Eficiencia Energética en Cogeneración

UPME
ELABORADO POR:
UNIVERSIDAD DEL ATLÁNTICO
GRUPO DE GESTIÓN EFICIENTE DE ENERGÍA, KAI:
DR. JUAN CARLOS CAMPOS AVELLA, INVESTIGADOR PRINCIPAL.
MSC. EDGAR LORA FIGUEROA, COINVESTIGADOR.
MSC. LOURDES MERIÑO STAND, COINVESTIGADOR.
MSC. IVÁN TOVAR OSPINO, COINVESTIGADOR.
ING. ALFREDO NAVARRO GÓMEZ, AUXILIAR DE INVESTIGACIÓN.
UNIVERSIDAD AUTÓNOMA DE OCCIDENTE
GRUPO DE INVESTIGACIÓN EN ENERGÍAS, GIEN:
MSC. ENRIQUE CIRO QUISPE OQUEÑA, COINVESTIGADOR.
MSC. JUAN RICARDO VIDAL MEDINA, COINVESTIGADOR.
MSC. YURI LÓPEZ CASTRILLÓN, COINVESTIGADOR.
ESP. ROSAURA CASTRILLÓN MENDOZA, COINVESTIGADOR.
ASESOR
MSC. OMAR PRIAS CAICEDO, COINVESTIGADOR.
UN PROYECTO DE LA UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO
ENERGÉTICA DE COLOMBIA (UPME) Y EL INSTITUTO
COLOMBIANO PARA EL DESARROLLO DE LA CIENCIA Y LA
TECNOLOGÍA. “FRANCISCO JOSÉ DE CALDAS” (COLCIENCIAS).
CONTENIDO
Pág.
1. INTRODUCCIÓN……………………………………………………………. 1
2. DISEÑO Y ANÁLISS DE UN SISTEMA DE COGENERACIÓN………… 2
2.1 CONSIDERACIONES Y DEFINICIONES GENERALES………..…….................. 2
2.2 SISTEMAS BÁSICOS DE COGENERACIÓN…………………………………... 4
2.3 SISTEMA DE TURBINA DE VAPOR……….…………………………………... 5
2.4 SISTEMA DE TURBINA DE GAS……………………………………………..... 6
2.5 SISTEMAS DE CICLO COMBINADO BASADOS EN TURBINAS DE GAS………...6
2.6 TAMAÑO Y COMPORTAMIENTO DE TURBINA DE GAS……………………...... 7
3. LA COGENERACIÓN HOY: TECNOLOGÍAS Y COMBUSTIBLES……. 9
4. LA COGENERACIÓN Y EL MEDIO AMBIENTE…………….………....... 11
5. COGENERACIÓN CON TURBINA DE GAS………………………………16
5.1 PUNTOS DESTACADOS Y EVOLUCIÓN………………………....................... 16
5.2 TURBINA DE GAS…………………….…………………….......................... 16
5.3 RECUPERACIÓN DE CALOR…………………………………....................... 17
5.4 POSTCOMBUSTIÓN………………………………………….........................19
5.5 CENTRALES COGENERADORAS PRINCIPALES…………….......................... 19
5.6 COGENERACIÓN CON TURBINA DE GAS Y CALDERA……............................ 20
5.7 COGENERACIÓN CON TURBINA DE GAS, CALDERA Y TURBINA DE VAPOR..... 22
5.8 PRINCIPALES OPCIONES…………………….…………….......................... 25
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COGENERACIÓN
i
1. INTRODUCCIÓN
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 generación combinada de calor y potencia no es un concepto nuevo, el
departamento de energía de los EE.UU. reportó que en los primeros años de 1900
el 58% de la potencia en plantas industriales era cogenerada, en los años 50’s la
cogeneración en sitio representaba solamente el 15% y posteriormente (1974)
esta cifra descendió al 5%.
La experiencia en Europa ha sido muy diferente e históricamente la cogeneración
industrial ha sido 5 a 6 veces más común en algunas partes de Europa que en los
EE.UU.
La industria en Alemania cogeneraba el 16% de la capacidad instalada, Italia el
18%, Francia el 16% y los países bajos el 10%.
Las actividades de diseño, operación y mercadeo de cogeneración en los EE.UU.
se incrementaron dramáticamente a partir de la promulgación de PURPA (Public
Utilities Regulatory Policies Act) y han tenido mejor aceptación de la industria y el
gobierno, habiéndose desarrollado nuevas tecnologías en cámaras de
combustión, paquetes de cogeneración y ciclos combinados.
