÁNICA Y MECATRÓN ANÁLISIS ENERGÉTICO, ECONÓMICO Y AMBIENTAL DE UNA HRSG EN LA CENTRAL DE COGENERACIÓN NO. 1 DE BIOFILM S.A. PLANTA CARTAGENA CARLOS ARTURO BOHORQUEZ MADRID Trabajo de grado presentado como requisito para optar al título de Ingeniero Mecánico. DOCENTE: BIENVENIDO SARRÍA LÓPEZ PhD, MSc, ME, Esp., Bch CARTAGENA DE INDIAS AGOSTO DE 2012 Cartagena D. T. y C., 10 de Agosto de 2012. Señores UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE BOLÍVAR Facultad de Ingeniería Mecánica y Mecatrónica Comité Evaluador de Trabajos de Grado Cordial saludo. Por medio de la presente, me permito someter a su consideración el trabajo de grado titulado “ANÁLISIS ENERGÉTICO, ECONÓMICO Y AMBIENTAL DE UNA HRSG EN LA CENTRAL DE COGENERACIÓN NO. 1 DE BIOFILM S.A. PLANTA CARTAGENA”, del estudiante CARLOS ARTURO BOHORQUEZ MADRID, para optar por el título de Ingeniero Mecánico. Cordialmente, _________________________ Carlos Arturo Bohórquez Madrid Cartagena D. T. y C., 10 de Agosto 2012. Señores UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE BOLÍVAR Facultad de Ingeniería Mecánica y Mecatrónica Comité Evaluador de Trabajos de Grado Cordial saludo. Por medio de la presente, me permito someter a consideración el trabajo de grado con título “ANÁLISIS ENERGÉTICO, ECONÓMICO Y AMBIENTAL DE UNA HRSG EN LA CENTRAL DE COGENERACIÓN NO. 1 DE BIOFILM S.A. PLANTA CARTAGENA”, elaborado por el estudiante CARLOS ARTURO BOHORQUEZ MADRID, en el que me desempeño como Director. Cordialmente. _______________________________ PhD. Bienvenido Sarría. Director de trabajo de grado Nota de aceptación _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ _____________________________ Firma del Presidente del Jurado _____________________________ Firma de Jurado _____________________________ Firma de Jurado Cartagena de Indias D.T. y C., 10 de Agosto de 2012. El autor expresa sus agradecimientos a: A Dios por darme la vida por infundir en mí la comprensión, la inteligencia y la perseverancia, para superar todos los retos. A mi madre y hermanos por estar siempre a mi lado incondicionalmente, apoyarme y aconsejarme siempre. A mi tutor PhD, MSc., ME, Esp., Bch. Bienvenido Sarria López por su valiosa ayuda y constantes aportes en la consecución de este trabajo. A M.E, Luis Fernando Bermúdez Valencia, al M.E, Jhonatan Miranda Miranda, al M.E Alfredo Acosta y al M.E, Esp. Edgardo Torres, por el apoyo brindado durante todas las etapas de elaboración de este trabajo. A Todas aquellas personas que me apoyaron durante todo mi proceso estudiantil y que con sus consejos hoy puedo alcanzar la meta de ser Ingeniero. CARLOS ARTURO BOHÓRQUEZ MADRID Tabla de contenido LISTA DE TABLAS ............................................................................................................ 1 LISTA DE ECUACIONES .................................................................................................. 1 SÍMBOLOS ........................................................................................................................ 1 SIGLAS ............................................................................................................................. 1 Cap. 1 ................................................................................................................................ 2 1.1. INTRODUCCION .................................................................................................... 3 1.2. OBJETIVO GENERAL ............................................................................................ 5 1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................................... 6 1.4. RESUMEN .............................................................................................................. 7 1.5. JUSTIFICACION ................................................................................................... 10 Cap. 2 .............................................................................................................................. 13 2.1. DEFINICIONES GENERALES. ............................................................................. 14 2.2. FUENTES DE ENERGÍAS .................................................................................... 15 2.2.4 Barreras del uso de energías limpias ................................................................. 26 2.3. COMBUSTIBLES .................................................................................................. 27 2.4. PANORAMA ENERGÉTICO ................................................................................. 33 2.2.4 En el Mundo ...................................................................................................... 33 2.1. EFICIENCIA ENERGÉTICA .................................................................................. 40 2.2. CENTRALES TÉRMICAS ..................................................................................... 41 2.7 IMPACTOS AMBIENTALES POR LA GENERACIÓN DE POTENCIA .................. 56 2.7.1 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD ANALIZADOS....................... 56 2.7.2 IMPACTO MEDIO AMBIENTALES ......................................................................... 57 2.7.3 UNIDAD DE MEDIDA DE LOS IMPACTOS MEDIOAMBIENTALES. ...................... 57 2.7.4 RESULTADO DEL ESTUDIO. ................................................................................ 58 2.7.5 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS POR TECNOLOGÍA. ....................................... 59 2.7.6 EMISION DE CO2 EN SUR AMERICA .................................................................... 59 2.7.7 MERCADO DE CO2 EN COLOMBIA. ..................................................................... 61 2.8 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA PLANTA DE BIOFILM S.A. ............................. 62 Cap. 3 .............................................................................................................................. 67 3.1. METODOLOGÍA ....................................................................................................... 68 3.2 Diagrama de flujo de la Central de cogeneración N0 1 de Biofilm .............................. 69 3.3 Descripción delas ecuaciones principales que rigen el cómputo térmico de la planta de estudio (central de cogeneración número 1 de la multinacional Biofilm) .......................... 70 3.3.1 Calculo del Heat Rate de la Turbina .................................................................. 71 3.3.2 Calculo de la eficiencia térmica de la turbina a gas ........................................... 72 3.3.3 Eficiencia térmica del consumidor de calor y productor de vapor o HRSG ......... 73 3.3.4 Calculo de la eficiencia térmica alcanzada por la Central de cogeneración. ...... 74 3.3.5 Calculo del Heat rate de la Central de cogeneración ........................................ 75 3.3.5.1 Método directo o de entrada y salida ................................................................. 75 3.3.5.2 Método indirecto o de las pérdidas .................................................................... 78 3.3.6 Metodología de cálculo del flujo y del calor especifico de los gases de escape . 86 3.3.7 Calculo del flujo de gases de escape. ................................................................ 88 3.3.8 Calculo de los parámetros del compresor (Trabajo, eficiencia y temperatura de salida del aire del compresor). ......................................................................................... 94 3.3.9 Coste del combustible. ...................................................................................... 98 3.3.10 Calculo del impacto ambiental ........................................................................... 98 3.3.11 Calculo de la entalpia de vapor y liquido por medio de coeficientes. .................. 99 Cap. 4 ............................................................................................................................ 103 4.1 SISTEMA DE CONTROL DE LA CENTRAL DE COGENERACIÓN No. 1 BIOFILM 104 4.2 LASOS DE CONTROL EN LA HRSG ................................................................. 104 4.3 LASOS DE CONTROL EN LA TURBINA ............................................................ 107 4.4 ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS EN LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 EN BIOFILM ........................................................................... 112 4.5 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN CON LOS QUE CUENTA LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 en BIOFILM ............................................................................ 112 4.6 INSTRUMENTOS Y MÉTODOS DE MEDICIÓN ................................................. 113 4.6.1 Medición de flujo .............................................................................................. 113 4.6.2 Mediciones de la cantidad de flujo de combustible gaseoso ............................ 113 4.6.3 Medición del flujo de agua y vapor ................................................................... 114 4.6.4 Ventaja de los tipos de medidores de flujo: ...................................................... 114 4.6.5 Medición de la temperatura del agua y del vapor generado ............................. 116 4.6.6 Medición de la temperatura de los Gases y del Aire ........................................ 118 Cap. 5 ............................................................................................................................ 122 5.1 MEDICIONES ..................................................................................................... 123 5.2 CALCULO DEL FLUJO Y CALOR ESPECÍFICO DE LOS GASES PRODUCTO DE LA COMBUSTIÓN ......................................................................................................... 124 5.3 CALCULO DEL CALOR ESPECÍFICO DE LOS GASES DE ESCAPE. .............. 127 5.3.1 Estimación del coeficiente “ ” ....................................................................... 128 5.3.2 Estimación del Coeficiente “ ” ...................................................................... 130 5.3.3 Estimación del coeficiente “ ” ........................................................................ 132 5.3.4 Calculo del coeficiente “ ” ............................................................................. 132 5.3.5 Calculo de “ ” ............................................................................................. 133 5.3.6 Resultados de calores específicos................................................................... 135 5.4 CALCULO DE PARÁMETROS TÉRMICOS PRINCIPALES ................................ 136 5.5 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA CALDERA EMPLEANDO EL MÉTODO DE LA ENTRADA Y LA SALIDA .......................................................................................... 139 5.5.1 Estimación de la energía que entra a la caldera. ............................................. 141 5.6 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG POR EL MÉTODO DE LAS PERDIDAS............................................................................................................. 143 5.6.1 Perdida por radiación. ...................................................................................... 143 5.6.2 Calculo de perdida por Convección. ................................................................ 145 5.6.3 Calculo de la perdida por chimenea. ................................................................ 147 5.6.4 Calculo de pérdidas por purgas. ...................................................................... 150 5.7 CALCULO DE PARÁMETRO DE LA TURBINA. ................................................. 153 5.7.1 Calculo del Heat Rate de la turbo gas ............................................................. 153 5.7.1 Calculo de la eficiencia de la turbo gas. ........................................................... 154 5.8 CALCULO DE LOS PARÁMETROS TÉRMICOS DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN. ........................................................................................................ 154 5.8.1 Calculo de la eficiencia de la planta de cogeneración. ..................................... 154 5.8.2 Calculo de Heat Rate de la planta de cogeneración. ....................................... 155 5.8.3 Resultado de cálculo de parámetros de la turbogas y la planta de cogeneración. 156 5.9 CALCULO DE PARÁMETROS DEL COMPRESOR. .......................................... 157 5.9.1 Calculo de la eficiencia Isentrópica del compresor. ......................................... 157 5.9.2 Calculo de la temperatura de descarga del compresor. ................................... 158 5.9.3 Calculo del trabajo del compresor. ................................................................... 159 5.10 CALCULO DEL COSTO DEL COMBUSTIBLE.................................................... 161 5.11 CALCULO DEL IMPACTO AMBIENTAL, POR CONSUMO DE COMBUSTIBLE. 163 Cap. 6 ............................................................................................................................ 169 6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES ............................................ 170 6.3 ANÁLISIS DE GRAFICAS ................................................................................... 171 6.4 GRÁFICOS DE EFICIENCIA DE LA TG EN FUNCIÓN DE LA POTENCIA GENERADA. ................................................................................................................. 175 6.5 GRÁFICOS HEAT RATE TURBOGAS VS POTENCIA GENERADA POR DÍA Y POR HORAS ................................................................................................................. 177 6.6 GRÁFICOS DE EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA DE VAPOR. ................................................................................................ 180 6.7 GRAFICA DE EMISIONES DE CO2 EN FUNCIÓN DE LA GENERACIÓN DE POTENCIA .................................................................................................................... 182 6.8 ANÁLISIS DE COSTES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA EN LA SENTAR DE COGENERACIÓN POR CONCEPTO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE. ............................................................................................................ 183 6.9 ANÁLISIS DE EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG APLICANDO EL MÉTODO DIRECTO. ..................................................................................................................... 185 6.9 ANÁLISIS DE PERDIDAS DE ENERGÍA EN LA CALDERA HRSG .................... 187 6.10 ANÁLISIS DE EFICIENCIA EMPLEANDO EL MÉTODO INDIRECTO ................ 190 6.11 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE EL AIRE REQUERIDO PARA REALIZAR LA COMBUSTIÓN EN EL QUEMADOR AUXILIAR DE LA HRSG Y LA CANTIDAD DE AIRE PRESENTE EN LOS GASES DE TG, Y EL COSTE INNECESARIO QUE REPRESENTA UTILIZAR EL VTF. ......................................................................................................... 192 6.11.1 CONSUMO INNECESARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EL USO DEL VTF. ...................................................................................................................................... 194 6.12 ANÁLISIS DE AHORRO QUE SE PUEDE ALCANZAR SI SE REDUCE LA CANTIDAD DE TSD EN EL AGUA DE LA HRSG. ......................................................... 196 6.13 IDENTIFICACIÓN DE FOCOS DE INEFICIENCIAS Y PROPUESTAS PARA LA MITIGACIÓN DE ESTAS. .............................................................................................. 198 6.14 PERDIDAS CONSIDERABLE EN GASES DE ESCAPE. ......... ¡Error! Marcador no definido. 6.14 CONSUMO ELÉCTRICO INNECESARIO EN VTF. .. ¡Error! Marcador no definido. 6.1 CONCLUSIONES ............................................................................................... 207 BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................. 209 ANEXOS ....................................................................................................................... 214 LISTA DE IMÁGENES Ilustración 1.1 Evolución del costo del petróleo de 1999 a 2011. .......................................... 10 Ilustración 1.2 Variación anual de emisiones de dióxido de carbono. ................................... 11 Ilustración 2.3 Central Hidroeléctrica. ......................................................................................... 19 Ilustración 2.4 Parque eólico. ....................................................................................................... 20 Ilustración 2.5 Plantas solares de torre. ..................................................................................... 21 Ilustración 2.6 Flujo de carbono en ecosistemas terrestres. ................................................... 23 Ilustración 2.7 Fusión nuclear. ................................................................................................. 24 Ilustración 2.8 El sol, fuente de energía nuclear. ...................................................................... 25 Ilustración 2.9 Proyección de la producción mundial de petróleo presentada por Hubert en 1997. ................................................................................................................................................ 28 Ilustración 2.10 descubrimiento anual de yacimientos de petróleo desde 1930. ................. 28 Ilustración 2.11 Proceso de formación del carbón. ................................................................... 30 Ilustración 2.12 Consumo mundial del gas natural. .................................................................. 32 Ilustración 2.13 Consumo mundial de energía en 2008. ......................................................... 35 Ilustración 2.14 Producción mundial de potencia en 2008. ..................................................... 35 Ilustración 2.15 Participación de energía primaria en países sudamericanos. .................... 36 Ilustración 2.16 Distribución de la potencia instalada y generación en la región CIER. ..... 37 Ilustración 2.17 Comparativo en Latinoamérica. Contenido de azufre en PPM................... 38 Ilustración 2.18 Muestra de la evolución en la calidad de la gasolina en Colombia. .......... 39 Ilustración 2.19 Sistema de cogeneración. ................................................................................ 40 Ilustración 2.20 producción convencional de potencia y vapor. ............................................. 41 Ilustración 2.21 Caldera de gran capacidad. ............................................................................. 43 Ilustración 2.22 Caldera de baja capacidad. .............................................................................. 44 Ilustración 2.23 Ciclo Rankine. ..................................................................................................... 46 Ilustración 2.24 Turbina a gas. ..................................................................................................... 48 Ilustración 2.25 esquema y diagrama T Vs S Para un siclo combinado. .............................. 51 Ilustración 2.26 sistema tradicional de Potencia. ...................................................................... 52 Ilustración 2.27 Sistema de Cogeneración con motor y generador. ...................................... 52 Ilustración 2.28 Dagrama de flujo de un Sistema de cogeneración. ..................................... 52 Ilustración 2.29 Diagrama de flujo de un sistema convencional de generación eléctrica. ........................................................................................ 52 Ilustración 2.30 Emisiones de CO en sur América. .................................................................. 60 Ilustración 2.31 Planta cogeneradora N0 2 de Biofilm S.A. ..................................................... 62 Ilustración 2.32Esquema del uso y distribución de los principales energéticos que se utilizan y generan en la central 1 ................................................................................................. 65 Ilustración 2.33 Uso de la energía eléctrica en la planta según procesos de producción. . 66 Ilustración 3.1 Esquema representativo de un corte superior a la HRSG 1. ..................................... 76 Ilustración 3.2 Estimación del Calor Perdido por Radiación. ............................................................ 81 Ilustración 3.3 Estimación del Calor Perdido por Convección. ............................................... 83 Ilustración 3.4 Estimación de la eficiencia de la Combustión con gas Natural (Para temperatura de los humos de 100 y 400). ...................................... ¡Error! Marcador no definido. Ilustración 3.5 Estimación de la eficiencia de la combustión con gas Natural (Para temperatura de los gases de escape de 400 y 1200) .................. ¡Error! Marcador no definido. Ilustración 3.6 siclo con turbina a Gas e Isetropico. ................................................................. 95 Ilustración 4.1 Laso de control que vigila la presión del vapor en el cabezal. .................... 105 Ilustración 4.2 Laso de control de combustión en la caldera. ............................................... 106 Ilustración 4.3 Laso de control de nivel de agua. .................................................................... 107 Ilustración 4.4 estructura jerárquica del control binario.......................................................... 109 Ilustración 4.5 Monitoreo de la tempera de los cojinetes. ...................................................... 110 Ilustración 4.6 Laso de control de una Turbogas. ................................................................... 111 Ilustración 4.7 dispositivo de tobera y tubo. ............................................................................. 115 Ilustración 4.8 Tubo Venturi. ....................................................................................................... 115 Ilustración 4.9 Tobos Venturi para medir flujo de aire. ........................................................... 116 Ilustración 4.10b Medidor de temperatura de resistencia eléctrica empleado un circuito más sofisticado. ............................................................................................................................ 117 Ilustración 4.10a medidor de temperatura de resistencia eléctrica utilizando un puente Whe ................................................................................................................................... 117 Ilustración 4.11 Relación entre la temperatura y la fem que en diversos termopares. ..... 118 Ilustración 4.12 magnitud de error observado al medir la temperatura del recinto de la caldera. .......................................................................................................................................... 119 Ilustración 4.13 Termopares. ...................................................................................................... 120 Ilustración 5.1 Concentración d componentes de combustible. ........................................... 124 Ilustración 6.1 siclo de generación de vapor real. ................................................................... 170 Ilustración 6.2 Eficiencia de la planta Vs Tiempo (Valores promedio). .......................................... 172 Ilustración 6.3 Eficiencia planta Vs tiempo (valores Para las 160 muestras realizadas). . 172 Ilustración 6.4 Eficiencia de la central de Cogeneración Vs potencia generada. .......... ¡Error! Marcador no definido. Ilustración 6.5 Eficiencia de la Central de cogeneración Vs Vapor generado. ................... 173 Ilustración 6.6 Eficiencia TG Vs Potencia generada por día (Valores promedio). ............. 175 Ilustración 6.7 Eficiencia TG Vs Potencia por hora. ............................................................... 175 Ilustración 6.8 HR Turbogas Vs Potencia generada (Valores promedio). .......................... 177 Ilustración 6.9 HT Turbogas Vs Potencia Generada. ............................................................. 178 Ilustración 6.10 Eficiencia HRSG Vs Vapor generado. .......................................................... 180 Ilustración 6.11 Eficiencia HRSG Vs %O En los Gases de escape. ......... ¡Error! Marcador no definido. Ilustración 6.12 Producción de CO2 Vs Potencia generada. ................................................ 182 Ilustración 6.13 representación de la proporción de costes de consumo de combustible en los diferentes equipos que conforman la central de cogeneración. ..................................... 184 Ilustración 6.14 Comportamiento de la eficiencia de la HRSF por el método directo para dos turnos durante los 20 día evaluados. ................................................................................ 186 Ilustración 6.15 diagrama de Pareto para la energía útil y las diferentes perdidas. .......... 188 Ilustración 6.16 Eficiencia de la HRSG método indirecto. ..................................................... 191 Ilustración 6.17 Ejemplo de un sistema SCADA. .................................................................... 201 Ilustración 6.18 Rotámetro metálico para grandes caudales (líquidos, gases y vapor). .. 202 Ilustración 6.19 Analizador de combustión, gas ambiente y emisiones (IP65, RS485 I FGA II). .................................................................................................................................................... 203 Ilustración 6.20 Características físicas y monitoreo del analizador. .................................... 203 Ilustración 6.21 diagrama de la central de cogeneración 1 Biofilm con el regenerador Instalado. ............................................................................................. ¡Error! Marcador no definido. Ilustración 6.22 Intercambiador de calor. ................................................................................. 205 Ilustración 6.23 Lazo de control de %O2. ...................................... ¡Error! Marcador no definido. Ilustración 6.24 Lazo de control de %O2 cuando se presenta una perturbación brusca en la operación del equipo. ........................................................................ ¡Error! Marcador no definido. LISTA DE TABLAS Tabla [1] ahorro que se pueden alcanzar si la TG y la HRSG trabajan a su máxima capacidad. ........................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Tabla [2] Energía perdida en gases de escape y posibles ahorros. ......... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 2.3 Parámetros nominales del Gas Natural .................................................................... 64 Tabla 5.1 Resultado del cálculo del calor específico y del flujo de gases de escape. ...... 135 Tabla 5.6 Pérdidas en gases de escape (Gases de Turbina y en los gases lado convencional). ............................................................................................................................... 148 Tabla 5.7 Valor de la eficiencia de la HRSG por el método directo e indirecto. ................ 151 Tabla 5.8 Valore de la eficiencia y el Heat Rate de la Turbina y la Planta. ........................ 156 Tabla 5.9 Valores de parámetros del compresor para 5 de los 20 días de trabajo. .......... 160 Tabla 5.10 Coste de combustible consumido en la central de cogeneración 1. (Para la generación de electricidad y vapor). ......................................................................................... 162 Tabla 5.11 Emisiones de CO2 por Kwh generado en la planta durante el muestreo realizado. ....................................................................................................................................... 164 Tabla 6.1 análisis varianza. .............................................................. ¡Error! Marcador no definido. Tabla 6.2 análisis de varianza. ................................................................................................... 173 Tabla 6.3 Análisis varianza. ........................................................................................................ 176 Tabla 6.4 Análisis de varianza. .................................................................................................. 178 Tabla 6.5 Análisis de varianza. .................................................................................................. 180 Tabla 6.6 Análisis de varianza. ........................................................ ¡Error! Marcador no definido. Tabla 6.7 Consumo de combustible en la TG y la HRSG, y el coste referente a dicho consumo. ....................................................................................................................................... 183 Tabla 6.8 Valores promedio de la eficiencia de la HRSG para los dos turnos evaluados. ........................................................................................................................................................ 185 Tabla 6.9 Análisis de pérdidas en HRSG en porcentaje........................................................ 187 Tabla 6.10 Valores promedios para la eficiencia de la HRSG para los dos turnos evaluados. ..................................................................................................................................... 190 Tabla 6.11 Influencia del porcentaje de oxígeno en los humos.. ¡Error! Marcador no definido. Tabla 6.12 ahorro que se pueden alcanzar si la TG y la HRSG trabajan a su máxima capacidad. ........................................................................................... ¡Error! Marcador no definido. Tabla 6.13 Energía perdida en gases de escape y posibles ahorros. ...... ¡Error! Marcador no definido. LISTA DE ECUACIONES Ecu. 3.1.Calculo del Heat Rate de la turbina………………………………………………71 Ecu. 3.2.Calculo del calor total entregado por el combustible al Combustor…………..71 Ecu. 3.3.Calculo del Calor sensible del combustible……………………………………..72 Ecu. 3.4.Calculo de la entalpia específica del combustible gaseoso...............................73 Ecu. 3.5.Calculo de la eficiencia térmica de la turbina a Gas……………………………74 Ecu. 3.6.Calculo de la eficiencia térmica de la HRSG…………………………………….75 Ecu. 3.7.Calculo de la eficiencia térmica alcanzada por la planta de cogeneración…..76 Ecu.3.8.Calculo del Heat Rate de la planta de Cogeneración……………………………76 Ecu.3.9.Calculo de la energía que es aprovechada por la HRSG……………………….77 Ecu.3.10.Calculo de la energía que entra a la HRSG…………………………………….77 Ecu.3.11.Calculo del consumo de combustible……………………………………………78 Ecu.3.12.Calculo de la eficiencia de la HRSG por el método de las perdidas…………79 Ecu.3.13.Calculo de las pérdidas de calor por radiación………………………………….84 Ecu.3.14.Calculo de las pérdidas de calor por convección……………………………….85 Ecu.3.15.Calculo de las pérdidas de calor por los gases de escape……………………85 Ecu.3.16.Calculo de las pérdidas de calor por la presencia de monóxido de carbono en los gases de escape……………………………………………………………86 Ecu.3.17.Calculo de las pérdidas de calor en las purgas………………………………..88 Ecu.3.18.Calculo del flujo de masa de las purgas…………………………………………89 Ecu.3.19.Combustión teórica del combustible……………………………………………..90 Ecu.3.20.Combustión real del combustible…………………………………………………90 Ecu.3.21.Calculo del flujo de aire en función de la composición química del combustible y del exceso de aire……………………………………………………………90 Ecu.3.22.Calculo del flujo de aire en función de la composición química del combustible y del exceso de aire es igual a 1……………………………………………..90 Ecu.3.23.Calculo del flujo de gases de escape en función de la composición química del combustible y del exceso de aire……………………………………………..91 Ecu.3.24.Calculo del calor específico de los gases de escape………………………….91 Ecu.3.25.Estimación del coeficiente a_C…………………………………………………..92 Ecu.3.26.Estimación del coeficiente a_m…………………………………………………..92 Ecu.3.27.Estimación del coeficiente b_N...................................................................... 92 Ecu.3.28.Estimación del coeficiente b_cp………………………………………………….93 Ecu.3.29.Estimación del coeficiente b_m…………………………………………………..93 Ecu.3.30.Estimación del coeficiente C_H………………………………………………….93 Ecu.3.31.Estimación del coeficiente C_cp…………………………………………………93 Ecu.3.32.Estimación del coeficiente C_m…………………………………………………93 Ecu.3.33.Calculo del coeficiente f_A……………………………………………………….94 Ecu.3.34.Calculo del coeficiente C_(p,A)………………………………………………….94 Ecu.3.35.Calculo del coeficiente f_m………………………………………………………94 Ecu.3.36.Calculo del coeficiente C_(p,c)………………………………………………….94 Ecu.3.37.Calculo del trabajo realizado por el Compresor............................................96 Ecu.3.38.Calculo de la temperatura de salida del aire del compresor…………………96 Ecu.3.39.Calculo de la eficiencia del compresor…………………………………………97 Ecu.3.40.Calculo del coeficiente de la eficiencia politripica.an entradas de índice…………………………………………………………………………...97 Ecu.3.41.Calculo del coste del combustible………………………………………………98 Ecu.3.42.Calculo del impacto ambiental…………………………………………………..99 Ecu.3.43.Cálculo de la entalpia de Vapor y Líquido por medio de coeficientes………99 SÍMBOLOS Símbolo Unidades Parámetro Potencia neta generada ̇ Flujo de combustible al combustor Valor calorífico interior Eficiencia térmica de la HRSG Eficiencia térmica alcanzada por la planta Eficiencia térmica alcanzada por la Turbina Heat rate de la planta * + Heat rate de la turbina a gas * + Consumo de combustible HRSG ̇ * + Flujo de combustible suplementario ̇ * + Flujo de vapor generado ̇ * + Flujo de combustible a la entrada del Combustor * + Densidad estándar del combustible ̇ * + Flujo másico de los gases de escape ̇ * + Flujo másico de gases estequiometrico SIGLAS HRSG Caldera de Recuperación (Heat Recovery Steam Generator). PPBO Polipropileno Biorientado. OPEC Organización de Países Exportadores de Petróleo (Organización of the petroleum Exporting Countries). ASME Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos CIER Comisión de Integración Energética Regional (participan 10 países de Sudamérica) PV Photovoltaic (Fotovoltaica) PPCS Plantas de potencia de concentración solar HCF Hidrocarburos Fósiles FRE Fuentes Renovables de Energía ER Energías Renovables SCADA Control de Supervisión y Adquisición de Datos MMTM Millones de Toneladas Métricas GEI Gases de efecto invernadero BID Banco Internacional de Desarrollo VTF Ventilador de Tiro Forzado TG Turbina a Gas CAPÍTULO 1. PRELIMINARES Cap. 1 CAPÍTULO 1. PRELIMINARES. 1.1. INTRODUCCIÓN 1.2. OBJETIVO GENERAL 1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS 1.4. RESUMEN 1.5. JUSTIFICACIÓN EN ESTE PRIMER CAPÍTULO SE PLANTEA LA PROBLEMÁTICA QUE SE BUSCA SOLUCIONAR EN EL PRESENTE TRABAJO DE GRADO. SE INICIA CON LA INTRODUCCIÓN A LA TEMÁTICA, LUEGO SE PLANTEAN EL GENERAL OBJETIVO A CUMPLIR, SEGUIDO DE LOS OBJETIVOS ESPECÍFICOS PARA ALCANZARLO, SE CONTINUA CON UN RESUMEN DE ESTE DOCUMENTO DONDE SE APRECIAN PRINCIPALMENTE LOS RESULTADOS OBTENIDOS CON LA EJECUCIÓN DE ESTE TRABAJO, PARA TERMINAR JUSTIFICANDO LA IMPORTANCIA LA EJECUCIÓN DE ESTE TRABAJO, ASÍ COMO LA IMPORTANCIA Y LOS BENEFICIOS DE LA EFICIENCIA ENERGÉTICA. 2 CAPÍTULO 1. PRELIMINARES 1.1. INTRODUCCION La energía ha jugado un papel indispensable en el desarrollo humano. A lo largo de la historia se ha procurado asegurar su disponibilidad como requisito para la supervivencia. En los últimos siglos la energía también ha significado la base de una evolución tecnológica de la mano de un progreso económico, social y cultural, lo que ha aumentado la demanda energética mundial en forma sostenida a una tasa alarmante, pero gracias a la disposición de ingentes cantidades de recursos en su mayoría de origen fósil, el ser humano ha suplido esta necesidad de energía, no obstante este contexto muestra desde hace años señales de agotamiento. La oferta de energía se ha desarrollado básicamente y en gran parte a partir de fuentes de energía tradicionales (combustibles fósiles e hidroelectricidad), esta situación ha generado una extraordinaria vulnerabilidad energética a causa de derivados tanto del carácter intrínsecamente finito de los recursos fósiles (limitación de las reservas), agravado por factores climáticos (sequías) y las exigencias sociales para que se limiten los impactos ambientales de las actividades energéticas. En este orden de ideas, el mercado energético ha entrado en una etapa de incertidumbre a causa del incremento de la demanda de los países emergentes y la creciente dificultad en lo que respecta al consumo de los combustibles fósiles y el impacto que causan al medio ambiente. Asimismo, existe un elevado consenso entre la comunidad científica acerca de que la acción del hombre es una de las principales causas del cambio que se está produciendo en el clima del planeta y que, dentro de esa acción, la responsabilidad de las actividades energéticas es de primer orden. Sumado a todo esto, el factor geoespacial, las últimas reservas de recursos energéticos fósiles se encuentren distribuidos en la tierra en muchos casos, en países políticamente inestables desatando un sin número de guerras y conflictos, redundando en un encarecimiento de la producción de la energía. Y para completar el escenario, la población mundial crece de forma exponencial, lo que significa más industrias, mas autos, más viviendas, mas electrodomésticos, mas consumidores. Tras el pasar de los años la demanda energética mundial no va disminuir, pese a la concientización que está sufriendo el ser humano, a la vista de este panorama energético, en las últimas décadas se están visualizando de manera espectacular las nuevas fuentes de energías renovables, limpias y amigables para el ambiente, tema que se ha convertido en un referente mundial en desarrollo. Sin embargo, la transición a las nuevas fuentes de energía y total suplencia de las fuentes energéticas tradicionales es un reto a largo plazo, que por sus 3 CAPÍTULO 1. PRELIMINARES dimensiones demanda su proceso y demandara su tiempo. El reto a corto plazo es continuar enfrentando el panorama energético actual con decisión, impulsando un modelo de desarrollo sostenible y apostando por la introducción de tecnologías más eficientes en todos los procesos productivos aumentado la eficiencia energética. El ser humano reconoce la importancia que conlleva el no poder renovar sus fuentes de energía más importantes, por lo que se plantea muchos desafíos para lograr el objetivo de generar energía por otras fuentes de energía sostenible y amigable para el medio ambiente. Mientras este objetivo se logra, es crucial por lo menos utilizar de la manera más provechosa el máximo de potencial que pueden brindar las fuentes de energías tradicionales. Estos dos aspecto; primero, encontrar nuevas fuentes de energía renovables y limpias, y segundo, conservación y optimización del uso racional de los recursos, cobran un valor mucho más que importante desde cualquier perspectiva, en especial económicamente y ambientalmente. Es así como crece en gran medida el estudio del aprovechamiento de la energía útil de los recursos, dando origen al campo de los estudios energéticos y económicos, componente principal del presente. Corresponde a este trabajo de grado la tarea específica de evaluar y analizar energéticamente la caldera HRSG en la planta de cogeneración No. 1 de la empresa BIOFILM S.A. Cartagena para identificar focos de ineficiencia y detallar las acciones correctivas que le permitan hacer un uso racional y eficiente de la energía. Optimizando el proceso de producción, reduciendo costes e impacto ambiental asociado a su acción productiva. 