CICLO STIG (Steam Injected Gas Turbine System)

El ciclo STIG proporciona una alternativa eficiente a un relativamente bajo costo para recuperar la

energía de los gases de escape de una turbina de gas. Este sistema utiliza un recuperador de calor

acoplado a la salida de los gases de escape de la turbina para generar vapor que será inyectado

en la cámara de combustión de la misma turbina de gas. El propósito de esta configuración es

incrementar el flujo másico que pasa a través de los álabes de la turbina, que son los encargados

de transmitir la energía del fluido de trabajo, en este caso, la mezcla de gases de combustión y

vapor sobrecalentado, al rotor.

VARIACIONES DEL CICLO BRAYTON

CICLO ABIERTO

El ciclo abierto presenta una eficiencia 30 al 35 %

Los equipos son de izquierda a derecha el compresor, la cámara de combustión y la turbina de

gas.

CICLO DE BRAYTON CON RECALENTAMIENTO INTERMEDIO.

La variación es que utiliza una doble cámara de combustión, de tal manera que el orden queda asi:

1. Compresor

2. cámara de combustión 1

3. turbina de alta presión

4. cámara de combustión 2

5. turbina de baja presión

En la siguiente grafica esta la secuencia de derecha a izquierda. Con su respectivo diagrama T-s

CICLO DE BRAYTON SIMPLE CON REFRIGERACION INTERMEDIA

La variación de este ciclo es que se utiliza un refrigerador de aire entre las dos etapas del

compresor, de tal manera que el ciclo quedaría:

1. Compresor de baja 2. Refrigerador de aire 3. Compresor de alta 4. Cámara de combustión 5. Turbina de gas

Representado en la siguiente figura de izquierda a derecha así, con su respectivo diagrama T-s

CALDERA RECUPERADORA DE CALOR (HRSG)

La caldera recuperadora de calor es

La caldera de recuperación de calor o HRSG (heat recovery steam generator) es el elemento

encargado de aprovechar la energía de los gases de escape de la turbina de gas transformándola

en vapor. Con posterioridad, ese vapor puede transformarse en electricidad por una turbina de

vapor y/o de gas según el tipo ciclo (ciclo combinado o STIG),

Las calderas de recuperación pueden ser horizontales o verticales, y generalmente constan de 7

elementos principales:

1. DESGASIFICADOR. Es el encargado de eliminar los gases disueltos en el agua de alimentación, oxigeno principalmente y otros gases que nos podría provocar corrosiones.

2. TANQUE DE AGUA DE ALIMENTACIÓN. Deposito donde se acumula el agua que

alimenta a nuestro sistema, esta agua debe ser muy pura para evitar impurezas que nos

podrían obstruir los conductos, erosionarlos o corroerlos por las sustancias que llevasen

con ellos.

3. CALDERÍN. Es el lugar de donde se alimenta el evaporador de agua y el sobrecalentador

de vapor. Puede haber diferentes tipos de calderines según la turbina de vapor que

alimenten ya sean de baja, media o alta presión.

4. BOMBAS DE ALIMENTACIÓN. Son las encargadas de enviar el agua desde el tanque de

agua de alimentación a su calderín correspondiente.

5. ECONOMIZADORES. Son los intercambiadores encargados de precalentar el agua de

alimentación con el calor residual de los gases de escape, aprovechando su energía con lo

que aumentamos el rendimiento de nuestra instalación y evitamos saltos bruscos de

temperatura en la entrada de agua.

6. EVAPORADORES. Son intercambiadores que aprovechan el calor de los gases de

escape de temperatura intermedia para evaporar el agua a la presión del circuito

correspondientes, la circulación del agua a través de ellos puede ser forzada o natural, en

la forzada se utilizan bombas y en la natural el efecto termosifón, aunque también se usan

bombas en los momentos de arranque o cuando sea necesario, devolviendo el vapor al

calderín.

7. SOBRECALENTADOTES Y RECALENTADORES. Son los intercambiadores que se

encuentran en la parte más cercana a la entrada de los gases procedentes de la

combustión en la turbina de gas, el vapor que sale ya esta listo para ser enviado a la

turbina de vapor, este vapor debe ser lo más puro posible y debe ir libre de gotas de agua

que deteriorarían nuestra turbina, también debemos tener controlada la temperatura y

presión del vapor para evitar estrés térmico en los diferentes componentes.

TURBINAS DE GAS AERODERIVADAS

En los últimos años se ha generalizado el uso de turbinas aeroderivadas, similares a las utilizadas

en la aviación para la generación de energía eléctrica, tanto en sitios fijos como montadas en

quipos móviles, estas turbinas son más compactas que las turbinas convencionales y tienen una

alta relación de potencia respecto de su propio peso.