Asociados con esas tecnologías la coincidencia de procesos mejorados en
calefacción, ventilación y acondicionamiento de aire, generación de vapor en
recuperadores, post-combustión, enfriadores accionados por motores de gas
(chillers), etc. ha favorecido la aplicación de nuevos esquemas en plantas de
cogeneración y el impacto ha sido positivo para conservación de energía y
mitigación de impacto al ambiente.
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COGENERACIÓN
1
2. DISEÑO Y ANÁLISIS DE UN SISTEMA DE COGENERACIÓN.
El proceso para diseñar y evaluar un sistema de cogeneración presenta muchos
factores a considerar, una lista no limitativa de estos incluye: disponibilidad y
seguridad de combustibles, reglamentaciones, economía, tecnología, negociación
de contrato y financiamiento.
2.1 CONSIDERACIONES Y DEFINICIONES GENERALES.
Aún 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.
Reemplazo de equipo viejo de proceso o de generación de energía eléctrica y
oportunidad de mejorar la eficiencia del sistema de suministro de energía.
Algunos términos y definiciones que generalmente se manejan en las discusiones
de sistemas de ciclo combinado:
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).
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2
COGENERACIÓN
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 de calor para producir vapor que se expandirá en una turbina de
vapor para generar energía eléctrica ó mecánica pudiendo también extraerse
vapor para proceso. Ver Figuras 1 – 2 – 3.
Figura 1. Ciclo Superior con Máquina Diesel
Figura 2. Ciclo Inferior con Turbina de Vapor
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COGENERACIÓN
3
Figura 3. Ciclo Combinado con Turbina de Gas
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 maquina 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
determinadas condiciones de operación para generar un kWh.
en
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 SISTEMAS BÁSICOS DE COGENERACIÓN.
La mayoría de los sistemas de cogeneración usan como máquinas primarias
turbinas de vapor, turbinas de gas, máquinas de combustión interna y paquetes de
cogeneración.
En la Tabla 1 se muestran datos de comportamiento típicos para varios sistemas
de cogeneración.
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COGENERACIÓN
4
Tabla 1. Datos de comportamiento para varios sistemas de cogeneración
SISTEMAS
CAPACIDAD
UNITARIA
(KW)
Gas Comb.
Interna
(pequeña)
1-500
Gas Comb.
Interna
(grande)
Máquina
Diesel
Turbina de
Gas
Industrial
Turbina de
Gas CTE
Ciclos de
Vapor
RÉGIMEN EFICIENCIA EFICIENCIA EFICIENCIA TEMP.
TÉRMICO ELÉCTRICA TÉRMICA
TOTAL
ESCAPE
(%)
(%)
(%)
( ° F)
(Btu/KWh)
GENERACIÓN
DE VAPOR
lb/h
(125 Psig)
10,000 a
25,000
14-34
52
66-86
6001200
0-200
9,500 a
13,000
26-36
52
78-88
6001200
100-10,000
100-1,000
11,000 a
15,000
23-31
44
67-75
7001500
100-400
800-10,000
11,000 a
14,000
24-31
50
74-81
8001000
3000 a
30,000
10,000150,000
5,000100,000
9,000 a
13,000
10,000 a
30,000
26-31
50
76-81
700
7-34
28
35-62
3501000
500-17,000
1
1
30,000 a
300,000
10,000 a
100,000
1
Puede disponerse de 10 veces este flujo en agua a 250°F.
El régimen térmico es el calor de entrada al ciclo por kWh de entrega eléctrica. La eficiencia de
generación eléctrica en porcentaje de una máquina primaria puede determinarse de su régimen
térmico de esta manera:
2
Eficiencia
3,413
Régimen Térmico
100%
2.3 SISTEMA DE TURBINA DE VAPOR.
Para asegurar la generación y potencia máximas, económicamente, de una planta
de ciclo combinado de gas y vapor con base en el calor requerido para proceso
deben examinarse estos factores: tamaño de la máquina primaria, condiciones
iniciales del vapor, niveles de presión para proceso y ciclo de precalentamiento de
agua de alimentación.
Cuando se tienen las condiciones de presión y temperatura en el vapor inicial y en
el escape el consumo específico de vapor teórico fija la cantidad de calor
requerido en el vapor para generar 1 kWh en una turbina ideal.
Los valores de entalpía pueden obtenerse de las tablas de vapor ASME o del
Diagrama de Mollier.
C Vt
3,413
Salto Entálpico
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COGENERACIÓN
5
1
(Ib/kWh)
C Vt
Btu / kWh
Btu / Ib
3,413
hi - he
El consumo térmico unitario teórico puede convertirse al consumo real dividiendo
aquél entre la eficiencia del turbogenerador.