4 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 1.2. OBJETIVO GENERAL Realizar el cálculo y análisis de los principales indicadores energéticos de una HRSG, en la central de cogeneración N0 1 de la empresa BIOFILM S.A, con el fin de determinar cómo se encuentra con respecto a los rangos óptimos de funcionamiento, permitiendo esto tomar acciones que nos permitan garantizar los niveles más altos de eficiencia, reducir costos y disminuir el impacto ambiental. 5 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 1.3. OBJETIVOS ESPECÍFICOS a. Seleccionar los principales índices energéticos y sus respectivas ecuaciones de cálculo para los diferentes equipos y procesos que se desarrollan en la planta cogeneradora. b. Elaborar un programa de cómputo en Excel que permita calcular todos los indicadores establecidos. c. Determinar la eficiencia térmica alcanzada por la caldera HRSG, Por el método directo e indirecto e identificar los principales focos de ineficiencia de la HRSG. d. Detallar las acciones necesarias para aumentar el rendimiento operacional de la planta, disminuir el consumo de combustible y por ende el impacto ambiental y los costos basadas estrategias de buenas prácticas operacionales y mantenimiento dirigido a eficiencia. e. Aplicar la gestión energética en la HRSG, que permita alcanzar ahorros, cuantificando los impactos: energéticos, económicos y ambientales, generados por la generación de vapor. f. Elaboración de un artículo científico con todos los resultados obtenidos. 6 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 1.4. RESUMEN El presente trabajo de grado se ejecutó en la ciudad de Cartagena en una empresa de la industria BIOFILM S.A. productora de polipropileno biorientado (PPBO) uno de los materiales más exitosos en el universo de los empaques durante las dos últimas décadas, y cada día su mercado se expande más a nivel internacional. Tiene bajo peso específico, alta barrera al vapor de agua, excelente transparencia y brillo y especiales características de impresión, lo que le ha permitido colocarse en un sitial único dentro de los materiales utilizados en los empaques flexibles. BIOFILM S.A. cuenta entre sus instalación con dos Centrales de cogeneración las cuales le permiten autoabastecerse de energía eléctrica y vapor requerido para su proceso de producción de películas de polipropileno. Cada planta está constituida por una turbina de gas. El análisis termo energético realizado a la planta de cogeneración se enfocó específicamente al sistema turbogas y HRSG, en el cual se evaluó cada uno de los indicadores operacionales que sirvieron para estudiar el rendimiento de dicha planta cuando trabaja a diferentes cargas de operación. La metodología utilizada para el análisis, están basadas principalmente en las normas internacionales ASME PTC 1 de centrales de cogeneración, PTC 4.4 para calderas HRSG y PTC 22 para turbinas a gas. Así mismo la base teórica en los textos; steam It is generation and Use, Edition 41; Power Generation Handbook y otros, y tesis como la de posgrado del Ingeniero Luis Bermudez, pre grado Wilmer…, Jonathan…. Por otra parte, se elaboró una base de datos la cual contiene las mediciones de las principales variables… en realizadas en campo para la turbina a gas y la caldera en 20 días divididos en 2 turnos cada uno en los cuales la planta trabajo a diferentes cargas. Además, cada ecuación fue ingresada en una hoja de cálculo Excel para realizar los correspondientes cálculos y obtener los resultados de cada indicador. En general, los resultados obtenidos fueron los siguientes: Se observó la falta de un sistema SCADA (control, supervisión y adquisición de datos), además de la falta de una serie de instrumentos que permitan tener un mejor control del proceso (como es el caso de un medidor de flujo de gases, un analizador de gases y un medidor de flujo de agua, en la alimentación de la HRSG). Adicionalmente que el proceso de generación de la energía eléctrica y térmica es muy fluctuante, ya que el proceso está sujeto a la demanda de las líneas de producción de estos dos portadores energéticos, permitiendo esto que 7 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO los equipos principales (Turbina y HRSG), no puedan alcanzar el rendimiento máximo que estos ofrecen. Donde el potencial de ahorro encontrado se encuentra consignado en la siguiente tabla. Cuantificación de pérdidas en HRSG Cantidad de Equivalente Equivalente Equivalente en Perdidas energía perdida en GN en $ emisiones CO2 promedio KJ/h 3Nm GN/Año USD/año Kg CO2/año Total perdidas (R,C,P y G) 188445918,2 6346.8 763390,8 143060,4 Uso innecesario de VTF 90285,41 Por purgas innecesarias 123661,5 1021,52 5117,59 59181,11 Potencial de ahorro total 188569579,7 7368,32 7758793,8 202241,51 Por este motivo le realizo las siguientes recomendaciones a la dirección técnica, las cuales permitirán alcanzar un 1,56% de ahorro, que corresponderá a 119226,48 USD/año.  La adquisición e instalación de un SCADA (control, supervisión y adquisición de datos). La compra e instalación de los diferentes instrumentos, que hacen falta para tener un mejor control del proceso (medidores de flujo de agua y de gases, analizador de gases entre otros). Hacer que la central trabaje lo más cercano posible al punto máximo de eficiencia, lo que permitirá alcanzar ahorros considerables.  Contemplar la instalación de un economizador que permita recuperar una parte de la energía que se vierte al medio con logases, los cuales abandonan la HRSG con un alto valor energético el cual puede ser aprovechable. Además de la instalación de una extracción que permita aprovechar el contenido de aire presente en los gases de escape de la TG para suplir la demanda de este en el proceso de combustión en el quemador auxiliar de la HRSH. 8 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Donde la inversión que requiere la puesta en marcha de estas medidas se encuentran consignadas en la siguiente tabla: MEDIDA O EQUIPO COSTE EN USD SCADA 650 INSTRUMENTOS 4012,43 INTERCAMBIADOR DE CALOR 57286,46 EXTRACCIÓN 445 DISMINUCIÓN DE TSD 1445,04 TOTAL INVERSIÓN 63838,93 Y el retorno de esta inversión se tendría al cabo de 7 meses después de la implementación de dichas medidas. 9 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 1.5. JUSTIFICACION Conociendo el panorama energético mundial descrito a los largo de este capítulo, se concluye que la energía representa uno de los principales insumos de los seres humanos y mientras se logra el objetivo de suplir totalmente las fuentes energéticas tradicionales, el objetivo inmediato es aumentar la productividad y la eficiencia energética en todos los procesos. BIOFILM S.A., una empresa de carácter internacional y vanguardista siente la necesidad de cumplir este objetivo, porque le significaría mejorar su competitividad. Para lograr incrementar su productividad y eficiencia energética, BIOFILM S.A. y cualquier industria que poseen plantas de cogeneración cuya fuente de generación está basada en el uso de combustibles derivados del petróleo, deben encaminarse en reducir los costos operacionales derivados de la producción y uso de la energía requerida en su esquema productivo. Por su parte, el precio del barril de petróleo y todos sus derivados en los últimos años han presentado una tendencia al alza puesto que es un recurso no renovable, la ubicación de las grandes reservas está en zonas inestables políticamente y la disponibilidad no logra suplir la demanda. La OPEC pronostica que en el 2012 la demanda aumentara en un 2% lo que aumentara los precios irremediablemente. Ilustración 1. Ilustración 1.1 Evolución del costo del petróleo de 1999 a 2011. Fuente: www.opec.org 10 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Entonces para reducir costos operacionales se debe reducir el consumo de combustibles. Reducir el consumo sin afectar la productividad solo es posible si las industrias en este caso particular BIOFILM S.A., se esfuerzan en desarrollar planes del uso racional de la energía en sus plantas de producción, optimizan los procesos de generación, invierten en nuevas tecnologías y eliminan focos de ineficiencia. Agregado a esto, la optimización en la generación de energía en las industrias contribuye con la conservación del medio ambiente, tema que está concientizando y sensibilizando a casi todo el mundo hacia una corriente de desarrollo sostenible, otro motivo por el cual este trabajo es viable. Al ser las industrias más eficientes y consumir menos combustible, también reducen considerablemente el impacto ambiental generado por las emisiones contaminantes resultantes durante el proceso de combustión, contribuyendo esto a la preservación ambiental. La dependencia respecto al uso de combustibles fósiles ha generado dos tipos de preocupaciones: por un lado, los impactos ambientales asociados y en especial, sus efectos en el cambio climático; por otro, la limitación de reservas y su futuro agotamiento. En cualquier caso, las emisiones de CO2 (Ilustración 1.1) y el uso masivo de unos recursos no renovables y muy limitados son dos caras de la misma moneda y se han de analizar conjuntamente. Ilustración 1.2 Variación anual de emisiones de dióxido de carbono. Fuente [http://noticiasambientales.blogspot.com/] A causa de las emisiones contaminantes se ha provocado lo que muchos denominan calentamiento global. Por tal motivo en 1997 algunos países ratificaron 11 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO el acurdo de Kioto en el que se comprometían a reducir un 2% las emisiones mundiales. A partir de ese momento todas las industrias se han visto en la necesidad de gestionar políticas de uso racional de la energía, especialmente en las plantas de generación de potencia ya que estas se han convertido en uno de los contaminantes más grandes del planeta. El futuro de las emisiones de CO2 dependerá sobre todo del resultado de las fuerzas que, por un lado, presionarán a un uso creciente para usar más y más carbón a medida que se agotan el petróleo y el gas natural y por el otro, las que presionan para limitarlo desde la política ambiental. Las razones anteriormente expuestas, el aumento constante en los costos de los combustibles en la actualidad, el agotamiento de los recursos, el cambio climático y las múltiples regulaciones de control de las emisiones de gases en busca de la protección del medio ambiente, son argumentos que justifican la realización es este trabajo de grado en pro de la eficiencia energética. 12 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Cap. 2 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS. 2.1. DEFINICIONES GENERALES 2.2. FUENTES DE ENERGÍA 2.3. PANORAMA ENERGÉTICO 2.4. PANORAMA ENERGÉTICO 2.5. EFICIENCIA ENERGÉTICA 2.6. CENTRALES TÉRMICAS 2.7. IMPACTO AMBIENTAL POR LA GENERACIÓN DE POTENCIA 2.8. DESCRIPCIÓN DE LA PLANTA DE BIOFILM ESTE SEGUNDO CAPÍTULO SE INICIA DEFINIENDO UNA SERIE DE CONCEPTOS CLAVES QUE SE DEBEN CONOCER PARA ASIMILAR MEJOR LOS TEMAS ABORDADOS A LO LARGO DEL PRESENTE TRABAJO DE GRADO. SE CONTINUA CON LA DESCRIPCION GOBAL Y PARTICULAR DE TODODS LOS PROCESOS Y ETATAS QUE SE DEBEN EGECUTAR PARA LA GENERACION DE POTENCIA EN UNA TURBINA A GAS Y LA GENERACIÓN DE VAPOR SIMULTÁNEAMENTE CON LOS GASES DE ESCAPE EN UNA HRSG. FINALIZANDO CON LAS ESPECIFICACIONES TÉCNICAS Y CARACTERÍSTICAS DE LA CALDERA HRSG EN LA PLANTA DE COGENERACIÓN NO. 1 DE BIOFILM S.A. 13 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.1. DEFINICIONES GENERALES. Algunos términos básicos que se manejan a lo largo y ancho de este trabajo de grado se definen a continuación, los cuales son necesario precisar para abordar los temas que más adelante en este capítulo se tocaran a fondo:  Las fuentes de energía: son los recursos existentes en la naturaleza de los que la humanidad puede obtener energía utilizable en sus actividades.  Planta Industrial: la instalación que requiere calor de proceso y energía eléctrica y/o potencia mecánica, puede ser una planta de proceso, una instalación de manufactura, el campus de una universidad, etc.  Calor de Proceso: la energía térmica requerida por la planta industrial que puede suministrarse como vapor, agua caliente, aire caliente, etc.  Retorno de Proceso: el fluido y calor no utilizado que regresan de la planta industrial de un sistema de cogeneración, cuando el calor se suministra como vapor, el retorno es condensado.  Calor Neto a Proceso: la diferencia entre la energía térmica suministrada a la planta industrial y la energía que retorna al sistema de cogeneración.  Demanda de Potencia de la Planta: la potencia o carga eléctrica que demanda la planta industrial incluyendo procesos de manufactura, acondicionamiento de ambiente, iluminación, etc. expresada en kW o MW.  Relación Calor / Energía Eléctrica: relación de calor a energía eléctrica de la planta industrial (demanda) o del ciclo de cogeneración (capacidad).  Ciclo Superior: ciclo térmico en que se genera energía eléctrica antes de entregar el calor a la planta industrial, como sucede en el caso de recuperación de calor de un generador diesel eléctrico para producción de vapor o agua caliente.  Ciclo Inferior: sistema en que la generación de energía eléctrica es a costa del calor recuperado de un proceso térmico.  Ciclo Combinado: la combinación de dos de los ciclos descritos antes, un ciclo superior típico es el de turbogenerador con turbina de gas y recuperación 14 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS de calor para producir vapor que se expandirá en una turbina de vapor para generar energía eléctrica o mecánica pudiendo también extraerse vapor para proceso.  Máquina Primaria o Primo Motor: unidad en un sistema de ciclo combinado que genera potencia eléctrica o mecánica, típicamente un turbogenerador o un generador con máquina de combustión interna.  Régimen Térmico: relación entre la energía total entregada a un sistema de cogeneración y la energía útil entregada por éste. Podrá discriminarse parcialmente el régimen térmico en la producción de energías eléctrica o térmica útiles. Se expresa en kcal o Btu/kWh.  Consumo Específico de Vapor: cantidad de vapor requerida en determinadas condiciones de operación para generar un kWh.  Consumo Térmico Unitario: término empleado para expresar en un ciclo de central termoeléctrica el consumo térmico de aquél para obtener una unidad de energía útil y se expresa en kcal ó Btu/kWh. 2.2. FUENTES DE ENERGÍAS 2.2.1. La Energía. Se parte de un punto de referencia el cual permite relacionar los pilares de este capítulo (Combustibles, Combustión, Cogeneración y HRSG), siendo este punto la energía. Ya que la energía es una propiedad asociada a los objetos y sustancias, la cual se puede manifestar en las transformaciones que ocurren en la naturaleza. La energía se manifiesta en los cambios físicos, por ejemplo, al elevar un objeto, transportarlo, deformarlo o calentarlo. Es necesario resaltar que la energía se encuentra presente en los cambios químicos, como el que ocurre al quemar un trozo de madera o en la descomposición del agua mediante la corriente eléctrica. Los estudios y observaciones realizadas por diversos estudiosos atreves de los años nos muestran que la energía se encuentra en diversas formas como son:  La energía térmica: la cual se debe al movimiento de las partículas que constituyen la materia.  La energía eléctrica: la cual es generada por los movimientos de las cargas eléctricas en el interior de los materiales conductores. 15 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS  La energía radiante: este tipo de energía se encuentra en las ondas electromagnéticas, como la luz visible, las ondas de radio, los rayos ultra violeta, los rayos infra rojo, etc. La cual se pude propagar en el vacío sin necesidad de utilizar ningún soporte material.  La energía química: es la que se genera en las reacciones químicas, ejemplo, la energía generada por una pila es gracias a este proceso, la energía contenida en los combustibles.  La energía nuclear: es la energía que se encuentra almacenada en el núcleo de los átomos y que se libera en las reacciones nucleares de fisión y fusión. Con lo expuesto anteriormente se puede conocer cuáles son los tipos de energía, pero a partir de esto se genera una pregunta muy importante, ¿Cuáles son las fuentes de energía?. Las fuentes de energía se clasifican en dos grandes grupos, las renovables y las no renovables. 2.2.2. Fuentes de Energías Renovables (FRE) Son aquellas que tras ser utilizadas, se pueden restaurar de manera artificial o natural. Algunas de estas fuentes renovables están sometidas a ciclos que se mantienen de forma más o menos constante en la naturaleza. Existen varias fuentes de energías renovables como son:  Energía mareomotriz (mareas): es la producida por el movimiento de las masas de agua provocado por la subida y bajada de la marea, así como por las olas que se generan en la superficie del mar por la acción del viento. Ver Imagen 2.1. 16 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.1 Generador produciendo energía a partir de las olas. Fuente [http://paisrenovable.blogspot.com/]  Energía geotérmica: Aprovecha la energía térmica de las profundidades de la tierra, como se muestra la imagen 2.2. Principalmente con la recarga del agua y la estructura geológica del sistema, estos pueden dividirse en: o Sistemas de agua caliente: Cuyos reservorios contienen agua a temperaturas entre 30 y 100°C. Sistemas de este tipo son utilizados en la actualidad para calefacción y agroindustria principalmente. o Sistemas de agua - vapor: Denominados también de vapor húmedo, contienen agua bajo presión a temperaturas superiores a 100°C. Este tipo de sistemas geotérmicos es el más común y de mayor explotación en la actualidad, pueden alcanzar temperaturas de hasta 350°C (Cerro Prieto, México). o Sistemas de vapor seco: O de vapor dominante, producen vapor sobrecalentado, la separación de la fase gaseosa se produce dentro del reservorio; el grado de sobrecalentamiento puede variar entre 0 y 50°C. Estos sistemas son poco comunes; como ejemplos de ellos se tienen Larderello y Monte Amiata (Italia), The Geysers (California) y Matsukawa (Japón). o Sistemas de rocas secas calientes: Corresponden a zonas de alto flujo calórico, pero impermeables de tal modo que no hay circulación de fluidos que pueden transportar el calor. En Estados Unidos se ha desarrollado un proyecto con el objeto de crear artificialmente el reservorio al cual se le 17 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS podría introducir agua fría y recuperar agua caliente o vapor (Los Álamos, Nuevo México), Fuente [51]. Ilustración 2.2 sistema geotérmico indicado y factores que lo controlan. Fuente [51].  Energía hidráulica (embalses): es la producida por el agua retenida en embalses o pantanos a gran altura (que posee energía potencial gravitacional). Si en un momento dado se deja caer hasta un nivel inferior, esta energía se convierte en energía cinética y posteriormente, en energía eléctrica en la central hidroeléctrica. La energía hidráulica sólo aporta el 2,3 % de la energía global, tiene pocas posibilidades de incrementarse significativamente. Las grandes presas siempre causan gran impacto sobre las áreas donde se construyen, y obligan a desplazarse a las poblaciones residentes en las mismas, fuente [27]. o Ventajas: supone un recurso inagotable que depende del ciclo del agua, no emite gases de efecto invernadero ni provoca lluvias acidas, almacena el agua para utilizar en los regadíos, permite la realización de actividades de recreo, regula el caudal, lo que evita inundaciones y las aves habitan en los pantanos. o Desventajas: Las presas obstaculizan a algunas especies de peces cuando remontan los ríos para desovar, el agua embalsada no tiene las mismas condiciones de salinidad, gases disueltos, temperatura, nutrientes y 18 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS propiedades que la que fluye por el rio. Los sedimentos se acumulan en el embalse empobreciendo de nutrientes el resto del rio y la construcción de pantanos exige el traslado de pueblos enteros, fuente [51]. Ilustración 2.3 Central Hidroeléctrica. Fuente [51].  Energía eólica (viento): es la energía cinética producida por el viento, la cual se transforma en electricidad en unos aparatos llamados aerogeneradores (molinos de vientos especiales), como se muestra en la Imagen 2.4. 19 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.4 Parque eólico. Fuente [27] A pesar de sus grandes ventajas económicas y medioambientales, la producción de electricidad mediante la fuerza del viento presenta el inconveniente de los errores en la predicción de viento. Si bien se han realizado grandes esfuerzos en la mejora de las herramientas de predicción, los parques eólicos siguen presentando diferencias entre la producción prevista y la producción real, Fuente [13]. o Ventajas de la energía eólica: elevada eficiencia, bajos costes de mantenimiento, derivado de su simplicidad de funcionamiento, como energía renovable, evita el uso de recursos útiles. o Desventajas de la energía eólica: dificultad para la localización idónea de un parque eólico dependiendo del régimen de vientos, Se necesita generalmente una gran extensión de terreno y posible especulación para aumentar el precio de los terrenos determinados a dicha actividad. Si tenemos en cuenta que a día de hoy, a pleno rendimiento de todos los parques eólicos tenemos 11000 MW de potencia instalados, significa que el margen de maniobra es muy corto en caso de parada total de vientos. De ahí la necesidad de tener reservas en todas las formas posibles, biomasa, incineradoras, ciclo combinado, hidroeléctricas, centrales térmicas y nucleares, Fuente [51]. 20 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS  Energía solar (sol): es la que llega a la tierra en forma de energía electromagnética (luz, calor y rayos ultravioletas principalmente) procedentes del sol, donde han sido generados por un proceso de fusión nuclear. En la siguiente imagen se aprecia una granja de paneles solares, método con el cual se obtiene la energía solar. Ilustración 2.5 Plantas solares de torre. Fuente [51]. La energía solar recibida cada 10 días sobre la tierra equivale a todas las reservas conocidas de petróleo, carbón y gas. La distribución de energía solar incidente en la tierra dada en términos de la insolación diaria promedio anual medida en kWh por m2 por año. Los paralelos 400N y 350S definen la llamada “Franja Solar” que tiene la peculiaridad de albergar al 70% de la población mundial y recibir la mayor cantidad de energía solar del planeta. A continuación se presentarán algunas de las tecnologías que aprovechan estos mecanismos para satisfacer necesidades energéticas humanas y que hoy en día son comerciales: o Tecnologías fotovoltaicas: De las tecnologías solares, la PV es en la actualidad la que tiene el más rápido crecimiento. Esta tecnología está basada en las celdas solares. Como se sabe, la forma más común de las celdas solares se basa en el efecto fotovoltaico, en el cual la luz que incide sobre un dispositivo semiconductor de dos capas produce una diferencia de voltaje o del potencial entre las capas. Este voltaje es capaz de conducir una corriente a través de un circuito externo de modo de producir trabajo 21 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS útil. En los últimos años, los europeos son los que han instalado más sistema PV, esto es debido fundamentalmente a las políticas energéticas de la Unión Europea, Fuente [51]. o Energía termo-solar: Las plantas de potencia de concentración solar (PPCS) producen potencia eléctrica transformando la energía solar en energía térmica a alta temperatura. Esta energía térmica es transferida al bloque de potencia para producir electricidad. Así, las PPCS consisten de dos partes: una donde se colecta la energía solar (los concentradores) y se convierte en calor (el receptor), y otra que convierte el calor en electricidad (bloque de potencia). Las plantas de potencia de concentración solar pueden ser dimensionadas para generar electricidad para poblados pequeños (10 Kwe) o para aplicaciones conectadas a la red (hasta 100 Mwe o más). Algunos sistemas usan almacenamiento térmico para períodos de nublados o para usarse en la noche. Otras plantas pueden combinarse con sistemas que operan con gas natural y las plantas hibridas resultantes ofrecen potencia despachable de alto valor. Estos atributos, junto con el record mundial de eficiencia de conversión solar-eléctrica (30% de eficiencia), hacen que estas tecnologías sean una opción muy atractiva en zonas del planeta dentro del cinturón solar con una alta insolación, como las que existen en el noroeste del país, Fuente [51].  Energía de la biomasa (vegetación): es la que se obtienen de los compuestos orgánicos mediante procesos naturales. La bioenergía está actualmente en segundo lugar (después de la hidráulica, seguida por la solar y la eólica) en el ranking de energías renovables en uso a nivel global. Con el aumento de la cantidad de CO2 en la atmosfera producto de la combustión de los HidroCarburos Fósiles (HCF), debería incrementarse la actividad de la fotosíntesis aumentando la cantidad de biósfera para así revertir el equilibrio del carbono entre la atmósfera y la biosfera, tal como queda implícito en la imagen 2.6. Fuente [15]. La producción de biocombustibles a gran escala para sustituir a los combustibles fósiles podría competir por el uso de la tierra con la producción destinada a la alimentación humana, lo que podría afectar el suministro de alimentos, particularmente en países poco desarrollados donde la productividad agrícola puede ser hasta cinco veces menos eficiente que en países desarrollados. Como un ejemplo, para substituir la actual producción de petróleo por biocombustibles a nivel global, necesitaríamos teóricamente tres veces más extensión de tierra que la necesaria para alimentar a toda la población humana. Desde otro punto de vista, el uso de la biomasa para satisfacer todas las necesidades energéticas actuales en el mundo implicaría la destrucción total de todos los ecosistemas madereros. Por lo tanto, aunque la 22 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS alternativa de substitución más cercana es la bioenergía, ya que la tecnología para su uso es prácticamente la misma que para el uso de los combustibles fósiles, no debería ser tomada como una alternativa definitiva, sino más bien como un vehículo de transición entre la actual era de la combustión de HCF y la futura era de las energías limpias, Fuente [15]. Ilustración 2.6 Flujo de carbono en ecosistemas terrestres. Fuente [15] 2.2.3. Fuentes de Energías NO Renovables (NO FRE) Las fuentes de energías no renovables son aquellas que se encuentran de forma limitada en el planeta y cuya velocidad de consumo es mucho mayor a la de regeneración. Existen varias fuentes de energías no renovables como son: Los combustibles fósiles (carbón, petróleo y gas natural) y La energía nuclear (fisión y fusión nuclear)  Los combustibles fósiles: Los primeros pozos comerciales fueron perforados hace aproximadamente 150 años, originando desde entonces un gran auge de vehículos para el transporte (carros, motocicletas, buses, trenes, barcos y aviones) prácticamente marcando el inicio de la revolución industrial. Paralelamente con el nacimiento de los motores de combustión, el descubrimiento de la electricidad implico el establecimiento de centrales de generación de electricidad a partir de la combustión de HCF. En principio, la quema del HCF implica un chorro gaseoso que hace rotar una hélice (turbina) cuyo eje se conecta al generador de la electricidad, fuente [15]. 23 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Además de las plantas generadoras de electricidad y de los medios de transporte, otros importantes sectores cuya existencia depende de los HCF son: la industria metalúrgica, la petroquímica (plásticos y fertilizantes), las productoras de cemento, y la calefacción de viviendas y otros recintos durante el invierno en zonas templadas, etc. Toda esta dependencia hace difícil imaginar un mundo sin HCF, fuente [15].  La energía nuclear: es la energía que se libera en las reacciones nucleares. Sin embargo, también nos referimos a la energía nuclear como el aprovechamiento de dicha energía para otros fines como la obtención de energía eléctrica, térmica y/o mecánica partir de reacciones nucleares. Los dos métodos principales de obtención de energía nuclear son: o Fisión nuclear: la fisión nuclear es la división del núcleo de un átomo. El núcleo se convierte en diversos fragmentos con una masa casi igual a la mitad de la masa original más dos o tres neutrones, ver Ilus. 2.7. Ilustración 2.7 Fusión nuclear. Fuente [15] La suma de las masas de estos fragmentos es menor que la masa original. Esta 'falta' de masas (alrededor del 0,1 por ciento de la masa original) se ha convertido en energía según la ecuación de Einstein (E=mc2). En esta ecuación E corresponde a la energía obtenida, m a la masa de la que hablamos y c es una constante, la de la velocidad de la luz: 299.792.458 m/s2. Con este valor de la constante c ya se puede ver 24 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS que por poca unidad de masa que extraigamos en una fisión nuclear obtendremos grandes cantidades de energía. o La fusión nuclear: es una reacción nuclear en la que dos núcleos de átomos ligeros, en general el hidrógeno y sus isótopos (deuterio y tritio), se unen para formar otro núcleo más pesado, liberando una gran cantidad de energía. Un ejemplo claro lo vemos a diario en la energía solar que tiene su origen en la fusión de núcleos de hidrógeno, generándose helio y liberándose una gran cantidad de energía que llega a la Tierra en forma de radiación electromagnética. Ilustración 2.8 El sol, fuente de energía nuclear. Fuente [15] Para efectuar las reacciones de fusión nuclear, se deben cumplir con temperatura muy elevada para separar los electrones del núcleo y que éste se aproxime a otro venciendo las fuerzas de repulsión electrostáticas. La masa gaseosa compuesta por electrones libres y átomos altamente ionizados se denomina PLASMA, el cual se debe mantener confinado para mantener la elevada temperatura durante un tiempo mínimo. El uso de la energía nuclear representa tantas ventajas como inconvenientes para el desarrollo de la sociedad y del medio ambiente. La 25 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS principal ventaja de la energía nuclear es, sin duda, la capacidad de producir energía eléctrica comparada con otras fuentes de producción de energía electica ya sea mediante combustibles fósiles o las energías renovables. Pero por otro lado se generan una gran cantidad de residuos nucleares muy peligrosos y difíciles de gestionar. 2.2.4 Barreras del uso de energías limpias a) Energía hidráulica, centrales de pasada. Falta definir adecuadamente la gestión de los derechos de aguas, las franjas de paso, el acceso a subestaciones de subtransmisión y el acceso a datos técnicos del SIC para la gestión técnica de proyectos y la promoción de incentivos para proyectos que combinen riego/generación. Para las nuevas empresas, se suman dificultades de gestión técnica, financiera y de contratos, para dar viabilidad a sus modelos de negocios. Además, existe natural preocupación de las comunidades adyacentes a los proyectos, con dudas sobre los impactos o beneficios de los proyectos, dada la escasa normativa ambiental existente y la preeminencia del fomento eléctrico establecida en la actual legislación sectorial. b) Energía geotérmica. La principal barrera está dada por la alta inversión inicial de las exploraciones del recurso geotérmico, lo que aumenta el costo, incertidumbre y el riesgo financiero de esta fuente energética. Además, el acceso a los recursos supone obras de infraestructura adicional, caminos, accesos, instalación de faenas, traslado e instalación de plataformas. También existe preocupación de las comunidades adyacentes a los proyectos, con dudas sobre los efectos de emisiones que se producirían; lo que debe ser resuelto si se desea evitar los impactos ambientales locales y la disfuncionalidad social de esta alternativa energética. c) Energía eólica. Faltan catastros y mediciones de comportamiento de viento en alturas de 50 a 80 metros, aspectos regulatorios respecto de derechos de exploración de recursos eólicos, costos del terreno y franjas de paso. d) Energía de biomasa. Su principal dificultad es la ubicación distribuida. En la medida que se requiera recolectar la biomasa, el costo de la logística de adquisición del recurso y de su transporte limitará el tamaño y rentabilidad de la planta. Las plantas de generación en base a biomasa tienen ventajas de aplicación para iniciativas de cogeneración, donde se empleen residuos o desechos. 26 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS e) Energía termo-solar eléctrica. Reducida capacidad tecnológica propia y falta de estudios de implementación de esta tecnología en zonas de intensos vientos. f) Energía solar fotovoltaica. Para una penetración más dinámica, la principal dificultad reside en el costo de inversión y comparativamente, en la ausencia de incentivos económicos (del tipo subsidios o Tributarios), como se aprecia en países más avanzados. 2.3. COMBUSTIBLES 2.3.1. Petróleo Sin lugar a dudas, el petróleo es el principal protagonista de la presente era de la combustión, no solo por su imprescindible función energética sino también por su influencia en la economía global; y a pesar de los esfuerzos de los líderes en investigación y desarrollo sobre la exploración y explotación de nuevos depósitos (E.G., Exxon, Shell, etc.), la reconocida teoría del pico de Hubbert, en los años 50 del siglo pasado, el científico estadounidense M. King Hubbert demostró que la evolución que experimenta la explotación de cualquier pozo petrolífero sigue una curva en forma de campana, llamada por ello “curva de Hubbert”, fuente [15] pronostica que estamos actualmente en la década del tope de las reservas mundiales probadas de petróleo convencional (ver figura 2). Si el consumo global actual de 30 Gbbl/año se mantiene, habría un plazo de 50 años para el agotamiento de esas reservas que actualmente suman unos 1.500 Gbbl. Esta incertidumbre hace pensar que la producción de hidrocarburos líquidos a partir de carbón mineral, que abunda mucho más que el petróleo, podría ser una alternativa emergente usando procesos de licuefacción del carbón ya establecidos aunque casi olvidados por el actual auge del petróleo, fuente [15]. 27 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.9 Proyección de la producción mundial de petróleo presentada por Hubbert en 1997. Fuente [15]. Ilustración 2.10 descubrimiento anual de yacimientos de petróleo desde 1930. Fuente [15] El petróleo forma parte de todo tipo de plásticos, productos químicos, materiales de construcción, etc., de manera que está presente en casi todos los bienes de uso común utilizados en nuestros días. La lista sería interminable y abarca objetos tan variados como componentes internos y cubiertas de aparatos electrónicos, cueros sintéticos, detergentes, productos de limpieza, cosméticos, pinturas, lubricantes, PVC, fertilizantes agrícolas, medicamentos, aislantes, asfaltos, fibras 28 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS sintéticas para la ropa, muebles, botellas, pañales, ordenadores, cámaras de fotos, baterías, gafas, lentillas, champús, teléfonos móviles, pastas de dientes, bolígrafos, neumáticos, etc. (Tomado del articulo El mundo ante el Cenit del Petróleo, ítem 2). El petróleo representa el 35% del total del consumo energético global y más del 90% de la energía empleada en los transportes. Fuente [15]. 2.3.2. Carbón Es un combustible muy pesado, poco eficiente, con poca versatilidad y con un gran coste de extracción y de transporte. Es muy contaminante (tanto su minería como su combustión) y es el causante de la lluvia ácida, además de contribuir al efecto invernadero. El carbón es la segunda fuente más importante de combustible, el 32% de la energía mundial, y es el combustible fósil más común en la generación de energía eléctrica. A consecuencia de las emisiones resultantes de SO2, los niveles del contenido de S en los carbones introducen criterios básicos para su utilización. Las preocupaciones medioambientales, sobre las distintas emisiones de contaminantes, especialmente SO2, NOx y CO2, pueden limitar el futuro crecimiento del consumo mundial del carbón. Fuente [52]. ¿Cómo se forma el carbón? El carbón que hoy utilizamos se formó a partir de generaciones de plantas que murieron en antiguos pantanos y ciénagas, y que se fueron asentando bajo sedimentos. Este material vegetal formó primero un material orgánico compacto denominado turba. Con el paso del tiempo, la presión y el calor que ejercían la acumulación y el engrosamiento de las capas de sedimentos sobre la turba provocaban la salida gradual de la humedad. Esto aumentaba el contenido de carbono de la turba, que al final se convertía en carbón. Fuente [15]. 29 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.11 Proceso de formación del carbón. Fuente [15] Clasificación de los carbones El carbón es una sustancia heterogénea por lo que es necesario un sistema de clasificación de acuerdo con una serie de campos en su composición, estructura y propiedades particulares, de calidades como la alteración progresiva que ha tenido lugar en el proceso de carbonización, cuando se ha transformado sucesivamente, a partir del lignito, pasando por los denominados sub-bituminoso, bituminoso y antracita. Clasificación ASTM por porcentajes La clasificación ASTM se utiliza como criterio, para definir: El valor de los parámetros de materias volátiles, El carbono fijo determinado en un análisis inmediato y El poder calorífico. El sistema de clasificación ASTM ayuda a identificar las utilizaciones óptimas comerciales de los diferentes carbones y facilita información con vistas a su combustión; se presenta en la Tabla siguiente se describe en la Sección D388 de las normas del Código ASTM. Fuente [52] 30 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Tabla 2. 