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Universidad “Vladimir Ilich Lenin”
Facultad de Ciencias Técnicas
Departamento de Ingeniería Industrial
Trabajo de Diploma
Potencialidades de aumento de Cogeneración en la
Central Eléctrica de Grupos Electrógenos Fuel-oil
de 2,5MW Las Tunas
Autora: Mailet Ferrás Pérez.
Tutor: MSc. Ing. Daniel Rodríguez Peña.
Las Tunas, 2011
“Año 53 de la Revolución”
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A mis padres y hermana, por apoyarme incondicionalmente en todo momento
durante los cinco años de mi carrera y guiarme siempre por el camino correcto.
A mi abuelo Efraín Ferrás Pérez.
A mi familia de forma general por brindarme su granito de arena en los
momentos más difíciles.
TzÜtwxv|Å|xÇàTzÜtwxv|Å|xÇàTzÜtwxv|Å|xÇàTzÜtwxv|Å|xÇàÉáÉáÉáÉá
A mis padres por su apoyo en todo momento.
A mi tutor por su apoyo incondicional, lo cual fue decisivo en la culminación
exitosa de mis estudios.
A familiares, amigos y compañeros de estudio.
A todos los profesores que contribuyeron en mi formación.
A los trabajadores de los Grupos Electrógenos Fuel-oil de Las Tunas.
A todas aquellas personas que de una forma u otra hicieron posible la
realización de este trabajo.
A la Revolución Cubana, pues gracias a ella veo realizados mis sueños.
RESUMEN
El trabajo fue realizado en la Central Eléctrica de Grupos Electrógenos Fuel-oil Las
Tunas, centrándose en el Sistema de Recuperación de Calor como área de estudio.
El objetivo principal fue determinar las potencialidades energéticas existentes y
elaborar una propuesta adecuada de aumento en la cogeneración. El trabajo consta
de tres capítulos: el capítulo I aborda los fundamentos teóricos respecto al tema de
investigación; el capítulo II muestra las metodologías aplicadas y el capítulo III los
resultados obtenidos. Se realizó un diagnóstico del sistema, el cual arrojó que
aproximadamente 1491764,44$/año se pierden por concepto de energía térmica en
gases de escape; el rendimiento de la producción de energía eléctrica se comporta
como promedio de 42.81%; el rendimiento global del sistema de cogeneración oscila
como promedio a un 47,66%, por lo que el sistema tiene una reserva de aumentar su
eficiencia en un 12,34% aproximadamente, que representa un ahorro anual si se
utiliza de 767015,55$/ año; el rendimiento exergético fluctúa entre el 38 y 40% lo cual
se corresponde con los reportes de bibliografía. Por lo que a partir de sus
potencialidades tanto energéticas como por capacidad instalada es posible generar
vapor para procesos industriales entre los que se encuentran: la producción de hielo
y alimentos.
Palabras claves: Gases de escape, Cogeneración, Rendimiento, Potencialidades.
ABSTRACT
Work was accomplished at the Power Station of Generating Sets Fuel oil Las Tunas,
focusing in Recuperation's System of Heat like area of study. The principal objective
was to determine energetic existent potentialities and to elaborate a proposal made
suitable of increase in the cogeneration. This work consists of three chapters: The
chapter I tackle the theoretic basics in relation to the fact-finding theme; the chapter II
shows the methodologies applied and the chapter III the aftermath obtained.
Accomplish a diagnosis of system which as it threw up than approximately
1491764,44$ it lose year by way of steam-generated power in gases of escape; The
performance of production of electric power is put up with like average of 42,81 %;
The global performance of system of cogeneration oscillate on average to a 47.66 %
that system has a reserve to increase its efficiency in a 12.34 % approximately, that it
represents a yearly saving if it is utilized of 767015,55$ year; The performance
exegetic fluctuates among the 38 and 40 % That corresponds with the reports of
bibliography. Regarding splitting of this potentialities so much energetic like for
capability installed it is possible to generate steam for processes industrials that it
meet among: The production of ice and alimony.
Key words: Gases of escap, Cogeneration, Performances, Potentialities.