C Vr
C Vt
E tg
Algunos de los factores que definen la eficiencia total de un grupo turbogenerador
pueden ser entre otros: el volumen de flujo de entrada, la relación de presiones, la
velocidad, la geometría de las diferentes etapas de la turbina, las pérdidas por
estrangulamiento, las pérdidas por fricción, las pérdidas del generador y las
pérdidas cinéticas asociadas con el escape de la turbina. Usualmente los
fabricantes suministran gráficas con los consumos específicos de vapor.
En las fórmulas anteriores:
CVt: consumo específico de vapor, teórico
hi: entalpía del vapor en la admisión
he: entalpía del vapor en el escape
CVr: consumo específico del vapor, real
Etg: eficiencia del turbogenerador
3,413: equivalente térmico de la energía eléctrica
2.4 SISTEMA DE TURBINA DE GAS.
La turbina de gas es de uso extenso en plantas industriales, básicamente en dos
tipos: uno ligero y similar al que se aplica en transporte aéreo y otro de tipo
industrial más pesado, ambos han demostrado confiabilidad y disponibilidad
excelentes en operación a carga base aún cuando el primero por su propia
naturaleza tienen costos de mantenimiento más altos.
Las turbinas de gas pueden quemar una variedad de combustibles líquidos y
gaseosos y operar por períodos largos sin requerir demasiada atención, por otra
parte ofrecen la ventaje de menor área requerida por kW instalado.
2.5 SISTEMAS DE CICLO COMBINADO BASADOS EN TURBINAS DE GAS.
Los gases escapan entre 600 y 1.200°F y ofrecen un gran potencial en
recuperación de calor que puede usarse directamente en procesos de secado o en
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COGENERACIÓN
6
ciclos combinados superiores generando vapor para proceso o generación de
energía eléctrica.
Cuando se tienen cargas eléctricas altas el vapor se genera a presión alta y se
expande subsecuentemente en la turbina del grupo turbogenerador constituyendo
así un ciclo combinado.
Si las demandas de vapor y/o energía eléctrica son todavía mayores los gases de
escape se usan como aire de combustión precalentado y se incorporan sistemas
de combustión auxiliares o suplementarios con “quemadores de ducto” para
incrementar su contenido energético y temperatura.
Los desarrollos recientes en ciclo combinado aplican la inyección de vapor a la
turbina de gas para incrementar y modular la producción de energía eléctrica en el
sistema permitiendo un grado mayor de flexibilidad y permitiendo al sistema de
turbina de gas adaptarse a una gama más amplia de relaciones calor/energía
eléctrica.
2.6 TAMAÑO Y COMPORTAMIENTO DE TURBINAS DE GAS.
Existe actualmente una gama muy amplia de tamaños de turbinas de gas desde
capacidades muy discretas a muy grandes como se muestra más adelante.
Entre los datos básicos requeridos para el diseño del ciclo pueden mencionarse:
Características de la carga y consumo de combustible.
Temperatura de gases de escape.
Estudio de condiciones de servicio fuera de diseño original.
Efectos de la presión de escape en la generación y en la temperatura de
salida.
La cantidad de vapor que puede generarse en una caldera de recuperación no
expuesta a fuego o con combustión suplementaria puede, en forma gruesa,
estimarse en la forma siguiente:
Wv
Wg Cp (T1 - T3 ) e L f
h sc - h sat
donde:
Wv: flujo de vapor generado
Wg: flujo de gases de escape a caldera de recuperación
Cp: calor específico de productos de combustión
T1: temperatura del gas después de quemadores (si se aplica)
T3: temperatura de vapor en el domo
e: efectividad del generador de vapor de recuperación
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COGENERACIÓN
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L: factor para tomar en cuenta radiación y otras pérdidas
F: factor de combustible 1.0 para combustóleo, 1.015 para gas
Hsc: entalpía de vapor sobrecalentado
Hsat: entalpía del líquido saturado en el domo de la caldera
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COGENERACIÓN
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3. LA COGENERACIÓN HOY: TECNOLOGÍAS Y COMBUSTIBLES
En el medio ambiente conviene recordar qué tecnologías son principalmente
empleadas y qué rendimientos alcanzan así como analizar los combustibles que
utilizan.
El sistema de cogeneración industrial más frecuentemente empleado en la
actualidad se basa en el desarrollo de la turbina de gas como equipo primo motor
principal y en el gas natural como combustible. Los gases de escape provenientes
de la turbina se aprovechan normalmente en una caldera de recuperación,
utilizándose la técnica de la post-combustión para ajustar la producción de calor
útil a la demanda puntual del proceso industrial.
El sistema alcanza elevados rendimientos globales (75-85%), con rendimientos
eléctricos variables en función principalmente del tamaño de la instalación (2035%).