Las turbinas aeroderivadas fueron desarrolladas en principio para el transporte aéreo y por tal

razón son más livianas que las turbinas convencionales, al ser más livianas son más eficientes,

más simples de instalar, arrancan mas fácilmente, en aproximadamente 10 min alcanzan su plena

carga, presentan un buen rendimiento con cargas parciales, sin embargo debido a que tienen

menos masa, es más difícil la detención de vibraciones ante fallos en el funcionamiento.

Otro problema que se presenta con este tipo de turbinas es que pese a que son menos robustas,

las turbinas aeroderivadas son más susceptibles a tener problemas operativos; especialmente por

la variación de la temperatura de la llama, debido a la calidad de combustibles, de tal manera que

se hace necesario un mayor control con respecto a las turbinas convencionales frente a esta

condición esta condición.

VENTAJAS DEL CICLO STIG

• ADAPTACION A LAS NECESIDADES DE LA INDUSTRIA

• REDUCCION DE EMISONES DE NOx DE HASTA UN 75% CON RESPECTO A UNA

TURBINA DE SERVICIO PESADO.

• TURBINAS CON MAYOR GRADO DE MANTENIBILIDAD

• DEBIDO A QUE EN EL COMPRESOR SOLO SE COMPRIME AIRE, Y EN LA TURBINA

SE EXPANDEN GASES DE COMBUSTION EN MEZCLA CON EL VAPOR INYECTADO,

EL TRABAJO NETO DE LA TURBINA SE ELEVA EN GRAN MEDIDA.

• APROVECHAMIENTO DE LA ENERGIA RESIDUAL DE LOS GASES DE ESCAPE AL

GENRAR VAPOR.

DESVENTAJAS DEL CICLO STIG

LA GRAN CANTIDAD DE AGUA REQUERIDA PARA LA FORMACION DE VAPOR

REPRESENTA UN PROBLEMA IMPORTANTE, DEBIDO A QUE NO HAY

RECUPERACION DEL AGUA UTILIZADA.

CICLO AFBC

Consiste en la alimentación con combustible de un espacio abierto a la atmósfera donde se

encuentra un lecho (generalmente de caliza) que es fluidizado por una corriente de aire.

CICLO AFBC EN LECHO BURBUJEANTE

La primera aplicación fue en Virginia del Oeste en 1976 por la Compañía de Energía de

Monongahela. La producción de vapor era de 300.000 lb/h @ 1.325 psi – 925 °F.

La aplicación más grande fue diseñada por ABB, con capacidad de 160 MW en la estación de

Shawnee en Kentucky (1988), produciendo vapor a una tasa de 1.100.000 lb/h @ 1.800 psi – 1.000

°F.

CARACTERÍSTICAS

El lecho consta del 97% de caliza (o material inerte) y 3% de combustible, y está

suspendido en aire caliente primario.

La temperatura del lecho es controlada por la transferencia de calor por los tubos inmersos

en el lecho y por la cantidad de carbón en el lecho. Tiene quemadores de ignición para

elevar la temperatura del lecho a la «auto-ignición» (1200 °F)

El combustible se suministra por gravedad.

Cuenta con unos ductos de viento que entra en contacto con el combustible, por lo que se

disminuye la probabilidad de que haya elementos ajenos en las cámaras de aire.

PARAMETROS DE OPERACIÓN

Temperatura del lecho: 1.550 – 1650 °F

Velocidad superficial: 3 – 10 ft/s

Remoción de SO2: 90%

Eficiencia: 90 – 98%

Emisiones de NOx: 150 – 350 ppm

CICLO AFBC EN LECHO CIRCULANTE

Su desarrollo se inició en Alemania alrededor de 1955, y la primera aplicación tuvo lugar en 1979

en Finlandia, cuando se repotenció una unidad para generar vapor a una tasa de 45.000 lb/h @

1.230 psi – 970 °F, utilizando desperdicios de madera como combustible.

A comparación con el lecho burbujeante, el lecho circulante no es tan exigente con la preparación

del combustible, por lo que permite la implementación de una gran variedad de tipos de

combustibles.

PARAMETROS DE OPERACIÓN

Temperatura del lecho: 1.550 – 1650 °F

Velocidad superficial: 15 – 30 ft/s

Remoción de SO2: 90 – 95 %

Eficiencia: 98 – 99%

Emisiones de NOX: 10 – 100 ppm

COSTOS DEL CICLO AFBC

Está entre un 5 y 15 % por debajo que una planta pulverizadora de tamaño equivalente.

Para un rango de generación entre 150 y 300 MW el costo está entre 1.000 y 1.300

USD/kW.