1 Clasificación de carbones en % (ASTM-D388). Fuente [52] 2.3.3. El gas natural Es una mezcla de hidrocarburos livianos en donde el principal componente es el metano (CH4). Se denomina con el término "Natural" porque en su constitución química no interviene ningún proceso; es limpio, sin color y sin olor. Se le agrega un odorizante para la distribución sólo como medida de seguridad. El gas natural es materia prima de muchos productos petroquímicos. No obstante, su aplicación más frecuente es la generación de calor. El gas natural es una fuente de energía en abundancia. Es el combustible que menos contamina, no ensucia los utensilios, calienta con rapidez y al ser suministrado por tubería se le utiliza en la medida que se le necesita; proporcionando un elevado grado de confort en los hogares y establecimientos comerciales tales como restaurantes, panaderías, hoteles, hospitales y oficinas. Tanto en el hogar como en los locales comerciales, el gas natural puede utilizarse para cocinar, obtener agua caliente, secar y en la calefacción de ambientes. Oferta y demanda mundial de gas natural. En 2005 el mundo demandó 7.500 millones de metros cúbicos por día de gas natural. El desglose de esta demanda considerando los mayores consumos es el que se aprecia en la siguiente Ilustración. 31 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.12 Consumo mundial del gas natural. Fuente [51] Debido principalmente a su menor contaminación ambiental, abundancia, menor costo y mayor nivel de eficiencia en la generación térmica, el crecimiento del consumo de gas natural en los últimos 25 años ha sido del 3.1% por año en promedio, excediendo el consumo de otras fuentes energéticas como el petróleo y el carbón, cuyo crecimiento ha sido de 1.1% y 1.9% respectivamente. Los consumos mundiales mencionados anteriormente, son destinados principalmente al sector industrial y al sector eléctrico, con un 44% y el 31% respectivamente, de la demanda total. Fuente [51] Tabla 2.2 Mayores aumentos y disminuciones en reservas mundiales. Fuente [51] 32 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS El mayor aumento en reservas de gas natural fue hecho en Irán (Ver tabla anterior). Otros países como Arabia Saudita, Noruega, Nigeria e Indonesia, presentan considerables aumentos en sus reservas. Por el contrario, países como Bangladesh, Argentina, Taiwán, Alemania e Inglaterra, presentan disminuciones en sus reservas. 2.4. PANORAMA ENERGÉTICO 2.2.4 En el Mundo El mercado mundial de la energía se mueve hacia las tecnologías que aprovechan las energías renovables (ER), que han estado presentes a lo largo de la historia de los seres humanos y que se abandonaron con el advenimiento de la revolución industrial, cuya pieza fundamental fue la máquina de vapor desarrollado por James Watt en 1774 y que requería para su funcionamiento un combustible de alta densidad energética como el carbón, por ello las ER empezaron a ser sustituidas por los hidrocarburos. En las últimas décadas y debido a las crisis petroleras, la investigación y desarrollo de las tecnologías que aprovechan a las FRE se ha intensificado al punto de generar tecnologías actualmente en estado comercial. Pero más aún, estos mercados han tenido en los últimos años un crecimiento realmente explosivo. Se pueden mencionar entre los factores que han permitido el desarrollo actual de los mercados de las FRE a los siguientes: 3. El alza de los precios de los hidrocarburos que llegó a 139 USD en Junio del 2008 y que podrían llegar a los 150 dólares por barril o más en los años venideros. 4. El mercado mundial de emisiones de CO2 que está en 13 USD la tonelada de CO2 y en el futuro podría llegar hacia los 40 o 60 dólares la tonelada. 5. Las políticas voluntarias de los varios estados (Unión Europea y sus miembros, Estados Unidos, China, India, Brasil), más iniciativas locales que crean incentivos especiales para usar tecnologías de FRE. 6. El progreso acelerado que han tenido las tecnologías de energías renovables. 7. La definición de metas de consumo de ER por 73 países/estados/provincia. Es claro que estas políticas han ejercido una influencia fundamental en el crecimiento de los mercados actuales de las ER. En el año 2008, la inversión 33 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS anual en energías renovables se incrementó cuatro veces, llegando a alcanzar los 120,000 millones de USD. En los cuatro años anteriores, de diciembre del 2004 a diciembre del 2008, la capacidad instalada para generar energía solar fotovoltaica se incrementó seis veces a más de 16 Gigawatts (GW), la capacidad de generación eoloeléctrica aumentó 250% llegando a 121 GW, y la capacidad total de generación de potencia eléctrica de todas la nuevas energías renovables creció 75% hasta alcanzar los 280 GW instalados, fuente [51]. Tabla 2.3 indicadores seleccionados sobre el desarrollo de la ER en el mundo. Fuente [1]. La figura mostrada a continuación muestra los consumos de energía mundiales en el año 2008, [1]. El total de consumo de energía que corresponde a los hidrocarburos es del 80.8%, indicando que son estos el motor del mundo industrializado. A las energías renovables les corresponde un 12.7%, sin embargo las renovables tradicionales, y aquí se habla principalmente de leña y de la gran hidráulica sumadas dan el 12.1%, dejando solo para las nuevas energías renovables el 0.6%. Estas últimas incluyen a la geotermia, al viento, a la solar y la oceánica. Fuente [51]. 34 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.13 Consumo mundial de energía en 2008. Fuente [50] En la figura siguiente presenta la producción mundial de electricidad a partir de las diferentes fuentes energéticas para el año 2008. La capacidad instalada mundial es de 4,700 GW de los cuales dos terceras partes corresponden a sistemas que operan con hidrocarburos. En el año 2008 se generaron 19,771 TWh de los cuales el 66.6% correspondió a hidrocarburos, 14.7% a nuclear, 15% a gran hidráulica y solo el 3.7 correspondió a las nuevas energías renovables (solar/ viento/geotermia/ micro hidráulica/oceánica/biomasa). Fuente [51]. Ilustración 2.14 Producción mundial de potencia en 2008. Fuente [50] 35 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.2.5 En Latinoamérica Latinoamérica es una región que cuenta con muchos recursos naturales energéticos distribuidos entre las naciones, y sus niveles de explotación y producción son muy variables según sea el mercado y los mecanismos de incentivo que existan. Los mercados energéticos de la región en términos generales, el recurso energético más utilizado es el petróleo y sus derivados, destacando la alta participación que tiene el gas natural en Venezuela y Argentina, debido a que se ha alentado su consumo a precios bajísimos en comparación al nivel de precios internacional de este insumo. (Ver Ilus. 2.15) Ilustración 2.15 Participación de energía primaria en países sudamericanos. Fuente [87] Sin embargo, la energía hidroeléctrica continúa siendo con gran margen la principal fuente primaria para la generación eléctrica en la región, como se aprecia en la Ilustración 2.16. Aunque esta fuente de energía tiene gran potencial en Latinoamérica, no es posible desarrollar todo el potencial hidroeléctrico debido a altos requerimientos de capital, altos costos de transmisión y requisitos ambientales cada vez más exigentes. La siguiente Ilustración muestra la participación total de los distintos tipos de generación eléctrica en la región de países asociados a CIER. 36 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.16 Distribución de la potencia instalada y generación en la región CIER. Fuente [87] 2.2.6 COLOMBIA. Para conocer el estado actual de los combustibles usados en Colombia y para conocer las necesidades en el marco de los biocombustibles, se presenta un resumen de la calidad de la gasolina, diesel, biodiesel, y el gas natural, tomando en cuenta aspectos tales como el contenido de azufre, la presencia de aromáticos y la emisión de material particulado. Colombia muestra uno de los contenidos más bajos en azufre con respecto a Latinoamérica, llegando a niveles de 500 ppm para la ciudad de Bogotá. Para el caso de aromáticos en gasolina, Colombia presenta una de las mejores en el mundo en términos de aromáticos, con contenidos de gasolina regular en 20% y en gasolina Premium en 22 %. Por otro lado, la emisión de compuestos azufrados y material particulado no se está reduciendo en la misma proporción que la calidad 37 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS de los combustibles colombianos, que están siendo mejorados especialmente en parque automotor de trasporte pesado antiguo (mayor de 25 años). La figura siguiente muestra una lista del contenido de azufre en el Diesel en Latinoamérica. Se puede ver cómo Colombia está dentro de los niveles más bajos y ha venido avanzando en las cifras desde el año 90, pasando de 3.000 ppm a 2.500 ppm en enero de este año y, para Bogotá, a 500ppm. Es importante ver que en los países se ve una diferencia entre las capitales y el resto del país, debido a la concentración de población y también porque allí está concentrado un consumo mayor de combustible. Colombia para el año 2012 va a estar toda en 50ppm de contenido de azufre en el diesel. Fuente [12]. Ilustración 2.17 Comparativo en Latinoamérica. Contenido de azufre en PPM. Fuente [12] Así mismo, en el año 2008 se empezó el Programa de Biocombustibles, básicamente en la Costa Norte, en el que Ecopetrol adiciona 2% de Biodiesel y un 3% los distribuidores mayoristas, para completar el 5% que exige la regulación. Ecopetrol adelanta varios proyectos de participación en Biocombustibles: a final de año se producirán dos mil barriles de biodiesel por día en la planta de Ecodiesel que está en construcción en Barrancabermeja. El “Reid Vapor Pressure” o RVP, por su sigla en inglés, es la medición de la tendencia a evaporarse de las fracciones más livianas; de las cuales pasamos de 11.5 a 9 en 1991 (recordemos que en Estados Unidos manejan 8.5 y 11 de RVP, 38 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS dependiendo de la estacionalidad). En 1993 se pasó de 9 a 8.5%, hasta llegar 8 de RVP en 1997. En el 2005, se reguló una adición de Etanol del 10% y, para el 2010, se tiene proyectada una reducción del contenido de azufre de 900ppm a menos de 300ppm. En la figura siguiente podemos observar la evolución de la gasolina. Fuente [12]. Ilustración 2.18 Muestra de la evolución en la calidad de la gasolina en Colombia. Fuente [12] En el caso del gas natural vehicular, hay ya 280.000 vehículos convertidos en el país y, para el año 2008, se proyectó que habría 30.000 vehículos más con una inversión de 12 millones de dólares. En el caso del biodiesel, hay inversiones de más de 72 mil millones de pesos y la planta está construida en más del 70%. Ecopetrol tiene todos los equipos de larga entrega en el país y con esto sea procesarán 100.000 toneladas al año: esta planta va a producir 2.000 barriles diarios, con lo que lograría inyectar a todo el producto del interior y del occidente del país el 2% de biodiesel. Fuente [12] Lo expuesto anteriormente nos permite conocer de manera general todo lo relacionado con los combustibles fósiles, si bien sabemos que estos posen energía química la cual pude ser liberada durante su proceso de combustión. Motivo por el cual es necesario abarcar este aspecto importante de la obtención de la energía. 39 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.1. EFICIENCIA ENERGÉTICA 2.1.1. Criterios De Eficiencia Para caracterizar los sistemas de cogeneración se deben definir un conjunto de parámetros que permitan: i) valorar las oportunidades de inversión, ii) seleccionar el sistema más adecuado, y iii) optimizar su operación una vez instalado. Suponiendo, para simplificar, que el sistema de cogeneración es una caja negra, como la de la Fig. X, que consume F unidades de energía de combustible (poder calorífico inferior), produce simultáneamente W unidades de trabajo y Q unidades de calor. Para un análisis energético de la operación convendrá expresar F, W y Q como flujos de energía en el mismo Sistema de Unidades y manejar los parámetros siguientes: Eficiencia eléctrica αW ≡ W/F (1) Eficiencia térmica αQ ≡ Q/F (2) Eficiencia global η ≡ (W + Q)/F (3) Relación calor–trabajo β ≡ Q/W (4) Nótese, sin embargo, que para caracterizar por completo el sistema basta conocer 3 variables independientes de entre las anteriores. Por ejemplo, pueden emplearse W, αW y β. Otros parámetros interesantes para el análisis muestran la ventaja comparativa de los sistemas de cogeneración sobre los sistemas convencionales de aprovisionamiento de calor y trabajo. Para definirlos, se representa en la Fig. XX la operación de un sistema convencional que produce las mismas cantidades de trabajo y calor que el sistema de cogeneración. Ilustración 2.19 Sistema de cogeneración. 40 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.20 producción convencional de potencia y vapor. 2.2. CENTRALES TÉRMICAS Las calderas utilizan el calor para convertir agua líquida en vapor, que se destina a una gran variedad de aplicaciones, entre las que se encuentran la producción de energía eléctrica y el calentamiento en procesos industriales. El vapor de agua es un recurso fundamental por su disponibilidad, sus propiedades ventajosas y su naturaleza no tóxica. La utilización de determinados combustibles (carbón, petróleo y gas natural) y sus diferentes formas de manipulación, aumentan la complejidad y variedad de las unidades generadoras de vapor. La energía nuclear tiene también un papel importante en el sector de la generación de energía eléctrica, aunque su futuro, al menos en Colombia, sigue siendo incierto a corto plazo. Otras fuentes de calor para la generación de electricidad, son una gran variedad de materiales de biomasa y de subproductos de procesos industriales, como la turba, la madera y sus desechos, la paja, los posos del café, las cáscaras de cereales, los desechos de las minas de carbón, el calor residual de factorías siderúrgicas, las energías geotérmica y solar, así como los procesos de generación de vapor asociados a los de recuperación de subproductos en determinados procesos, como la fabricación de pasta de papel, los residuos sólidos municipales y la destrucción de residuos sanitarios peligrosos. Los generadores de vapor diseñados para cumplimentar tales objetivos, pueden ser: 41 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS a) Pequeñas calderas prefabricadas montadas en factoría, completamente equipadas y automatizadas, que queman gas y pueden suministrar vapor, a las que sólo hay que acoplar la chimenea y conexiones. b) Calderas energéticas de potencia para producir 1300 MW, Ilus. 2.20, que entran dentro del grupo de las grandes calderas energéticas; se montan y construyen en el lugar de emplazamiento y pueden producir más de 1250 kg/seg de vapor, a 275 bar y 550ºC; estas unidades, o sus equivalentes nucleares, forman parte de los sistemas actuales que se encuentran en explotación, siendo de gran complejidad. c) Otras calderas energéticas de menor potencia, como las utilizadas en plantas de generación de electricidad que queman 700 Tm/día de residuos en masa incandescente, Ilus. 2.21, o las de combustión en lecho fluido circulante, etc. 42 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.21 Caldera de gran capacidad. Fuente [65] 43 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.22 Caldera de baja capacidad. Fuente [65] Para obtener un sistema generador de vapor que cumplimente las características de un determinado suministro de vapor en cualquiera de estas aplicaciones, hay que compaginar la ciencia fundamental, la tecnología, datos empíricos y experiencia, con el equipamiento más económico posible. 44 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Otros factores que se integran en el proceso de diseño son: o Las características del combustible o La protección del medio ambiente o El rendimiento térmico o Las características funcionales o Los costes de explotación (producción-control-mantenimiento) o Los requisitos legales y las condiciones climatológicas y geográficas locales, etc. Por lo que el diseño implica ponderar todos los factores mencionados tan complejos y, a veces, tan contrapuestos. Por ejemplo, la reducción del contaminante NOx puede requerir una caldera con gran volumen de hogar, elevando los costes de inversión e incrementando los de mantenimiento. Hay que procurar que el diseño del generador de vapor se oriente hacia determinadas tendencias, para facilitar la mejor opción posible en base a las siguientes consideraciones: o El precio de los combustibles se incrementa en cuanto el suministro se haga más inseguro, por lo que se hace necesario mejorar la eficiencia, al tiempo que se flexibiliza la utilización de los combustibles. o Las crecientes exigencias en el campo de la protección medioambiental tienen que conducir a mejorar la combustión, para reducir la formación de los NOx y las emisiones de CO2. o El aumento de la demanda en muchas regiones puede conducir a la necesidad de mantener, en el generador de vapor, determinados ciclos de carga que se harán más frecuentes y rápidos. 2.2.1. Ciclo Rankine La mayor parte de las centrales generadoras de electricidad son variaciones del ciclo de potencia de vapor donde el agua es el fluido de trabajo. Las plantas de potencia de vapor de agua trabajan fundamentalmente con el mismo ciclo básico, tanto si el suministro de energía proviene de la combustión de combustibles fósiles (Carbón, gas natural o petróleo) como si procede de un proceso de fisión en un reactor nuclear. El ciclo termodinámico que describe el modelo de operación en las centrales generadoras de potencias es el ciclo Rankine. El ciclo Rankine ideal no incluye ninguna irreversibilidad interna y está compuesto de los siguientes cuatro procesos que se pueden observar en la figura 2.22: 1 - 2 Compresión isentrópica en una bomba. 2 - 3 Adición de calor a presión constante en una caldera. 3 - 4 Expansión isentrópica en una turbina. 45 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 3 - 1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador Ilustración 2.23 Ciclo Rankine. Figura [http://www.cubasolar.cu/biblioteca/Ecosolar/] El agua entra a la bomba en el estado 1 como liquido saturado y se condensa isentropicamente hasta la presión de operación de la caldera. La temperatura de agua aumenta durante este proceso de compresión isentrópica debido a una ligera disminución en el volumen específico del agua. El agua entra a la caldera como liquido comprimido en el estado 2 y sale como vapor sobrecalentado en el estado 3. La caldera es básicamente un gran intercambiador de calor donde el calor que se origina en los gases de combustión, reactores nucleares u otras fuentes, se transfiere al agua esencialmente a presión constante. La caldera, con la sección donde el vapor se sobrecalienta, recibe el nombre de sobrecalentador. El vapor sobrecalentado en el estado 3 entra a la turbina donde se expande isentropicamente y produce trabajo al hacer girar al eje conectado a un generador eléctrico. La presión y la temperatura del vapor disminuyen durante este proceso hasta los valores en el estado 4, donde el vapor entra al condensador. En este estado el vapor es por lo general una mezcla saturada de líquido y vapor con una alta calidad. El vapor se condensa a presión constante en el condensador, el cual es básicamente un intercambiador de calor que rechaza a este hacia un medio de enfriamiento como un lago, un rio o la atmósfera. El vapor sale del condensador como liquido saturado y entra a la bomba, complementando el ciclo. 46 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS El área bajo la curva del proceso en un diagrama T-s representa la transferencia de calor para procesos internamente reversibles; y es de notar que el área bajo la curva del proceso 2-3 representa el calor transferido hacia el agua en la caldera y que el área bajo la curva del proceso 4-1 representa el calor rechazado en el condensador. La diferencia entre estas dos (el área encerrada por el ciclo) es el trabajo neto producido durante el ciclo. Los cuatro componentes asociados con el ciclo Rankine (la bomba, la caldera, la turbina y el condensador) son dispositivos de flujo estable, por lo tanto los cuatro procesos que conforman el ciclo Rankine pueden ser analizados como procesos de flujo estable. Un proceso de flujo estable se caracteriza en que el flujo másico de cada corriente que entra en el sistema y sale de él es constante y además no hay acumulación ni disminución de masa y energía dentro del sistema, es decir, la intensidad de flujo de calor Q y el trabajo W son constantes. Para evaluar los componentes presentes en el ciclo Rankine, aplicamos la primera ley de la termodinámica. Energía que entra = Energía que sale 2.2.2. Ciclo Brayton 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 tenía cuando se inició el proceso, por eso se dice que es un “ciclo abierto”. Las turbinas a gas son máquinas térmicas rotativas de combustión interna a flujo continuo cuyo esquema se representa en la Fig. 2.23. 47 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.24 Turbina a gas. Figura [65] El objetivo de ésta máquina térmica es convertir energía calórica contenida en el combustible utilizado en energía mecánica (trabajo mecánico) en el eje de la misma. La máquina está compuesta de los siguientes elementos: 1. Un compresor de flujo axial 2. Una o varias cámaras de combustión (según el fabricante) 3. La turbina a gas 4. Sistemas auxiliares para su operación: a) Sistemas de lubricación b) Sistema de alimentación de combustible c) Sistema de regulación de velocidad d) Sistema de puesta en marcha y parada e) Sistemas de protección de máquina f) Sistema de acoplamiento hidráulico g) Sistema de virado (virador) 5. Motor de lanzamiento (motor Diesel, o motor eléctrico) La máquina acciona una carga la cual se encuentra montada en el eje de la misma. La carga podrá ser de diversos tipos, tales como: un generador eléctrico, una bomba de gran potencia, un compresor, un soplante de aire, la hélice de un navío, etc. Según el tipo de carga de que se trate podrá existir una caja reductora de velocidad entre la máquina y la carga, caso de que la carga sea un generador Eléctrico 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 48 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS potencia / peso y tamaño que la distingue fundamentalmente de otras máquina térmicas. Ventajas De La Turbina A Gas a) Muy buena relación potencia vs. Peso y tamaño b) Bajo costo de instalación c) Rápida puesta en servicio d) Es una máquina rotante (no tiene movimientos complejos como son los movimientos roto alternativos de los motores de combustión interna) e) Al ser una máquina rotante el equilibrado de la misma es prácticamente perfecto y simple, a diferencia de máquinas con movimiento alternativos f) Menos piezas en movimiento (comparado con los motores de combustión interna) g) Menores pérdidas por rozamiento al tener menores piezas en movimiento h) Sistema de lubricación más simple por lo expresado anteriormente i) Bajas presiones de trabajo (es la máquina térmica que funciona a más baja presiones) j) El proceso de combustión es continuo y se realiza a presión constante en la cámara de combustión (diferente a los motores de combustión interna) k) Pocos elementos componentes: compresor, cámara/s de combustión y turbina propiamente dicha. l) No necesitan agua (diferente a las turbinas a vapor que requieren de un condensador) m) Permiten emplear diferentes tipos de combustibles como kerosene, gasoil, gas natural, carbón pulverizado, siempre que los gases de combustión no corroan los álabes o se depositen en ellos n) El par motor es uniforme y continuo Desventajas De La Turbina A Gas Bajo rendimiento térmico (alto consumo específico de combustible) debido a: A. Alta pérdida de calor al ambiente que se traduce por la alta temperatura de salida de los gases de escape por chimenea, entre 495ºC a 560 ºC B. Gran parte de la potencia generada por la turbina es demandada por el compresor axial, Clasificación De Las Turbinas A Gas Las turbinas a gas, al igual que las turbinas a vapor, se clasifican en: 1. Turbinas a gas de acción 2. Turbinas a gas de reacción 49 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS En las turbinas de acción la caída total de presión de los gases de combustión se produce en las toberas que están ubicadas antes del/los estadios móviles y fijos de la misma. De esta manera se produce una transformación de energía de presión a energía de velocidad (energía cinética) en los gases. La presión de los gases dentro de la turbina, estadios móviles y fijos, permanece constante. En las turbinas de reacción, en cambio, la caída de presión de los gases de combustión se produce tanto en las toberas, como en los estadios móviles y fijos que componen la misma. La presión de los gases dentro de la turbina, estadios móviles y fijos, va disminuyendo. También las turbinas a gas se clasifican de acuerdo al número de estadios móviles, en cuyo caso pueden ser: 1. Turbinas a gas mono etapa (un solo estadio móvil) 2. Turbinas a gas multietapas (varios estadios móviles) 2.2.3. Ciclos combinados En la generación de energía se denomina ciclo combinado a la coexistencia de dos ciclos termodinámicos en un mismo sistema, uno cuyo fluido de trabajo es el vapor de agua y otro cuyo fluido de trabajo es un gas producto de una combustión. En una central eléctrica el ciclo de gas genera energía eléctrica mediante una turbina de gas y el ciclo de vapor de agua lo hace mediante una o varias turbinas de vapor. El principio sobre el cual se basa es utilizar los gases de escape a alta temperatura de la turbina de gas para aportar calor a la caldera o generador de vapor de recuperación, la que alimenta a su vez de vapor a la turbina de vapor. La principal ventaja de utilizar el ciclo combinado es su alta eficiencia, ya que se obtienen rendimientos superiores al rendimiento de una central de ciclo único y mucho mayores que los de una de turbina de gas. En síntesis el ciclo combinado es un conjunto de equipos (turbinas a gas, calderas de recuperación, turbinas a vapor, generadoras y auxiliares) configurados de manera tal que la generación de energía permite alcanzar rendimientos de conversión hasta 60% y consecuentemente a muy bajo costo [$/Kwh]. 50 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.25 esquema y diagrama T Vs S Para un siclo combinado. Fuente [http://www.cubasolar.cu/biblioteca/Ecosolar/ ] 2.2.4. Cogeneración El término cogeneración está definido en general como la generación simultánea y combinada de calor y energía eléctrica, en un verdadero sistema de cogeneración una porción importante del calor generado o recuperado debe ser destinado a procesos térmicos. Típicamente la potencia es cogenerada en la forma de energía mecánica o eléctrica, esta potencia puede ser usada totalmente en una planta industrial que sirve como “anfitrión” del sistema de cogeneración o puede también ser exportada Parcial o totalmente a la red de un sistema eléctrico. La Cogeneración es reconocida como una de las principales alternativas para usar racionalmente la energía que no solo toca aspectos de eficiencia energética si no que se convierte en una forma estratégica de generación distribuida que alivia las presiones sobre la red de transmisión y coadyuvan a alejar el fantasma del racionamiento. Por otra parte se recomienda estudiar el diseño de esquemas de desarrollo de proyectos de cogeneración por parte de terceros. Los proyectos de cogeneración en parques industriales que permitan optimizar los ciclos térmicos y aprovechar las 51 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS economías de escala, pueden construir una alternativa atractiva para los inversionistas privados. Ilustración 2.26 sistema tradicional de Potencia. Ilustración 2.27 Sistema de Cogeneración con motor y generador. 1. Potencia comprada a los sevicios públicos (30% eficiencia) Electricidad Presión de gas caliente Combust Motor Generador 83 Und 100Und Caldera Sistema de Diesel 33 Und Turbina de vapor Generador Chimenea 35 33 30 Und 30 Und 100Und Eficiencia=42% de gas Vapor Caldera de Condensador calor residual 2. Vapor Generado en Sitio (80% Eficiencia Calor a Proceso Agua caliente 40 Und de la camisa 50Und Caldera 40Un d 70 Und Salida Eficiencia 70 Und salida Eficiencia Total = ----------------- = 47% Eficiencia Total = ----------------- = 70% 150 Und Entrada 100 Und entrda Ilustración 2.29 Diagrama de flujo de un sistema I l u s t r a c i ó n 2 . 2 8 D i a g r a m a d e f l u jo de convencional de generación eléctrica. un Sistema de cogeneración. (Producción simultánea) Pérdidas Pérdidas totales Totales Energía 50 % 5-10% Eléctrica Combust Energía Combus ible 30-35% tible Eléctrica Energía Energía 50 % Térmica Eléctrica 60-65% 52 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS La Cogeneración y el medio ambiente La maquinaria de alta eficiencia de la cogeneración resulta beneficiosa para el medio ambiente. Las emisiones de CO2 se reducen, en consonancia con los esfuerzos por detener el efecto del calentamiento global del planeta y, además, las reservas de combustibles son conservadas como resultado del consumo eficiente. Considerando la generación de energía útil total, las emisiones de NO3 y CO2 que genera el sistema completo por planta térmica más caldera casi doblan a las emisiones de una planta de cogeneración. Rentabilidad La cogeneración debe ser aplicada en aquellos procesos en que se puede utilizar de forma eficiente el calor y parte de la energía eléctrica generada por el módulo de cogeneración. Las administraciones de los países más desarrollados han asumido que la cogeneración es el sistema más eficaz y menos contaminante de aprovechamiento energético de un combustible. Por esta razón existen normativas de regulación que tratan de promover este sistema de producción energética. Las plantas de cogeneración de alta eficiencia superan sin dificultad un análisis de rentabilidad. Además de los precios de los combustibles y de la energía eléctrica hay que tener en cuenta otros factores importantísimos para que la explotación de una planta de cogeneración obtenga unos resultados económicos brillantes. El rendimiento del módulo de cogeneración, la disponibilidad y la calidad del servicio del mantenimiento y reparaciones son componentes del precio de la energía producida. Disponibilidad La disminución de la energía generada por un módulo de cogeneración, como consecuencia de una parada de dos días por averías, es equivalente a una pérdida de energía del 0.6% si su funcionamiento es de 8000 horas anuales. En las plantas con menor número de horas de funcionamiento la recuperación es mayor. 53 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS La disponibilidad depende de un buen servicio de asistencia técnica que puedan tener en la empresa. Ventajas Son muy numerosas las ventajas que la cogeneración representa tanto para el usuario de la misma como para la sociedad en su conjunto.  Ventajas para el usuario:  Reducción de los costes energéticos, gracias al ahorro que se consigue en energía primaria y el menor coste de operación de una planta de cogeneración.  Independencia e la red eléctrica y seguridad en el suministro, ya que la energía necesaria para los procesos industriales es auto generada.  Dimensión de la planta de cogeneración acorde a las necesidades energética del proceso.  Ventajas para la sociedad:  Mayor protección del medio ambiente, al reducir considerablemente las emisiones.  Mayor eficiencia en la generación de la energía, reducción de costes de energía, transporte y distribución de la electricidad y calor, ya que la energía se genera allí donde es consumida.  Mejor adecuación entre oferta y demanda energética, lo que tiene como consecuencia la reducción y el equilibrio en los precios de la energía. Barreras a la cogeneración Aun cuando la cogeneración debe ser evaluada como parte de un plan de administración de energía su principal prerrequisito es que la planta presente una demanda significativa y concurrente de calor y energía eléctrica, una vez identificado este escenario puede explorarse sistemas de cogeneración aplicables bajo las siguientes circunstancias: Desarrollo de nuevas instalaciones. Ampliaciones importantes a instalaciones existentes con incremento de demandas de calor y/o de producción de energía remanente de proceso. 54 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Reemplazo de equipo viejo de proceso o de generación de energía eléctrica y oportunidad de mejorar la eficiencia del sistema de suministro de energía. Sumado a esto, en el caso de la cogeneración, las barreras que impiden concretar sus potencialidades se enumeran a continuación: • Un proyecto de cogeneración resultará viable en la medida que exista un adecuado equilibrio entre los productos térmicos (vapor y calor) y la energía eléctrica generada. Es necesario que exista un comprador para ambos productos. • En principio, se requiere un régimen de operación a 3 turnos o de un mínimo de horas trabajadas por año para hacer rentables estos proyectos. • Es necesario disponer de energéticos limpios y de bajo costo: gas natural, biogás o residuos combustibles, como la biomasa, que no tengan uso alternativo. • Precios de los combustibles y de la electricidad: La incertidumbre actual impide predecir lo que sucederá en los próximos 20 años, aunque se puede asegurar que si los combustibles aumentan su costo, también lo hará la electricidad. • Tarifado y respaldo eléctrico: Una industria que decida instalar un sistema de cogeneración, debería contar con un respaldo en el suministro, lo que tendría implicancias contractuales y de costo. • Costo unitario de equipos para pequeñas industrias (US$/kW instalado): Para instalaciones más pequeñas, se produce el efecto negativo por las economías de escala. • Poca disponibilidad y disposición de la industria a invertir: Las industrias consideran a la energía como un proceso diferente a su línea de negocios principal (sus productos, marketing, etc.), lo que se suma a la tendencia creciente a la tercerización de servicios - sistemas de vapor, eléctricos, mantención, etc.-. 55 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.7 IMPACTOS AMBIENTALES POR LA GENERACIÓN DE POTENCIA El Mercado eléctrico solo puede funcionar de manera eficiente y transparente si los precios finales de la electricidad reflejan la totalidad de los costes asociados a su producción y, entre ellos, el coste de los daños medioambientales y sociales que provoca. El mercado eléctrico, sin embargo, no funciona actualmente así ya que las fuentes energéticas convencionales, es decir, las basadas en combustibles fósiles y en el Uranio, solo incorporan en sus precios finales los costes privados originados en la fase de generación, como son el combustible, los costes de capital y de operación, la mano de obra, los impuestos y los seguros. El coste económico que supone los impactos medioambientales y sociales que provocan las energías convencionales son, en cambio, sistemáticamente externalizados, es decir, repercutidos sobre la sociedad en su conjunto y no sobre los propios consumidores de electricidad. 2.7.1 SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD ANALIZADOS A continuación se evalúa y compara los ocho principales sistemas de electricidad utilizados actualmente, cinco convencionales y tres renovables, tomando referencia plantas de potencia homogéneas. [51] Sistemas convencionales:  Térmico de lignito: el lignito es un combustible fósil de poder calorífico relativamente bajo y gran proporción de azufre y componentes inertes.  Térmico de carbón: el carbón es un combustible fósil de mediano poder calorífico, bajo cuya denominación se incluyen mesclas de hulla y antracitas.  Térmico de Fuel-oil: el Fuel-oil es el principal derivado del petróleo, un combustible fósil de alto poder calorífico, utilizado para generar electricidad.  Térmico de gas Natural: el gas natural es también un combustible fósil de alto poder calorífico.  Térmico Nuclear: estas centrales utilizan como combustible diversos derivados del uranio natural. 56 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Sistemas renovables:  Eólico: la tecnología eólica transforma la energía del viento en trabajo mecánico que, al aplicarse a un alternador, genera electricidad.  Hidráulico: la tecnología Hidráulica transforma la energía del agua en trabajo mecánico que, al mover una turbina conectada a un alternador, genera electricidad.  Solar fotovoltaica: la tecnología solar fotovoltaica transforma la energía fotonica de la radiación solar en energía eléctrica. 2.7.2 IMPACTO MEDIO AMBIENTALES  Calentamiento global. El calentamiento global es el proceso de aumento gradual de la temperatura de la tierra a consecuencia del incremento de la concentración de gases de efecto invernadero en la atmosfera, incremento provocado por los procesos de combustión con fines energéticos de carburantes fósiles y por la deforestación.[51]  Disminución de la capa de ozono. La disminución de la capa de ozono es el proceso de reducción, tanto en concentración como en grosor, de la capa de ozono presente en la atmosfera. Este fenómeno es consecuencia de la alteración del balance atmosférico de oxígeno y ozono. Las emisiones de clorofluorocarbonos (CFC), un hidrocarburo sintético utilizado como refrigerante, son las principales responsables de impacto.[51]  Acidificación. La acidificación es el proceso de introducción de sustancias acidas en el medio ambiente provocado por las emisiones a la atmosfera de óxidos de azufre y de nitrógeno prominentes principalmente de la quema de combustibles fósiles. Tras reaccionar con el vapor de agua presente en el aire, estos óxidos se convierten en compuestos ácidos que la lluvia precipita sobre la superficie terrestre.[51] 2.7.3 UNIDAD DE MEDIDA DE LOS IMPACTOS MEDIOAMBIENTALES. La unidad utilizada para medir el impacto medioambiental de los ocho sistemas de generación de electricidad analizados es el llamado Ecopuntos de Impacto. El estudio concluye otorgándole a cada una de las tecnologías estudiadas un valor total de ecopuntos de impacto medioambiental por Terajulio de electricidad 57 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS producido. (Un Terajulio equivale a 278 megavatios hora (MWh), es decir, la cantidad de electricidad que consumen 278000 estufas de 1000 W durante una hora). [51] Es importante remarcar que los ecopuntos son unidades de penalización, de forma que cuanto más ecopuntos obtenga un sistema de generación de electricidad mayor será su impacto medioambiental, y a la inversa, los sistemas con menor puntuación de ecopuntos resultaran ser los más amigables con el medio ambiente.[51] 2.7.4 RESULTADO DEL ESTUDIO. El resultado del estudio en términos de ecopuntos de impacto son los siguientes:  Los sistemas de generación de electricidad basados en los combustibles fósiles tradicionales (lignito, carbón, petróleo) son los únicos que superan los 1000 ecopuntos, por lo que resultan como los de mayor impacto medioambiental.[51] Tabla 2.4 Impacto ambiental por generación eléctrica con Lignito, Petróleo y Carbón. Categoría 1- total ecopuntos superior a 1000 Sistema lignito 1735 Sistema Petróleo 1398 Sistema Corbona 1356 Fuente [51]  Los sistemas de generación de electricidad basados en la energía nuclear y el gas natural se sitúa en el rango de los 100 y los 1000 ecopuntos y, por tanto, en una posición intermedia de impacto.  