Para aplicaciones en el sector terciario, así como en la pequeña industria, el motor
de gases el equipo más utilizado. Su rendimiento eléctrico es del orden del 32%,
alcanzándose rendimientos globales promedio en esquemas de cogeneración (6075%) inferiores a los obtenidos en las instalaciones de cogeneración industriales
indicadas.
En España por ejemplo la producción de electricidad mediante cogeneración ha
experimentado en los últimos dos años un crecimiento del 56%, ha sido la turbina
de gas el equipo empleado en 28 de un total de 42 nuevas instalaciones. (1990).
En Holanda, país que cubre aproximadamente el 15% de sus necesidades
eléctricas mediante cogeneración, se habían instalado, en el período 1980-1987,
91 turbinas de gas con 1.328 MW de potencia eléctrica.
Así mismo, en los EE.UU. y más concretamente en los estados de California y
Texas, instalaciones de cogeneración que totalizan 9.500 MW eléctricos se han
implantado desde la promulgación en 1978 del PURPA (Public Utility Regulatory
Policy Act.), Las turbinas y motores de gas han sido también los equipos motores
principales empleados.
En este caso las instalaciones que emplean biomasa como combustible tienen
también una notable significación, a título de orientación a continuación se indican
las previsiones, probablemente ya superadas, que al respecto realizaban en 1986
Hagler, Bailly Consulting Inc. (Tabla 2).
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COGENERACIÓN
9
Tabla 2. Tecnologías que utilizan Biomasa.
Turbina de vapor (MW)
Turbina de gas
(MW)
Motores de gas (MW)
1987-1990
1991-1995
TOTAL
800
1,225
2,025
5,200
4,100
9,300
100
75
175
6,100
5,400
11,500
Carbón
(MW)
300
600
900
Gas natural
(MW)
5,350
4,100
9,450
Biomasa
(MW)
400
600
1,000
Otros
(MW)
50
100
150
6,100
5,400
11,500
La posibilidad de utilizar tecnologías de combustión limpia, tales como el lecho
fluidizado atmosférico o a presión, así como ciclos combinados integrados con el
proceso de gasificación del carbón, permiten prever una utilización creciente y
paralela al perfeccionamiento todavía necesario de dichas tecnologías.
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COGENERACIÓN
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4. LA COGENERACIÓN Y EL MEDIO AMBIENTE
El aprovechamiento simultáneo del calor y electricidad que caracteriza a la
cogeneración hace a ésta especialmente eficiente en el uso de la energía.
La generación de electricidad en las centrales termoeléctricas convencionales del
servicio público representa rendimientos sensiblemente inferiores al disiparse en el
medio ambiente importantes cantidades de calor para el que no existe posible
aplicación, con rendimiento promedio (correspondiente a 1987) del 34.02%.
Las pérdidas por transporte de electricidad en los sistemas de cogeneración, al
producirse la electricidad donde se consume, son muy inferiores a las existentes
en el sistema convención. Según la estadística de energía eléctrica estas pérdidas
en este último supusieron del 6.0 al 10.0% de la energía disponible para el servicio
público y sólo el 2.0% para los autogeneradores.
Para dejar de manifiesto el importante ahorro de energía primaria de la tecnología
de la cogeneración analicemos el siguiente ejemplo: Una industria requiere para
su proceso productivo 30 unidades de electricidad y 55 unidades de calor (Figura
4). Si se abasteciera por el sistema convencional sería necesario utilizar un total
de 153 unidades de combustible, 92 de las cuales se quemarían en la central
termoeléctrica y las 61 restantes en la caldera existente en su factoría.
En el caso de emplear un sistema de cogeneración que produjera la totalidad de
sus necesidades energéticas, bastaría con usar 100 unidades de combustible.
Del ejemplo arriba expuesto conviene destacar:
En el sistema convencional el consumo global de combustible es un 53%
mayor que el resultante en el sistema de cogeneración.
El ahorro de energía primaria inherente al sistema de cogeneración,
utilizando como base de referencia el sistema convencional, representa un
35%, (153-100/153 = 35%).
La industria utiliza 39 unidades más de combustible con el sistema de
cogeneración que con el sistema convencional (100-61 = 39). Estas 39
unidades adicionales permiten la producción de las 30 unidades de
electricidad que su proceso productivo demanda. Por tanto, el rendimiento
neto de generación de electricidad es:
Unidad Térmica
Unidad Eléctrica
39
1.30
30
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COGENERACIÓN
11
Figura 4. Beneficio Energético de la Cogeneración al Sistema Convencional
(Industria que Utiliza Energía Eléctrica y Calor)
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COGENERACIÓN
12
El rendimiento eléctrico neto según el sistema convencional sería:
Unidad Térmica
Unidad Eléctrica
92
30
3.07
El rendimiento energético global del sistema de cogeneración es el 85%.
30 55
100
85%
El rendimiento energético global del sistema convencional es el 55.56%.
30 55
153
55.56%
La industria obtiene su ventaja económica en el sistema de cogeneración con el
margen resultante de restar a la factura eléctrica evitada el incremento de factura
por combustible. Obsérvese que el precio unitario eléctrico convencional puede
representar cinco veces el precio unitario del combustible.
Un estudio elaborado por IDEA, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la
Energía, relativo al potencial tecnológico de cogeneración existente en la industria
española, llegaba a las siguientes conclusiones:
No. de instalaciones: 298
Potencia eléctrica instalada: 1.672 MW
Electricidad cogenerada: 12.460 GWh/año
Incremento de consumo de combustible en las industrias: 17.805 GWh/año
Ahorro de energía primaria: 1.533,677 tep/año
De los resultados aquí indicados se deduce que, en promedio, los sistemas de
cogeneración requieren aproximadamente 1.5 unidades térmicas por unidad
eléctrica producida, mientras que en las centrales termoeléctricas convencionales
del servicio público el consumo térmico por unidad eléctrica es alrededor del
doble. Ese menor consumo hace que las instalaciones de cogeneración
representen una importante disminución del impacto medio ambiental.
Teniendo en cuenta que mayoritariamente las nuevas instalaciones de
cogeneración se basan en el gas natural como combustible su puesta en
operación representa para el medio ambiente un conjunto de ventajas adicionales.
Las emisiones de óxidos de azufre y de partículas sólidas serán prácticamente
nulas, siendo el valor correspondiente a los óxidos de nitrógeno (NOx) el único
agente contaminante a controlar.
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COGENERACIÓN
13
En las instalaciones que emplean la turbina de gas, la emisión de NOx suele estar
por debajo de 200 mg/Nm3, pudiendo en ciertos casos reducirse este efecto con la
inyección de agua o vapor en la cámara de combustión.
Adicionalmente a lo anterior, los diferentes fabricantes de este tipo de máquinas
están procediendo a rediseñar las cámaras de combustión utilizando probadas
técnicas de combustión con bajo NOx, tales como la precombustión, recirculación
de los gases de combustión ó la premezcla con aire secundario de dilución. Estas
técnicas dan como resultado un relativo bajo pico de temperatura de flama y, por
tanto, bajas emisiones de NOx.
Las instalaciones de cogeneración que utilizan la post-combustión, como sistema
de modulación para la producción puntual de calor que el proceso industrial
requiera, pueden reducir, así mismo, la producción final de NOx. Un quemador en
la corriente de aire convenientemente diseñado permite incinerar parte del NOx
producido en la turbina, a la vez que eleva la temperatura de los gases que se
envían al sistema de recuperación sin formación de nuevo NOx (Figura 5).
Además de lo ya indicado, la puesta en servicio de instalaciones de este tipo
supone unos niveles globales de contaminación por CO2 muy inferiores a los
habituales en los sistemas convencionales de generación de electricidad, teniendo
en cuenta las características específicas de la cogeneración en lo relativo a su
bajo régimen térmico.
La cogeneración se revela hoy no solamente como la inversión estratégica que
permitirá a algunas industrias afrontar con garantías el desafío inherente a unos
mercados cada día más competitivos, sino también como un sistema idóneo para
el uso racional y limpio de la energía.
La vulnerabilidad del sistema de abastecimiento energético de los países
industrializados, puesta de manifiesto en la crisis actual, será menor fomentando
las medidas de ahorro y diversificación. La cogeneración se presenta doblemente
adecuada a este respecto por ahorro de energía primaria y porque su implantación
supone, en la mayoría de los casos, la sustitución de combustibles derivados del
petróleo por gas natural.
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COGENERACIÓN
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Figura 5. Emisiones de NOX por MJ para Distintas Cargas de La Turbina de Gas
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COGENERACIÓN
15
5. COGENERACIÓN CON TURBINAS DE GAS
5.1 PUNTOS DESTACADOS Y EVOLUCIÓN.
Las centrales de generación simultánea de fuerza y calor se componían
anteriormente de una caldera y una turbina de vapor de contrapresión o
extracción.
Hoy se han generalizado las turbinas de gas, equipos confiables con muchas
ventajas y que ofrecen estas alternativas a las centrales de cogeneración:
a. Una turbina de gas con generador y recuperación de calor por cualquier
sistema (directo, caldera, intercambiador, etc.).
b. Una turbina de gas, una caldera, más una turbina de vapor de contrapresión
o de extracción / condensación.
La combustión suplementaria y la turbina de vapor puede cambiar la relación
calor/energía eléctrica como proyecto de readaptación de la central eléctrica con el
fin de generar prioritariamente energía eléctrica o calor.