Tabla 2.5 Impacto ambiental por generación eléctrica con Uranio y Gas Natural. Categoría 2- total ecopuntos comprendidos entre 100 y 1000 Sistema nuclear 672 Sistema Gas Natural 267 58 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Fuente [51]  Los dos sistemas basados en recursos renovables que tienen un mayor grado de desarrollo e implantación es el hidráulico y el eólico, son los que presentan un menor impacto medioambiental, obteniendo una puntuación inferior a los 100 ecopuntos de impacto.[51] Tabla 2.6 Impactó ambiental por la generación eléctrica con Hidroeléctricas y Fotovoltaica. Categoría 3- Total ecopuntos inferior a 100 Sistema eólico 65 Sistema Hidráulico 5 Fuente [51] 2.7.5 ANÁLISIS DE LOS RESULTADOS POR TECNOLOGÍA. Las energías renovables tienen, en general, un impacto medioambiental menor que las energías convencionales. Esto permite cuantificar las diferencias de impacto entre las diversas tecnologías de generación de electricidad. [51]  El impacto medioambiental de las energías convencionales es31 veces superior al de las energías renovables.  Producir un kilovatio hora (KWh) de electricidad con el mejor sistema renovable “Hidráulico” tiene un impacto medioambiental: o 300 veces inferior al que tiene producirlo con lignito. o 250 veces menor respecto al que supone generarlo con carbón o petróleo. o 125 veces inferior al que implica producirlo con Uranio. o 50 veces menor que generarlo con gas natural. 2.7.6 EMISION DE CO2 EN SUR AMERICA En Sur América en el año 2004, la emisión de CO2, gas de efecto invernadero, producto de la quema de combustibles fósiles se situó en 1040 millones de toneladas métricas (MMTM), equivalente al 4 % del total mundial que alcanzó los 27040 MMTM. [8] 59 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 45 países (tierra firme e islas) son los responsables de dicha emisión. Utilizando el “Principio de Pareto”, mostrado en la gráfica, inferimos que el 80 % de las emisiones corresponde al 18 % de los países. [8] Ilustración 2.30 Emisiones de CO2 en sur América. X10 40 100(%) 33,568 78 81 35 75 9071 66 8030 60 70 25 46 60 20 50 32 15 14,686 14,686 40 30 10 6,294 5,245 20 5 4,196 3,147 3,147 10 0 0 Paises Emisiones de CO2 por pais % de Emisiones de CO2 Por pais % de Emisiones acomuladas Brasil contribuye con el 32 %; Venezuela y Argentina con el 14%, cada una; Chile con el 6%; Colombia 5%; Puerto Rico 4%; Cuba, Trinidad y Tobago con 3% cada uno. [8] Las emisiones de estos 9 países totalizan 845 MMTM. Aunque la participación de Sur América es pequeña dentro del total mundial de emisión de CO2, las políticas públicas a aplicar por los países que la integran, dentro de su desarrollo económico-social, deben estar enfocadas a una protección del ambiente mediante el uso de fuentes de energía alternas, incorporación de nuevas tecnologías y métodos para los procesos productivos y un uso racional y eficiente de las energías fósiles. [8] Como meta global sur americana debería establecerse como límite máximo de emisiones de CO2 un 4 % del total mundial. [8] 60 Emisiones de CO2 (MMTM) CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.7.7 MERCADO DE CO2 EN COLOMBIA. En 2011 al 2013, si las proyecciones son correctas, se vendería en Colombia el primer bono de carbono dentro del mercado voluntario creado con aportes del Banco Interamericano de Desarrollo (BID), la Fundación Natura, la Bolsa Mercantil de Colombia y la Cámara de Comercio de Bogotá. [82] Con una bolsa inicial de US$10,5 millones se espera que en la primera etapa se lleguen a negociar 371.200 Certificados de Reducción Verificada de Emisiones (VER, por sus siglas en inglés), que equivalen a 464.000 toneladas de CO2. La misma cantidad que emiten al año 81.000 automotores. La idea, es que las empresas colombianas que no tienen la obligación legal de pagar por sus emisiones lo hagan a través de la compra voluntaria de bonos. Estos aportes permitirán que en distintas zonas del país se fomenten proyectos forestales que capturen el carbono disperso en la atmósfera. Por este motivo las empresas que estén dispuestas a comprar bonos tendrán que comprometerse con estrategias de mediano y largo plazo que apunten a una mayor eficacia y a reducir su impacto ambiental. En cuanto a los proyectos forestales, que podrán participar en la venta de bonos, se les dará prioridad a los que provengan de bosques naturales o plantados (no plantaciones comerciales). También proyectos silvopastoriles con buenas prácticas de manejo ambiental. La fundación natural busca promover y apoyar proyectos que además de reducir los niveles de CO2 también ofrezcan beneficios sociales a comunidades que por lo general no pueden participar de estas iniciativas. En los próximos 10 años las toneladas capturadas a través del naciente mercado podrían llegar a ser de seis millones. Una cifra nada despreciable si se piensa que el país arroja a la atmósfera 180 millones de toneladas en promedio. Aunque sin olvidar que Colombia tan sólo representa el 0,2% de las emisiones globales de CO2. 61 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.8 DESCRIPCIÓN GENERAL DE LA PLANTA DE BIOFILM S.A. 2.8.1 BIOFILM S.A. Para los procesos productivos llevados a cabo en la empresa BIOFILM S.A. básicamente se emplean tres tipos e energías, las cuales son: eléctrica, térmica transportada por medio del vapor generado y gas natural. Los dos primeros tipos de energía se producen en la misma empresa por medio de dos centrales térmicas de cogeneración (el estudio realizado en esta tesis se centrara en la Planta N0 1), y el gas es suministrado por la comercializadora de este combustible de la región directamente a la turbina de gas del sistema, la cual permite suplir las necesidades requeridas por las turbinas de gas que se encuentran en las diferentes plantas de cogeneración de la empresa. BIOFILM S.A. cuenta además con tres portadores energéticos secundarios, que se obtienen a partir de los primarios: Agua fría, obtenida a partir de chillers de absorción consumidores de vapor; aire comprimido, obtenido a partir de compresores de tornillo eléctricos, y aceite térmico calentado en calderas a gas natural. Ilustración 2.31 Planta cogeneradora N0 2 de Biofilm S.A. Fuente [67] 62 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS 2.8.2 Especificaciones técnicas de la Planta de cogeneración N0 1 Esta planta presenta las siguientes características nominales: Tabla 2.7 Parámetros nominales de la central de Cogeneración N0 1 Planta de cogeneración N0 1 Características Unidades Turno 1 Turno 2 Turno 3 Temperatura del aire ⁰C 10 13 13,5 Humedad relativa % 60 60 60 Carga especifica Full Full Full Potencia neta generada 4472 4123 4076 Flujo de combustible ⁄ 4373,05 4184,43 4084,30 Heat Rate ⁄ 2856 2900 2930 Eficiencia térmica % 30,109 29,646 29,346 Flujo de gases de ⁄ 79323 76850 75375 escape Temperatura de gases ⁰C 512 517 520 de escape En la siguiente tabla se muestran las características más importantes del gas Natural utilizado en la planta de cogeneración N0 1. Composición del combustible (% volumen) Metano (CH4) 92.79 Etano (C2H6) 4.16 Propano (C4H8) 0.84 N-Butano (C4H10) 0.18 N-Pentano (C5H12) 0.04 N-Hexano (C6H114) 0.04 Dióxido de carbono (CO2) 0.44 63 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Sulfhídrico (H2S) 0.0001 Nitrógeno (N2) 1.51 Tabla 2.1 Parámetros nominales del Gas Natural Propiedades nominales del combustible LVH ⁄ 8827.1 Gravedad Especifica 0.5970 Índice de wobbe @ 60 1215.6 2.8.3 Funcionamiento de la Central de cogeneración N0 1 Esta planta de cogeneración provee de energía eléctrica y vapor a algunos equipos de dos de las tres líneas de producción que se encuentran en la empresa, 3 chillers de absorción, los cuales presentan un consumo nominal de de vapor. A continuación podemos observar el Diagrama energético productivo el cual nos permite observar cómo está compuesta la central de estudio, además que en este se especifican los consumos, producción y distribución de los diferentes portadores energético, con los que cuenta esta central de cogeneración. Como es el caso de la energía eléctrica (línea naranja) y aceite atérmico (línea roja). 64 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.32 Esquema del uso y distribución de los principales energéticos que se utilizan y generan en la central 1 Fuente [67] Usos de la Energía eléctrica: El consumo de energía eléctrica en la planta se distribuye según áreas de proceso productivo así: 37% Línea 3; 31% Línea 1; 25% Línea 2 y 7% Corte y Metalización. Las líneas 1 y 2 presentan consumos de energía eléctrica muy similares. La diferencia que se presenta en el cuadro obedece a que las áreas de servicio (sala de máquinas 1) se alimenta eléctricamente de los transformadores de las dos líneas, teniendo una mayor participación en la línea 1. [67] 65 CAPÍTULO 2. FUNDAMENTOS TEÓRICOS Ilustración 2.33 Uso de la energía eléctrica en la planta según procesos de producción. Corte y Uso de la energia electrica en planta Metalizacion 7% Linea 3 linea 2 37% 25% Linea 1 31% Usos del Vapor: La central de cogeneración 1 genera vapor para abastecer los procesos de la línea 1 y 2, donde los equipos consumidores son los chillers de absorción. El chiller 1 el cual consume 37,8% del vapor generado, mientras que el chiller 2 consume el 32% del vapor generado y por último se encuentra el Chiller 4 consume el restante 30,2% del vapor generado, los cuales a su vez soportan la demanda de agua fría de estas líneas, Metalizadora 3 y acondicionamiento de aire. 66 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Cap. 3 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.1 METODOLOGÍA DE CÁLCULO. 3.2 DIAGRAMA DE FLUJO DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN N01 BIOFILM. 3.3 DESCRIPCIÓN DE LAS ECUACIONES PRINCIPALES QUE RIGEN EL CÓMPUTO TÉRMICO DE LA PLANTA DE ESTUDIO. ESTE CAPÍTULO SE ENFOCA EN LA METODOLOGÍA QUE SE REQUIERE PARA EL CÁLCULO DE LOS DIFERENTES INDICADORES TÉRMICOS, COMO ES EL CASO DE LA EFICIENCIA DE UNA CENTRAL DE GENERACIÓN DE ENERGÍA Y VAPOR, EL HEAT RATE DE LA TURBINA A GAS O LA EFICIENCIA DE LA CALDERA, ENTRE OTROS. 67 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.1. METODOLOGÍA Este capítulo se enfoca en la metodología que se requiere para el cálculo de la eficiencia de una central de generación de energía y vapor, para la realización de dichos cálculos he utilizado las expresiones que vienen especificadas en las normas internacionales (ASTM).  ASTM PTC 22 Turbina de Gas, consumidor de calor y generador de vapor  ASTM PTC 4.4 Turbina a Gas Otros de los cálculos que debemos abarcar en este estudio y los cuales son de gran importancia para conocer el comportamiento general que tiene la planta, es el cálculo de la eficiencia de la combustión y parámetros del compresor (Trabajo, eficiencia y temperatura de salida del aire del compresor). Ecuaciones principales: ( ) ( ) [ ] 68 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.2 Diagrama de flujo de la Central de cogeneración N0 1 de Biofilm. En la Ilustración siguiente se muestra el diagrama representativo de la central de cogeneración número 1 de biofilm, en el cual se especifican cada uno de los componentes que la constituyen y sus diferentes puntos de medición. Ilustración 3.1 Diagrama de la planta de cogeneración N0 1 de Biofilm. 69 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO A continuación se describen los puntos de medición que se muestran en el diagrama anterior: 1. Admisión de aire al Compresor (variables a medir: Presión, Temperatura y Humedad). 2. Entrada del aire a la cámara de combustión (variables a medir: Presión, Temperatura). 3. Gases de escape a la salida del Combustor (variables a medir: presión y temperatura). 4. Gases de escape a la salida de la turbina (variables a medir: presión y temperatura). 5. Purgas a la salida de la HRSG (variables a medir: Flujo y temperatura). 6. Combustible en el quemador auxiliar (variable a medir: Flujo). 7. Gases a la salida de la chimenea (variable a medir: flujo y Temperatura). 8. Agua de alimentación a la entrada HRSG (variables a medir: presión y temperatura). 9. Vapor sobrecalentado a la salida de la HRSG (variables a medir: presión y temperatura). 10. Salida de los gases de escape regulada por un Bypass (variables a medir: Flujo, presión y temperatura). 11. Combustible a la entrada del Combustor (variables a medir: Flujo, presión y temperatura). 12. Potencia eléctrica generada 13. Calor perdido (variables a medir: Flujo y temperatura). 3.3 Descripción delas ecuaciones principales que rigen el cómputo térmico de la planta de estudio (central de cogeneración número 1 de la multinacional Biofilm) A continuación se describen las ecuaciones que gobiernan el cálculo de los parámetros fundamentales de una central térmica, los cuales nos permitirán observar cual es el comportamiento de dicha planta, si este es óptimo o si se encuentra fuera del rango eficiente de operación lo que nos permitirá identificar 70 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO cuáles son las variables que generan esta singularidad, permitiendo esto tomar y realizar las correcciones necesarias. Conociendo también que dichas ecuaciones no solo permitirán estar al tanto del rendimiento que tiene la planta y sus componentes principales (como es el caso de la turbina y la HRSG), sino también influyen en los costes generados por la misma, en especial por el consumo de combustible, el cual es un parámetro de gran importancia, debido a que este elemento es la materia prima que permite el funcionamiento de la planta, por tanto cualquier variación que se genere en la medición he estimación de dicha variable se verá reflejado en los costes que pueda presentar el proceso de producción de la planta. 3.3.1 Calculo del Heat Rate de la Turbina Este cálculo se puede llevar a cabo empleando la siguiente ecuación: Donde = Heat Rate * + =Calor total entregado por el combustible * + = Potencia entregada Mientras que el calor entregado se puede calcular de la forma siguiente: Siendo: ̇ = Consumo de combustible. * + NOTA: debido a que el combustible es la fuente de energía principal del sistema, se hace necesario contar con un sistema sofisticado de medición de paramentos del mismo, ya que cualquier variación generada en alguno de dichos parámetros, podrían generar cambios notables en el rendimiento del sistema. 71 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO No obstante algunas de las empresas encargadas del suministro del combustible suelen tener su propio sistema de medición de algunos parámetros del gas, como es el caso del flujo. = poder calorífico inferior del combustible (En este caso gas natural) * + NOTA: Esta información es suministrada a la empresa por el proveedor del combustible. 3.3.2 Calculo de la eficiencia térmica de la turbina a gas Para poder conocer la eficiencia alcanzada por la turbina es necesario conocer la potencia generada, la cual pude obtenerse por medio de instrumentos de medición en el generador y la energía entregada por el combustible durante la combustión. La expresión que nos permite realizar este cálculo es la siguiente: Dónde: = Eficiencia de la turbina a gas ( ) = Potencia entregada =Calor total entregado por el combustible * + Este cálculo nos permitirá observar si la eficiencia que alcanza este equipo es la adecuada o no, permitiendo esto determinar los puntos en los cuales se puede optimizar el proceso. En cuanto a los parámetros que gobiernan esta ecuación como es el caso de la potencia entregada por la turbina al generador es medida en planta, mientras que el calor suministrado por el combustible es estimado en el ítem anterior de este apartado. 72 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.3.3 Eficiencia térmica del consumidor de calor y productor de vapor o HRSG Esta se puede obtener utilizando la siguiente ecuación: la cual relaciona la energía que es aprovechada por el fluido de trabajo (Agua), sobre la energía que llega al generador de vapor, entre esta se encuentra la suministrada por los gases de escape que provienen de la turbina de gas y la energía suministrada por el combustible suplementario. Para conocer el valor cuantitativo de estos parámetros es necesario realizar las mediciones de algunas variables que gobiernan estos procesos en la planta, como es el caso del flujo de vapor y la medición de las temperaturas del vapor a la salida de la HRSG y del agua a la entrada de la misma, como la de las temperaturas de los gases a la entrada y salida de la HRSG. En el caso del flujo de los gases productos de la combustión y del calor especifico de los mismos, podrán ser estimados al emplear una metodología la cual será expuesta más adelante en este mismo capítulo, la cual tiene como parámetros fundamentales la composición química del combustible, el are en exceso y la temperatura a la que se encuentran los mismos. ̇ ( ) [ ( )] ( ) Dónde: = Eficiencia alcanzada por la HRSG ̇ = Vapor generado = Entalpia del vapor a la salida de la HRSG = Entalpia del agua de alimentación a la entrada de la HRSG = flujo de gases de escape = Calor especifico de los gases de escape = Temperatura de los gases de escape a la entrada de la HRSG = Consumo de combustible en quemador suplementario = Valor calorífico inferior del combustible 73 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.3.4 Calculo de la eficiencia térmica alcanzada por la Central de cogeneración. Por medio de la siguiente ecuación se puede estimar la eficiencia térmica de la planta, ya que esta relaciona parámetros generales de la planta, como es el caso de la potencia neta generada, que la podemos obtener por medio de mediciones; la energía aprovechada por el fluido de trabajo, la cual se representa por la cantidad de vapor generado y la diferencia de entalpia, donde estos parámetros pueden ser estimados, realizando algunas mediciones; como es el caso del flujo de vapor que se mide en planta y la medición de la temperatura de los gases a la entrada y salida del generador de vapor nos permiten conocer el valor de las entalpias al dirigirnos a las tabla s de vapor, las cuales podemos encontrarlas en los libros de termodinámica o en las normas ASTM aquí Utilizadas y la energía suministrada por el combustible suplementario. ( ) [ ̇ ( )] Dónde: = Eficiencia térmica alcanzada por la planta de cogeneración ( ) = Potencia neta generada [ ] ̇ = Vapor generado * + = Entalpia del vapor a la salida de la HRSG * + = Entalpia del agua de alimentación a la entrada de la HRSG * + = Consumo de combustible en quemador suplementario y turbina * + = Valor calorífico inferior del combustible * + Donde la potencia generada es medida en planta, el valor calorífico inferior del combustible esta información es suministrada por la empresa que suministra este energético, el flujo de vapor es medido en planta, mientras que la entalpia del agua de alimentar y la del vapor a la salida del generador de vapor es tomada de tabla al conocer el valor de las temperaturas y presiones correspondiente y el 74 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO consumo de combustible se estima al conocer el flujo de combustible que llega al que mador suplementario y el cual es medido en planta y la densidad estándar del combustible la cual es suministrada por la empresa que suministra el recurso. 3.3.5 Calculo del Heat rate de la Central de cogeneración El cálculo de este parámetro puede ser calculado por la ecuación expresada continuación, una constante la cual se encuentra en el numerador de la expresión matemática y la eficiencia a la cansada por la planta, la cual se puede estimar con la ecuación que ya ha sido estudiada en el ítem anterior. Dónde: = La eficiencia alcanzada por la planta de cogeneración ( ) = Heat rate de la central * + 3.3.5.1 Método directo o de entrada y salida Este método permite calcular la eficiencia alcanzada por la HRSG, teniendo en cuenta la energía aprovechada por la HRSG y la energía total que es suministrada por los gases de escapes provenientes de la turbina a gas y los gases generados en el quemador suplementario o auxiliar. La ecuación que permite realizar este cálculo es el siguiente, y se encuentra especificada en la norma ASTM 4.4. Donde podemos representar esta expresión matemáticamente de la siguiente manera 75 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ̇ ( ) [ ( )] ( ) Donde, la energía entregada a la HRSG es la energía aprovechada por el fluido de trabajo (en este caso Agua), sin tener en cuenta la energía que sale en las purgas ya que esta no es aprovechada en ningún proceso productivo. Por tanto la ecuación que permite cuantificar esta energía útil, se define de la siguiente manera: ̇ ( ) ̇ ( ) Ilustración 34 Esquema representativo de un corte superior a la HRSG 1. 76 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Mientras que la energía entregada es toda aquella que puede ser aprovechada por el fluido de trabajo (como podemos observar en la Figura2, estas energías es la que ingresa a la HRSG por los puntos 4 y 6), como es el caso de los gases procedentes de la turbina a Gas y la suministrada por el combustible suplementario, el cual es quemado por el quemador de apoyo en la caldera, por tanto la energía entregada podemos representarla de la siguiente manera: [ ̇ ( )] ( ) Donde, cada una de las variables anteriormente expresadas significan: = Eficiencia alcanzada por la HRSG ̇ = Vapor generado * + = Entalpia del vapor a la salida de la HRSG* + = Entalpia del agua de alimentación a la entrada de la HRSG* + ̇ = flujo de gases de escape* + = Calor especifico de los gases de escape* + = Temperatura de los gases de escape a la entrada de la HRSG, = Consumo de combustible en quemador suplementario * + Nota: donde el flujo de combustible suplementario se calcula de la siguiente manera: ̇ Dónde: ̇ = ̇ = Flujo de combustible suplementario* + = Densidad estándar del combustible * + 77 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO = Valor calorífico inferior del combustible* + 3.3.5.2 Método indirecto o de las pérdidas Este método se caracteriza por permitir el cálculo de la eficiencia de un recuperador de calor generador de vapor apoyándose en las perdidas de calor que se pueden encontrar en el generador de vapor, dichas perdidas pueden ser por radiación, convección, purgas, perdidas por los gases de escape y por inquemados como es el caso del CO. La ecuación que permite el cálculo de la eficiencia por este método es la siguiente: ( ) Dónde: L: son todas las pérdidas de calor que se pueden encontrar en la HRSG= [ ] Por lo tanto la ecuación de la eficiencia expresada anteriormente se puede reescribir como: ( ) ( ) Para realizar un buen cálculo de la eficiencia por medio de este método, es necesario poder realizar unas mediciones adecuadas de las variables que gobiernan esta ecuación, como es el caso de la temperatura y flujo de los gases de escape a la entrada y salida de la HRSG, el flujo del combustible suplementario consumido. 78 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Calculo de la perdida por Radiación Para realizar el cálculo de estas pérdidas nos apoyaremos en la metodología expuesta en la norma ASTM 4.4. Este cálculo se puede realizar de dos maneras primero empleando la ecuación siguiente: *( ) ( ) + Dónde: = Calor perdido por unidad de área, * + = Emisividad = Temperatura superficial de la HRSG, = Temperatura de referencia o ambiente, 79 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Donde, la emisividad es función del material de la que está constituida la caldera y de la temperatura superficial de la misma, ahora bien conociendo los dos parámetros anteriores podemos conocer el valor de la emisividad ingresando a la tabla siguiente. Tabla 3.1 Valores de la Emisividad en función de la temperatura superficial de la HRSG y del material del cual está construida. Fuente [62] 80 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO O bien empleando el grafico siguiente. Ilustración 35 Estimación del Calor Perdido por Radiación. Fuente [62] El grafico anterior permite realizar un cálculo rápido de la pérdida de calor por radiación, conociendo los valores de la temperatura ambiente, de la temperatura superficial de la HRSG y el valor de la Emisividad, la cual depende del material del cual está construida la HRSG y el valor de la temperatura superficial de la misma. 81 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Calculo de la perdida de calor por Convección Para realizar este cálculo como en el caso de la perdida por radiación, nos apoyaremos en la metodología expuesta en la norma ASTM 4.4, para este caso. De la misma manera como en el caso del cálculo de la perdida por radiación este se pude realizar de dos maneras, en primera medida utilizando la siguiente ecuación: ( ) √ Dónde: = Perdida de Calor por convección por unidad de área, * + = Diferencia de temperatura entre la pared y el aire circundante, = Velocidad del aire, 82 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO O utilizando el diagrama siguiente Ilustración 36 Estimación del Calor Perdido por Convección. Fuente [62] El grafico anterior permite la estimación rápida de la perdida de calor por convección, conociendo el valor de la velocidad del aire y la diferencia de temperatura entre la pared de la HRSG y el aire circundante. 83 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Calculo de la perdida de calor por Chimenea Este es quizás el foco más significativo de pérdida de calor que podemos encontrar en la HRSG; conociendo que esta caldera es de hogar dividido, es decir que los gases precedentes de la turbina a gas no se mesclan con los generados en la combustión del combustible suplementario. De lo anterior debemos tener en cuenta que en esta caldera encontraremos dos chimeneas (como podemos observar en la Ilustración 2). Por tanto la ecuación que nos permitirá realizar el cálculo de este parámetro es la expresada a continuación: ̇ ( ) ̇ ( ) Donde, el primer término de la ecuación 3.13 ( ̇ ( )), representa la energía que se pierde en los gases procedentes de la turbina a gas; mientras que el segundo termino ( ̇ ( )), representa la energía que se escapa al medioambiente por medio de los gases resultantes de la combustión del combustible suplementario. Dónde: = Perdida de calor por Chimenea * + ̇ = Flujo másico de los gases de escape procedentes de la turbina a gas a la salida de la chimenea * + = Calor especifico de los gases de escape procedentes de la turbina a gas a la salida de la chimenea * + = Temperatura de los gases de escape procedentes de la turbina a gas a salida de la Chimenea, = Temperatura de referencia, 84 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ̇ = Flujo másico de los gases de escape procedentes del combustible suplementario * + = Calor especifico de los gases de escape procedentes del combustible suplementario * + = Temperatura de los gases de escape procedentes del combustible suplementario, Calculo de la perdida por CO Este se produce cuando durante el proceso de combustión todo el combustible que se suministra al Combustor no se transforma todo en CO2 y H2O, generando de esta manera se producen pérdidas de energía calórica en los inquemados expulsados en los gases de escape, como es el caso del CO. La ecuación que permite realizar dicho cálculo es la siguiente: Dónde: = Perdida de calor por CO * + = Valor calorífico inferior del combustible* + = Contenido de carbono en los gases de escape Calculo de las perdidas en las purgas Este cálculo se puede realizar mediante la siguiente ecuación: ̇ 85 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Dónde: = Perdida de calor en las purgas * + ̇ = Flujo de masa de purgas * + Nota: para realizar el cálculo del flujo másico de las purgas se emplea la siguiente expresión matemática: ̇ ̇ ( ) Siendo: = Total de sólidos en el agua de alimentación = Total de sólidos en suspensión en la caldera ̇ = Flujo másico de vapor * + = Entalpia de purgas a la temperatura de líquido saturado* + 3.3.6 Metodología de cálculo del flujo y del calor especifico de los gases de escape El cálculo del flujo y del calor especifico, es fundamental para la estimación de la eficiencia, por este motivo es primordial realizar un cálculo concienzudo, de este par de paramentos, que además influyen directamente en los costos generados, por la producción de energía y vapor en esta central. Para realizar estos cálculos nos basaremos en la metodología expuesta en el artículo titulado (A new approach for simplifying the calculation of flue gas specific heat and specific exergy value depending on fuel composition), y el cual también fue implementado por el Ingeniero Luis Bermúdez en su trabajo de grado. Otro parámetro importante para llevar acabo el procedimiento siguiente es conocer la composición del combustible. Dicha información es suministrada por la empresa 86 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO proveedora de este servicio (En este caso Promigas S.A). La siguiente tabla muestra la composición del combustible suministrado a la planta de estudió: Tabla 3.3 Composición química del combustible suministrado por la distribuidora Promigas S.A Componentes Formula Composición en porcentaje molar Metano 97.9912 Nitrógeno 1.4580 Dióxido de carbono 0.1829 Etano 0.2599 Propano 0.0521 Agua 0 Sulfuro de 0 hidrogeno Hidrogeno 0 Monóxido de 0 carbono Oxigeno 0 i-Butano 0.0220 n-Butano 0.0084 i-Pentano 0.0078 n-Pentano 0.0016 n-Hexano 0.0161 n-Heptano 0 n-Octano 0 87 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO n-Nonano 0 n-Decano 0 Elio 0 Argón 0 Tabla 3.4 Características principales del Combustible Suministrado. Gravedad especifica de la mezcla, a condiciones estándar 0.5651 Poder calorífico bruto real,(@Pb y Tb), a 14.65 Psi y ⁄ Densidad 0.68893 3.3.7 Calculo del flujo de gases de escape. Balance de masa La combustión teórica de un combustible, se define como la transformación de todo el carbono y del hidrogeno del combustible o reactante en dióxido de carbono (CO2) y agua (H2O), es decir que en los gases productos de la combustión no se encuentren inquemados. Como lo muestra la siguiente ecuación estequiometria: ( ) Donde , , , y representan el número desconocido de moles de aire, dióxido de carbono, agua y nitrógeno, respectivamente. Ahora aplicando el principio de la conservación de la masa, tenemos que: 88 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO De esta manera la ecuación que da de la siguiente manera: ( ) Conociendo que el nitrógeno reacciona con el oxígeno por encima de los 1200 0C. Para este cálculo nuestro límite será la temperatura de 1200 0C, asumiendo que en dicho proceso de combustión no reacciona el nitrógeno con el oxígeno. La Combustión real, para que esta ocurra es necesario que en la mescla aire combustible, se encuentra un exceso de aire presente en la mescla y esta se representa como . Al realizar las mediciones del porcentaje de volumen de oxigeno presente en los humos en la empresa podremos calcular por medio de la siguiente ecuación: ( ) ( ) Donde es la fracción de exceso de aire y K es una constante que varía dependiendo del tipo de combustible en éste caso utilizaremos (0.9 para el gas Natural, 0.94 para él Fue-oil y 0.97 para el Carbón). A continuación se presenta la ecuación estequiometria para combustión real de un combustible cualquiera. ( ) ( ) ( ) ( )( ) ( ) Y ahora bien si nos remitimos a la ecuación del balance de masa expresar a continuación: 89 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ̇ ̇ Donde ̇ es la rata de flujo másico, y los subíndices indican cual es el flujo de entrada y cuál es el de salida. Por tanto la ecuación anterior se puede expresar de la siguiente manera: ̇ ̇ ̇ ̇ De donde tenemos que: ̇ ̇ ̇ ̇ Mientras que la cantidad de aire requerido se puede calcular de la siguiente ecuación, la cual depende del exceso de aire y de la composición química del combustible. ̇ ( ) ( ) Y la cantidad de aire estequiometrico se obtiene cuando ( ) ̇ ( ) ( ) Donde la masa de aire ̇ se obtiene de la ecuación estequiometria. Y K se denota como el porcentaje del elemento en la composición química en (%). ̇ es la cantidad de aire requerido por Kg de combustible (Kg Aire/Kg Combustible). Por tanto la cantidad del flujo de los gases de escape se pueda obtener por medio de la siguiente ecuación: ̇ ( ) ( ) ( ̇ ) Si realizamos dicho cálculo para 1 Kg de combustible, la ecuación anterior queda de la siguiente manera: 90 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ̇ ( ) ( ) ( ) Cuando , la cantidad del flujo de los gases de escapes puede ser dado de la siguiente manera: ̇ ̇ ( ) Aclarando que todos los cálculos se realizan a una temperatura de los gases de combustión entre y . Calculo del calor específico El calor específico es un parámetro muy importante a la hora de realizar este tipo de cálculos térmicos, como el requerido aquí en este trabajo de grado, por tanto no es posible considerar el valor del calor específico como una constarte, como viene definido en algunos textos, sino que nos basaremos en la teoría que define que el valor de este depende de la temperatura que posean los gases de escape. Motivo por el cual emplearemos la siguiente ecuación la cual incorpora una metodología reciente que permite realizar el cálculo del calor específico basándose en la composición química del combustible, el exceso de aire y la temperatura de los gases de combustión: ̇ ( ) ̇ Donde a,b,c,d y f son los coeficientes en la ecuación anterior. Representa el promedio del valor del calor específico de los gases de la combustión. Es el calor especifico del ( ) . Estimación del coeficiente El cálculo de se realiza por medio de la siguiente ecuación: 91 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Donde, puede ser definido como la relación de calor especifico entre y , por tanto es igual a 1. Puede ser indicada como la relación de masa de de los gases de la combustión para . Por tanto podemos realizar el cálculo de por medio de la siguiente ecuación. ̇ ̇ ̇ Estimación del coeficiente Para realizar el cálculo de emplearemos la siguiente ecuación: Donde, puede ser definido como la relación de calor específico entre y para diferentes temperaturas y esta temperatura es la que tienen los gases a la entrada de la turbina a gas. Puede ser definida como la relación de masa del total en los gases de la combustión. Por tanto y se puede calcular con las siguientes ecuaciones: Y 92 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ̇ ̇ ̇ ̇ Estimación del coeficiente El coeficiente puede ser calculado por la siguiente expresión: Donde, puede ser definido como la relación de calor especifico entre y para diferentes temperaturas, siendo esta tempera de los gases a la entrada de la turbina a gas. Puede ser definida como la relación de masa del total en los gases de la combustión. Por tanto y se puede calcular con las siguientes ecuaciones: Y ̇ ̇ ̇ Calculo del coeficiente El coeficiente es calculado por la cantidad de exceso de aire. Para este cálculo emplearemos la siguiente ecuación: 93 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Donde, y se expresan de la siguiente manera: En esta ecuación T es la temperatura a la que se realiza la combustión, la cual se puede obtener a la entrada de la turbina a gas y esta debe estar una escala absoluta. Y ̇ ( ) ̇ Calculo de Denota el calor específico del , para realizar este cálculo utilizaremos la siguiente ecuación: En esta ecuación T es la temperatura a la que se realiza la combustión, la cual se puede obtener a la entrada de la turbina a gas en K. 3.3.8 Calculo de los parámetros del compresor (Trabajo, eficiencia y temperatura de salida del aire del compresor). Los procesos de compresión en una turbina de gas son normalmente y virtualmente adiabáticos, u ocasionalmente procesos de compresión adiabáticos separados por intercoolers (interenfriadores o intercambiadores de calor). Los 94 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO procesos de expansión para turbinas “no refrigeradas” son adiabáticos, sin embargo para turbinas refrigeradas con aire o agua no lo son. En procesos adiabáticos reales la entropía debe crecer. El trabajo requerido para la compresión entre dos niveles de presión aumenta para un proceso no Isentrópico comparado con uno Isentrópico. En cambio, el trabajo obtenido de un proceso de expansión real, con aumento de entropía, decrece respecto a uno Isentrópico, lo vemos en la siguiente figura. Ilustración 37 siclo con turbina a Gas e Isetropico. Fuente [76] En un ciclo real también habrá pérdidas de carga, lo que significa que la relación de compresión del compresor deberá ser mayor que la relación de expansión de la turbina. Otras pérdidas se pueden deber a la masa no comprimida, el flujo de combustible que se añade y al proceso de expansión. En el compresor se considera el trabajo del compresor, la temperatura de salida del aire y su eficiencia. La energía de trabajo para el compresor es suministrada por el expansor de la turbina por medio del eje. Donde el trabajo del compresor se puede calcular por medio de la siguiente ecuación: 95 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ̇ ( ) Siendo: = Trabajo realizado por el compresor, [ ] = Calor especifico del aire, * + = = Temperatura del aire a la salda del compresor, = = Temperatura del aire a la entrada del compresor, De los parámetros anteriores podemos resaltar lo siguiente: Primero que todo el flujo del aire que entra al compreso es medido en la empresa, de la misma manera que la temperatura de entrada del aire al compresor, mientras que el valor del calor especifico del aire podremos tomarlo de tabla y la temperatura de salida del aire del compresor podremos obtenerla por medio de la siguiente excreción matemática: ( *( ) +) Dónde: = Temperatura del aire a la salda del compresor, = Temperatura del aire a la entrada del compresor, = Eficiencia Isentropicas del Compresor. = Presión del aire a la salida del compresor; [ ] = Presión del aire a la entrada del compresor, [ ] [ ]= Coeficiente Isentrópico y se define por * ⁄ + Donde es la capacidad calorífica a presión constante y es la capacidad a volumen constante. 96 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Como en el caso anterior alguno de los parámetros que rigen la ecuación anterior deben ser medidos en planta, como es el caso de la temperatura del aire de entrada, la presión de entrada Mientras que K será tomada de tabla. En el caso de la eficiencia del compresor deberá ser estimada por medio de la siguiente ecuación: ( ) ( ) O empleando la siguiente expresión: [( ) ] [( ) ] Dónde: = Eficiencia Isentropicas del Compresor. = Presión del aire a la entrada del compresor, [ ] = Temperatura del aire a la entrada del compresor, = Presión del aire a la salida del compresor; [ ] [ ]= Coeficiente Isentrópico y se define por * ⁄ + ( ) = Coeficiente de eficiencia politropica y se define como ( ) Donde los parámetros anteriores deberán ser medidos en planta o estimados por medio de las ecuaciones previamente descritos. 