A continuación se resumen las características de una central de cogeneración y se
hacen sugerencias útiles sobre combustibles, demanda de energía, tipo de calor y
producción térmica, modalidades de explotación, etc. con algunos ejemplos
interesantes de grupos de calor y electricidad basados en la experiencia de
ALSTHOM TURBINES A GAZ como se muestra más adelante en la tabla 3 y
gráficamente para elegir la instalación cogeneradora más idónea:
Rendimiento de turbinas de gas.
Producción de vapor vs. presión y temperatura en todas clases de turbinas de
gas (TG).
Rendimientos tipificados de ciclo combinado.
No se dan rendimientos tipo de turbinas de gas porque siempre se acoplan a las
necesidades.
5.2 TURBINAS DE GAS.
La capacidad de producción de las turbinas está entre 27 y 212 MW (en
condiciones ISO) y su eficiencia varía de 29 a 35% (LHV), su eficiencia en ciclo
simple es muy modesta, su costo de instalación es inferior al de otras centrales
eléctricas.
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COGENERACIÓN
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Considerando su corto plazo de entrega, generalmente inferior a un año entre la
fecha de la orden y la de puesta en servicio, ofrecen una de las mejores
soluciones para una central de decadencia, combinadas estas turbinas con un
sistema de recuperación del calor residual, la eficiencia de la central en que estén
instaladas puede ser muy alta.
Estas turbinas pueden quemar casi cualquier combustible gaseoso o líquido,
incluyendo carbón gasificado.
En la Tabla 3 se indica el rendimiento de las turbinas de un fabricante de gas
(ALSTHOM TURBINES A GAZ) con distintos combustibles.
Tabla 3. Rendimiento VEGA de un nivel de presión sin hogar.
Carga Base – Condiciones ISO – (15° - 1,013 MBAR)
MODELO DE TG
(FRECUENCIA
EN HZ)
MS5001PA
(50/60)
MS6001B
(50/60)
MS9001E
(50)
COMBUSTIBLES
SALIDA EN LAS
EFICIENCIA
TERMINALES DEL CONSUMO
NETA
GENERADOR
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
26.25
26.7
26.7
38.3
37.5
32.8
123
121
102
328
325
325
439
434
392
1312
1300
1140
28.8
28.4
28.4
31.4
31.1
30.2
33.8
32.5
32.2
CAUDAL
DE AIRE
TEMPERATURA
DE ESCAPE
441
441
441
491
491
491
1450
1450
1445
483
483
483
539
539
493
539
539
490
MS9001F
NG
212.2
2237
34.1
2160
(50)
Las prestaciones del modelo MS9001F se confirmarán cuando se ensaye el prototipo.
683
5.3 RECUPERACIÓN DE CALOR.
Una turbina de gas provista de recuperación de calor es una opción muy
interesante para centrales eléctricas básicas o semibásicas.
Los gases del escape que contienen de 65 a 70% del calor de entrada de la
turbina suponen un caudal importante (500 t/h en una turbina de gas MS-6001-B
con una generación de 38 MW) a una temperatura de alrededor de 540°C. Es
posible recuperar hasta el 80% de este calor en el sistema de intercambio, lo que
quiere decir que la eficiencia puede incrementarse substancialmente en una
instalación destinada a producir energía eléctrica y calor.
La caldera de recuperación de calor puede ser de tiro natural o mecánico con
diferentes ventajas y desventajas de cada alternativa, la selección deberá hacerse
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17
COGENERACIÓN
con arreglo a las condiciones de explotación previstas y en particular la frecuencia
de las puestas en marcha.
En Francia el ciclo combinado de vapor y calor es denominado VEGA (Vapeur Et
Gaz) a las centrales destinadas a producir solamente electricidad. Su eficiencia
eléctrica neta (LHV) varía entre 41 y 53%, dependiendo de:
El modelo de turbina de gas
El combustible
El ciclo de vapor
El rendimiento del ciclo combinado tipificado se muestra en la Tabla 4:
Para una presión VEGA
Para dos presiones VEGA
Tabla 4. Rendimiento VEGA de un nivel de presión sin hogar
Carga Base – Condiciones ISO – Torre de Refrigeración Evaporativa
ENTRADA DE VAPOR
MODELO
VEG A
105 PA
205 PA
106 B
206 B
109 B
209 E
109 F
209 F
COMBUSTIBLE
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
NG
DIST
RES
NG
DIST
NG
DIST
CAUDAL
PRESIÓN
DE
VAPOR
DEL
VAPOR
49.7
49.3
49.3
2X49.7
2X49.3
2X49.3
66.0
65.0
57.0
2X65
2X64
2X56
187
184
163
2X187
2X184
2X162
319
...
2X319
...
30
30
30
30
30
30
30
30
26
40
40
35
40
40
35
40
40
35
65
...
65
...
TEMP. DEL
VAPOR
450
450
450
450
450
450
510
510
460
510
510
460
510
510
460
510
510
460
540
...
540
...
PRODUCCIÓN
ELÉCTRICA DE
L A T V EN
BORNES DEL
ALTERNADOR
PRODUCCIÓN
ELÉCTRICA DE
L A T G EN
BORNES DEL
ALTERNADOR
12.9
12.8
12.8
26.5
26.3
26.3
18.3
16.1
15.2
39.1
38.4
31.5
57.5
56.5
46.3
117.7
116
94.9
106.5
...
214.6
...
25.9
25.4
25.4
2X25.9
2X25.4
2X25.4
37.7
36.9
32.5
2X37.7
2X36.9
2X32.5
122.1
120
101.1
2X122.1
2X120
2X101.1
210
...
2X210.0
...
______________________________________________________
COGENERACIÓN
PRODUCCIÓN RENDIMIENTO
NETA VEG A
NETA VEG A
38.2
37.5
37.5
77.1
75.8
75.8
55.1
54.0
46.9
112.7
110.0
94.9
177.2
173.8
144.9
357.0
350.7
292.2
310.8
...
632.2
...
41.9
41.5
41.5
42.3
42.0
42.0
45.1
44.7
43.1
46.1
45.7
43.6
48.6
48.1
45.8
48.9
48.5
46.2
50.0
...
50.1
...
18
No se presenta el ciclo combinado VEGA con recalentamiento y eficiencia que
llega a casi el 53%.
En los EE.UU. este concepto de ciclo combinado se conoce como STAG (Steam
and Gas).
5.4 POSTCOMBUSTIÓN.
Los gases residuales de la turbina que siguen conteniendo gran cantidad de
oxígeno (el exceso de aire es alrededor del 300%) permiten instalar cuando esto
es conveniente, un sistema de combustión corriente arriba de los bancos de
intercambio de la caldera.
En una central que sólo genere electricidad el sistema de post-combustión tiene la
ventaja de actuar como reserva, pero reduce la eficiencia eléctrica.
Este sistema de post-combustión es muy conveniente en las centrales
cogeneradoras porque ofrece las siguientes ventajas:
Reservas de energía térmica y reservas eléctricas si el sistema está dotado
de una turbina de vapor.
Flexibilidad de la explotación (relación electricidad/calor).
Aumento de la eficiencia general como ahorro de más de cinco puntos debido
al descenso relativo de la pérdida de calor a la salida de la caldera.
La relación electricidad/calor debe considerarse en el estudio económico porque
desciende cuando el sistema de post-combustión del cogenerador está encendido.
5.5 CENTRALES COGENERADORAS PRINCIPALES.
La central cogeneradora produce simultáneamente energía eléctrica y calor en
proporciones variables, el calor se recupera en agua caliente o en el vapor
generalmente para proceso o calefacción. El vapor puede ir directamente de la
caldera al usuario o a una turbina de vapor donde se expande para aumentar la
cantidad de electricidad generada.
Puede darse prioridad a la generación de electricidad o a la de calor,
generalmente a este último en la industria, y este criterio rige la elección de los
componentes del grupo, casi siempre se le da prioridad a la generación de calor,
lo que quiere decir que en algunas aplicaciones a sistemas de reserva o refuerzo
(stand-by) están especialmente relacionados con la generación de calor, se prevé
disponer de un quemador y un ventilador de tiro forzado disponible en la caldera
de recuperación, la turbina de gas estará equipada con una derivación al 100%.
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COGENERACIÓN
19
Los dos sistemas de cogeneración principales consisten en:
Una turbina de gas y una caldera de recuperación con post-combustión o sin
ella.
Una turbina de gas, una caldera de recuperación y una turbina de vapor.
Las principales alternativas de cada componente son:
a. Para la turbina de gas:
De un solo combustible o múltiples
Una derivación gases de escape
b. Para la caldera:
Post-combustión
Ventilador de tiro inducido o forzado como refuerzo (con post-combustión)
Uno, dos o tres niveles de presión, según las necesidades de usuarios de
vapor.
c. Para la turbina de vapor:
De contrapresión
O de extracción y condensación
Los elementos principales que pueden componer una central cogeneradora se
muestran en la Figura 6.
5.6 COGENERACIÓN CON TURBINA DE GAS Y CALDERA.
Este esquema es de los que ofrecen mayor eficiencia térmica, pero la producción
de electricidad se limita a la turbina de gas. No obstante, la generación de
electricidad puede llegar al 35% del total (electricidad más calor) con sistema de
post-combustión, y a más del 55% sin él.