97 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.3.9 Coste del combustible. El costo del gas natural en Colombia se compone de varios conceptos entre los cuales se encuentran el suministro del gas, el transporte, cargos de comercialización y distribución los cuales son establecidos mediante resolución por la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG). El costo de suministro se expresa en dólares por unidad de energía, en este caso dólares por millón de BTU (USD/MBTU). El costo del transporte se expresa en dólares por mil pies cúbicos. USD por KPC. Para el caso de Biofilm se tiene un contrato mediante el cual el precio del gas puede variar de acuerdo con la cantidad consumida. En este caso se asumirá un costo del gas de 4.01 USD/KPC, más el 25% por impuestos por tanto el costo del gas será 5.01 USD/KPC. Para obtener el precio del gas se debe medir el flujo de combustible suministrado a la Planta de cogeneración 1 en KPC al día. ( ̇ ̇ ) [ ] Dónde: = Valor de combustible consumido en la planta de cogeneración ̇ = consumo de combustible en la turbina [ ] ̇ = Consumo de combustible en el quemador suplementario a la HRSG [ ] 3.3.10 Calculo del impacto ambiental El impacto ambiental causado por la quema de Gas Natural, para la generación de energía eléctrica y térmica en la central de cogeneración N0 1 de la empresa Biofim, se estimara de la siguiente manera. Al conocer que 1 m3 de Gas Natural contiene 0,49 Kg de Carbono, y que 1 kg de Carbono al reaccionar con el oxígeno durante un proceso de combustión genera 3,667 Kg de CO2, podemos deducir la siguiente expresión que nos permitirá estimar que cantidad de CO2 es vertida al medio gracias al proceso de generación eléctrica y térmica en la central de estudio: 98 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO ( ) Dónde: = Por el consumo de combustible en la TG y HRSG = Es el consumo de combustible en la TG = Es el consumo de combustible en la HRSG 3.3.11 Calculo de la entalpia de vapor y liquido por medio de coeficientes. Esta metodología permite el cálculo de las propiedades de vapor y líquido por medio de coeficientes los cuales se muestran la siguiente tabla y la ecuación que permite relacionar dichos coeficientes. √ Siendo = Propiedad = Presión (Psia) Tabla de Coeficientes: Tabla 3.5 Coeficientes para determinar valores de entalpias. Propiedades A B C D E F G Entalpia de -0,15115567 3,671404 11,622558 30,832667 8,74E-05 -2,62E- 54,55 Liquido 08 Entalpia de 0,0086762 -1,3049844 -8,2137368 -16,37649 -4,30E-05 9,76E- 1045,81 Vaporización 09 Entalpia de Vapor -0,14129 2,258225 3,4014802 14,438078 4,22E-05 -1,57E- 1100,5 08 Fuente [68] 99 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO 3.3.14Calculo térmico de un intercambiador de calor. Este cálculo se realizará con el fin de determinar el potencial de ahorro que se puede alcanzar con la instalación de un intercambiador de calor a la salida de los gases de escape con el fin de aprovechar parte de esta en el calentamiento del agua de alimentación de caldera recuperadora. Las ecuaciones a utilizar serán las siguientes: 3.44 Dónde: = Flujo de calor * + =Coeficiente global de transferencia de calor * + = Área de intercambio de calor [ ] = Temperatura media logarítmica corregida [ ] Para determinar el valor actual de la temperatura media logarítmica se debe emplear la siguiente ecuación. 3.45 Siendo Un factor de corrección que se obtiene de las siguientes gráficas. 100 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Grafico 3.15 Para determinar el factor de corrección de la LTDM. Fuente [67] Y es la diferencia de temperatura media logarítmica calculada con las 4 temperaturas, de entrada y salida de los dos fluidos de trabajo, y se utiliza la siguiente expresión: ( ) ( ) 3.46 ( ) 3.315Calculo del costo generado por la construcción, e instalación del intercambiador. Este cálculo se realizara con el fin de determinar cuan costosa será implementar esta medida de ahorro (instalar un I/C, en la chimenea). 101 CAPÍTULO 3. METODOLOGÍA DE CÁLCULO Para realizar este cálculo se empleara la metodología de correlación[67], la cual nos dice que al conocer el área de intercambio de calor y unos parámetros constructivos que ya se deben haber definido previamente se puede estimar el costo del intercambiador de calor. Ver Tabla siguiente: Table 2 Correlations for costs of Heat Exchangers USCS Units SI Units Base cost for Carbon-steel, floating-head, 100 Base cost for Carbon-steel, floating-head, 700 lb/in2 (gage) KN/m2 Exchanger: Exchanger: [ [ ( ) ( ) Exchanger-type cost factor: Exchanger-type cost factor: Fixed-head: ( Fixed-head: ( ) ) Kettle reboiler: Kettle reboiler: U-Tube: ( ) U-Tube: ( ) Design-pressure cost factor: Design-pressure cost factor: 100 to 300 lb/in2(gage): 700 to 2100 KN/m 2 : 300 to 600 lb/in2(gage): 2100 to 4200 KN/m 2:: 600 to 900 lb/in2(gage): 4200 to 6200 KN/m 2: A in ft2; lower limit: 150 ft2, upper limit: 12000 A in m2; lower limit: 14 m2, upper limit: 1100 m2 ft2 102 Cap. 4 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 4.1 SISTEMA DE CONTROL DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 BIOFILM 4.2 LASOS DE CONTROL EN LA CALDERA HRSG 4.3 LASOS DE CONTROL EN LA TURBINA 4.4 ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS EN LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 EN BIOFILM 4.5 ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS EN LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 EN BIOFILM 4.6 INSTRUMENTOS Y MÉTODOS DE MEDICIÓN EN ESTE CAPÍTULO SE REALIZA LA DESCRIPCIÓN DE LOS SISTEMAS DE MEDICIÓN Y EL SISTEMA DE CONTROL DE PROCESO CON LOS QUE CUENTA LA CENTRAL DE COGENERACIÓN 1, ADEMÁS DE DESCRIBIR CON CUALES INSTRUMENTOS CUENTA Y NO CUENTA LOS EQUIPOS PARA EL CONTROL DEL PROCESO. Y FINALIZA CON UNA DESCRIPCIÓN DE CUÁLES SON LOS DIFERENTES EQUIPOS QUE SE DEBEN UTILIZAR Y OTROS CON LOS QUE DEBE CONTAR LA TURBINA Y LA HRSG PARA REALIZAR LAS MEDICIONES DE LAS VARIABLES CORRESPONDIENTES. CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 4.1 SISTEMA DE CONTROL DE LA CENTRAL DE COGENERACIÓN No. 1 BIOFILM Durante la diferentes visitas realizada a la planta, observe que los sistemas de control con los que cuenta actualmente los equipos que constituyen la Central de cogeneración No. 1 solo esta orientados o dispuestos a proteger la vida de dichos componentes. El control existente es más orientado al proceso y no a la eficiencia de la planta como tal. Es decir, no hay control orientado a la eficiencia, sino orientado a mantener funcionando la planta en las mejores condiciones operacionalmente hablando. A continuación describiremos los sistemas y lasos de control con los que cuentan actualmente esta planta. 4.2 LASOS DE CONTROL EN LA HRSG La HRSGs es el segundo equipo de vital importancia que conforma la Central de cogeneración ya que es la encargada de la generación de vapor para suplir las necesidades terminas de un chiller de absorción, el cual es el encargado de enfriar el aire que ingresa al compresor y de dos de las tres líneas de producción de la empresa. Este equipo cuenta básicamente con tres lasos de control, los cuales están dispuestos para la protección del equipo y de los operadores. A continuación describiremos cada uno de los distintos lasos de control con los que cuanta actualmente la HRSG. Cabezal de vapor: Las calderas generalmente, descargan a un cabezal de un nivel de presión alto que tiene sus propios usuarios, este bajo control de su respectivo controlador de presión. Por variaciones continuas en el consumo de vapor de los usuarios y tiempos de respuesta de los controladores y actuadores, el sistema puede oscilar continuamente provocando que la salida de vapor de la caldera cambie en tiempos muy cortos. A continuación se ilustra el esquema representativo del laso de control aquí descrito: 104 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 38 Laso de control que vigila la presión del vapor en el cabezal. Fuente [Tomado del artículo: Automatización de calderas] Control de combustión: La función primaria del control de combustión es entregar una mezcla de aire y combustible al quemador a una rata que satisfaga los requerimientos de carga de la caldera bajo condiciones seguras y eficientes. Con insuficiente aire, se desperdicia combustible debido a combustión incompleta, además esta mezcla rica puede causar explosiones en puntos calientes. Un exceso de aire también desperdicia combustible, calentando aire que luego sale por la chimenea. El laso de control funciona de la siguiente manera, inicialmente se tiene la presión del cabezal de vapor la cual representa la demanda y actúa como setpoint para los controladores de aire y combustible. A continuación se ilustra el laso de control descrito anteriormente: 105 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 39 Laso de control de combustión en la caldera. Fuente [Tomado del artículo: Automatización de calderas] Control de agua de alimentación: Es el segundo laso que encontramos en la caldera y se encarga de vigilar o controlar el nivel de agua. El nivel de la caldera es una de las variables críticas para la operación segura, un bajo nivel expone los tubos a demasiado calentamiento mientras que alto nivel permite el arrastre de gotas de líquido que corroen y dañan los equipos que usan este vapor. Este laso de control funciona de la siguiente manera un sensor de nivel que se encuentra instalado en la caldera se encarga de medir el límite inferior que puede alcanzar el volumen de agua que debe contener la caldera, es decir que cuando el límite de agua en la caldera disminuye más de lo permitido este sensor manda una señal a una válvula proporcional para que permita el ingreso del agua alimentar a la caldera manteniéndose así los límites mínimos permisibles de agua dentro de la misma. Como se muestra en la figura siguiente: 106 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 40 Laso de control de nivel de agua. Fuente [Tomado del artículo: Automatización de calderas] 4.3 LASOS DE CONTROL EN LA TURBINA En cuanto a la turbina esta es la encargada de generar la energía eléctrica que está destinada a satisfacer la demanda eléctrica de las dos líneas de producción a la que esta abastece. Este equipo como en el caso de la caldera cuenta con tres lasos de control que están orientados a proteger la vida de este equipo. El sistema de control recibe como fuente de entrada los siguientes parámetros:  Señal de velocidad del eje 107 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO  Señal de temperatura de cámara  Señal de presión y ambiente Y como salida permite el control del combustible, cortando el flujo de este suspendiendo el proceso de combustión. El control de la turbina se compone de los siguientes lasos fundamentalmente:  Control de arranque y parada  Control de frecuencia y carga  Control de temperatura para  Control de posición de los alaveses de disposición. A continuación procederemos a realizar la descripción de cada uno de estos: Control de arranque y parada: El lazo de control de arranque controla hasta que el grupo ha llega-do a la velocidad nominal. En ésta se asegura la relación combustible/aire, de manera que los gases de escape no excedan los límites permisibles a la máxima aceleración. La sincronización se realiza mediante un dispositivo autónomo que adapta la velocidad de la turbina para engancharse a la frecuencia de red. Cuando esta frecuencia es la apropiada de la red, los pará- metros de frecuencia, ángulo de fa-se y tensión son adaptados a la red. Se ha de permitir una banda de regulación como factor de fluctuación de frecuencia para los cambios de carga, de modo que tenga la dinámica adecuada. Si se funciona en isla, el funcionamiento es semejante, sólo que el sincronizador da la consigna de la frecuencia. El controlador de frecuencia/carga deduce la consigna de carga mediante el factor de fluctuación y dela consigna de potencia activa. Lastro lar, proteger y monitorizar todos los actuadores, los cuales tienen la función on/off o abierto/cerrado. El control ha de tener una estructura jerárquica (Fig. 4.4), donde el nivel más bajo es el de accionamiento, realizándose los enclavamientos en el control para simplificar los CCMs. 108 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 41 estructura jerárquica del control binario. Fuente [Tomada del artículo: Control de procesos] Presión y temperatura de la cámara: se encarga de vigilar la temperatura y presión de los gases que salen de la cámara de combustión con el fin de comprobar que la temperatura que estos posean no comprometan la vida útil de los alavés de la turbina, este sistema funciona de la siguiente manera se tiene una termocupla que mide la temperatura de dichos gases y verifica que estos no sobrepasen la temperatura a la que este está graduado, es decir no sobrepase el setpoint, si esto sucede se manda una señal a una válvula proporcional que cortara el flujo de combustible que llega a la turbina causando la detención de esta por falta de gases que muevan la turbina. Monitorización de la temperatura La temperatura de escape se mide con termopares distribuidos alrededor de la periferia del difusor. Los valores se supervisan constantemente para detectar cual quieran malí a. Estas medidas sirven para la regulación aparte del disparo. Las temperaturas de entrada son calculadas con éstas y presiones diferenciales a lo largo de la turbina Control mecánico: el control mecánico se encarga de vigilar la temperatura del aceite que lubrica las juntas móviles de esta máquina evitando que se averíen los rodamientos y eje de la turbina por fricción o se fundan por sobrecalentamiento, además de controlar la velocidad a la que debe operar la máquina. Este laso 109 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO funciona de la siguiente manera se tiene un termómetro de resistencia eléctrica que esta calibrado a una la temperatura máxima que puede alcanzar el aceite para que este no pierda sus propiedades, si la temperatura del aceite sobrepasa esta temperatura de referencia se manda una señal eléctrica que va a una válvula proporcional que cortara el flujo de combustible que entra a la turbina causando así la detención de la misma. Monitorización de la temperatura de los cojinetes Se monitorizan los dos cojinetes de apoyo de la turbina de gas, los dos del generador, los dos de la excitación on, además de los cojinetes de guía para apoyos intermedios (Ilus. 4.5). Los puntos de medida disponen de termopar doble con transmisor en los cabezales. Ilustración 42 Monitoreo de la tempera de los cojinetes. Fuente [Tomado del artículo: Control de procesos] A continuación se muestra el diagrama representativo de los lasos de control descritos anteriormente integrados en uno solo: 110 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 43 Laso de control de una Turbogas. Fuente [Tomado del artículo: Sistemas de control en turbinas a gas] 111 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 4.4 ADQUISICIÓN Y PROCESAMIENTO DE DATOS EN LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 EN BIOFILM De nuestra información recolectada en planta podemos resaltar que la planta no cuenta con sistema de recolección de datos online, solo cuenta con un sistema que permite ver el comportamiento de las principales variables como es el caso de temperaturas, flujos (el de vapor es el único que se mide manualmente), y presiones, las cuales son registrada en una minuta por un técnico cada cuatro, ocho o veinticuatro horas, con el fin de verificar el comportamiento de estas y de llevar un control de las mismas que les permitan posteriormente analizar el comportamiento de la planta. La caldera es controlada por el equipo, SIEMENS SIMATIC S5, que igualmente registra los datos de las variables pertinentes en el proceso de la HRSG. SIMATIC S5, un nombre de familia que esconde mucho: autómatas programables, aparatos de automatización, tarjetas periféricas inteligentes, sistemas para operación y observación; además permite comprende toda una serie de variantes para soluciones personalizadas en este caso el control y toma de datos de la HRSG. Por su parte la turbina similarmente tiene un sistema que es el Digicon Fuel Control System. 4.5 INSTRUMENTOS DE MEDICIÓN CON LOS QUE CUENTA LA PLANTA DE COGENERACIÓN No. 1 en BIOFILM En cuanto a la turbo gas esta cuenta actualmente con los siguientes sensores e instrumentos de medición:  Esta cuenta con un contador de flujo de combustible instalado por la empresa suministradora de este recurso (en este caso prodigas).  Termómetro que muden la temperatura del aire a la entrada del compresor  Termómetro para medir la temperatura de los gases a la salida de la cámara de combustión  Termómetro para medir la temperatura del aceite que lubrica los rodamientos de la turbina  Manómetro que permite medir la presión del aire a la salida del compresor  Manómetro que permite medir la presión del gas que entra a la cámara de combustión 112 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO La caldera cuenta actualmente con los siguientes instrumentos de medición:  Termómetro encargado de medir la temperatura de agua alimentar  Termómetro para medir la temperatura de las purgas  Termómetro para medir la temperatura del vapor  Manómetro para medir la presión de operación de la caldera  Un flujo metro para medir el flujo de vapor que se genera en la caldera 4.6 INSTRUMENTOS Y MÉTODOS DE MEDICIÓN La medida de la presión, caudal y temperatura, proporciona datos sobre las características funcionales del proceso, consumo energético, problemas operativos y requisitos de diseño y operación. Motivo por el cual para realizar los cálculos anteriormente especificados es fundamental contar con unos buenos instrumentos de medición en la planta de estudio, así como contar con una buena metodología de medición, que nos permitan contabilizar las variables que rigen el funcionamiento, rendimiento y eficiencia de una central térmica, como es el caso del flujo (gases, vapor y combustible), la temperatura (gases, vapor y combustible), la presión (gases, vapor y combustible) , entre otros factores que afectan de manera directa los aspectos anteriormente mencionado. Por este motivo, en este apartado aremos énfasis en este aspecto tan importante como es el caso de los Instrumentos y métodos de medición, y para esto nos apoyaremos en la norma ASTM PTC 4.4. 4.6.1 Medición de flujo La medición exacta del flujo es de vital importancia para determinar el desempeño general de la planta. Para la realización de esta medición podemos encontrar distintas técnicas disponibles en cuanto a la precisión y a la magnitud del flujo. El método más exacto para realizar la medición del flujo de un fluido es por el Peso. 4.6.2 Mediciones de la cantidad de flujo de combustible gaseoso Para realizar la medición de esta variable se requiere el uso del orificio, una boquilla medidora de flujo o Venturi. Estos dispositivos de medición deben ser 113 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO calibrados antes y después de la realización de la prueba de tal manera que el flujo de combustible gaseoso pueda ser medido con una precisión de . 4.6.3 Medición del flujo de agua y vapor Para realizar la medición del flujo de agua se puede hacer por medio del tubo Venturi, boquilla u orificio. Estos dispositivos de medición deben ser calibrados antes y después de la realización de la prueba de tal manera que el flujo de combustible gaseoso pueda ser medido con una precisión de . 4.6.4 Ventaja de los tipos de medidores de flujo: Orificio: o Coste mínimo o Fácil instalación y sustitución o Coeficiente de descarga bien definido o Sin obstrucciones ni desgastes durante el funcionamiento o Borde vivo sin suciedad por óxido o materias en suspensión Tobera: o Se puede usar donde no existan bridas de tuberías o Menor coste que el tubo de Venturi para la misma capacidad Venturi: o Mínima perdida de carga o Tomas de presión integradas o Menor tamo recto previo en el tramo de entrada o No se obstruye por materia en suspensión o Se puede utilizar en tuberías sin vidrios o Coeficiente e descarga bien definido 4.1.5. Desventajas de los medidores de flujo: Orificio: o Elevada perdida de altura no recuperable o En tuberías horizontales en la entrada se acumulan materias en suspensión o Baja capacidad 114 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO o Requiere bridas de tuberías Tobera: o Mayor coste que el Orificio o Igual perdida de carga que el Orificio para la misma capacidad o La toma de presión en cuello y entrada son muy delicadas Venturi: o Coste máximo o Peso y tamaño máximo para una tubería de tamaño dado Para medir el gasto de aire y humos no se requiere un alto grado de precisión; se usan orificios, toberas o Venturi, pero no se cumplimentan las especificaciones constructivas y de ubicación por limitaciones de espacio. A continuación se ilustran mediante imágenes los instrumentos de medición anteriormente mencionados. Ilustración 44 dispositivo de tobera y tubo. Fuente [52] Ilustración 45 Tubo Venturi. 115 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 46 Tobos Venturi para medir flujo de aire. Fuente [58] 4.6.5 Medición de la temperatura del agua y del vapor generado La temperatura del agua y del vapor, son parámetros considerados de gran importancia, la temperatura de cada uno de los fluidos deberá ser medida en dos puntos diferentes y la media obtenido después de haber realizado dos mediciones, esta será la temperatura asignada a cada uno de los fluidos. Si encontramos unas discrepancias entre las dos mediciones realizadas y esta supera el 0.25% para el vapor y 0.5% para el agua, es necesario buscar las causar que generen dichas diferencia. Todo medidor de temperatura debe ser calibrado antes y después de la prueba. Los equipos que se pueden emplear para la realización de esta medición son los siguientes: Termómetro de mercurio y vidrio, un medidor de temperatura de resistencia eléctrica o termocupla, estos instrumentos se pueden emplear hasta una temperatura de . Aunque es posible utilizar un detector de temperatura de resistencia o termocupla para temperaturas superiores de . El medidor de temperatura de resistencia eléctrica: se utilizan en un intervalo de temperatura entre ( ); en su forma más simple utiliza un puente wheatstone como se muestra en la Ilustración 4.10a, donde la lectura contenida es la suma de las resistencias del hilo calibrado y de los conductores que conectan el hilo al puente; pero con circuitos más sofisticados, como el de la Ilustración 4.110b, la resistencia de los conductores se elimina de la lectura del instrumento. 116 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 48 medidor de temperatura I l u s t r a c i ó n 4 7 M e d i d o r d e t e mperatura de de resistencia eléctrica utilizando un resistencia eléctrica empleado un circuito puente Whe más sofisticado. Fuente [58] Fuente [58] Termocupla (O también llamada termopar): Constan de dos conductores eléctricos de materiales distintos, unidos en sus extremos, configurando un circuito. Si una de sus uniones se mantiene a una temperatura más alta que la otra, se genera una fuerza electromotriz que produce un flujo de corriente eléctrica a través del circuito, como se muestra en la Ilustración 4.11, que depende también del material de los conductores utilizados. 117 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Ilustración 49 Relación entre la temperatura y la fem que en diversos termopares. Fuente [58] 4.6.6 Medición de la temperatura de los Gases y del Aire El elemento sensible inmerso en los humos, recibe calor por convección y radiación, e incluso por conducción a través del propio instrumento. Si la temperatura de las superficies de su entorno no difiere de la de los humos, la temperatura indicada por el instrumento representa exactamente la temperatura de los humos. Si la temperatura de las superficies de su entorno es superior o inferior a la de los humos, la temperatura indicada es mayor o menor que la temperatura de los humos, respectivamente. La posible desviación con respecto a la temperatura real de los humos depende de: 118 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO o La temperatura y velocidad delos humos o La temperatura del entorno o El tamaño, construcción y soportes del instrumento de medición Para corregir errores en la medida de la temperatura, debidos al medio ambiente del entorno, el instrumento se calibra por medio de una fuente conocida y fiable. A título de ejemplo, para un termopar liso utilizado para medir la temperatura de los humos en calderas, economizadores o calentadores de aire, con paredes del recinto más frías que los humos, el error observado en la lectura se deduce de la Ilustración 4.12: Ilustración 50 magnitud de error observado al medir la temperatura del recinto de la caldera. Fuente [58] Para obtener esta medida es necesario utilizar un termopar lizo, un termopar de alta velocidad o un termopar de alta velocidad multiencamisado. Termopar de alta velocidad: El diseño y funcionamiento de una unidad generadora de vapor, dependen de la correcta valoración de la temperatura de los humos en el hogar y en las secciones del sobrecalentador. El diseño de la caldera, 119 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO para alcanzar unas buenas características técnicas operativas, debe tener en cuenta: o El límite impuesto por la temperatura admisible en el metal de los tubos del sobrecalentador. o Las características de fusibilidad de la ceniza (escoria y polvo) del combustible. El pirómetro óptico y el de radiación no están diseñados para medir la temperatura de los humos en el hogar y en las áreas del sobrecalentador; si se utiliza el termopar liso se pueden cometer grandes errores, por lo que se recurre a los termopares de alta velocidad (TAV) y de alta velocidad con multiencamisado (TAVME), desarrollados para corregir el efecto de la radiación, siendo los mejores instrumentos disponibles para la medida de: [58] o Altas temperatura de los humos en ambiente frio o Baja temperatura de los humos en ambiente caliente En la Ilustración 4.13 se representa la sección transversal de termopares de alta velocidad, simples (TAV) y multiencamisados (TAVME), desarrollados para su utilización en los ensayos de calderas Ilustración 51 Termopares. Fuente [58] 120 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 121 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Cap. 5 CAPÍTULO 5. APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA 5.1 MEDICIONES 5.2 CALCULO DEL FLUJO Y CALOR ESPECÍFICO DE LOS GASES PRODUCTO DE LA COMBUSTIÓN 5.3 CALCULO DEL CALOR ESPECÍFICO DE LOS GASES DE ESCAPE 5.4 CALCULO DE PARÁMETROS TÉRMICOS PRINCIPALES 5.5 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA CALDERA EMPLEANDO EL MÉTODO DE LA ENTRADA Y LA SALIDA 5.6 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG POR EL MÉTODO DE LAS PERDIDAS 5.7 CALCULO DE PARÁMETRO DE LA TURBINA 5.8 CALCULO DE LOS PARÁMETROS TÉRMICOS DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN 5.9 CALCULO DE PARÁMETROS DEL COMPRESOR 5.10 CALCULO DEL COSTO DEL COMBUSTIBLE E IMPACTO AMBIENTAL 5.11 CALCULO DE PRODUCCIÓN DE CO2 APLICACIÓN DE LA METODOLOGÍA PARA EL CÁLCULO DE LOS PRINCIPALES INDICADORES ENERGÉTICOS DE UNA PLANTA COGENERADORA Y HRSG. 122 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.1 MEDICIONES Empleando la metodología descrita en el capítulo tres (3) y teniendo en cuenta los parámetros operacionales de la planta de estudio (Central de Cogeneración N01 ubicada en la empresa Biofilm sede Cartagena Colombia), procederemos a calcular los principales indicadores energéticos. Al detallar cada una de ellas nos permitirá obtener resultados confiables y veraces, para esto fue necesario apoyarnos en Excel donde realizamos diversas hojas de cálculos que nos permitieron realizar de manera más sencilla dichos cálculos, los cuales posteriormente nos permitirán realizar los análisis necesarios que nos permitirán conocer el comportamiento de la central y especialmente de sus dos principales componentes Turbina a gas y HRSGs. Las mediciones fueron tomadas en 2 turnos de 4 horas para la caldera y la turbina respectivamente, en un lapso de tiempo comprendido entre 28 de Abril y 28 de Mayo del 2012. Esta base de datos obtenida en la Central de cogeneración para los que esta trabajo a diferentes cargas, y el programa elaborado en Excel nos permitirá hacer una evaluación estadística de los resultados arrogados de estos cálculos realizados. A continuación procederemos inicialmente con la estimación del flujo de gases de escape y del calor específico de los gases productos de la combustión ya que esto son parámetros fundamentales que influyen muchos en el comportamiento de otros parámetros de la planta, como es el caso de la eficiencia de la planta entre otros. 123 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.2 CALCULO DEL FLUJO Y CALOR ESPECÍFICO DE LOS GASES PRODUCTO DE LA COMBUSTIÓN Para realizar estos cálculos es necesario conocer el porcentaje de cada componente en el combustible. Ilustración 52 Concentración de componentes de combustible. Hoja de cálculos de concentración de componentes del combustible Composició % Molar de Component Formula n Molar Peso Combustibl %C %H %O %N %S %Humedad %Ceniza e Quimica Combustibl Molecular e e n(C) = n(O) = n(N) = n(S) = n(H) = 1,008 g/mol 12,011 15,9994 14,0067 32,065 g/mol g/mol g/mol g/mol g/mol 1 Metano CH4 97,9912 0,979912 16,043 0,733636043 0,24627596 2 Nitrogeno N2 1,458 0,01458 28,0134 0,01458 3 Dioxido de CaCrObo2 no 0,1829 0,001829 44,01 0,000499162 0,00132983 4 Etano C2H6 0,2599 0,002599 30,069 0,002076330 0,000522756 5 Propano C3H8 0,0521 0,000521 44,096 0,00042573 0,000095277 6 Agua H2O 0 0 7 Sulfuro de HidHr2oSgeno 0 0 8 Hidrogeno H2 0 0 9 Monoxido deC COarbono 0 0 10 Oxigeno O2 0 0 11 i - Butano C4H10 0,022 0,00022 58,123 0,000181850 0,000038154 12 n - Butano C4H10 0,0084 0,000084 58,123 0,000069434 0,000014568 13 i - Pentano C5H12 0,0078 0,000078 72,146 0,000064928 0,000013077 14 n - Pentano C5H12 0,0016 0,000016 72,146 0,000013319 0,000002683 15 n - Hexano C6H14 0,0161 0,000161 86,172 0,00013464 0,000026366 16 n - Heptano C7H16 0 0 17 n - Octano C8H18 0 0 18 n - Nonano C9H20 0 0 19 n - Decano C10H22 0 0 20 Helio He 0 0 21 Argon Ar 0 0 TOTAL: 100,00 1,00 508,9414 0,73710144 0,24698884 0,00132983 0,01458 0 0 0 Kc : Kh : Ko : Kn : Ks : Khumedad : Kcenizas : Constante Constante Constante Constante Constante Constante Constante del carbono del del Oxigeno del del Azufre del del Cenizas 124 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Conociendo que el flujo de aire estequiometrico que se puede determinar por medio de la siguiente ecuación la cual se encuentra en función del porcentaje de los elementos que constituyen el combustible consumido en la planta. Esta ecuación es la siguiente: ̇ ( ) ( ) Dónde: , , , , estas constante pueden se muestran en la tabla de arriba. Sustituyendo estos valores en la ecuación 2.24 tenemos que el flujo de aire estequiometrico requerido para realizar una combustión completa será. ̇ ( ( ) ( ) ( ) ) ( ) ̇ A continuación para estimar el flujo de aire real que entra a la cámara de combustión y al quemador suplementario en la caldera, en este caso no se aprovecha el exceso de aire presente en los gases procedentes de la combustión en la cámara de combustión de la turbina, porque se trata de una caldera HRSG de hogar dividido, por tanto es necesario conocer el porcentaje de oxigeno presente en los gases de escape que sale de cada chimenea, al conocer este valor podremos cuantificar la fracción de exceso de aire, este por medio de la siguiente ecuación: ( ) ( ) Conociendo que K es una constante que depende del tipo de combustible utilizado empleado en la combustión, y como en este caso se trata de gas Natural K=0.9, y con el fin de mostrar el procedimiento de cálculo solo utilizaremos un solo valor de todos los medidos en planta, que en este caso será para los gases procedentes de la combustión de la turbina a gas, y para los gases generados por la quema del combustible en el quemador suplementario será . Por tanto para el caso ( ) ( ) ( ) 125 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Conociendo el valor de para este caso podemos obtener el exceso de aire utilizado en la combustión es igual a: ( ) Y para el caso que ( ) ( ) ( ) Conociendo el valor de para este caso podemos obtener el exceso de aire utilizado en la combustión es igual a: ( ) Al conocer el exceso de aire empleado en la quema del combustible, tanto en la turbina como en la caldera, podemos cuantificar el flujo de gases de escape de cada chimenea. Inicialmente determinaremos la masa de gases de escape estequiometrico, es decir cuando el exceso de aire es igual a1y el flujo de combustible es igual a 1 ̇ ̇ ( ) De la tabla de arriba podemos ver que Kceniza=0 de esta manera podemos deducir que: ̇ ( ) ̇ De otra parte para las condiciones reales de trabajo, procedemos a determinar el flujo de gases cuando , que corresponde al exceso de aire empleado en la quema del combustible que llega a la cámara de combustión de la turbina y el 126 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ̇ , y para el quemador suplementario las condiciones son las siguientes , y ̇ . Ahora empleando la siguiente ecuación podremos determinar el valor del flujo de gases de escape para cada caso: ̇ ̇ ( ̇ ) ̇ ( ) ( ) ̇ ̇ ̇ Ahora para el caso de los gases procedentes del quemador suplementario ubicado en la HRSG: ̇ ̇ ( ̇ ) ̇ ( ) ( ) ̇ ̇ ̇ 5.3 CALCULO DEL CALOR ESPECÍFICO DE LOS GASES DE ESCAPE. Para estimar esta variable nos apoyaremos en la siguiente ecuación: 127 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ̇ ( ) ̇ Para esto es necesario conocer el valor de las diferentes coeficientes que conforman la ecuación anterior(Como son , , , , ). Estimación del coeficiente “ ” Siendo ̇ Y Por tanto 5.3.1 Estimación del coeficiente “ ” Siendo: ̇ ̇ 128 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Y para “ ”, debemos tener en cuenta que esta depende de la temperatura y como tenemos dos chimeneas en la caldera es necesario hacer la estimación para ambas, por tanto para los gases que vienen de la turbina la temperatura de entrada a la caldera es y a la salida de la caldera la temperatura de los gases es . De ahí que “ ” para te igual a ( ) “ ” para ( ) Y para los gases generados en la combustión suplementaria en la caldera tenemos que la temperatura de salida de estos es ( ) Entonces “ ” para los gases precedentes de la combustión en la turbina a gas será: Para la temperatura a la entrada de la chimenea 129 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Para la temperatura a la salida de la caldera Y “ ” para los gases generados en el quemador suplementario será: 5.3.2 Estimación del Coeficiente “ ” Siendo “ ” igual a: ̇ Y conociendo los valores de , y ̇ , solo debemos sustituir sus valores en la anterior expresión matemática. ( ) Para el caso de “” como es función de los gases de escape i nuestra calderas es de hogar dividido, es decir que dicha caldera cuenta con dos chimeneas para la evacuación de los gases productos de la combustión tanto en la turbina a gas los cuales entran a un lado de la caldera a una temperatura de y salen de esta a una temperatura de , para dichos valores de la temperatura “ ” será: ( ) 130 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Y para la temperatura de ( ) Y para el caso de la temperatura de los gases generados en el quemador suplementario donde , el valor de “ ” será: Como “ ” en nuestro caso depende de la procedencia de los gases de escape, para los gases que proceden de la Turbina a gas “ ” será: Para la temperatura de los gases a la entrada de la caldera Para la temperatura de los gases a la salida de la caldera Y para los gases generados en la quema del combustible en el quemador suplementario “ ” será: 131 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.3.3 Estimación del coeficiente “ ” En este caso como , es función de y este es igual a 0, entonces el numerador de la anterior ecuación es 0 ( ), será igual a 0. 