La eficiencia general de esta instalación depende sobre todo de las pérdidas de
calor a la salida de la caldera; esto quiere decir que la temperatura del gas de
escape en ese punto viene determinada por:
El contenido de azufre del combustible empleado
La temperatura del agua de alimentación de la caldera o del desaereador
La presión del vapor que se intenta generar
Las curvas de la Figura 7 indican el flujo de vapor generado según la presión y la
temperatura del vapor válido para centrales sin post-combustión.
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COGENERACIÓN
20
Figura 6. Central de Cogeneración en Ciclo Combinado Principio.
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COGENERACIÓN
21
Figura 7. Flujo de Vapor Versus Presión y Temperatura.
5.7 COGENERACIÓN CON TURBINA DE GAS, CALDERA Y TURBINA DE VAPOR.
Además de la turbina de gas, este tipo de central consta de los siguientes
elementos principales:
Una caldera con o sin post-combustión y uno o dos niveles de presión.
Una turbina de vapor, que puede ser:
a. De contrapresión con
necesidades de vapor.
posiblemente
una
extracción,
según
las
b. Extracción y condensación. Esta solución es más flexible que la anterior
porque permite mayor variación de la relación electricidad / calor, por otra
parte requiere de una fuente de refrigeración para la condensación
Los esquemas de las Figuras 8-9 ilustran los distintos dispositivos expuestos
antes.
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COGENERACIÓN
22
a. Ejemplo 1 (Figura 8):
Estructura de la central:
1. Una turbina de gas.
2. Una caldera de recuperación sin post-combustión, y dos niveles de
presión.
3. Una turbina de vapor de contrapresión
Principio: El vapor a alta presión (HP) generado por la caldera alimenta al
turbogenerador de vapor. El vapor a baja presión (LP) para el proceso
procede en parte de la caldera y en parte de la turbina de contrapresión, la
desaereación se logra mediante el vapor LP.
Detalles: El vapor generado y enviado a la turbina de vapor depende de la
carga de la turbina de gas.
En funcionamiento normal: La relación electricidad / calor es de 0.75 y la
eficiencia total del 85% (LHV).
Figura 8.
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COGENERACIÓN
23
b. Ejemplo 2 (Figura 9):
Estructura de la central:
1. Una turbina de gas.
2. Una caldera de post-combustión y un nivel de presión a al que se añade
un intercambiador de muy baja presión para generar el vapor al
desaereador.
3. Una turbina de vapor de extracción y condensación
Figura 9.
Principio: El vapor HP generado por la caldera alimenta al turbogenerador
de vapor, el proceso trabaja únicamente con vapor de extracción LP y MP
de la turbina de vapor.
La desaereación de agua de alimentación se efectúa con el vapor generado
procedente del vaporizador de muy baja presión. Cuando el flujo de vapor
requerido es muy bajo se toma del circuito del proceso.
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COGENERACIÓN
24
Detalles: El sistema presenta un funcionamiento flexible interesado a carga
nominal y constante de la turbina de gas podemos variar:


El flujo de vapor HP, controlando el sistema de post-combustión puede
variar del 55 al 100%.
El flujo de LP (proceso), controlando la extracción, escapando al
condensador más o menos vapor. El flujo de extracción varía entre el 0
y el 90% del flujo total que ingresa a la turbina de vapor.
Desde luego, la generación del turbogenerador de vapor depende de carga en la
turbina de gas, del régimen en el sistema de post-combustión y del flujo de vapor
en extracciones.
En el caso de trabajar con post-combustión y extracción máxima, la relación
de electricidad/calor generados es cercana al 50%.
5.8 PRINCIPALES OPCIONES.
Las principales opciones varían de acuerdo con la disponibilidad de la central y la
protección ambiental.
Se pueden instalar los siguientes elementos para aumentar la disponibilidad de la
central:
Derivación del escape de gas. Este sistema no es indispensable, pero es
muy útil en los siguientes casos:

Construcción de la central de dos fases: primero el grupo generador de
electricidad (turbina de gas) en un plazo corto (menos de 1 año) y luego la
segunda fase de generación de electricidad y/o calor a un plazo de unos
dos años.

Operación de turbina a ciclo sencillo para las cargas punta cuando no se
necesita calor.
Con quemador de post-combustión el sistema de tiro mecánico está en
reserva, requiriendo automáticamente el sistema de derivación del escape
para paro o puesta en marcha alguno de los elementos del grupo (turbina de
gas o caldera) mientras el otro está funcionando o en reserva.
La derivación “aguas arriba” de la turbina de vapor está equipada con una estación
reductora de presión y temperatura que se recomienda calcular para el 100% del
flujo de vapor generado por la caldera.
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COGENERACIÓN
25