5.3.4 Calculo del coeficiente “ ” Donde “ ” es: ̇ ( ) ̇ “ ” para los gases procedentes de la turbina a gas ( ) “ ” para los gases generados en la quema del combustible en el quemador suplementario. ( ) Como “ ” es función de la temperatura a la que se encuentran dichos gases, inicialmente para los gases procedentes de la turbina a gas a la entrada de la caldera , y para la salida de la caldera . ( ) 132 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Para la temperatura a la entrada de la caldera ( ) Para la temperatura a la salida de la caldera Y para la temperatura de salida de los gases generados en el quemador suplementario , para este valor de T “ ” será: ( ) Ahora conociendo los parámetros de los que depende “ ” podemos proceder a determinar su valor para cada uno de los casos específicos de operación: inicialmente calcularemos el valor del coeficiente “ ” para los parámetros de operación de los gases de escape precedentes de la turbina a gas a la entrada y salida de la caldera. Para los parámetros de operación a la entrada de la caldera Para los parámetros a la salida de la caldera Y para los parámetros de salida de los gases generados en el quemador suplementario “ ” será: 5.3.5 Calculo de “ ” Como este parámetro es función de la temperatura, debemos calcularlo para cada una de las condiciones de operación específicas. Para los gases procedentes de la turbina a gas a la entrada de la caldera con una y a la salida de esta a una “ ” será: 133 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ( ) A la condiciones de entrada de la caldera ( ) A las condiciones de los gases a la salida de la caldera Y para los parámetros de salida de los gases generados en la combustión suplementaria donde “ ” será: ( ) Al conocer el valor de todos los coeficientes anteriores podemos proceder a estima el valor de “ ” para cada uno de los casos especificados. Para los gases de escape provenientes de la turbina tanto a la entrada como a la salida de la caldera. ̇ ( ) ̇ ( ) Para gases a la entrada caldera ( ) Para los gases a la salida de la caldera Y por último para los gases generados en la combustión suplementaria en la caldera “ ” será: 134 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ( ) Resultados de calores específicos La siguiente tabla nos muestra como fue el comportamiento del calor específico de los gases de escape a la entrada y a la salida de la caldera durante los días de estudio. Este resultado se ha obtenido gracias a la ayuda del programa de apoyo elaborado en Excel. Tabla 2.1 Resultado del cálculo del calor específico y del flujo de gases de escape. Valor del calor especifico Calor especifico Calor especifico Calor especifico Flujo de Flujo de de gases de los gases delos gases gases de gases Día Turno Hora procedentes de precedentes de generados del TG de la turbina a la la turbina a la lado del HRSG entrada de la salida de la quemador caldera caldera suplementario 09:30 1,055033456 0,986661029 0,79995165 84377,71 5,28 10:00 1,054969788 0,985364783 0,80570653 85049,19 6,70 1 10:30 1,055117968 0,985192425 0,80710432 81640,73 5,30 11:00 1,054678796 0,98426389 0,80654484 78573,15 119,80 1 01:00 1,055147166 0,991856438 0,80524128 84275,03 6,21 01:30 1,055499342 0,99229864 0,80617212 86236,65 216,60 2 02:00 1,058053508 0,99229864 0,80710432 85440,01 5,30 02:30 1,058180589 0,990531993 0,80524128 80905,81 58,32 09:30 1,060193711 0,991414597 0,80617212 79986,03 4,32 10:00 1,061650233 0,993184126 0,80710432 86948,75 735,80 1 10:30 1,066989595 0,994959438 0,80803787 95675,13 42,17 11:00 1,038471464 0,99229864 0,9938494 90243,34 5,76 2 01:00 1,062709638 0,990531993 0,80524128 85507,75 3,82 01:30 1,058831399 0,995849273 0,80710432 89790,43 7,71 2 02:00 1,06321668 0,993184126 0,80617212 81445,93 5,28 135 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 02:30 1,055319373 0,994071057 0,80617212 90957,59 5,28 09:30 1,055892947 0,994071057 0,80833036 75532,15 5,30 10:00 1,06138238 0,991414597 0,80803787 76568,18 19,38 1 10:30 1,06138238 0,991414597 0,80710432 78720,12 285,63 11:00 1,056165372 0,990447713 0,80524128 78240,69 6,21 3 01:00 1,055062588 0,99229864 0,80803787 82894,60 6,78 01:30 1,057729615 0,993184126 0,80617212 87418,74 45,14 2 02:00 1,055321443 0,990531993 0,80524128 81318,29 6,69 02:30 1,062277402 0,99229864 0,80710432 85337,51 5,78 09:30 1,070462929 0,991414597 0,80710432 81884,66 5,30 10:00 1,080377389 0,99229864 0,80617212 83257,12 41,78 1 10:30 1,082455495 0,989650824 0,80524128 72486,00 4,78 11:00 1,084046639 0,993184126 0,80556537 81153,84 5,30 4 01:00 1,08025315 0,990531993 0,80369184 73759,01 8,12 01:30 1,068221179 0,99229864 0,80556537 77670,00 1,44 2 02:00 1,102061937 0,998734041 0,85501774 69834,09 193,92 02:30 1,107727537 1,00435105 0,87372805 68370,24 4,88 09:30 1,110766948 1,007260589 0,88251082 66538,05 5,36 10:00 1,111970679 1,011246721 0,88785166 79268,86 5,36 1 10:30 1,111513972 1,013390282 0,89172023 82998,37 4,88 11:00 1,110175054 1,014153611 0,89439284 77328,44 4,88 5 01:00 1,119198104 1,012315455 0,89637794 66994,33 4,88 01:30 1,119817501 1,012847811 0,89416177 67742,58 147,80 2 02:00 1,113244523 1,013275262 0,89909658 68431,90 5,36 02:30 1,114487116 1,013077592 0,90027224 63529,51 57,68 09:30 1,118653003 1,010962154 0,89765636 65052,60 57,76 10:00 1,119464347 1,013639837 0,89814104 64256,49 2,44 1 10:30 1,116117325 1,016739635 0,90224354 81567,45 5,85 11:00 1,104747244 1,014709776 0,90142068 82145,74 4,89 6 01:00 1,104703988 1,014842752 0,90275439 81671,41 5,37 01:30 1,111980654 1,016890752 0,90124344 79553,42 5,38 2 02:00 1,099173079 1,01589686 0,90252423 44777,77 5,38 02:30 1,102573087 1,016654825 0,90080143 77027,28 299,72 5.4 CALCULO DE PARÁMETROS TÉRMICOS PRINCIPALES A continuación procederemos a realizar el calcio de los diferentes parámetros térmicos que nos permitirán evaluar el comportamiento de los equipos principales que constituyen a la planta de cogeneración de estudio como es el caso de la caldera y turbina además de sus rendimientos, emplearemos los siguientes parámetros que fueron medidos en planta para la turbina y la HRSG. 136 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Tabla 5.2 Parámetros de operación de la turbina Para 5 de los 20 días de estudio (Ver tabla completa en anexos). VARIABLES TURBINA Temperatura Temperatura Presión de Flujo Másico Día Turno Hora de aire a la de gases a la descarga de potencia entrada del salida de la del Combustible al Activa compresor cámara de compresor Quemador combustión Principal ⁰C ⁰C Psi Kg/h Kw 09:30 13 403,5 139,2 996,79 3718,75 10:00 12,8 404 139,2 1029,64 3920 1 10:30 13,1 405,7 140,65 1012,26 3963,75 11:00 13,6 405,4 139,2 997,18 3736,25 01:00 13,6 404 139,2 1007,93 3806,25 01:30 13,2 404,6 139,6 1018,75 3955 2 02:00 12,5 413,4 140,01 1009,34 3823,75 02:30 13,1 416,1 140,03 1003,15 3920 09:30 12,4 421,9 140,25 968,35 3710 10:00 13,5 424,8 140,5 1001,64 3579,75 1 10:30 11,9 441,7 142,6 1045,87 3838,75 11:00 12,1 347,2 143,2 1066,08 4033 01:00 13 431,6 141,6 1060,21 3894,25 01:30 12,8 411,4 139,9 955,05 3413,25 2 02:00 11,6 430,3 142,7 938,253 3524,25 02:30 13,4 401,5 139,2 1021,08 3589 09:30 12,5 403,5 139,4 847,92 2886 10:00 12,8 426 141,9 926,97 3293 1 10:30 13,1 426 142,4 953,02 3348,5 11:00 13,6 410,4 141.3 992,96 3635,25 01:00 13,8 403,1 139,3 979,27 3598,25 01:30 12,6 411,11 139,1 1007,05 3726 2 02:00 12,7 406,38 140,5 1008,27 3744 02:30 11,9 428,05 139,8 1008,13 3807 09:30 12,5 457,63 139,7 991,33 3717 10:00 13,2 492,22 140,6 983,55 3383,25 1 10:30 13,7 501,25 140 919,93 3120 11:00 13,3 505 139 934,88 3276 01:00 13 492,91 139,3 914,54 3100,5 01:30 12,6 448,88 139,6 917,55 3061,5 2 02:00 13,13 501,25 147,63 1007,96 3771,25 02:30 12,03 495,41 147,63 986,83 3675 09:30 14,3 492,77 147,63 960,39 3404 137 1 10/05/2012 09/05/2012 08/05/2012 07/05/2012 1 / 0 08/05/012 5 1 / 2 0 1 2 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 10:00 13,13 499,30 147,93 1006,014 3607,5 1 10:30 11,61 493,19 147,93 1053,34 2930 11:00 13,01 485,55 147,93 981,38 3570,5 01:00 12,65 496,52 147,82 1005,64 3727,5 01:30 11,73 496,25 147,82 1016,87 3885 2 02:00 13,01 474,72 147,82 1027,22 3902,5 02:30 12,46 473,61 147,17 990,178 3710 Tabla 5.3 Parámetros de operación HRSG (ver tabla completa en anexos). VARIABLES HRSG Temperatura de Temperatura de Flujo de Presión de Día Turno Hora gases TG a la gases a la salida de vapor operación salida de la HRSG la HRSG lado HRSG Convencional ⁰C ⁰C Kg/h Psi 09:30 188,5 116 7426,32 126,73 10:00 187,5 122,66 7620,36 127,57 1 10:30 189,6 122,66 7296,96 127,13 11:00 189,6 122,66 7351,08 128,41 01:00 204,44 122,66 8120,03 126,78 01:30 204,44 122,66 7890,96 127,67 2 02:00 204,44 122,66 7838,79 126,11 02:30 204,44 122,66 7838,79 126,56 09:30 204,44 122,66 7805,87 126,01 10:00 204,44 122,66 7827,82 126,67 1 10:30 204,44 122,66 7827,82 126,66 11:00 204,44 122,66 8042,84 127,45 01:00 204,44 122,66 9513,35 127,89 01:30 204,44 122,66 9099,72 127,67 2 02:00 204,44 122,66 7999,97 127,67 02:30 204,44 122,66 7999,97 127,1 09:30 204,44 124 9099,97 127,65 10:00 204,44 122,66 7999,97 127,1 1 10:30 204,44 122,66 7499,41 127,1 11:00 206,66 122,66 7643,40 127,77 01:00 204,44 122,66 7843,02 127,88 01:30 204,44 122,66 7462,45 127,32 2 02:00 204,44 122,66 8015,31 127,77 02:30 204,44 122,66 7854,57 127,88 09:30 204,44 122,66 7816,07 127,88 138 1 09/05/2012 08/05/2012 07/05/2012 0 / 0 5 / 2 0 1 2 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 10:00 204,44 122,66 7811,65 127,22 1 10:30 204,44 122,66 7827,24 126,78 11:00 204,44 121 7497,49 126,01 01:00 204,44 121 8080,76 126,68 01:30 204,44 121 7906,74 126,23 2 02:00 201,66 121 7963,72 126,45 02:30 201,66 122,66 7722,13 127,11 09:30 201,66 122,66 7728,87 126,78 10:00 201,66 122,66 6430,07 127,07 1 10:30 204,44 122,66 6021,40 126,34 11:00 204,44 122,66 7968,15 127,1 01:00 204,44 122,66 7695,76 12626 01:30 204,44 119,33 7552,93 126,32 2 02:00 204,44 122,66 7984,13 126,57 02:30 204,44 122,66 9460,41 127,05 5.5 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA CALDERA EMPLEANDO EL MÉTODO DE LA ENTRADA Y LA SALIDA El cual nos dice que la eficiencia es igual al cociente entre la energía que es aprovechado por el fluido de trabajo y la energía a portada pro los gases procedentes de la turbina a gas y la energía aportada por la quema del combustible en el quemador suplementario que se encuentra en la caldera. Para este cálculo emplearemos la ecuación 2.9. ̇ ( ) [ ( )] ( ) Ahora procedemos a calcular la energía que es aprovechada por el fluido de trabajo: ̇ ( ) Por medio de medición en planta conocemos que ̇ ̇ * + Y para conocer los valores de las entalpias, procederemos a aplicar la metodología descrita en el capítulo anterior, en la cual es necesario aplicar la siguiente ecuación: √ 139 11/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Dónde: [ ] ( ) Presión de vapor Ahora con los siguientes valores de coeficientes y sustituyéndolos en la ecuación 2.47 determinamos el valor de la propiedad: Propiedad A B C D E F G Entalpia liquido -0,1511556 3,671404 11,622558 30,832667 8,74E-5 -2,62E-08 54,55 Entalpia Vapor -0,14129 2,258225 3,4014802 14,438068 4,22E-5 -1,57E-08 1100,5 ( ) ( √ ) ( ( )) ( ( ) ) ( ( ) [ ] * + Entalpia de líquido Para la entalpia de vapor tenemos: ( ) ( √ ) ( ( )) ( ( ) ) ( ( ) [ ] * + Entalpia de vapor 140 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Por tanto la energía que se aporta al fluido de trabajo será: ( ) [ ] [ ] 5.5.1 Estimación de la energía que entra a la caldera. Esta es aportada por los gases que entran a la caldera y que proceden de la turbina a gas además de la energía que aporta la quema del combustible en el quemador suplementario de la caldera. Esta energía podemos cuantificarla por medio de la siguiente ecuación: [ ( )] ( ) Para estimar conocer el flujo de gases que entran a la caldera, más el calor específico de estos y la temperatura a la que estos entran y salen de la caldera. Como ya estos valores han sido calculados anteriormente solo debemos sustituirlos la energía que aportan los gases de escape que vienen de la turbina debemos en la siguiente expresión: [ ( )] [ ] [ ] Y para estimar la energía entregada por el combustible en el quemador suplementario es necesario conocer el valor calorífico inferior del combustible el cual es suministrado por la empresa que proveedora, además del consumo de dicho combustible: 141 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ( ) Dónde: [ ] [ ] El consumo es función del flujo de combustible el cual debe ser medido en planta y de la densidad del mismo la cual es suministrada por el proveedor. ̇ * + * + * + Por tanto: ( * + [ ]) [ ] [ ] Conociendo estos parámetros podemos conocer la eficiencia de la caldera por medio del método de la entrada y la salida: * + * + * + 142 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.6 CALCULO DE LA EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG POR EL MÉTODO DE LAS PERDIDAS. Este método propone que la eficiencia es 100% y que disminuye con respecto a las pérdidas que se pueden presentar durante la operación de este equipo como es el caso de las perdidas por radiación y convección, las perdidas ligadas a la energía que no se aprovecha y que se pierden en la salida de los gases de escape al medio además de la energía que se pierde en las purgas. La ecuación que nos permite cuantificar esta eficiencia es la siguiente: ( ) ( ) Como la energía que entra a la caldera ya ha sido estimada anteriormente en este capítulo solo nos esta estimar cada una de las perdidas anteriormente enunciadas. 5.6.1 Perdida por radiación. Es la energía que se pierde de la caldera HRSG, por la propagación de energía en forma de ondas electromagnéticas al medio circundante. Y podemos estimarla por medio de la siguiente ecuación: *( ) ( ) + Al conocer los siguientes parámetros, que son característicos del diseño de la caldera. [ ] Área superficial de la caldera [ ] Temperatura superficial de HRSG [ ] Temperatura de referencia Emisividad de la HRSG (que se obtiene de tabla la conocer la temperatura superficial y el material de construcción de la HRSG). De este modo tenemos que. 143 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ( ) *( ) ( ) + [ ] [ ] * + [ ] Resultados de cálculo de pérdidas por Radiación. A continuación incorporamos la siguiente tabla que nos muestran el cálculo de estas pérdidas para los días de estudios escogidos. Esta tabla también nos permite ver cuál es la variación de esta con respecto al valor de la temperatura y cómo repercute esto en la eficiencia de la caldera. Tabla 5.4 Pérdidas por radiación. Perdida de Radiación Temperatura Tempe perdidas por Día Turno Hora de la ratura unidad de PRadiacion PRadiacion superficie de de área la HRSG Refere ncia ⁰C ⁰C Btu/h ft2 Btu/h KJ/h 09:30 49,01 34,1 127,89155 2755978,79 2907859,19 10:00 48,75 32,7 127,22758 2741670,8 2892762,71 1 10:30 49,296 33,3 127,51381 2747838,8 2899270,63 11:00 49,296 33 127,371017 2744761,6 2896023,82 01:00 53,15 34,1 127,891552 2755978,79 2907859,19 01:30 53,15 33,5 127,608667 2749882,8 2901427,24 2 02:00 53,15 28,3 125,050532 2694756,69 2843263,17 02:30 53,15 32,3 127,03537 2737528,63 2888392,25 09:30 53,15 30,8 126,304486 2721778,57 2871774,21 10:00 53,15 29,3 125,557538 2705682,32 2854790,91 1 10:30 53,15 32,5 127,13162 2739602,75 2890580,67 11:00 53,15 33,3 127,513816 2747838,83 2899270,63 01:00 53,15 28,5 125,152516 2696954,38 2845581,97 144 8/5/12 07/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 01:30 53,15 33,1 127,418686 2745788,85 2897107,68 2 02:00 53,15 32,2 126,987139 2736489,3 2887295,64 02:30 53,15 29,8 125,80832 2711086,51 2860492,92 09:30 53,15 30,4 126,10688 2717520,29 2867281,26 10:00 53,15 32,3 127,03537 2737528,63 2888392,25 1 10:30 53,15 29,5 125,658068 2707848,67 2857076,64 11:00 53,73 31,3 126,549887 2727066,81 2877353,88 01:00 53,15 33,6 127,655988 2750902,53 2902503,18 01:30 53,15 28,4 125,101561 2695856,32 2844423,4 2 02:00 53,15 30 125,908128 2713237,3 2862762,24 02:30 53,15 34,1 127,891552 2755978,79 2907859,19 09:30 53,15 29,1 125,456718 2703509,73 2852498,59 10:00 53,15 31,4 126,598754 2728119,85 2878464,96 1 10:30 53,15 33,3 127,513816 2747838,83 2899270,63 11:00 53,15 28,7 125,254208 2699145,77 2847894,13 01:00 53,15 31,6 126,696275 2730221,36 2880682,28 01:30 53,15 34,3 127,985293 2757998,86 2909990,57 2 02:00 52,43 32,2 126,997863 2736720,39 2887539,47 02:30 52,43 32,5 127,13162 2739602,75 2890580,67 09:30 52,43 27,3 124,567855 2684355,32 2832288,58 10:00 52,43 29,8 125,838847 2711744,36 2861187,02 1 10:30 53,15 29,8 125,838847 2711744,36 2861187,02 11:00 53,15 29,5 125,699869 2708749,48 2858027,09 01:00 53,15 31,8 126,79621 2732374,88 2882954,48 01:30 53,15 32,1 126,930782 2735274,82 2886014,23 2 02:00 53,15 32,8 127,2946 2743114,88 2894286,35 02:30 53,15 31,5 126,662175 2729486,53 2879906,95 5.6.2 Calculo de perdida por Convección. Es la energía que es trasmitida al medio por medio en este caso el aire al pasar por la superficie de la caldera HRSG, y se puede estimar por medio de la siguiente ecuación: ( ) √ Dónde: [ ] Área superficial de la caldera ( ) ( ) [ ] Diferencia de temperatura entre la superficie de la HRSG y la temperatura de referencia. * + Velocidad del aire en la planta 145 11/05/2012 10/05/2012 09/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Al conocer el valor de estos parámetros podemos proceder a estimar la perdida que se presenta en la caldera por convección: ( ) √ [ ] [ ] * + [ ] Resultados de cálculos de pérdidas por Convección La siguiente tabla nos muestra cual fue el comportamiento de esta perdida durante 5 de los 20 días de estudio. Tabla 5.5 Pérdidas por convección para 5 de los 20 días de estudio. Perdida de convección Temperat Temper Perdidas por Día Turno Hora ura de atura de unidad de 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑐 𝑃𝑐𝑜𝑛𝑣𝑒𝑐 superficie Referen área de la cia HRSG ⁰C ⁰C Btu/h ft2 Btu/h KJ/h 09:30 49,01 34,1 47,033 1013532 1069387,159 10:00 48,75 32,7 52,265 1126286,01 1188354,974 1 10:30 49,296 33,3 50,009 1077672,12 1137062,006 11:00 49,296 33 51,134 1101925,44 1162651,915 01:00 53,15 34,1 47,033 1013532 1069387,159 01:30 53,15 33,5 49,261 1061563,53 1120065,679 2 02:00 53,15 28,3 69,379 1495084,46 1577477,693 02:30 53,15 32,3 53,780 1158931,17 1222799,19 09:30 53,15 30,8 59,536 1282973,23 1353677,141 146 0 07/05/2012 8 / 0 5 / 2 0 1 2 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 10:00 53,15 29,3 65,406 1409464,01 1487138,754 1 10:30 53,15 32,5 53,021 1142585,27 1205552,478 11:00 53,15 33,3 50,009 1077672,12 1137062,006 01:00 53,15 28,5 68,581 1477879,87 1559324,973 01:30 53,15 33,1 50,759 1093829,02 1154109,299 2 02:00 53,15 32,2 54,160 1167121,48 1231440,867 02:30 53,15 29,8 63,437 1367037 1442373,621 09:30 53,15 30,4 61,090 1316470,55 1389020,478 10:00 53,15 32,3 53,780 1158931,17 1222799,19 1 10:30 53,15 29,5 64,617 1392462,11 1469199,885 11:00 53,73 31,3 57,604 1241346,62 1309756,515 01:00 53,15 33,6 48,889 1053527,48 1111586,771 01:30 53,15 28,4 68,980 1486477,18 1568396,08 2 02:00 53,15 30 62,653 1350139,22 1424544,61 02:30 53,15 34,1 47,033 1013532 1069387,159 09:30 53,15 29,1 66,197 1426507,03 1505121,006 10:00 53,15 31,4 57,220 1233054,41 1301007,319 1 10:30 53,15 33,3 50,009 1077672,12 1137062,006 11:00 53,15 28,7 67,784 1460715,25 1541214,42 01:00 53,15 31,6 56,451 1216503,43 1283544,228 01:30 53,15 34,3 46,294 997621,096 1052599,416 2 02:00 52,43 32,2 54,075 1165300,41 1229519,443 02:30 52,43 32,5 53,021 1142585,27 1205552,478 09:30 52,43 27,3 73,151 1576376,47 1663249,664 10:00 52,43 29,8 63,197 1361869,34 1436921,165 1 10:30 53,15 29,8 63,197 1361869,34 1436921,165 11:00 53,15 29,5 64,289 1385390,19 1461738,236 01:00 53,15 31,8 55,664 1199539,51 1265645,439 01:30 53,15 32,1 54,604 1176691,39 1241538,172 2 02:00 53,15 32,8 51,737 1114904,49 1176346,227 02:30 53,15 31,5 56,720 1222291,18 1289650,939 5.6.3 Calculo de la perdida por chimenea. Se trata de la energía que se pierde con los gases que se vierten al medio cien está la perdida más considerable, la cual se puede estimar por medio de la siguiente expresión. ̇ ( ) ̇ ( ) Como podemos ver en la ecuación, este es un caso especial ya que nuestra caldera de estudio es de hogar dividido (observar la figura x), esto indica que los gases que provienen de la caldera y entran a la caldera no se mesclan con los 147 11/5/12 10/5/2012 09/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO gases que se producen durante la combustión del combustible en le quemador suplementario. Como conocemos todos los parámetros que conforman la ecuación anterior, los cuales han sido estimados en la primera parte de este capítulo: ̇ Flujo de gases que salen de la chimenea de la caldera y que proviene de la turbina. Calor especifico de los gases que salen de la caldera y que provienen de la turbina ̇ Gases generados durante la combustión en la caldera por parte del quemador suplementario, Calor especifico de gases de combustión suplementaria. Por tanto: [ ( )] [ ( ) ] [ ] [ ] Resultado de cálculo de Pérdida de energía en gases de escape. En la siguiente tabla se muestra como fue el comportamiento que presento las perdidas por gases de escape para cada lado de la caldera durante el periodo de estudio. Tabla 3 Pérdidas en gases de escape (Gases de Turbina y en los gases lado convencional). Perdidas en gases de escape Perdida en gases Perdida en gases lado del Día Turno Hora procedente de turbina quemador suplementario KJ/h KJ/h 09:30 12854140,05 346,12490 10:00 12972933,8 486,27660 1 10:30 12571495,89 382,8167 148 07/05 /2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 11:00 12110930,76 8664,632 01:00 14238876,52 443,24497 01:30 14628146,31 15570,385 2 02:00 14933880 404,23501 02:30 13795620,66 4244,22365 09:30 13769886,81 320,125864 10:00 15124795,2 55447,8012 1 10:30 16367886,3 3072,57558 11:00 15325702,63 511,882055 01:00 14902171,16 290,012924 01:30 15321232,14 558,070448 2 02:00 13932991,88 385,302271 02:30 15791056,77 395,523997 09:30 13068009,49 401,559946 10:00 13067624,91 1415,81191 1 10:30 13653413,09 21478,5468 11:00 13589744,11 457,257987 01:00 14053015,83 488,405495 01:30 15284691,46 3430,88609 2 02:00 14051216,86 499,438186 02:30 14424819,24 413,879749 09:30 14234751,74 400,808086 10:00 14296228,31 3074,33888 1 10:30 12277189,68 344,037455 11:00 14165127,84 394,628219 01:00 12628130,35 583,95602 01:30 13113345,87 101,09603 2 02:00 11818018,86 14720,5264 02:30 11616289,79 384,565197 09:30 11682160,73 451,308129 10:00 13771998,92 441,818705 1 10:30 14684160,76 404,113277 11:00 13713119,65 406,680808 01:00 11708266,35 397,853001 01:30 11826200,01 11530,9842 2 02:00 11899113,67 433,662629 02:30 11128830,38 4732,69455 149 11/05/2012 10/05/2012 09/05/2012 08/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.6.4 Calculo de pérdidas por purgas. Esta son las pérdidas que se generan por la extracción de los sólidos en suspensión que se encuentran en la caldera por medio del agua. Para esto empleamos la siguiente expresión matemática. ̇ Inicialmente es necesario celular los parámetros que constituyen la ecuación anterior, primero procederemos a estimar el flujo de purgas, para eso emplearemos la siguiente expresión: [67] ̇ ̇ ( ) ̇ * + Flujo de vapor que sale de la caldera Elementos en suspensión en el agua de alimentación Elementos en suspensión en la caldera De esta manera tenemos que: ̇ ( ) ̇ [ ] Y el valor de la entalpia para las purgas se estimara por medio de la metodología que fue empleada para calcular las propiedades del líquido y vapor anterior mente empleada. √ Propiedad A B C D E F G Entalpia liquido -0,1511556 3,671404 11,622558 30,832667 8,74E-5 -2,62E-08 54,55 ( ) Presión de purgas ( ) ( √ ) ( ( )) ( ( ) ) ( ( ) 150 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO [ ] [ ] Por tanto la pérdida por purga será: [ ] [ ] 5.6.7 Calculo de pérdidas por CO. Debido a que al realizar las mediciones pertinentes a los gases de escape en busca de la presencia de CO en estos podemos asumir que la pérdida por CO es igual a Cero. Ahora al haber estimado cada una de las pérdidas que se pueden encontrarse en la caldera, podremos estimar la eficiencia de esta por la metodología de las pérdidas. ( * + * + * + * + * +) ( ) * + * + Resultado de cálculo de eficiencia de la caldera HRSG En la siguiente tabla podemos encontrar los diferentes valores de eficiencias (por el método directo e indirecto), calculados para 5 de los 20 días de estudio con la ayuda de Excel. Tabla 4 Valor de la eficiencia de la HRSG por el método directo e indirecto. Eficiencia caldera Eficiencia caldera Día Turno Hora método Directo método Indirecto 151 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO % % 09:30 25,04 71,00 10:00 25,44 70,88 1 10:30 25,32 70,55 11:00 26,36 70,30 01:00 27,37 68,62 01:30 25,71 68,96 2 02:00 25,64 67,76 02:30 26,90 68,61 09:30 26,89 68,36 10:00 23,93 69,61 1 10:30 21,74 71,09 11:00 28,07 65,54 01:00 30,13 68,60 01:30 28,36 69,06 2 02:00 26,64 69,26 02:30 25,07 67,94 09:30 34,21 66,49 10:00 28,55 68,61 1 10:30 25,72 68,52 11:00 27,45 67,40 01:00 26,90 68,34 01:30 23,89 67,93 2 02:00 27,88 67,40 02:30 25,06 70,01 09:30 24,75 69,95 10:00 22,99 72,25 1 10:30 26,14 72,07 11:00 22,24 71,98 01:00 26,87 71,38 01:30 26,80 70,39 2 02:00 26,90 72,36 02:30 26,92 71,90 09:30 27,71 70,28 10:00 19,16 72,67 1 10:30 17,29 72,44 11:00 24,84 71,29 01:00 27,07 71,41 01:30 26,10 71,75 2 02:00 28,44 70,80 02:30 36,21 69,64 152 11/05/2012 10/05/2012 09/05/2012 08/05/2012 07/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.7 CALCULO DE PARÁMETRO DE LA TURBINA. 5.7.1 Calculo del Heat Rate de la turbo gas Para realizar el cálculo de este parámetro emplearemos la metodología descrita en el anterior capitulo. El cálculo de este parámetro nos permite analizar cómo es el comportamiento de la energía entregada a la turbina por el combustible frente a la potencia generada por dicha energía de aporte. Para esto emplearemos la siguiente expresión matemática: Dónde: = Heat Rate * + =Calor total entregado por el combustible * + = Potencia entregada Mientras que el calor entregado se puede calcular de la forma siguiente: Al conocer estos parámetros los cuales son medidos como es el caso del consumo de combustible en la turbina ( ) y la potencia generada ( ) en el alternador al transformar la energía mecánica aportada por el eje en energía eléctrica, y otras que son suministrada por la empresa que suministra el combustible, como es el caso de la densidad ( * +) y el valor calorífico inferior del combustible ( * +) . Procedemos a efectuar el cómputo previo. * + [ ] * + Por tanto: 153 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 5.7.1 Calculo de la eficiencia de la turbo gas. Este parámetro es de gran importancia ya que nos permite conocer como es el comportamiento de la turbo gas, es decir nos permite conocer cuánto de la energía entregada por la oxidación del combustible es transformada en potencia eléctrica. Para esto emplearemos la siguiente ecuación extraída de la norma ASTM 4.4. Dónde: = Eficiencia de la turbina a gas ( ) = Potencia entregada =Calor total entregado por el combustible * + Al cocer los parámetros que gobiernan esta ecuación, como es el caso de la potencia generada y del calor entregado a la turbo gas los cuales ya fueron empleados para realizar el cálculo de Heat Rate. De esta manera podemos proceder con el cálculo de la eficiencia: 5.8 CALCULO DE LOS PARÁMETROS TÉRMICOS DE LA PLANTA DE COGENERACIÓN. 5.8.1 Calculo de la eficiencia de la planta de cogeneración. Este parámetro nos permite conocer cuánto de la energía entregada por le combustión del combustible en la turbina y caldera es aprovechado para le generación de energía electica y térmica en forma de vapor. Para esta operación emplearemos la siguiente ecuación: 154 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ( ) [ ̇ ( )] Donde: = Eficiencia termica alcansada por la planta de cogeneracion ( ) = Potencia neta generada [ ] ̇ = Vapor generado * + = Entalpia del vapor a la salida de la HRSG * + = Entalpia del agua de alimentacon a la entrada de la HRSG * + = Consumo de combustible en quemador suplementario y turbina * + = Valor calorifico inferior del combustible * + Donde cada uno de estos parámetros ya es conocido porque han sido medidos, como es el caso del flujo de vapor ( ) y la potencia generada ( ), y otros que han sido calculados en este capítulo previamente como es el caso de las entalpias del fluido de trabajo ( * + Entalpia de vapor) y ( * + Entalpia de líquido), además del consumo de combustible tanto en la turbo gas ( ) y el consumo en el quemador auxiliar en la caldera ( ). Al conocer estos parámetros que rigen la ecuación 2.6, podemos proceder a cuantificar el valor de la eficiencia que presento la planta en este momento: ( ) [ ( )] ( ) 5.8.2 Calculo de Heat Rate de la planta de cogeneración. Este cálculo nos permite conocer cuánto de la energía aportada a la planta es convertida en energía eléctrica. Esta operación la podremos efectuar con la siguiente ecuación: Donde: 155 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO = La eficiencia alcansada por la planta de cogeneracion ( ) = Heat rate de la central * + Al conocer la eficiencia de la planta que ha sido cuantificada previamente tenemos que el Heat Rate será: 5.8.3 Resultado de cálculo de parámetros de la turbogas y la planta de cogeneración. En la siguiente tabla podemos observar los resultados de los cálculos de los parámetros de la turbina y de la planta de cogeneración realizados en el programa de soporte en Excel para 5 de los 20 días de estudios. Tabla 5 Valore de la eficiencia y el Heat Rate de la Turbina y la Planta. Parámetros turbogas y planta de cogeneración Día Turno Hora Eficiencia Heat Rate Eficiencia Heat Rate Turbogas Turbogas planta Planta % KJ/Kwh % KJ/Kwh 09:30 25,06 14361,828 53,36 6752,004 10:00 25,57 14073,580 53,67 6713,039 1 10:30 26,30 13683,316 53,68 6711,726 11:00 25,17 14300,167 52,84 6818,874 01:00 25,37 14188,487 55,97 6438,018 01:30 26,08 13801,439 54,91 6561,873 2 02:00 25,45 14143,301 54,96 6555,758 02:30 26,25 13711,481 55,79 6458,716 09:30 25,74 13984,943 56,37 6391,587 10:00 24,01 14992,111 51,79 6957,684 1 10:30 24,66 14597,870 53,00 6798,861 11:00 25,41 14163,348 54,06 6665,062 01:00 24,67 14587,214 58,74 6134,223 01:30 24,01 14992,111 60,17 5988,476 2 02:00 25,23 14264,442 57,60 6255,210 02:30 23,61 15243,695 53,37 6751,684 156 08/05/2012 07/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 09:30 22,86 15742,012 63,60 5665,510 10:00 23,86 15082,629 56,59 6366,738 1 10:30 23,60 15249,511 52,70 6836,597 11:00 24,59 14635,287 53,81 6695,505 01:00 24,68 14581,893 55,08 6541,362 01:30 24,85 14481,510 52,89 6812,632 2 02:00 24,94 14429,230 55,12 6536,851 02:30 25,37 14188,487 54,94 6557,811 09:30 25,19 14289,942 55,12 6537,077 10:00 23,11 15576,371 53,17 6776,999 1 10:30 22,78 15798,011 55,10 6539,236 11:00 23,54 15290,347 54,01 6670,738 01:00 22,77 15804,258 56,32 6397,057 01:30 22,41 16058,243 55,16 6531,708 2 02:00 25,13 14320,662 54,64 6594,227 02:30 25,02 14387,677 54,74 6582,669 09:30 23,81 15116,856 54,38 6626,165 10:00 24,09 14941,670 48,37 7449,367 1 10:30 18,68 19262,153 40,41 8916,658 11:00 24,44 14726,959 55,28 6518,422 01:00 24,90 14455,323 53,98 6675,078 01:30 25,66 14024,199 53,51 6733,087 2 02:00 25,52 14103,376 55,05 6545,220 02:30 25,17 14300,167 61,29 5878,895 5.9 CALCULO DE PARÁMETROS DEL COMPRESOR. 5.9.1 Calculo de la eficiencia Isentrópica del compresor. Este parámetro estimar el trabajo real del compresor sobre el trabajo ideal del mismo esto nos permite conocer que tan lejano se encuentra el trabajo real realizado por el compresor a su trabajo ideal. La ecuación que nos permite estimar este parámetro es la siguiente: [( ) ] [( ) ] 157 11/05/2012 10/05/2012 9/5/12 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Dónde: = Eficiencia Isentropicas del Compresor. = Presión del aire a la entrada del compresor, [ ] = Temperatura del aire a la entrada del compresor, = Presión del aire a la salida del compresor; [ ] [ ]= Coeficiente Isentrópico y se define por * ⁄ + ( ) = Coeficiente de eficiencia politropica y se define como ( ) Al conocer de tablas que el coeficiente Isentrópico es K=1,4 y el coeficiente politrópico es n=1,56 al conocer estos dos constantes podemos estimar el coeficiente de eficiencia politripica que será. ( ) ( ) Y conociendo las presiones de entrada (14,7 Psi) y salida (210,913Psi) del compresor ahora podemos proceder a calcular la eficiencia de este: [( ) ] [( ) ] 5.9.2 Calculo de la temperatura de descarga del compresor. Este parámetro es importante ya que entre mayor sea la temperatura de descarga del compresor menor deberá ser la cantidad de combustible que se debe suministrar a la hora de realizar la combustión del mismo, permitiendo esto aumentar el ahorro en la compra de combustible por parte de la empresa Biofilm a la empresa suministradora del mismo en este caso Promigas. La expresión que nos permite estimar este importante parámetro es: ( *( ) +) 158 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Dónde: = Temperatura del aire a la salda del compresor, = Temperatura del aire a la entrada del compresor, = Eficiencia Isentropicas del Compresor. = Presión del aire a la salida del compresor; [ ] = Presión del aire a la entrada del compresor, [ ] [ ]= Coeficiente Isentrópico y se define por * ⁄ + Al conocer los parámetros que rigen esta ecuación como es el caso de las presiones de entrada ( ) y salida ( ) del aire en el compresor, la temperatura ( ) del aire a la entrada del mismo y la eficiencia ( ) Isentrópica que ya ha sido estimada pariamente: ( *( ) +) ( ) 5.9.3 Calculo del trabajo del compresor. Este parámetro nos permite conocer cuál es el trabajo que debe realizar en compresor para comprimir el aire de la presión de entrada a la de salida la cual es determinada por el diseño del mismo. Este parámetro podemos estimarlo por medio de la siguiente ecuación: ( ) Siendo: = Trabajo realizado por el compresor, * + = Calor especifico del aire, * + = = Temperatura del aire a la salda del compresor, = = Temperatura del aire a la entrada del compresor, Al conocer el calor especifico del aire el cual es tomado de tabla de calores específicos y Constantes de gases a baja presión (anexo 2) y de las temperaturas de entrada ( ) y de salida ( ) del aire al compresor. 159 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO ( ) Resultado del cálculo de los parámetros de operación del compresor. En la siguiente tabla podemos observar el comportamiento de los parámetros del compresor durante 5 de los 20 días de estudio. Tabla 6 Valores de parámetros del compresor para 5 de los 20 días de trabajo. Parámetros del compresor Temperatura de Día Turno Hora Eficiencia del descarga del Trabajo del compresor compresor compresor % 09:30 72,58 640,974 357,139 10:00 72,58 640,525 356,889 1 10:30 72,54 643,588 359,668 11:00 72,58 642,318 357,888 01:00 72,58 642,318 357,888 01:30 72,57 642,083 358,054 2 02:00 72,56 641,187 357,857 02:30 72,56 642,568 358,642 09:30 72,55 641,357 358,128 10:00 72,55 644,241 359,923 1 10:30 72,50 644,064 361,355 11:00 72,48 645,488 362,586 01:00 72,52 644,919 361,109 01:30 72,56 641,680 358,051 2 02:00 72,49 643,547 361,137 02:30 72,58 641,870 357,639 09:30 72,57 640,183 356,847 10:00 72,51 644,958 361,349 1 10:30 72,50 646,451 362,549 11:00 72,53 645,780 361,371 01:00 72,57 642,932 358,305 01:30 72,58 639,912 356,473 2 02:00 72,55 642,442 358,918 02:30 72,56 639,495 356,758 160 09/05/2012 08/05/2012 07/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 09:30 72,56 640,677 357,344 10:00 72,54 643,730 359,711 1 10:30 72,56 643,866 359,344 11:00 72,58 641,315 357,181 01:00 72,57 641,139 357,305 01:30 72,57 640,737 357,303 2 02:00 72,38 654,979 371,090 02:30 72,38 652,461 369,664 09:30 72,38 657,637 372,596 10:00 72,38 655,452 371,566 1 10:30 72,38 651,953 369,582 11:00 72,38 655,172 371,408 01:00 72,38 654,150 370,748 01:30 72,38 652,051 369,558 2 02:00 72,38 654,990 371,224 02:30 72,39 652,700 369,474 5.10 CALCULO DEL COSTO DEL COMBUSTIBLE. Este parámetro nos permite conocer la cantidad de dinero que invierte la empresa en combustible tanto en la turbo gas como en la caldera HRSG en el quemador suplementario en este caso para el primer día y el primer turno de estudio. La expresión que nos permite conocer este gasto es la siguiente: ( ) [ ] Dónde: = Valor de combustible consumido en la planta de cogeneración = Consumo de combustible en la turbina * + = Consumo de combustible en el quemador suplementario a la HRSG * + Al conocer los gastos de combustible tanto para la turbo gas (51,062 KPC/h) y la caldera HRSG (0,01374 KPC/h) y el factor de costo proporcionado por la empresa suministradora del combustible, que en este caso será (5.01 USD/KPC). ( ) [ ] Durante las primera media hora de trabajo en la cual fue realizada la medición. 161 11/05/2012 10/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Resultado de cálculo de costo del Combustible utilizado en la generación de energía eléctrica y térmica. En la siguiente tabla podremos conocer cuál es el costo generado por el consumo del combustible tanto en la turbina como en la Caldera HRSG para 5 de los 20 días de estudio. Tabla 7 Coste de combustible consumido en la central de cogeneración 1. (Para la generación de electricidad y vapor). Valor de combustible Valor de Consum Valor de combustibl o de Consumo combustibl Valor de e total Día Turno Hora combusti de e para la combustibl consumido ble en la combustibl turbina e en la en la planta turbina e en caldera caldera KPC/h KPC/h USD/h USD/h USD/h 09:30 51,062 0,0137 255,824 0,0688 255,893 10:00 52,745 0,0174 264,256 0,0876 264,344 1 10:30 51,855 0,0137 259,796 0,0688 259,864 11:00 51,082 0,3110 255,924 1,5585 257,483 01:00 51,633 0,0162 258,683 0,0813 258,764 01:30 52,187 0,5634 261,460 2,8228 264,283 2 02:00 51,705 0,0137 259,044 0,0688 259,113 02:30 51,388 0,1524 257,457 0,7636 258,220 09:30 49,605 0,0112 248,524 0,0563 248,580 10:00 51,311 1,9052 257,069 9,5451 266,614 1 10:30 53,576 0,1086 268,419 0,5445 268,964 11:00 54,612 0,0149 273,608 0,0751 273,683 01:00 54,311 0,00999 272,101 0,0500 272,151 01:30 48,924 0,0199 245,112 0,1001 245,212 2 02:00 48,063 0,0137 240,799 0,0688 240,868 02:30 52,307 0,0137 262,058 0,0688 262,127 09:30 43,436 0,0137 217,616 0,0688 217,685 10:00 47,486 0,0499 237,905 0,2503 238,155 1 10:30 48,820 0,7396 244,591 3,7054 248,296 11:00 50,866 0,0162 254,841 0,0813 254,922 01:00 50,165 0,0174 251,327 0,0876 251,415 01:30 51,588 0,1174 258,458 0,5883 259,047 2 02:00 51,650 0,0174 258,769 0,0876 258,857 02:30 51,643 0,0149 258,734 0,0751 258,809 162 09/05/2012 08/05/2012 7/5/12 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 09:30 50,783 0,0137 254,423 0,0688 254,492 10:00 50,384 0,1086 252,426 0,5445 252,971 1 10:30 47,125 0,0124 236,097 0,0625 236,160 11:00 47,891 0,0137 239,936 0,0688 240,005 01:00 46,849 0,0212 234,714 0,1064 234,821 2 01:30 47,003 0,00374 235,487 0,0187 235,505 02:00 51,635 0,4959 258,692 2,4848 261,177 02:30 50,552 0,0124 253,269 0,0625 253,332 09:30 49,198 0,0137 246,482 0,0688 246,551 10:00 51,535 0,0137 258,190 0,0688 258,259 1 10:30 53,959 0,0124 270,338 0,0625 270,400 11:00 50,273 0,0124 251,870 0,0625 251,932 01:00 51,516 0,0124 258,095 0,0625 258,158 01:30 52,091 0,3785 260,978 1,8965 262,874 2 02:00 52,621 0,0137 263,633 0,0688 263,702 02:30 50,723 0,1474 254,126 0,7385 254,865 5.11 CALCULO DEL IMPACTO AMBIENTAL, POR CONSUMO DE COMBUSTIBLE. Otro cálculo importante que es necesario realizar es el del impacto ambiental que es producto de la generación de energía eléctrica y térmica en la planta de estudio. La 3.42 nos permite realizar este cálculo, permitiéndonos estimar cual es el impacto ambiental, en la cantidad de CO2 que es vertida al medio. Conociendo que el consumo de combustible de la TG es y el de la HRSG , tenemos que. ( ) Resultados de la cantidad de dióxido de carbono por el proceso de generación eléctrica en la planta. La tabla siguiente contiene la producción de CO2 para las muestras tomadas en 5 de los 20 días de estudio. 163 11/05/2012 10/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Tabla 8 Emisiones de CO2 por Consumo de combustible en la TG y HRS. Emisiones de CO2 Consumo Consumo Producción Producción Producción Día Turno Hora Comb.TG Comb.HRSG de CO2 TG de CO2 de CO2 HRSG Total Nm3/h 3 Nm /h Kg CO2/h Kg CO2/h Kg CO2/h 09:30 1446,872 0,389 2599,783 0,699 2600,483 10:00 1494,562 0,495 2685,475 0,890 2686,365 1 10:30 1469,336 0,389 2640,147 0,699 2640,847 11:00 1447,440 8,814 2600,803 15,838 2616,642 01:00 1463,042 0,460 2628,838 0,826 2629,665 01:30 1478,748 15,965 2657,060 28,687 2685,747 2 02:00 1465,088 0,389 2632,514 0,699 2633,214 02:30 1456,109 4,318 2616,380 7,760 2624,141 09:30 1405,588 0,318 2525,603 0,572 2526,175 10:00 1453,915 53,98 2612,438 97,001 2709,440 1 10:30 1518,108 3,079 2727,783 5,533 2733,317 11:00 1547,453 0,424 2780,511 0,763 2781,274 01:00 1538,933 0,283 2765,201 0,508 2765,710 01:30 1386,291 0,566 2490,929 1,017 2491,947 2 02:00 1361,899 0,389 2447,101 0,699 2447,801 02:30 1482,133 0,389 2663,141 0,699 2663,841 09:30 1230,779 0,389 2211,500 0,699 2212,200 10:00 1345,526 1,416 2417,682 2,544 2420,227 1 10:30 1383,342 20,956 2485,631 37,655 2523,287 11:00 1441,315 0,460 2589,798 0,826 2590,625 01:00 1421,440 0,495 2554,087 0,890 2554,977 01:30 1461,774 3,327 2626,559 5,979 2632,538 2 02:00 1463,533 0,495 2629,720 0,890 2630,610 02:30 1463,330 0,424 2629,356 0,763 2630,119 09:30 1438,952 0,389 2585,553 0,699 2586,253 10:00 1427,657 3,079 2565,257 5,533 2570,791 1 10:30 1335,305 0,354 2399,316 0,636 2399,952 11:00 1357,015 0,389 2438,326 0,699 2439,025 01:00 1327,484 0,601 2385,263 1,081 2386,344 01:30 1331,851 0,106 2393,110 0,190 2393,301 2 02:00 1463,093 14,053 2628,929 25,252 2654,181 02:30 1432,423 0,354 2573,822 0,636 2574,458 09:30 1394,037 0,389 2504,849 0,699 2505,548 10:00 1460,256 0,389 2623,831 0,699 2624,531 1 10:30 1528,959 0,354 2747,280 0,636 2747,916 11:00 1424,510 0,354 2559,603 0,636 2560,239 01:00 1459,718 0,354 2622,865 0,636 2623,501 01:30 1476,021 10,726 2652,159 19,273 2671,432 2 02:00 1491,040 0,389 2679,146 0,699 2679,846 164 11/05/2012 10/05/2012 09/05/2012 08/05/2012 07/05/2012 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 02:30 1437,270 4,177 2582,531 7,505 2590,036 5.12CALCULO TÉRMICO DE UN INTERCAMBIADOR DE CALOR Este cálculo se realiza con el fin de determinar qué cantidad de energía de la que aun contienen los gases al salir de la caldera se puede aprovechar para las siguientes condiciones. Para nuestro caso de estudio y como medida de ahorro de energía se ha sugerido la instalación de un calentador que permita aumentar la temperatura del agua de alimentación de la caldera de ( , es la temperatura promedio a la que ingresa el agua al caldera Ver anexo 7) hasta , si la temperatura de los gases a la salida de la caldera es ( , es la temperatura promedio de la de los gases lado recuperador y lado convencional al mezclarse en la chimenea a la salida de la caldera Ver anexo 8). Si el flujo del agua de alimentación promedio es de ⁄ y el de los gases de escape es de ⁄ . Al conocer esta información, la cual fue recolectada durante las mediciones realizada en los días de estudio, es posible determinar el potencial de ahorro que se podrí alcanzar. Aplicando la metodología descrita en el capítulo 3, sección 3.12, se tiene que: Si conocemos que el calor adsorbido es ̇ ( ), siendo, ̇ el flujo de agua, las entalpias del agua a la entrada y salida del I/C respectivamente. Al conocer los valores de temperatura que tendrá el agua a la entrada y salida del I/C respectivamente e ingresar a la tabla de líquido saturado con estos valores encontramos que las entalpias correspondientes son: y . Por lo que: ( ) 165 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Al saber que el calor adsorbido es igual al calor cedido, es posible determinar la temperatura de salida de los gases del I/C. ̇ ( ) ̇ Conociendo las 4 temperaturas de trabajo es posible calcular , con la siguiente expresión: ( ) ( ) ( ) Conociendo que , y utilizando la gráfica 3.15 tenemos que Por tanto: Ahora conociendo cual será la función del I/C, y con la ayuda del anexo 7, se determina qué tipo de I/C se debe utilizar, la presión de diseño del mismo y el coeficiente global de intercambio de calor . Para nuestro caso de aplicación (calentador de agua), el anexo 7ª, nos indica que debemos seleccionar un I/C tipi T (Intercambiador abierto con tubo en la trayectoria de movimiento del fluido), un rango de presión L (0 a 700 KPa), y un rango de U (11 a 57 W/m2⁰C). Ahora bien conociendo los valores de U procedemos a estimar cual sería el área que requiere este intercambiador de calor. 166 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO Para Para 5.13CALCULO DEL COSTO DEL INTERCAMBIADOR DE CALOR. Este cálculo nos permitirá conocer cuánto seria la inversión que debería realizar la empresa para adquirir este quipo. 1. Costo del intercambiador Usando la Tabla 2, sustituimos el área en la relación [ ( ) 2. Determinar el factor de costo de forma de cabezal del intercambiador de calor. Nuevamente utilizamos la Tabla 2 para el tipo de tobos en U, ( ) 167 CAPÍTULO 4. INSTRUMENTACIÓN Y CONTROL DEL PROCESO 3. Encontrar factor de costo para la presión de diseño del intercambiador. De la Tabla 2, el factor de costo por la presión de diseño, para nuestro caso se encuentra entre 100 a 300 lb/in2 será 4. Encontrar el factor del costo del material de construcción. El factor de costo de material, Usar Tabla 3, en nuestro caso (Acero Inoxidable 316), el factor de costo será 5. Computo del costo del intercambiador Empleamos la relación , donde es el costo del intercambiador. O ( )( )( )( ) 168 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Cap. 6 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES 6.2 6.2 INICIALMENTE REALIZAREMOS UNA SERIE DE OBSERVACIONES EN EL ÁMBITO TÉCNICO REALIZADAS EN LA PLANTA DURANTE NUESTRAS VISITAS 6.3 ANÁLISIS DE GRAFICAS 6.4 GRÁFICOS DE EFICIENCIA DE LA TG EN FUNCIÓN DE LA POTENCIA GENERADA 6.5 GRÁFICOS HEAT RATE TURBOGAS VS POTENCIA GENERADA POR DÍA Y POR HORAS 6.6 GRAFICA DE EMISIONES DE CO2 EN FUNCIÓN DE LA GENERACIÓN DE POTENCIA 6.7 ANÁLISIS DE COSTES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA EN LA SENTAR DE COGENERACIÓN POR CONCEPTO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE 6.8 PERDIDAS DE ENERGÍA EN LA CALDERA HRSG A CONTINUACIÓN SE REALIZARAN LOS ANÁLISIS CORRESPONDIENTES A LOS CÁLCULOS REALIZADOS EN EL CAPÍTULO 5, DE LOS CUALES POSTERIORMENTE SE PODRÁN IDENTIFICAR LOS PRINCIPALES FOCOS DE INEFICIENCIA EN LA PLANTA, PARA FINAL MENTE REALIZAR LAS RESPECTIVAS RECOMENDACIONES A LA DIRECCIÓN TÉCNICA DE LA EMPRESA BIOFILM, PARA QUE ESTA LAS EVALÚE , PARA QUE POSTERIORMENTE PUEDAN SER IMPLEMENTADAS COMO MEDIDAS CORRECTIVAS. CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.1 ANÁLISIS DE RESULTADOS Y CONCLUSIONES En este capítulo con la colaboración de los cálculos realizados en el capítulo 5, procederemos a realizar los análisis previos de estos, los cuales nos permitirán identificar los puntos de ineficiencias presentes en la planta, para posteriormente realizar las recomendaciones que deberá tener en cuenta la empresa, con el fin de lograr que el rendimiento de la planta aumente y de esta manera este aumento en el rendimiento se pueda ver reflejado en el ahorro y en la disminución del impacto ambiental por los vertimientos de CO2 realizados al medio. La siguiente imagen nos muestra como es el siclo real de generación de vapor y las principales perdidas que en este proceso se pueden encontrar, lo que nos permitirá deducir cuál de estos puntos non presenta mayor potencial de ahorro en nuestra planta de estudio: Ilustración 53 siclo de generación de vapor real. Fuente [http://www.google.com/imgres?q=ciclo+de+vapor] 170 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.2 INICIALMENTE REALIZAREMOS UNA SERIE DE OBSERVACIONES EN EL ÁMBITO TÉCNICO REALIZADAS EN LA PLANTA DURANTE NUESTRAS VISITAS. Como primer punto a resaltar encontramos que la planta de cogeneración N01 de la empresa Biofilm S.A, no posee un sistema de adquisición de datos ONLINE, es decir que actualmente la adquisición de datos de los diferentes parámetros operacionales de la planta de cogeneración son tomados manual mente por el técnico de turno con una frecuencia de 4,8 o 24 horas de trabajo, limitando esto en gran medida el poder alcanzar un rendimiento óptimo de la planta ya que no se pueden tomar las correcciones necesaria con respecto a los parámetros operacionales de dicha planta de manera inmediata. Otra observación realizada durante nuestras visitas es que la cogeneradora N01 no cuenta con todos los instrumentos de medición instalados, entre estos podemos nombrar el medidor de flujo de los gases de escape, de agua de alimentación, y un analizador de gases, que limita en gran manera el análisis del rendimiento de la planta, ya que se depende de la disponibilidad del personal técnico y de los equipos para realizar la toma de datos manualmente. Tercera observación realizada, va dirigida a los sistemas de control que posee la planta actualmente solo están dirigidos a la protección primaria y no a la eficiencia de la producción de energía eléctrica y térmica en la planta. 6.3 ANÁLISIS DE GRAFICAS A continuación iniciaremos con los análisis estadísticos correspondientes a los cálculos térmicos realizados a la cogeneradora N01 de la empresa BIOFILM S.A. Gráfico de la eficiencia de la turbina El siguiente grafico se elaborado con los datos de la Tabla 5.8. 171 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Ilustración 54 Eficiencia de la planta Vs Tiempo (Valores promedio). Ilustración 55 Eficiencia planta Vs tiempo (valores Para las 160 muestras realizadas). Al realizar las diferentes mediciones de los principales parámetros de operación del conjunto Turbogas y HRSG durante el periodo de 20 días, cada uno de dicho 172 CAPÍTULO 6. RESULTADOS días está compuesto por dos turnos de trabajo, y por cada turno se tomaron las diferentes mediciones cada media hora durante dos horas de trabajo. La información recopilada nos permitió realizar los cálculos de los diferentes indicadores energéticos de la planta como es el caso de la eficiencia Global como lo podemos observar en los gráficos (6.2 y 6.3). En este caso el comportamiento de la eficiencia Global nos muestra que el proceso tiene una variabilidad muy grande. Suministrando esto información de interés para analizar la relación de estos resultados con algunos parámetros de operación de la planta de cogeneración estudiada y de esta forma poder realizar recomendaciones pertinentes para lograr mejoras. Ilustración 56 Eficiencia de la Central de cogeneración Vs Vapor generado. Tabla 9 análisis de varianza. Fuente Suma de Cuadrados Gl Cuadrado Medio Razón-F Valor-P Modelo 0,00020315 1 0,00020315 164,05 0,0000 Residuo 0,000195654 158 0,00000123832 Carencia de Ajuste 0,000194351 151 0,00000128709 6,91 0,0056 Error Puro 0,00000130295 7 1,86135E-7 Total (Corr.) 0,000398804 159 173 CAPÍTULO 6. RESULTADOS La ilustración 6.5 nos permite observar que la influencia que tiene la generación de vapor en la eficiencia de la planta de Cogeneración es muy significativa, esto debido a que la eficiencia global es directamente proporcional a la demanda de vapor que presenten los consumidores. Además de mostrar la curva del modelo las líneas de predicción (grises) y las líneas (verdes). La banda de predicción es una medida de la certeza de los valores individuales alrededor de la regresión lineal. Es un intervalo de predicción que garantiza que el 95% de las nuevas observaciones estarán contenidas dentro de las líneas (Grises). Las líneas (verdes) son una medida de la certeza de los valores. El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 50,9398% de la variabilidad en Eficiencia Planta (%) después de transformar a una escala de raíz cuadrada para linearizar el modelo. El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 0,0011128. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo Y-inversa raíz cuadrada-X para describir la relación entre Eficiencia Planta (%) y Vapor generado (Kg/h). La ecuación del modelo ajustado es: Eficiencia Planta (%) = 1/(0,0419479 - 0,000267542*sqrt (Vapor generado (Kg/h))) R2 = 0,509398 La tabla 6.2 nos permite conocer el análisis de la varianza del método de dispersión empleado. La prueba de Falta de Ajuste está diseñada para determinar si el modelo seleccionado es adecuado para describir los datos observados, o si se debería utilizar un modelo más complicado. La prueba se realiza comparando la variabilidad de los residuos del modelo actual con la variabilidad entre observaciones hechas en valores repetidos de la variable independiente X. Puesto que el valor-P para la carencia de ajuste en la tabla ANOVA es menor que 0,05, existe una carencia de ajuste estadísticamente significativa con un nivel de confianza del 95,0%. 174 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.4 GRÁFICOS DE EFICIENCIA DE LA TG EN FUNCIÓN DE LA POTENCIA GENERADA. Ilustración 57 Eficiencia TG Vs Potencia generada por día (Valores promedio). Ilustración 58 Eficiencia TG Vs Potencia por hora. 175 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Tabla 10 Análisis varianza. Fuente Suma de Cuadrados Gl Cuadrado Medio Razón-F Valor-P Modelo 1,52828E6 1 1,52828E6 642,32 0,0000 Residuo 375934, 158 2379,33 Carencia de Ajuste 342892, 103 3329,05 5,54 0,0000 Error Puro 33041,9 55 600,761 Total (Corr.) 1,90421E6 159 La grafica 6.6 ajusta el modelo que nos permite observar como es el comportamiento de la eficiencia térmica de la Turbogas en función de la potencia generada, lo que nos deja ver claramente, que la eficiencia de la TG es directamente proporcional a la generación de potencia para los valores promedio alcanzados en los 20 días de estudio. Permitiéndonos observar. El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 97,2806% de la variabilidad en Eficiencia TG (%). El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 0,000722989. El grafico presenta una tendencia al incremento de la eficiencia de la turbina a medida que aumenta la potencia generada. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo doble inverso para describir la relación entre Eficiencia TG (%) y Potencia (KW). La ecuación del modelo ajustado es: EficienciaTG (%) = 1/(0,0210123 + 70,0763/Potencia. (KW)) R2 = 0.9728 La grafica 6.7 nos muestra el resultado del modelo ajustado que nos permite observar que la eficiencia térmica de la turbina tiende a incrementar cuando se aumenta la generación de potencia, para las horas evaluadas durante 20 días. Además de mostrar la curva del modelo las líneas de predicción (grises) y las líneas (verdes). La banda de predicción es una medida de la certeza de los valores individuales alrededor de la regresión lineal. Es un intervalo de predicción que garantiza que el 95% de las nuevas observaciones estarán contenidas dentro de las líneas (Grises). Las líneas (verdes) son una medida de la certeza de los valores. El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 80,2578% de la variabilidad en EficienciaTG (%) después de transformar a una escala recíproca para linearizar el modelo. El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 48,7783. Este grafico nos permite observar que para 176 CAPÍTULO 6. RESULTADOS valores mayores de potencia de 4100 (KW) la eficiencia térmica de la turbina será máxima. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo Y-cuadrada para describir la relación entre EficienciaTG (%) y Potencia (Kw). La ecuación del modelo ajustado es: EficienciaTG (%) = sqrt (44,5761 + 0,157199*Potencia (KW)) R2 = 0,80257 La tabla 6.3 nos muestra el análisis de la varianza para el método de regresión empleado. La prueba de Falta de Ajuste está diseñada para determinar si el modelo seleccionado es adecuado para describir los datos observados, o si se debería utilizar un modelo más complicado. La prueba se realiza comparando la variabilidad de los residuos del modelo actual con la variabilidad entre observaciones hechas en valores repetidos de la variable independiente X. Puesto que el valor-P para la carencia de ajuste en la tabla ANOVA es menor que 0,05, existe una carencia de ajuste estadísticamente significativa con un nivel de confianza del 95,0%. 6.5 GRÁFICOS HEAT RATE TURBOGAS VS POTENCIA GENERADA POR DÍA Y POR HORAS Ilustración 59 HR Turbogas Vs Potencia generada (Valores promedio). 177 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Ilustración 60 HR Turbogas Vs Potencia Generada. Tabla 11 Análisis de varianza. Fuente Suma de Cuadrados Gl Cuadrado Medio Razón-F Valor-P Modelo 6,21033E-9 1 6,21033E-9 618,89 0,0000 Residuo 1,58548E-9 158 1,00347E-11 Carencia de Ajuste 1,43746E-9 103 1,39559E-11 5,19 0,0000 Error Puro 1,48023E-10 55 2,69133E-12 Total (Corr.) 7,79582E-9 159 Las ilustraciones (6.8 y 6.9) nos muestran el comportamiento del Heat Rate en función de la generación eléctrica evaluado por días y por horas. La ilustración 6.8 muestra además de la curva del modelo las bandas de predicción (líneas grises) y las de confianza (líneas verdes). Las líneas grises de predicción nos brindad una medida de la certeza de los valores individuales alrededor de la regresión lineal. Es un intervalo de predicción que garantiza que el 95% de las nuevas observaciones estarán contenidas dentro de las líneas grises. 178 CAPÍTULO 6. RESULTADOS El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 97,1589% de la variabilidad en HR.TG (KJ/Kw-h). El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 9,49976E6. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo Y-cuadrada X-inversa para describir la relación entre HR.TG(KJ/Kw-h) y Potencia(Kw). La ecuación del modelo ajustado es: HR.TG(KJ/Kw-h) = sqrt(-3,43851E7 + 9,00278E11/ Potencia(Kw)) R2 = 0,97159 El grafico 6.9 muestra además de la curva las bandas de predicción (lunes grises) y las líneas (verdes). Las líneas de predicción es una medida de la certeza de los valores alrededor de la regresión lineal. Es un intervalo de predicción que garantiza que el 95% de las nuevas observaciones estarán contenidas dentro de las líneas grises. Las líneas azules son una medida de la certeza de los valores. El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 79,6624% de la variabilidad en HR.TG(KJ/Kw-h) después de transformar a una escala de raíz cuadrada para linearizar el modelo. El coeficiente de correlación es igual a 0,892538, indicando una relación moderadamente fuerte entre las variables. El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 0,00000316776. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo Y-inversa raíz cuadrada-X para describir la relación entre HR.TG(KJ/Kw-h) y Potencia(Kw). La ecuación del modelo ajustado es: HR.TG(KJ/Kw-h) = 1/(0,00000409517 + 0,00000107485*sqrt(Potencia(Kw))) R2 = 0,796624 La tabla 6.4 nos muestra el análisis de varianza del estudio de regresión. La prueba de Falta de Ajuste está diseñada para determinar si el modelo seleccionado es adecuado para describir los datos observados, o si se debería utilizar un modelo más complicado. La prueba se realiza comparando la variabilidad de los residuos del modelo actual con la variabilidad entre observaciones hechas en valores repetidos de la variable independiente X. Puesto que el valor-P para la carencia de ajuste en la tabla ANOVA es menor que 0,05, existe una carencia de ajuste estadísticamente significativa con un nivel de confianza del 95,0%. 179 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.6 GRÁFICOS DE EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG EN FUNCIÓN DE LA DEMANDA DE VAPOR. Ilustración 61 Eficiencia HRSG Vs Vapor generado. Tabla 12 Análisis de varianza. Fuente Suma de Cuadrados Gl Cuadrado Medio Razón-F Valor-P Modelo 0,00418722 1 0,00418722 162,50 0,0000 Residuo 0,00407129 158 0,0000257677 Carencia de Ajuste 0,00404678 151 0,0000267999 7,65 0,0041 Error Puro 0,0000245089 7 0,00000350127 Total (Corr.) 0,00825851 159 La grafica 6.10 nos muestra como es el comportamiento de la eficiencia en función de la demanda de vapor, permitiéndonos inferir que al aumentar la generación de vapor, la eficiencia también se incrementa. Además de mostrar la curva del modelo las líneas de predicción (grises) y las líneas (verdes). La banda de predicción es una medida de la certeza de los valores individuales alrededor de la regresión lineal. Es un intervalo de predicción que garantiza que el 95% de las nuevas observaciones estarán contenidas dentro de las líneas (Grises). Las líneas (azules) son una medida de la certeza de los valores. 180 CAPÍTULO 6. RESULTADOS El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 50,7019% de la variabilidad en Eficiencia HRSG en (%). El coeficiente de correlación es igual a 0,712053, indicando una relación moderadamente fuerte entre las variables. El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 0,00507618. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo doble inverso para describir la relación entre EficienciaHRSG (%) y Vapor generado (Kg/h). La ecuación del modelo ajustado es: EficienciaHRSG (%) = 1/(-0,00638137 + 333,444/Vapor generado(Kg/h)) R2 = 0,50702 La tabla 6.5 nos permita observar el análisis de la varianza del estudio de la regresión. La prueba de Falta de Ajuste está diseñada para determinar si el modelo seleccionado es adecuado para describir los datos observados, o si se debería utilizar un modelo más complicado. La prueba se realiza comparando la variabilidad de los residuos del modelo actual con la variabilidad entre observaciones hechas en valores repetidos de la variable independiente X. Puesto que el valor-P para la carencia de ajuste en la tabla ANOVA es menor que 0,05, existe una carencia de ajuste estadísticamente significativa con un nivel de confianza del 95,0%. 181 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.7 GRAFICA DE EMISIONES DE CO2 EN FUNCIÓN DE LA GENERACIÓN DE POTENCIA Ilustración 62 Producción de CO2 Vs Potencia generada. La grafica 6.12 nos muestra que la producción de CO2 es directamente proporcional a la generación de electricidad que se presente en la planta. Es decir que entre mayor sea la producción de electricidad que se tenga las emisiones de CO2 al medio serán mayores, esto debido al aumento en el consumo de combustible para satisfacer la demanda eléctrica que se tenga. La salida muestra los resultados de ajustar un modelo Y-cuadrada para describir la relación entre Producción de CO2 (Kg CO2/h) y Potencia (Kw). La ecuación del modelo ajustado es: Producion de CO2 (Kg CO2/h) = sqrt(91559,5 + 1797,32*Potencia (Kw)) R2 = 0,8528 El estadístico R-Cuadrada indica que el modelo ajustado explica 85,2827% de la variabilidad en Producción de CO2 (Kg CO2/h) después de transformar a una escala recíproca para linearizar el modelo. El coeficiente de correlación es igual a 0,923486, indicando una relación relativamente fuerte entre las variables. El error estándar del estimado indica que la desviación estándar de los residuos es 467125. 182 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.8 ANÁLISIS DE COSTES DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TÉRMICA EN LA SENTAR DE COGENERACIÓN POR CONCEPTO DE CONSUMO DE COMBUSTIBLE. La tabla siguiente contiene los valores promedio del consumo de combustible y del costo de la adquisición de este energético para la generación de energía eléctrica y de vapor. Aplicando la metodología descrita en el capítulo 3 y desarrollada en el capítulo 5. Los cuales nos permitirán comparar los costos por concepto de consumo de gas natural en la generación de energía eléctrica en la Turbina y vapor en la HRSG. Para los 20 días de estudio. Además de la turbina y la HRSG, la planta de cogeneración está constituida por otros equipos también consumidores de Gas Natural, como es el caso del Quemadores TDO L1 (los cuales presentan un consumo promedio de 65 KPC/día) y una caldera de aceite térmico (la cual tiene un consumo promedio de 14 KPC/día). Generando costos por concepto de consumos de combustibles de (325,65 USD/día y 70,14 USD/día). Tabla 13 Consumo de combustible en la TG y la HRSG, y el coste referente a dicho consumo. Consumo Consumo Comb. Costo Costo Consumo Costo Día Comb. TG HRSH Consumo TG HRSG Total KPC/Día KPC/Día USD/Día USD/Día USD/Día 1 1241,65 3,30 6220,67 16,57 6237,25 2 1238,80 6,29 6206,41 31,54 6237,95 3 1187,61 2,96 5949,92 14,84 5964,77 4 1177,30 2,04 5898,31 10,25 5908,56 5 1236,42 1,81 6194,46 9,09 6203,56 6 1170,66 2,97 5865,05 14,87 5879,93 7 1233,48 23,17 6179,75 116,12 6295,87 8 1098,31 16,44 5502,57 82,36 5584,93 9 1156,55 4,49 5794,32 22,52 5816,85 10 1272,92 18,27 6377,33 91,57 6468,90 11 1269,08 7,10 6358,12 35,60 6393,72 12 1165,65 0,64 5839,94 3,21 5843,15 13 1164,00 2,32 5831,65 11,64 5843,30 14 1238,70 0,36 6205,92 1,84 6207,76 15 1263,17 3,13 6328,49 15,68 6344,18 16 1243,27 10,15 6228,82 50,87 6279,69 17 1267,86 1,08 6352,00 5,41 6357,41 18 1215,59 0,36 6090,11 1,82 6091,93 19 1107,59 6,65 5549,06 33,36 5582,42 20 898,94 89,89 4503,73 450,37 4954,10 183 CAPÍTULO 6. RESULTADOS La tabla 6.7 nos muestra el consumo de combustible que se presentó en la central de cogeneración en la turbina y la HRSG, y el coste generado por dicho consumo. Por otra parte podemos observar que tanto la mayor demanda de consumo de combustible y por ende de los costes adquisitivos de este energético lo presenta la Turbina; esto se debe a que el combustible que llega a la turbina se emplea para la generación de electricidad y de vapor en la caldera HRSG que se encarga de recuperar la energía contenida en los gases de combustión procedentes de la turbina. Adicionalmente esta tabla nos permite observar cómo fue la demanda de combustible en los diferentes días de estudio, por ejemplo, en el día 12 el flujo de combustible de la turbina fue de 1267,86 (KPC/día) y el de la HRSG Fue de 1,08 (KPC/día), lo que nos permite inferir que la demanda eléctrica ese día fue elevada y que la demanda de vapor fue abastecida principalmente con la energía contenida en los gases de escape de la Turbogas. Ilustración 63 representación de la proporción de costes de consumo de combustible en los diferentes equipos que conforman la central de cogeneración. Coste Combs. Coste Cosnte Quema.TDO Combus.Caldera 1% Combs.HRSG 5% 1% Coste Combs.TG 93% La ilustración 6.13 nos permite observar que el coste promedio generado por día por concepto de consumo de combustible en la central de cogeneración de estudio (central N01), el 93% corresponde al combustible destinado a la generación eléctrica, 5% al combustible que se utiliza en los quemadores TDO, el 1,09% corresponde al combustible utilizado en la caldera de aceite y el 0.91% restante pertenece al combustible empleado en la HRSG para abastecer la demanda de vapor. 184 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.9 ANÁLISIS DE EFICIENCIA DE LA CALDERA HRSG APLICANDO EL MÉTODO DIRECTO. Aplicando la metodología para el cálculo de la eficiencia de la caldera HRSG por el método directo descrito en el capítulo 3 y desarrollado en el capítulo 5, es posible realizar la comparación del valor de la eficiencia para los dos turnos durante los 20 días de evaluación. La siguiente tabla fue elaborada con los valores promedios de las mediciones realizadas en cada turno (durante dos hora se tomaban cuatro secciones de muestreo lo que nos permitió elaborar una base de datos de 160 muestra). Tabla 14 Valores promedio de la eficiencia de la HRSG para los dos turnos evaluados. Día Turno 1 Turno 2 % % 1 25,54 26,40 2 25,16 27,55 3 28,98 25,93 4 24,03 26,87 5 22,25 29,46 6 25,12 29,42 7 27,72 28,99 8 42,26 28,10 9 26,72 21,87 10 24,75 19,54 11 29,12 33,81 12 33,68 31,14 13 37,50 31,49 14 29,52 27,92 15 28,10 27,31 16 32,03 27,61 17 30,62 29,30 18 28,79 26,78 19 25,86 37,12 20 30,48 32,55 185 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Ilustración 64 Comportamiento de la eficiencia de la HRSF por el método directo para dos turnos durante los 20 día evaluados. La tabla 6.8 y la Ilustración 6.14 muestran los valores de eficiencia de la HRSG estimados por el método directo para dos turnos para los 20 días de evaluación. En algunos casos, los valores de eficiencia presentaron poca variabilidad entre turnos, como es el caso del día 1, en el cual la eficiencia se mantuvo alrededor del 26%. Otros casos similares fueron los días 7, 14, 15 y 18, la eficiencia presento poca variación manteniéndose en rangos normales. Por otra parte, es posible observar por ejemplo que en los días 8, 13, 19, entre otros, los valores de eficiencia son considerablemente altos y con una variación significativa entre turnos. Esto gracias a que la generación de vapor fue considerablemente alta en comparación a la energía que aportan los gases de escape procedentes de la Turbogas, lo que podemos observar aumenta la eficiencia de la caldera. En términos generales para los 20 turnos, las 160 muestras tomadas (4 por turno), los valores obtenidos de eficiencia es de 28,7%, lo que nos permite inferir que la caldera trabaja con un bajo rendimiento. 186 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.9 ANÁLISIS DE PERDIDAS DE ENERGÍA EN LA CALDERA HRSG Luego de haber calculado las diferentes perdidas con la metodología descrita en el capítulo 3 y desarrollada en el capítulo 5, podemos determinar el porcentaje de cada una de las perdidas encontrada en la caldera a partir de la energía de entrada la cual está constituida por la energía que contienen los gases de escape de la turbina y la energía contenida en el combustible que se incinera en el quemador auxiliar. Las Tablas (5.4, 5.5, 5.6), mostradas en el capítulo 5, contiene los valores de las diferentes perdidas en la HRSG, para los 5 primeros días, cada día consta de 8 muestras. Tomando dichos valores, el porcentaje en pérdidas de la energía de entrada a la caldera HRSG será: Tabla 15 Análisis de pérdidas en HRSG en porcentaje. Porcentaje de pérdidas en la HRSG Día Turn Hora P.Gase P.gases P.Radiac P.Convec P.purgas P.Totales o sTG HRSG ión ción % % % % % % 09:30 21,354 0,000575 4,830 1,77 1,874 29,837 10:00 21,552 0,000807 4,805 1,97 2,083 30,416 1 10:30 20,885 0,000635 4,816 1,88 1,993 29,584 11:00 20,120 0,014394 4,811 1,931 2,037 28,915 1 01:00 23,655 0,000736 4,830 1,77 1,874 32,138 01:30 24,302 0,025867 4,820 1,860 1,963 32,972 2 02:00 24,810 0,000671 4,723 2,620 2,765 34,920 02:30 22,919 0,007051 4,798 2,031 2,143 31,899 09:30 22,876 0,000531 4,770 2,248 2,372 32,269 10:00 25,127 0,092117 4,742 2,470 2,606 35,039 1 10:30 27,192 0,005104 4,802 2,002 2,113 36,115 11:00 25,461 0,000850 4,816 1,889 1,993 34,160 2 01:00 24,757 0,000481 4,727 2,590 2,733 34,809 01:30 25,453 0,000927 4,813 1,917 2,023 34,207 2 02:00 23,147 0,000640 4,796 2,045 2,158 32,149 02:30 26,234 0,000657 4,752 2,396 2,528 35,911 09:30 21,710 0,000667 4,763 2,307 2,434 31,216 10:00 21,709 0,002352 4,798 2,031 2,143 30,685 1 10:30 22,682 0,035682 4,746 2,440 2,575 32,481 3 11:00 22,577 0,000759 4,780 2,175 2,295 31,829 01:00 23,346 0,000811 4,822 1,846 1,948 31,964 01:30 25,392 0,005699 4,725 2,605 2,749 35,478 2 02:00 23,343 0,000829 4,755 2,366 2,497 32,964 02:30 23,964 0,000687 4,83 1,77 1,874 32,447 09:30 23,648 0,000665 4,738 2,500 2,638 33,522 10:00 23,750 0,005107 4,782 2,161 2,280 32,979 187 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 1 10:30 20,393 0,000571 4,816 1,889 1,993 29,095 11:00 23,532 0,000655 4,731 2,560 2,701 33,526 4 01:00 20,976 0,000970 4,785 2,132 2,249 30,148 01:30 21,785 0,000167 4,834 1,748 1,840 30,213 2 02:00 19,633 0,024455 4,797 2,042 2,155 28,653 02:30 19,298 0,000638 4,802 2,002 2,11 28,217 09:30 19,407 0,000749 4,705 2,763 2,915 29,792 10:00 22,879 0,000734 4,753 2,387 2,518 32,539 1 10:30 24,395 0,000671 4,753 2,387 2,518 34,055 5 11:00 22,782 0,000675 4,748 2,428 2,562 32,521 01:00 19,451 0,000660 4,789 2,102 2,218 28,562 01:30 19,647 0,019156 4,794 2,062 2,176 28,699 2 02:00 19,768 0,000720 4,808 1,954 2,061 28,593 02:30 18,488 0,007862 4,784 2,142 2,260 27,684 Como se muestra en la tabla anterior, en la mayoría de los casos las pérdidas se encuentran alrededor del 30% de la energía de entrada que ingresa a la caldera con el flujo de gases procedentes de la TG y por la incineración del combustible suplementario en el quemador auxiliar de la HRSG. El mayor porcentaje de todas las pérdidas se encuentra en los gases en chimenea, seguido por las pérdidas por radiación, por purgas, convección y por los gases productos de la combustión suplementaria. Ilustración 65 diagrama de Pareto para la energía útil y las diferentes pérdidas. 80 100 68,16 70 90 80 60 70 50 60 40 50 30 40 22,61 30 20 20 10 4,78 2,27 2,15 10 0,0066 0 0 EnergiaUtil P.GasesTG P.Radiacion P.Purga P.Conveccion P.GasesHRSG Perdidas 188 Valores en (%) CAPÍTULO 6. RESULTADOS Tabla 6.10 Análisis del combustible equivalente, con respecto a la energía que se pierde en la HRSG, los costes que generaría la adquisición de este y el impacto ambiental generado por su combustión. Día Turno Hora P.Totales Consu. GN $ Costo Emisi. De Prome. equivalente equivalente CO2 Equi. Equiv. Gases TG KJ/h KPC/día USD/día Kg % CO2/día 09:30 17450585,5 16,684 2006,11 848,98 73,66 10:00 17690618,2 16,913 2033,71 860,63 73,33 1 10:30 17216773,8 16,460 1979,23 837,58 73,02 11:00 16792884,8 16,055 1930,50 816,97 72,12 1 01:00 18893292,4 18,063 2171,96 919,15 75,36 01:30 19324001,5 18,475 2221,48 940,12 75,69 2 02:00 20007443,4 19,128 2300,05 973,35 74,64 02:30 18564058,8 17,748 2134,12 903,12 74,31 09:30 18645207,4 17,826 2143,44 907,09 73,85 10:00 20174403,4 19,288 2319,24 981,49 74,97 1 10:30 21119309,8 20,191 2427,87 1027,44 77,50 11:00 20033728,4 19,153 2303,07 974,62 76,49 2 01:00 20101952,2 19,219 2310,91 977,98 74,13 01:30 20132715,5 19,248 2314,45 979,45 76,10 2 02:00 18720007,1 17,897 2152,04 910,71 74,43 02:30 20761461,8 19,849 2386,73 1010,04 76,06 09:30 18084411,9 17,290 2078,98 879,82 72,26 10:00 17847375,2 17,066 2051,73 868,42 73,22 1 10:30 18626567,7 17,808 2141,30 906,18 73,30 3 11:00 18415561,6 17,606 2117,04 895,90 73,79 01:00 18722654,8 17,900 2152,35 910,86 75,06 01:30 20323529,6 19,431 2336,38 988,77 75,21 2 02:00 19008328,7 18,173 2185,19 924,75 73,92 02:30 19058504,7 18,221 2190,96 927,19 75,69 09:30 19245581,8 18,400 2212,46 936,30 73,96 10:00 19130367,2 18,290 2199,22 930,70 74,73 1 10:30 16966191,2 16,221 1950,43 825,42 72,36 11:00 19178518,5 18,336 2204,75 933,04 73,86 4 01:00 17466260,8 16,699 2007,91 849,74 72,30 01:30 17734268,2 16,955 2038,72 862,77 73,94 189 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 2 02:00 16613063,2 15,883 1909,83 808,22 71,14 02:30 16356793,3 15,638 1880,37 795,75 71,02 09:30 16822277,2 16,083 1933,88 818,40 69,44 10:00 18606748,7 17,789 2139,02 905,21 74,02 1 10:30 19484060,3 18,628 2239,88 947,90 75,36 5 11:00 18697780,7 17,876 2149,49 909,64 73,34 01:00 16497969,6 15,773 1896,60 802,63 70,97 01:30 16594182,4 15,865 1907,66 807,30 71,27 2 02:00 16635302,7 15,904 1912,39 809,29 71,53 02:30 16091985,6 15,385 1849,93 782,88 69,16 La Tabla 6.10 permite conocer a que cantidad de combustible equivale la energía que se pierde en la HRSG, el coste que generaría la adquisición de este y la cantidad de CO2 que se emitiría por la combustión del mismo, además de conocer qué porcentaje de este le corresponde a la perdida por gases de la TG a la salida de la HRSG. La energía promedio total que se pierde en la HRSG es ( ), la cual equivale a consumir ( ), lo que generaría un costo de ( ), además que la combustión de este generaría ( ). Cabe aclarar que de todos estos valores el 73,7% corresponde a la energía que se pierde en los gases que salen de la HRSG, estos procedentes de la TG. 6.10 ANÁLISIS DE EFICIENCIA EMPLEANDO EL MÉTODO INDIRECTO Aplicando la metodología para el cálculo de la eficiencia de la caldera HRSG por el método indirecto descrito en el capítulo 3 y desarrollado en el capítulo 5, es posible comparar los valores de la eficiencia de la HRSG para dos turnos durante los 20 días de estudio. La siguiente tabla fue elaborada con los valores promedios de las mediciones realizadas en cada turno (durante dos hora se tomaban cuatro secciones de muestreo lo que nos permitió elaborar una base de datos de 160 muestra). Tabla 16 Valores promedios para la eficiencia de la HRSG para los dos turnos evaluados. Día Turno 1 Turno 2 % % 1 70,69 68,50 2 68,67 68,72 3 67,76 68,42 4 71,56 71,51 190 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 5 71,67 70,91 6 71,07 69,53 7 70,62 70,24 8 64,44 73,65 9 69,74 72,06 10 71,72 72,83 11 71,14 67,52 12 66,80 70,15 13 63,33 69,99 14 69,73 70,79 15 70,70 71,19 16 67,79 68,19 17 67,23 68,16 18 69,35 70,80 19 70,64 68,75 20 70,017 72,74 Ilustración 66 Eficiencia de la HRSG método indirecto. La Tabla 6.10 y el grafico 6.16 muestran los valores de la eficiencia de la HRSG promedios, por el método indirecto para cada turno durante los 20 días de estudio. Los valores de eficiencia en la mayoría de los casos, se mantiene estables debido 191 CAPÍTULO 6. RESULTADOS a que no se ve afectada por la generación de vapor. En el día 2 se puede observar que la variabilidad es prácticamente nula durante los dos turnos, en el cual la eficiencia se mantuvo alrededor del 68%. Otros casos similares se presentan durante los días 3, 4, 5, 15, 16, entre otros; donde la eficiencia varia muy poco manteniéndose en rangos muy estables. Mientras que en los días 8 y 13, mostrados en la gráfica, la varianza entre los turnos es significativa permitiéndonos esto inferir que durante el turno 2 de estos dos días el flujo de gases procedentes de la Turbina se incrementó. 6.11 ANÁLISIS COMPARATIVO ENTRE EL AIRE REQUERIDO PARA REALIZAR LA COMBUSTIÓN EN EL QUEMADOR AUXILIAR DE LA HRSG Y LA CANTIDAD DE AIRE PRESENTE EN LOS GASES DE TG, Y EL COSTE INNECESARIO QUE REPRESENTA UTILIZAR EL VTF. Este análisis permitirá determinar si es o no es necesario el empleo del VTF en la HRSG, y cuál sería el costo innecesario que se genera por el consumo de energía eléctrica de este equipo. Para esto es necesario inicialmente conocer la cantidad de aire que se requiere para la combustión en el quemador auxiliar y cuál es la cantidad de aire contenida en los gases de la TG. Para estimar estos flujos de aire se procede de la siguiente manera. Para el caso del aire requerido para la combustión en el quemador auxiliar, debemos conocer y posteriormente multiplicar los siguientes parámetros, flujo de combustible que se va a incinerar, el coeficiente de exceso de aire y el aire teórico requerido para la combustión del gas natural, parámetros que ya han sido determinados en el capítulo 5. Para conocer la cantidad de aire que contienen los gases procedentes de la TG, realizamos el siguiente procedimiento, multiplicamos el flujo de gases de escape de la TG por, una constante que equivale a 0.0471 y el %O2 presente en dichos gases. En las Tablas 6.12 podemos observar la cantidad de aire que circula en los gases procedentes de la combustión en la TG y quemador auxiliar en la HRSG, para los 20 días de estudio. Tabla 6.12 Aire disponible en los gases de la TG y el requerido para la combustión en el quemador auxiliar. Día Gases TG Gases de Combustión auxiliar Kg Aire/h Kg Aire/h 1 66695,492 50,256 192 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 2 70968,1589 96,153 3 64854,946 45,212 4 60305,321 31,531 5 55092,821 28,054 6 56360,486 45,937 7 49107,973 358,467 8 41878,975 252,667 9 58441,914 68,917 10 63704,619 282,080 11 53531,774 108,600 12 48432,455 9,827 13 48363,7221 35,909 14 51467,634 5,669 15 52484,169 48,073 16 51657,496 155,908 17 52679,085 16,581 18 50507,185 5,584 19 47231,744 102,238 20 45616,60 158,298 Ilustración 6.17 Proporción de aire en gases TG y requerido en Quemador auxiliar. 1000 900 800 700 600 500 400 300 200 100 0 Flujo de aire requerido 1 2 3 4 5 6 7 8 9 1011121314151617181920 en Quemador Auxiliar Dias Flujo de aire en gases TG (X100) En la Tabla 6.12 y la ilustración 6.17, es posible afirmar que el uso del VTF en la HRSG es innecesario, debido a que los gases de la TG contienen una cantidad de aire mucho mayor que la requerida para la combustión en el quemador auxiliar. 193 Flujo de aire (Kg/h) CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.11.1 CONSUMO INNECESARIO DE ENERGÍA ELÉCTRICA POR EL USO DEL VTF. Para esto es necesario conocer el costo unitario que se tiene por concepto de generación de energía eléctrica en cada turno, como se presenta en la tabla 6.13, y conociendo que el costo del gas natural que se consume en la empresa es 5,01 USD/KPC. Tabla 6.13 Costo unitario de la generación de energía eléctrica por hora. Día Turno Hora Consumo Potencia Índice de Costo Unitario GN TG generada consumo GN generación Kwh KPC/h Kw KPC/Kwh USD/Kwh 09:30 51,062 3718,75 0,01373115 0,06879 10:00 52,745 3920 0,01345556 0,06741 1 10:30 51,855 3963,75 0,01308243 0,06554 11:00 51,082 3736,25 0,01367219 0,06849 1 01:00 51,633 3806,25 0,01356542 0,06796 01:30 52,187 3955 0,01319537 0,06610 2 02:00 51,705 3823,75 0,01352222 0,06774 02:30 51,388 3920 0,01310936 0,06567 09:30 49,605 3710 0,01337081 0,06698 10:00 51,311 3579,75 0,01433375 0,07181 1 10:30 53,576 3838,75 0,01395682 0,06992 11:00 54,612 4033 0,01354138 0,06784 2 01:00 54,311 3894,25 0,01394664 0,06987 01:30 48,924 3413,25 0,01433375 0,07181 2 02:00 48,063 3524,25 0,01363804 0,06832 02:30 52,307 3589 0,01457429 0,07301 09:30 43,436 2886 0,01505072 0,07540 10:00 47,486 3293 0,0144203 0,07224 1 10:30 48,820 3348,5 0,01457985 0,07304 3 11:00 50,866 3635,25 0,0139926 0,07010 01:00 50,165 3598,25 0,01394155 0,06984 01:30 51,588 3726 0,01384557 0,06936 2 02:00 51,650 3744 0,01379559 0,06911 02:30 51,643 3807 0,01356542 0,06796 09:30 50,783 3717 0,01366242 0,06844 10:00 50,384 3383,25 0,01489236 0,07461 1 10:30 47,125 3120 0,01510426 0,07567 11:00 47,891 3276 0,01461889 0,07324 4 01:00 46,849 3100,5 0,01511023 0,07570 01:30 47,003 3061,5 0,01535307 0,07691 194 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 2 02:00 51,635 3771,25 0,01369179 0,06859 02:30 50,552 3675 0,01375586 0,06891 09:30 49,198 3404 0,01445302 0,07240 10:00 51,535 3607,5 0,01428553 0,07157 1 10:30 53,959 2930 0,01841628 0,09226 5 11:00 50,273 3570,5 0,01408024 0,07054 01:00 51,516 3727,5 0,01382054 0,06924 01:30 52,091 3885 0,01340835 0,06717 2 02:00 52,621 3902,5 0,01348405 0,06755 02:30 50,723 3710 0,01367219 0,06849 Ahora para determinar el consumo de energía alertica que se presenta por utilizar el VTF por hora, debemos realizar el producto de la potencia del motor del VTF, y el costo unitario por Kilovatio hora generado, el cual se encuentra en la tabla superior. Si la potencia del motor es de 148 Kw. Tabla 6.14 Costo innecesario por el uso del VTF en la HRSG. Día Turno Hora Costo Unitario Potencia Nominal del Consumo generación Kwh motor del VTF innecesario USD/Kwh Kw USD/h 09:30 0,06879305 148 10,18 10:00 0,06741234 148 9,97 1 10:30 0,06554298 148 9,70 11:00 0,0684977 148 10,13 1 01:00 0,06796275 148 10,05 01:30 0,06610879 148 9,78 2 02:00 0,0677463 148 10,02 02:30 0,06567789 148 9,72 09:30 0,06698777 148 9,91 10:00 0,0718121 148 10,62 1 10:30 0,06992369 148 10,34 11:00 0,06784233 148 10,04 2 01:00 0,06987265 148 10,34 01:30 0,0718121 148 10,62 2 02:00 0,06832657 148 10,11 02:30 0,07301718 148 10,80 09:30 0,07540412 148 11,15 10:00 0,07224568 148 10,66 1 10:30 0,07304504 148 10,81 3 11:00 0,07010291 148 10,37 195 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 01:00 0,06984716 148 10,33 01:30 0,06936633 148 10,26 2 02:00 0,06911591 148 10,22 02:30 0,06796275 148 10,05 09:30 0,06844872 148 10,13 10:00 0,0746107 148 11,04 1 10:30 0,07567236 148 11,19 11:00 0,07324065 148 10,83 4 01:00 0,07570228 148 11,20 01:30 0,07691887 148 11,38 2 02:00 0,06859586 148 10,15 02:30 0,06891687 148 10,19 09:30 0,07240963 148 10,71 10:00 0,07157049 148 10,59 1 10:30 0,09226557 148 13,65 5 11:00 0,07054203 148 10,44 01:00 0,06924089 148 10,24 01:30 0,06717581 148 9,94 2 02:00 0,06755507 148 9,998 02:30 0,0684977 148 10,13 6.12 ANÁLISIS DE AHORRO QUE SE PUEDE ALCANZAR SI SE REDUCE LA CANTIDAD DE TSD EN EL AGUA DE LA HRSG. Al observar el anexo 4, y conociendo las condiciones de operación de nuestra caldera de estudio, encontramos que la cantidad de solidos disueltos en el agua de la caldera se encuentra por encima de la permitida (3500ppm, medición actual y 3000pmm según anexo), generando esto perdidas térmicas y económicas. Para estimar cual sería la cantidad de energía que se está perdiendo en las purgas adicionales por el exceso de TDS, debemos aplicar la siguiente ecuación para las dos condiciones, condición actual y condición de diseño: ̇ 196 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Tabla 6.15 Cantidad de agua y energía que se pierde con las purgas innecesarias realizadas por el exceso de TDS en el agua de la HRSG. $ Día Turno Hora Purgas Gasto agua P.Energía GN Equiv. CO2 inne. equi. Equiv. Equiv. Kg/h Nm3/día KJ/h Nm3/día USD/día Kg/día 09:30 155,59 3,777 116764,7 75,88 13,42 136,34 10:00 159,65 3,876 120015,2 77,99 13,80 140,13 1 10:30 152,88 3,711 114823,1 74,62 13,20 134,07 11:00 154,01 3,739 115964,8 75,36 13,33 135,41 1 01:00 170,12 4,130 127684,2 82,97 14,68 149,09 01:30 165,32 4,014 124300,4 80,77 14,29 145,14 2 02:00 164,23 3,987 123097,8 79,99 14,15 143,73 02:30 164,23 3,987 123208,0 80,06 14,16 143,86 09:30 163,54 3,970 122556,4 79,64 14,09 143,10 10:00 164,00 3,981 123062,4 79,97 14,15 143,69 1 10:30 164,00 3,981 123060,0 79,97 14,15 143,69 11:00 168,51 4,091 126638,0 82,29 14,56 147,87 2 01:00 199,31 4,839 149921,5 97,42 17,23 175,05 01:30 190,65 4,628 143341,2 93,15 16,48 167,37 2 02:00 167,61 4,069 126017,6 81,89 14,49 147,14 02:30 167,61 4,069 125876,0 81,80 14,47 146,98 09:30 190,65 4,628 143339,5 93,15 16,48 167,37 10:00 167,61 4,069 125876,0 81,80 14,47 146,98 1 10:30 157,12 3,814 117999,9 76,68 13,57 137,78 3 11:00 160,14 3,888 120424,5 78,26 13,84 140,61 01:00 164,32 3,989 123596,3 80,32 14,21 144,32 01:30 156,35 3,796 117469,4 76,34 13,50 137,16 2 02:00 167,93 4,077 126284,1 82,06 14,52 147,45 02:30 164,56 3,995 123778,3 80,44 14,23 144,53 09:30 163,75 3,975 123171,6 80,04 14,16 143,82 10:00 163,66 3,973 122941,9 79,89 14,13 143,55 1 10:30 163,99 3,981 123080,2 79,98 14,15 143,71 11:00 157,08 3,813 117714,6 76,49 13,53 137,45 4 01:00 169,30 4,110 127041,5 82,56 14,60 148,34 01:30 165,65 4,022 124194,6 80,71 14,28 145,01 2 02:00 166,85 4,051 125144,3 81,32 14,39 146,12 02:30 161,79 3,928 121506,8 78,96 13,97 141,88 09:30 161,93 3,931 121533,4 78,98 13,97 141,91 10:00 134,72 3,271 101169,8 65,74 11,63 118,13 1 10:30 126,15 3,063 94601,4 61,48 10,88 110,46 5 11:00 166,94 4,053 125375,3 81,47 14,41 146,39 01:00 161,23 3,914 120887,8 78,56 13,90 141,15 01:30 158,24 3,842 118660,2 77,11 13,64 138,55 197 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 2 02:00 167,28 4,061 125494,9 81,55 14,43 146,53 02:30 198,21 4,812 148842,4 96,72 17,11 173,79 En la Tabla 6.15 podemos observar la cantidad de agua que es extraída innecesariamente, por la cantidad de solidos disueltos en el agua de la misma, que supera la cantidad recomendada (500ppm), por el anexo 4, lo que permite inferir que si se reduce la cantidad de solidos disueltos a la recomendada por el Anexo 4 (3000ppm de TDS), se puede ahorra un promedio de ( ), si la presión de operación de la caldera es 7bar encontramos que la entalpia de las purgas será de ( ), y a partir de esto se estimar la cantidad de energía promedio que se pierde, la cual es de ( ), que al dividirlo por el LHV del GN, es posible estimar la cantidad de GN equivalente a dicha energía perdida, ( ), y la cantidad de dinero equivalente para la compra de esta cantidad de combustible será,( ) , además esta cantidad de GN al incinerarlo emitiría (144,39 ). 6.12 IDENTIFICACIÓN DE FOCOS DE INEFICIENCIAS Con el análisis realizado preliminarmente en este capítulo podemos identificar cuáles son los principales focos de ineficiencia que podemos encontrar en la HRSG y cuáles serían las medidas que la dirección técnica debería tomar para reducir al máximo estas pérdidas, lo que permitirá aumentar la eficiencia de la misma. Los principales inconvenientes u focos de ineficiencia identificados en la central de cogeneración N01 de la empresa BIOFILM y en especial en la HRSG la cual es nuestro objeto de estudio son los siguientes.  El primer aspecto a resaltar y que es motivo de ineficiencia es la falta de un sistema adecuado de monitoreo en line (o SCADA, “Supervisory Control and Data Adquisition”), de los procesos de generación de energía eléctrica y térmica, y de algunos instrumentos de medición como es el caso de los medidores de flujo de gases de escape, Analizador de gases de escape entre otros. Esto nos permite inferir que la planta actualmente está dirigida a abastecer la demanda eléctrica y térmica de proceso, y no a la eficiencia, proporcionando esto muchas incertidumbres a la hora de conocer cuál es el comportamiento de la planta.  Continuando con la identificación de los principales focos de ineficiencia y para esto apoyando en los cálculos realizados en el capítulo 5; el análisis 198 CAPÍTULO 6. RESULTADOS realizado en el presente capitulo sección 6.9 y la Ilustración 6.15, es posible afirmar que un foco importante de perdida de energía y por ende causante de ineficiencia son las perdidas generales en la Caldera, desperdiciándose una cantidad de energía promedio equivalente a ( ), que correspondería a ( ) de combustible, generando esto perdidas económicas promedio de ( ), correspondiendo el 74% de estas pérdidas a las generadas por los gases de escape de la TG.  Basando en el análisis realizado en el presente capitulo sección 6.11, es posible afirmar que otro foco de ineficiencia que se encuentra en la HRSG, es el consumo eléctrico innecesario por parte del VTF, y que genera pérdidas económicas promedio de ( ), que al cabo de un año representaría ( ).  Al observar que el contenido de sólidos en suspensión en el agua de la caldera es 500 veces superior al recomendado por los constructores de calderas, para las condiciones de operación a la que opera está (ver Anexo 4.), se identificó que se está realizando una cantidad de purgas innecesarias que corresponden al orden de ( ⁄ ), la cual representa un promedio de ( ), construyéndose de esta manera en un foco de ineficiencia representativo, que al igual que en los demás caso es necesario corregir. En la siguiente tabla se presentan la cantidad de energía perdida y su equivalente en costos, consumo de combustible y emisiones de CO2, que se pueden ahorrar (parcialmente o totalmente), si se implementan las recomendaciones previas para cada caso. Tabla 17 Cantidad de energía y dinero que se están perdiendo en la generación de vapor. Cuantificación de pérdidas en HRSG Cantidad de Equivalente Equivalente Equivalente en Perdidas energía perdida en GN en $ emisiones CO2 promedio KJ/h 3Nm GN/Año USD/año Kg CO2/año Total perdidas (R,C,P y G) 188445918,2 6346.8 763390,8 143060,4 Uso innecesario de VTF 90285,41 199 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Por purgas innecesarias 123661,5 1021,52 5117,59 59181,11 Potencial de ahorro total 188569579,7 7368,32 7758793,8 202241,51 6.14 PROPUESTAS DE MEDIDAS DE AHORRO. Después de haber realizado el análisis estadístico, y descriptivos de los principales indicadores energéticos de la HRSG e identificar los principales focos de ineficiencia y potenciales de ahorros, fue posible realizar las siguientes recomendaciones que si son implementadas por parte de la empresa en este caso Biofilm, podrá alcanzar un ahorro del 1,54% de las perdidas actuales, que correspondería a (119226,48 USD/año). Estas medidas son las siguientes:  La adquisición e instalación de un sistema SCADA , Hablamos de una aplicación software diseñada principalmente para ser instalada en ordenadores encargados de supervisar el control de producción, gestionar las alarmas producidas, así como tratamiento de datos, proporcionando comunicación con los dispositivos del proceso (controladores, PLC`s, etc.) y controlando el proceso de forma automática desde la pantalla del ordenador. La comunicación entre los distintos elementos involucrados en el sistema, se debe realizar mediante buses especiales o redes LAN. Todo este proceso se efectúa, normalmente, en tiempo real, y están diseñados para dar al operador de planta la posibilidad de supervisar y controlar dichos procesos. Estos bloque Software que permiten las actividades de adquisición, supervisión y control son los siguientes. Configuración: permite al usuario definir el entorno de trabajo de su SCADA, adaptándolo a la aplicación particular que se desea desarrollar. Interfaz gráfico del operador: proporciona las funciones de control y supervisión de la planta al operador. El proceso se representa mediante sinópticos gráficos almacenados en el ordenador de proceso y generados desde el editor incorporado en el SCADA o importados desde otra aplicación durante la configuración del paquete. Módulo de proceso: ejecuta las acciones de mando pre programadas a partir de los valores actuales de variables leídas. Gestión y archivo de datos: se encarga del almacenamiento y procesado ordenado de los datos, de forma que otra aplicación o dispositivo pueda tener acceso a ellos. 200 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Comunicaciones: se encarga de la transferencia de información entre la planta y la arquitectura hardware que soporta el SCADA, y entre ésta y el resto de elementos informáticos de gestión. Un ejemplo de cómo sería un sistema SCADA es el mostrado a continuación: Ilustración 67 Ejemplo de un sistema SCADA. Fuente [SISTEMA DE CONTROL DE PLANTA DE COGENERACIÓN]  Compra e instalación de los diferentes equipos de control que hacen falta (en este caso son medidores de flujo de agua alimentar, de gases de escape y analizador de los mismos). Para esto recomendamos instalar el siguiente medidor de flujo de líquidos y/o gases y Analizador de gases de combustión: 201 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Ilustración 68 Rotámetro metálico para grandes caudales (líquidos, gases y vapor). Características técnicas Instalación: rosca o brida ½" a 4”. Rango: 25 a 10.000 l/h agua; 0.84 a 1510 m3/h aire. Exactitud ±1% y ±2% fondo de escala. Construcción Cuerpo y Flotante: Inox, Hastelloy, Titanio; Sellos: Vitón. Apto de - 40 a 215 ºC. Y 100 bares. Opciones: 1- Provisto de válvula reguladora y Alarma 2- Salida proporcional 4-20 mA 3- Apto Zona Ex 4- Transmisores con Protocolo Hart programables mediante control remoto, con o sin Alarmas y Salida de pulsos para Totalizar 5- Para fluidos corrosivos o criogénicos apto -20 a 315ºC y 400 bares con Alarma y Transmisor opcional. 202 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Ilustración 69 Analizador de combustión, gas ambiente y emisiones (IP65, RS485 I FGA II). Ilustración 70 Características físicas y monitoreo del analizador. Fuente [ http://www.landinst.com/products/ ] 203 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Es un equipo de Tecnología avanzada de CEM, permitiendo esto que las medidas sean realizadas con una alta exactitud y una alta confiabilidad, además permite esto satisfacer los requisitos reguladores de hoy. Se pueden realizar El monitoreo continuo de las emisiones de FGAII, ya que este equipo utiliza la tecnología de sensor dual avanzada (ADST), lo que permite medir componentes específicos del humo. Características principales Sistema totalmente integrado Hasta 7 gases en un analizador compacto Amplio rango de medición, De 0 a 10 ppm hasta 0 - 50.000 ppm Capacidad de diagnóstico remoto Construido en hardware y software para el diagnóstico remoto y la configuración del sistema Ampliamente aceptada, el rendimiento de la certificación Cumple con los últimos estándares de control Fácil instalación y mantenimiento No requiere conocimientos especializados o la formación, todo el mantenimiento llevado a cabo en el lugar La más alta medición del desempeño ADST ultra-bajo tecnología de medición de la deriva Medida total de NOx (NO + NO2) Sensores separados para el verdadero control de NOx Registrar y almacenar datos sobre las emisiones vitales Interna función de registro de datos  La instalación de un calentador o economizador en la chimenea que permita aprovechar parte de la energía que poseen los gases de escape. para precalentar el agua de alimentación la cual ingresa a la caldera a una temperatura promedio de (74,2 ⁰C). Al realizar el cálculo de esta propuesta en el capítulo 5, sección 5.12 y 5.13, se pudo determinar que al instalar un intercambiador de calor en la chimenea de la caldera que permita llevar la temperatura del agua de alimentación de (74,2 hasta 95 ⁰C), permitiría ahorra una cantidad de energía del orden de los 575647,73 KJ/h. el intercambiador requerido para esta aplicación según los cálculos previos realizados debe tener las siguientes características, debe ser un Intercambiador abierto con tubos en la dirección del fluido (ver Ilus.6.22), material de acero inoxidable 316, y un área de intercambio de calor mínima de 37,97 m2 y máxima de 196,77m2. El cual generaría un costo de 57286,48 USD. 204 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Ilustración 71 Intercambiador de calor. Fuente [Economizadores industriales] Ilustración 6.22 Instalación típica  Instalar una extracción en el conducto que conecta la TG con la HRSG, el cual estará destinado a suplir la demanda de aire del proceso de combustión del quemador auxiliar. 205 CAPÍTULO 6. RESULTADOS Esta debe tener las siguientes características: Acero Inoxidable - AISI 316 Tubo, Dimensiones: 1 m, Diámetro exterior: 127 mm, Espesor de pared: 2 mm, Diámetro interior: 123 mm, Temple: Recocido. De dos pases. Costo 445 USD  Reducir los niveles de TSD en el agua de la HRSG, con el fin de evitar purgas innecesarias, que conlleven a una pérdida de energía más alta de la permisible. El costo para tratar el agua es de 0,001USD/Lt, y para tratar 4014 Lt/día, generaría un costo anual de 1445,04 USD. En la siguiente tabla se encuentra la descripción del coste generado por la implementación de estas medidas. Tabla 18 Coste de inversión. MEDIDA O EQUIPO COSTE EN USD SCADA 650 INSTRUMENTOS 4012,43 INTERCAMBIADOR DE CALOR 57286,46 EXTRACCIÓN 445 DISMINUCIÓN DE TSD 1445,04 TOTAL INVERSIÓN 63838,93 Para conocer el tiempo de retorno de la inversión procedemos de la siguiente manera: Conociendo que el ahorro obtenido mensualmente por implementar las medidas anteriormente planteada es de 9935,54 USD/mes. Y según el esquema presentado abajo podemos observar que al cabo de 7 meses se tendría el retorno de la inversión. 206 CAPÍTULO 6. RESULTADOS 6.15 CONCLUSIONES a. Con la reestructuración de la metodología que se encuentra en la norma ASME PTC 4.4, se calcularon los principales indicadores de la HRSG, empleando el método directo e indirecto, los cuales permitieron evaluar el comportamiento de las mismas. Permitiendo esto identificar los principales focos de ineficiencia que en este caso son los siguientes; Con un 74% de las pérdidas totales de la HRSG (en este caso Radiación, Convección, Purgas y Gases de escape), los gases de escape procedentes de la TG, representa el foco de ineficiencia más representativo, además fue posible identificar luego de hacer el análisis comparativo de la cantidad de aire que contienen los gases de escape de la TG y el requerido para la combustión suplementaria que se está realizando un gasto innecesario de energía eléctrica por el uso inadecuado del VTF en la HRSG, generando esto gastos por concepto de consumo eléctrico de 7523,78 USD/mes. Y por último y no menos importante hace falta un sistema de supervisión Online, y algunos equipos, que no permite tener un control adecuado del proceso. b. A partir del análisis estadístico y descriptivo realizado a los principales indicadores de la HRSG, e identificar el potencial de ahorro que en este caso es de 7758793,8 USD/año, y los diferentes focos de ineficiencia que generan estas pérdidas, se determinaron una serie de propuestas de medidas de ahorro, las cuales permitirán hacer un uso racional y eficiente de los energéticos consumidos y generados (CN, electricidad y Vapor), estas medidas son las siguientes; Instalar un economizador a la salida de los gases en la HRSG, con el fin de aprovechar parte de la energía que estos poseen, para elevar la temperatura del agua de alimentación, instalar una extracción que permita satisfacer la demanda de aire del quemador auxiliar con el aire que contienen los gases de escape de la TG, reducir los niveles de TSD en el agua de la HRSG hasta los niveles recomendados y por último realizar la implementación de un sistema SCADA, e instrumentos de medición faltantes. c. Luego de haber identificado el potencial de ahorro, y seleccionado las medidas correspondientes, se realizó la evaluación de cuanto seria el ahorro alcanzado por la implementación de dichas medidas, que en nuestro caso sería de 1,56% el potencial de ahorro identificado que correspondería a ahorrar 119226,48 USD/año. Requiriendo estas medidas una inversión de 63838,93 USD, la cual sería recuperada al cabo de 7 meses de haber realizado la implementación. 207 CAPÍTULO 6. RESULTADOS d. En general para aumentar la eficiencia de un generador de vapor y hacer un uso eficiente de la energía se deben seguir las recomendaciones que se encuentran en el anexo 6, Y la norma ISO 500001, la cual brinda todas las herramientas técnicas necesarias para la implementación de un sistema de uso eficiente de la energía. 208 BIBLIOGRAFÍA BIBLIOGRAFÍA Artículos científicos y tecnológicos, revistas arbitradas y otras publicaciones. [1]. H. RUDNICK, R. MORENO, H. TAPIA, C. TORRES. Abastecimiento de Gas Natural. 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Tabla de conversiones Para convertir a Multiplicar por Área Pie cuadrado ( ) Metros cuadrados ( ) 0,09290 Pulgadas cuadradas ( ) Milímetros cuadrados ( ) 645,2 Pulgadas cuadradas ( ) Metros cuadrados ( ) 0,0006452 Yardas cuadradas ( ) Metros cuadrados ( ) 0,8361 Volumen Pulgadas cubicas ( ) Metros cúbicos ( ) 0.00001639 Pie cubico ( ) Metros cúbicos ( ) 0,02832 Yardas cubicas ( ) Metros cúbicos ( ) 0,7646 Galón ( ) Litro ( ) 4,546 Galón ( ) Metros cúbicos ( ) 0,003785 Fuerza Kilopontio ( ) Kilogramo fuerza ( ) 453,6 Kilopontio ( ) Newton ( ) 4448 Libra ( ) Kilogramo fuerza ( ) 0,4536 Libra ( ) Newton ( ) 4,448 Presión o Tensión Kilopontios/Pulgadas cuadradas Mega pascales ( ) 6,895 ( ) Libra/Pie cuadrado ( ) 214 ANEXOS Kilopascal ( ) 0,04788 Libra/Pie cuadrado ( ) Kilopascal ( ) 6,895 Bares ( ) Libra/Pie cuadrado ( ) 14.503 Milímetros de Hg ( ) Libra/Pie cuadrado ( ) 193367 Atmosfera técnica ( ) Libra/Pie cuadrado ( ) 14,2233 Energía (Calor y Trabajo) Kilo joule ( ) Kilo watt pro hora ( ) 0,0002777 Kilo joule ( ) Hourse Power/hora ( ) 0,00037506 Kilo joule ( ) British ( ) 0,9478171 British ( ) Kilo joule ( ) 1,0555056 British ( ) Kilo watt pro hora ( ) 0,000293071 British ( ) Hourse Power/hora ( ) 0,00039301 Kilo watt pro hora ( ) Kilo joule ( ) 3600 Kilo watt pro hora ( ) British ( ) 3412,1416 Hourse Power/hora ( ) Kilo joule ( ) 2684,5195 Hourse Power/hora ( ) British ( ) 2544,3346 Potencia Kilo watt ( ) British por hora ( ⁄ ) 3412,1416 Kilo watt ( ) 1,3410221 Horse Power ( ) 215 ANEXOS Kilo watt ( ) Cavallos de vapor métricos 1,3596216 ( ) Kilo watt ( ) British por hora ( ⁄ ) 0,00029307 Horse Power ( ) 0,00039301 British por hora ( ⁄ ) Cavallos de vapor métricos ( ) 0,00039847 British por hora ( ⁄ ) Cavallos de vapor métricos Kilo watt ( ) ( ) 0,7354988 Cavallos de vapor métricos ( ) Horse Power ( ) 0,9863201 Temperatura Grados Celsius ( ) Grados Fahrenheit ( ) Grados Celsius ( ) Grados Kelvin ( ) Grados Fahrenheit ( ) Grados Celsius ( ) ( ) Grados Fahrenheit ( ) Grados Kelvin ( ) ( ) Grados Rankine ( ) Grados Fahrenheit ( ) 216 ANEXOS Anexo 2 Tabla de calores específicos y constantes de gases. Tabla de calores específicos y Constantes de gases a baja presión Gas M CP CV CP CV R R Argón (A) 39,950 0,1244 0,047 0,4215 0,3132 1,666 38,69 208,19 Helio (He) 4,003 1,241 0,745 5,2028 3,1233 1,666 386,04 2077,67 Mercurio (Hg) 200,61 0,0248 0,0148 0,1039 0,0624 1,666 7,703 41,45 Neon (Ne) 20,183 0,246 0,1476 1,0313 0,6188 1,666 76,57 412,10 Xenon (Xe) 131,30 0,0378 0,0227 0,1585 0,0952 1,666 11,77 63,34 Aire 28,970 0,24 0,1778 1,0061 0,7186 1,4 53,342 287,08 Cloro (Cl2) 70,914 0,1144 0,0864 0,4796 0,3622 1,324 21,791 117,28 Fluor (F2) 38 0,197 0,1447 0,8259 0,6066 1,36 40,67 218,88 Anexo 3 Equivalencia de los consumos en ecopuntos. Fuente [http://www.eup.uva.es/emisionesco2/MetodologiaAplicadaenelestudiorealizado/Indicadoresdesegundonivelodesos tenibilidad.htm] 217 ANEXOS Anexo 4 Valores Máximos permisibles de TSD según sociedad Americana de Fabricantes de calderas. 218 ANEXOS Anexo 5a Medidas de ahorros según sociedad Americana de Fabricantes de calderas. 219 ANEXOS Anexo 5b Medidas de ahorros según sociedad Americana de Fabricantes de calderas. 220 ANEXOS Anexo 6 Temperatura de roció de los humos procedentes de la combustión del gas natural, en función del exceso de aire y de la humedad relativa del comburente. 221 ANEXOS Anexo 7a Guía de selección de intercambiadores de calor[67]. 222 ANEXOS Anexo 7b Guía de selección de intercambiadores de calor [67]. 223 ANEXOS Anexo 8 tablas de variables turbina. VARIABLES TURBINA Temperatura Temperatura Presión de Flujo Másico Temperat Presion Día Turno Hora de aire a la de gases a la descarga de GN potencia ura de de GN %O2 entrada del salida de la del Quemador Activa GN compresor cámara de compresor Principal combustión ⁰C ⁰C Psi Kg/h Kw ⁰C Psi 09:30 13 403,5 139,2 996,79 3718,75 34,1 227,74 17,1 10:00 12,8 404 139,2 1029,64 3920 32,7 226,95 17 1 10:30 13,1 405,7 140,65 1012,26 3963,75 33,3 226,64 16,9 11:00 13,6 405,4 139,2 997,18 3736,25 33 226,48 16,8 01:00 13,6 404 139,2 1007,93 3806,25 34,1 226,95 17,05 01:30 13,2 404,6 139,6 1018,75 3955 33,5 225,69 17,1 2 02:00 12,5 413,4 140,01 1009,34 3823,75 28,3 226,32 17,1 02:30 13,1 416,1 140,03 1003,15 3920 32,3 226,95 16,9 09:30 12,4 421,9 140,25 968,35 3710 30,8 226,95 17 10:00 13,5 424,8 140,5 1001,64 3579,75 29,3 227,43 17,2 1 10:30 11,9 441,7 142,6 1045,87 3838,75 32,5 226,8 17,4 11:00 12,1 347,2 143,2 1066,08 4033 33,3 226,8 17,1 01:00 13 431,6 141,6 1060,21 3894,25 28,5 227,11 16,9 01:30 12,8 411,4 139,9 955,05 3413,25 33,1 228,37 17,5 2 02:00 11,6 430,3 142,7 938,253 3524,25 32,2 228,37 17,2 02:30 13,4 401,5 139,2 1021,08 3589 29,8 228,06 17,3 09:30 12,5 403,5 139,4 847,92 2886 30,4 230,26 17,3 10:00 12,8 426 141,9 926,97 3293 32,3 228,69 17 1 10:30 13,1 426 142,4 953,02 3348,5 29,5 228,84 17 11:00 13,6 410,4 141.3 992,96 3635,25 31,3 228,06 16,8 01:00 13,8 403,1 139,3 979,27 3598,25 33,6 227,58 17,1 224 09/05/201 08/05/2012 07/05/2012 2 ANEXOS 01:30 12,6 411,11 139,1 1007,05 3726 28,4 227,74 17,2 2 02:00 12,7 406,38 140,5 1008,27 3744 30 227,27 16,9 02:30 11,9 428,05 139,8 1008,13 3807 34,1 226,8 17,1 09:30 12,5 457,63 139,7 991,33 3717 29,1 227,43 17 10:00 13,2 492,22 140,6 983,55 3383,25 31,4 229,00 17,1 1 10:30 13,7 501,25 140 919,93 3120 33,3 229,32 16,8 11:00 13,3 505 139 934,88 3276 28,7 229,63 17,2 01:00 13 492,91 139,3 914,54 3100,5 31,6 229,95 16,9 01:30 12,6 448,88 139,6 917,55 3061,5 34,3 229,32 17,1 2 02:00 13,13 501,25 147,63 1007,96 3771,25 32,22 225,54 16,2 02:30 12,03 495,41 147,63 986,83 3675 32,5 227,43 16,2 09:30 14,3 492,77 147,63 960,39 3404 27,36 226,64 16,2 10:00 13,13 499,30 147,93 1006,014 3607,5 29,86 228,06 16,8 1 10:30 11,61 493,19 147,93 1053,34 2930 29,86 228,53 16,8 11:00 13,01 485,55 147,93 981,38 3570,5 29,58 228,21 16,8 01:00 12,65 496,52 147,82 1005,64 3727,5 31,8 226,95 16 01:30 11,73 496,25 147,82 1016,87 3885 32,08 226,64 16 2 02:00 13,01 474,72 147,82 1027,22 3902,5 32,84 226,8 16 02:30 12,46 473,61 147,17 990,178 3710 31,53 227,58 15,8 09:30 12,16 484,72 147,17 1013,918 3858,75 28,33 226,48 15,8 10:00 13,81 486,11 147,17 1001,510 3771,25 29,58 226,95 15,8 1 10:30 12,1 496,94 145,6 1011,361 3797,5 29,3 227,11 16,9 11:00 12,03 459,58 145,6 1018,531 3920 30,06 226,64 16,9 01:00 14,11 458,88 145,6 1012,650 3867,5 31,8 226,64 16,9 01:30 12,89 479,72 142,77 1009,626 3876,25 32,08 226,95 16,8 2 02:00 12,16 438,75 142,77 568,282 2130 32,08 227,11 16,8 02:30 14,11 449,02 142,77 977,566 3657,5 29,58 227,43 16,8 09:30 13,01 473,75 143,65 978,273 3683,75 29,05 227,92 16,1 10:00 12,1 472,08 143,65 993,679 3753,75 29,58 227,11 16,1 1 10:30 13,99 464,72 143,65 1010,907 3850 29,96 226,8 16,1 11:00 13,2 494,02 145,42 1013,046 3850 30,35 226,8 16,1 2 01:00 12,77 489,44 145,42 1008,403 3867,5 30 226,95 16,1 225 14/05/201 11/05/2012 10/05/2012 2 ANEXOS 01:30 13,2 482,03 145,42 1010,846 3885 31,38 226,8 16,1 02:00 12,89 481,38 145,03 1002,089 3850 30 226,8 15,2 02:30 12,22 455,69 145,03 1004,717 3858,75 28,19 227,11 15,2 09:30 13,99 435,55 145,03 938,638 1900 29,3 230,78 15,2 10:00 12,89 449,44 140,3 898,931 3150 29,02 229,79 15,8 1 10:30 11,97 438,61 140,3 485,709 1730 29,3 228,69 15,8 11:00 13,38 432,91 140,3 851,126 3100 29,86 228,06 15,8 01:00 13,13 498,75 145,14 996,222 3644,5 30,41 227,90 15,7 01:30 11,97 491,25 145,14 982,881 3626 31,11 228,06 15,7 2 02:00 13,68 461,66 145,14 980,965 3524,25 31,8 227,11 15,7 02:30 12,54 487,36 144,23 1008,436 3700 31,11 227,90 16,07 09:30 12,4 470,18 144,23 1003,171 3727,75 28,75 227,74 16,07 10:00 13,62 466,11 144,23 1058,052 3848 28,88 226,95 16,07 1 10:30 12,65 497,22 146,44 832,711 3120 29,58 227,43 17,8 11:00 12,22 495,69 146,44 552,470 2030 30,97 227,11 17,8 01:00 14,17 493,61 146,44 996,760 3972,5 30,83 228,06 17,8 01:30 12,95 494,44 147,38 1026,732 4016,25 32,22 227,43 16,07 2 02:00 12,16 495,55 147,38 1022,670 3911,25 31,8 227,74 16,07 02:30 13,56 486,25 147,38 1029,069 3981,25 31,11 227,27 16,07 09:30 13,01 497,22 147,43 1021,655 3937,5 29,44 227,74 16,07 10:00 12,71 497,5 147,43 1016,501 3946,25 29,58 228,06 16,07 1 10:30 13,75 493,19 147,43 1016,298 3955 30 227,43 16,07 11:00 13,2 502,08 146,99 1009,739 3920 31,25 227,74 17,4 01:00 12,22 457,63 146,99 1016,150 3946,25 30 227,43 17,4 01:30 14,05 476,52 146,99 1041,581 3937,5 33,33 227,11 17,4 2 02:00 13,07 492,91 146,26 1036,745 4051,25 31,94 227,43 16,5 02:30 12,22 490 146,26 1119,779 3400 31,75 226,58 16,5 09:30 14,17 487,63 146,26 1037,710 4042,5 28,47 226,64 16,5 10:00 13,2 502,91 147,1 1041,918 4033,75 29,16 226,8 16,07 1 10:30 12,52 495,69 147,103 1027,084 4016,25 29,16 226,64 16,07 11:00 14,36 491,11 147,1 1034,285 4025 29,72 226,64 16,07 2 01:00 13,01 504,72 146,68 1036,397 3963,75 32,63 226,95 16,07 226 18/05/201 17/05/2012 16/5/12 15/05/2012 2 16 17/ ANEXOS 01:30 12,34 494,3 146,68 1025,870 3981,25 32,22 227,11 16,07 02:00 11,73 287,91 90,51 1027,245 3928,75 30,27 226,8 16,07 02:30 12,34 424,72 90,51 1022,993 3955 30 227,27 16,07 09:30 12,22 428,05 140,65 1031,930 3981,25 28,05 227,11 16,07 10:00 12,95 362,77 140,65 1042,483 4086,25 28,61 226,8 16,07 1 10:30 12,22 484,02 143,8 883,901 3390 29,44 227,21 16,07 11:00 12,28 475 143,8 800,129 2940 29,86 228,69 16,07 01:00 12,83 474,86 144,17 958,049 3370 30,41 230,10 16,07 01:30 12,03 486,38 144,17 973,627 3400 31,11 230,26 16,07 2 02:00 13,32 477,63 144,17 947,356 3260 30,27 230,26 16,07 02:30 12,87 501,52 144,17 943,382 3240 30,27 230,10 16,07 09:30 12,1 360,83 144,17 907,857 3090 29,25 231,21 16,07 10:00 12,22 232,08 144,17 1050,930 3870 29,58 228,53 16,07 1 10:30 13,68 471,25 51,63 940,837 3230 29,86 229,79 16,07 11:00 13,13 488,61 151,29 943,214 3290 30,13 230,26 16,07 01:00 12,58 486,11 151,29 950,097 3300 30,27 230,10 16,07 01:30 13,87 483,19 151,29 899,891 2970 31,11 230,42 16,07 2 02:00 13,01 486,52 151,11 885,684 2840 31,52 231,2 16,07 02:30 12,16 484,3 151,11 991,588 3480 30,55 229,79 16,07 09:30 13,44 478,61 151,11 928,332 3090 28,47 230,26 16,07 10:00 12,95 486,11 151,52 939,202 3310 28,19 229,79 16,07 1 10:30 12,4 485,97 151,52 1037,012 3670 29,44 228,84 16,07 11:00 13,93 484,44 151,52 1031,213 3981,25 28,19 226,64 16,07 01:00 11,89 497,36 144,68 1027,499 3946,25 31,66 227,11 16,07 01:30 12,1 482,58 144,68 1018,754 3955 27,03 227,43 16,07 2 02:00 13,13 485,83 144,68 1033,818 4016,25 30,55 226,8 16,07 02:30 12,46 491,94 151,58 1040,106 3937,5 30,27 227,27 16,07 09:30 12,52 485,27 151,58 1027,540 3998,75 28,61 227,43 16,07 10:00 13,26 485,83 151,58 1042,373 4042,5 29,86 226,8 16,07 1 10:30 12,65 493,61 150,54 1011,294 3928,75 28,75 227,58 16,07 11:00 12,52 490,27 150,54 1021,714 3963,75 30,13 227,11 16,07 2 01:00 13,93 485,41 150,54 1019,600 3963,75 30,18 226,8 16,07 227 24/05/201 23/05/2012 22/05/2012 21/05/2012 2 ANEXOS 01:30 12,95 495,83 150,29 1017,025 3893,75 31,66 227,11 16,07 02:00 12,58 488,88 150,29 1037,337 3981,25 30,13 227,11 16,07 02:30 13,44 490,27 150,29 1038,166 3990 30,55 226,64 16,07 09:30 12,95 434,16 148,85 1014,445 3928,75 28,61 227,11 16,07 10:00 12,4 411,11 148,85 1040,143 3972,5 28,19 227,11 16,07 1 10:30 13,87 436,25 148,85 1051,278 4147,5 29,44 226,48 16,07 11:00 13,5 442,91 142,76 880,822 3390 29,72 227,00 16,07 01:00 12,52 430,69 142,76 1019,174 3937,5 30,69 227,11 16,07 01:30 13,93 422,22 142,76 1045,073 4095 31,52 226,48 16,07 2 02:00 12,03 424,16 143,17 1037,863 3970,75 31,66 226,8 16,07 02:30 11,97 448,75 143,17 996,856 4025 27,36 227,27 16,07 09:30 13,07 419,44 143,17 1040,091 4095 27,22 226,64 16,07 10:00 12,71 430,41 143,07 1012,731 3911,25 29,72 227,43 16,07 1 10:30 11,55 429,3 143,07 1025,932 4033,75 28,88 227,11 16,07 11:00 13,07 407,77 143,07 1023,706 4025 30 226,8 16,07 01:00 12,58 410,27 142,51 1030,380 3998,75 31,25 227,27 16,07 01:30 12,03 437,91 142,51 1039,341 4060 31,11 226,8 16,07 2 02:00 13,5 418,61 142,51 1032,404 3990 30,41 226,95 16,07 02:30 12,65 436,38 143,55 1040,972 3981,25 30,69 226,8 16,07 09:30 12,46 448,05 143,55 1041,435 3990 28,75 227,11 16,07 10:00 12,95 487,22 143,5 794,320 2300 27,5 231,05 16,07 1 10:30 12,1 490,97 139,71 968,122 3631,25 29,16 227,74 16,07 11:00 11,91 481,38 139,71 989,891 3727,5 29,44 227,11 16,07 01:00 13,56 482,22 139,71 1038,270 3998,75 28,33 227,11 16,07 01:30 12,83 495,97 145,88 1018,287 3841,25 30,83 227,43 16,07 2 02:00 12,4 490,41 145,88 1022,616 3885 30,41 226,8 16,07 02:30 14,85 490 145,88 1032,661 3955 30,41 226,8 16,07 09:30 12,28 502,5 144,43 1031,591 3902,5 26,66 226,95 16,1 10:00 11,73 486,94 144,43 1026,601 3885 27,91 226,95 16,1 1 10:30 12,46 486,25 144,43 1026,147 3806,25 28,33 226,95 16,1 11:00 12,65 488,05 150,58 1014,892 3893,75 28,194 227,43 16,3 2 01:00 12,22 492,91 150,58 957,812 3070 30,55 229,32 16,3 228 29/05/2012 28/05/2012 25/05/2012 ANEXOS 01:30 13,26 492,91 150,58 701,675 1790 33,75 232,62 16,3 02:00 12,46 489,58 149,79 725,726 1900 30,138 232,31 16,07 02:30 11,85 492,5 149,79 718,815 1800 28,33 232,31 16,07 09:30 13,44 490,97 149,79 748,526 2050 26,94 232,47 16,07 10:00 12,89 368,47 141,06 735,411 1950 28,75 232,62 17,8 1 10:30 12,52 492,22 141,06 704,528 1700 29,3 232,31 17,8 11:00 13,62 493,61 141,06 709,875 1770 28,47 232,62 17,8 01:00 12,71 499,72 147,47 680,404 1650 30,97 232,47 16,07 01:30 11,97 493,05 147,47 691,247 1680 31,25 232,31 16,07 2 02:00 14,23 490,97 147,47 714,227 1800 30,27 232,31 16,07 02:30 12,46 499,16 149,91 862,096 2680 32,36 231,05 16,07 Anexo 9 Tabla variables HRSG. VARIABLES HRSG Temperatura de Temperatura de Flujo de Temperatura Presión de Flujo de Temperatura %O2 Día Turno Hora gases TG a la gases a la salida vapor vapor operación GN. HRSG agua HRSG salida de la de la HRSG HRSG alimentar HRSG lado Convencional ⁰C ⁰C Kg/h ⁰C Psi Kg/h ⁰C 09:30 188,5 116 7426,32 159,71 126,73 0,2682 76,15 2,2 10:00 187,5 122,66 7620,36 160,23 127,57 0,3414 72,06 2,15 1 10:30 189,6 122,66 7296,96 160,33 127,13 0,2682 68,48 2,3 11:00 189,6 122,66 7351,08 159,613 128,41 6,0726 69,76 2,24 01:00 204,44 122,66 8120,03 160,53 126,78 0,3170 69,76 2,1 01:30 204,44 122,66 7890,96 159,61 127,67 10,9999 74,87 2,2 2 02:00 204,44 122,66 7838,79 161,36 126,11 0,2688 76,15 2,3 229 07/05/2012 01/06/2012 2 ANEXOS 02:30 204,44 122,66 7838,79 160,43 126,56 2,9753 77,43 2,1 09:30 204,44 122,66 7805,87 157,86 126,01 0,2194 72,32 2,2 10:00 204,44 122,66 7827,82 155,70 126,67 37,1918 75,51 2,3 1 10:30 204,44 122,66 7827,82 160,02 126,66 2,1217 77,43 2,4 11:00 204,44 122,66 8042,84 159,81 127,45 0,2926 73,6 2,2 01:00 204,44 122,66 9513,35 161,15 127,89 0,1951 71,68 2,1 01:30 204,44 122,66 9099,72 154,16 127,67 0,3902 71,04 2,3 2 02:00 204,44 122,66 7999,97 153,75 127,67 0,2682 72,32 2,2 02:30 204,44 122,66 7999,97 160,74 127,1 0,2681 72,96 2,2 09:30 204,44 124 9099,97 147,69 127,65 0,2682 73,6 2,3 10:00 204,44 122,66 7999,97 151,80 127,1 0,9755 72,32 2,4 1 10:30 204,44 122,66 7499,41 156,11 127,1 14,4377 73,6 2,3 11:00 206,66 122,66 7643,40 157,25 127,77 0,3170 73,6 2,1 01:00 204,44 122,66 7843,02 155,50 127,88 0,3414 72,32 2,4 01:30 204,44 122,66 7462,45 160,33 127,32 2,2924 72,32 2,2 2 02:00 204,44 122,66 8015,31 160,02 127,77 0,3414 86,37 2,1 02:30 204,44 122,66 7854,57 159,40 127,88 0,2926 83,82 2,3 09:30 204,44 122,66 7816,07 159,51 127,88 0,2682 85,1 2,3 10:00 204,44 122,66 7811,65 152,93 127,22 2,1217 81,26 2,2 1 10:30 204,44 122,66 7827,24 147,48 126,78 0,2438 83,18 2,1 11:00 204,44 121 7497,49 151,39 126,01 0,2682 88,93 2,3 01:00 204,44 121 8080,76 149,13 126,68 0,4145 82,54 2,1 01:30 204,44 121 7906,74 146,97 126,23 0,0731 82,54 2,3 2 02:00 201,66 121 7963,72 159,51 126,45 9,6820 83,82 2,56 02:30 201,66 122,66 7722,13 160,43 127,11 0,2438 86,37 2,55 09:30 201,66 122,66 7728,87 153,85 126,78 0,2682 30,15 2,54 10:00 201,66 122,66 6430,07 158,27 127,07 0,2682 76,15 2,52 1 10:30 204,44 122,66 6021,40 156,94 126,34 0,2438 76,15 2,56 11:00 204,44 122,66 7968,15 155,60 127,1 0,2438 81,26 2,57 01:00 204,44 122,66 7695,76 159,10 12626 0,2434 80,75 2,57 01:30 204,44 119,33 7552,93 158,38 126,32 7,3896 81,26 2,54 2 02:00 204,44 122,66 7984,13 159,92 126,57 0,2682 81,26 2,55 230 11/05/2012 10/05/2012 09/05/2012 08/05/2012 5 4 3 2 ANEXOS 02:30 204,44 122,66 9460,41 160,025 127,05 2,8777 81,27 2,58 09:30 198,88 119,33 6847,47 160,03 127,77 2,8778 79,35 2,61 10:00 204,44 119,33 7909,25 160,13 127,66 0,1219 78,71 2,57 1 10:30 204,44 122,67 7672,47 159,92 127,14 0,2927 79,22 2,54 11:00 198,88 121 7781,04 159,92 127,99 0,2439 76,16 2,63 01:00 198,88 122 7644,95 160,23 127,88 0,2683 76,41 2,58 01:30 204,44 120,17 7889,23 159,82 127,32 0,2683 76,16 2,60 2 02:00 201,66 121 7682,87 159,92 127,66 0,2683 76,16 2,60 02:30 203,33 119,33 7872,67 159,51 127,53 14,9743 76,16 2,55 09:30 200,27 122,67 8214,75 159,41 126,78 0,2683 74,88 2,55 10:00 201,66 123,5 7279,58 159,61 127,33 20,1446 74,24 2,52 1 10:30 198,88 122,67 7963,92 159,92 127,55 6,5116 74,62 2,57 11:00 204,44 123,5 7704,04 161,36 127,99 0,2927 74,88 2,58 01:00 205,83 126 7533,49 160,85 127,44 0,2927 74,88 2,54 01:30 204,44 122,67 7720,41 160,85 127,33 0,2927 76,16 2,57 2 02:00 205,83 122,67 7498,65 160,95 127,88 0,2927 74,24 2,55 02:30 210 122,67 8436,31 160,85 127,55 122,647 76,79 2,57 09:30 204,44 112,67 7177,94 139,57 127,1 0,9024 76,16 2,52 10:00 204,44 109,33 7781,24 143,27 127,1 0,2683 76,16 2,58 1 10:30 204,44 106,33 7849,96 153,55 127,66 0,2683 76,79 2,54 11:00 187,77 106 7500,96 132,07 126,34 0,2683 76,79 2,57 01:00 182,22 125,67 7784,51 159,92 127,49 0,2683 76,67 2,43 01:30 165,55 125,33 7491,33 157,56 127,44 29,4121 77,43 2,43 2 02:00 176,66 122,67 7620,88 155,81 127,21 75,2617 78,2 2,43 02:30 209,44 126 7838,79 159,41 127,24 0,2683 74,24 2,52 09:30 208,88 126 7477,86 159,00 127,77 0,2683 79,35 2,52 10:00 204,44 124,33 7467,08 159,92 127,77 0,2927 79,99 2,52 1 10:30 210 124,33 7963,34 160,13 127,39 0,2439 76,79 2,4 11:00 210 123,33 7646,10 158,28 127,99 0,2683 74,88 2,4 01:00 207,22 122,67 7416,45 155,50 127,77 3,6582 74,88 2,4 2 01:30 207,22 122,67 7847,65 159,51 127,51 18,2423 75,64 2,37 02:00 205,55 122,67 6148,51 157,97 127,11 3,3899 76,16 2,37 231 17/05/2012 16/05/2012 15/05/2012 14/05/2012 ANEXOS 02:30 204,44 123,5 6774,87 158,79 127,23 2,8778 76,16 2,37 09:30 204,44 123,67 6887,13 159,00 126,56 6,9994 74,88 2,54 10:00 204,44 122,67 8178,56 158,38 126,78 4,7557 73,34 2,54 1 10:30 205,83 122,67 7565,83 157,46 126,78 0,2683 73,6 2,54 11:00 206,11 122,67 8685,60 159,1 126,56 8,1212 74,88 2,52 01:00 204,44 122,67 8571,06 158,38 126,51 0,2683 75,01 2,52 01:30 204,44 122,67 9173,01 159,00 126,23 93,0163 75,52 2,52 2 02:00 204,44 122,67 3804,38 159,41 126,34 0,2927 75,77 2,42 02:30 204,44 121,83 7335,21 157,87 126,38 5,1459 76,16 2,42 09:30 204,44 122,67 8819,39 159,41 126,45 5,1459 76,79 2,42 10:00 204,44 122,67 8667,70 160,13 126,56 0,3170 76,16 2,42 1 10:30 203,05 122,67 9054,43 159,31 126,47 3,1461 74,11 2,42 11:00 204,44 122,67 8838,06 159,51 126,01 3,1461 76,79 2,42 01:00 204,44 122,67 8751,44 160,13 126,67 12,1453 77,43 2,28 01:30 204,44 122,67 8760,68 159,92 126,47 10,7064 77,18 2,28 2 02:00 204,44 122,67 8768,18 159,1 127,44 10,7064 77,43 2,28 02:30 204,44 124,33 8928,34 159,82 126,78 0,9024 77,43 2,37 09:30 204,44 122,67 5934,78 159,72 127,77 0,9024 77,43 2,37 10:00 204,44 122,67 9054,24 160,44 127,70 0,9024 77,43 2,37 1 10:30 207,22 122,67 8809,76 161,16 127,21 0,9024 76,16 2,36 11:00 204,44 122,67 8695,42 154,78 127,77 0,2927 77,18 2,36 01:00 204,44 122,67 8666,74 146,77 127,77 0,2927 75,64 2,36 01:30 204,44 122,67 8798,98 149,95 127,55 0,2927 76,16 2,41 2 02:00 204,44 123,33 8435,35 147,38 127,77 0,2927 76,16 2,41 02:30 204,44 123,5 7754,67 145,23 127,88 0,2927 76,16 2,41 09:30 204,44 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