ÍNDICE
INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1
CAPÍTULO I. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL.............. ....................................... 5
1.1 INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS DE VAPOR ............................................................. 5
1.1.1 Sistemas de vapor....................................................................................... 6
1.1.1.1 El agua como sustancia de trabajo....................................................... 6
1.1.1.2 ¿Cuáles son las razones del uso preferente del agua como fluido
portador de calor sobre otros fluidos? .............................................................. 7
1.1.1.3 ¿Cuáles son las características que diferencian las fases vapor y
líquido? ............................................................................................................. 7
1.1.1.4 ¿Por qué se emplea el agua en fase vapor en preferencia a la fase
líquida? ............................................................................................................. 8
1.1.2 Componentes de un sistema de vapor........................................................ 8
1.1.3 Generadores de vapor ............................................................................... 9
1.1.3.1 Requerimientos que debe cumplir un generador de vapor .................. 9
1.1.4 Descripción y principios de funcionamiento de una caldera acuotubular de
circulación natural ...............................................................................................10
1.2 COMBUSTIÓN ......................................................................................................15
1.2.1 Combustión completa.................................................................................16
1.2.2 Combustión incompleta..............................................................................16
1.2.3 Combustión estequiométrica o teórica .......................................................17
1.2.4 Combustión con exceso de aire .................................................................17
1.2.5 Combustión con defecto de aire.................................................................17
1.2.6 Combustión de combustibles líquidos ........................................................17
1.2.2. Etapas del proceso de combustión de un combustible líquido ..............19
1.3 GASES DE ESCAPE..............................................................................................20
1.4 COGENERACIÓN .................................................................................................20
1.4.1 Conceptos básicos y filosofía de la cogeneración.....................................21
1.4.2 Beneficios e inconvenientes de la cogeneración.......................................22
1.4.3 Ventajas e inconvenientes de la cogeneración ..........................................23
1.4.4 Evolución de la cogeneración ...................................................................24
1.4.5 Elementos de un sistema de cogeneración................................................26
1.4.6 Clasificación de los sistemas de cogeneración ..........................................26
1.4.7 Cogeneración con Motores de Combustión Interna ...................................27
1.4.8 Rendimientos de los sistemas de cogeneración ........................................28
1.5 TRIGENERACIÓN ..................................................................................................30
CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS Y MATERIAL ES EMPLEADOS
...................................................................................................................................32
2.1. BREVE CARACTERIZACIÓN DE LA ENTIDAD .............................................................32
2.1.1. Caracterización del área objeto de estudio ...............................................33
2.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA APROVECHABLE EN PLANTA DE GENERACIÓN FUEL-OIL LAS
TUNAS......................................................................................................................34
2.2.1. Pérdidas por gases de escape..................................................................34
2.3. CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS .........................................................................37
2.3.1. Rendimiento Global del Sistema de Cogeneración...................................37
2.3.2 Rendimiento Exergético .............................................................................39
2.3.3 Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica ..................................42
CAPÍTULO III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ............... ...........................................43
3.1. PÉRDIDAS DE ENERGÍA APROVECHABLE EN PLANTA DE GENERACIÓN FUEL-OIL LAS
TUNAS......................................................................................................................43
3.1.1 Resultados del cálculo de la energía que se está utilizando, cuanto se está
perdiendo y qué por ciento representa de la energía primaria que entra al
sistema................................................................................................................44
3.2 ANÁLISIS DEL RESULTADO DEL CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS ..............................45
RECOMENDACIONES ..............................................................................................48
BIBLIOGRAFÍA ....................................... ..................................................................49
ANEXOS
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1
INTRODUCCIÓN
El Desarrollo Energético de la sociedad está basado en el uso de los combustibles
fósiles principalmente, y en menor medida, en dependencia del nivel de desarrollo y
disponibilidad de recursos naturales, se encuentra la energía nuclear y la hidráulica
(Turrini 2006). En los últimos años, debido a la escasez de combustibles fósiles y su
encarecimiento, es evidente la importancia del desarrollo de sistemas energéticos
que hagan un uso efectivo de los recursos no renovables como petróleo, gas
natural y carbón mineral. La presión sobre el uso de estos recursos, obliga a
utilizarlos cada vez de manera más racional y eficiente. La tendencia al
encarecimiento de la energía y al agotamiento de los recursos hídricos, está
presionando social y económicamente a la sociedad (Moran M.J 2000; Turrini
2006). Los más afectados son los países con menos recursos y desarrollo, pues la
presión no es proporcional al avance económico. Por lo anterior, los países con
sociedades y economías más vulnerables deben, para garantizar su supervivencia;
desarrollar, adoptar y adaptar metodologías que les permitan usar de manera
óptima sus recursos, así como asegurarse que esa inversión de recursos se
mantenga en el tiempo y garantice la sostenibilidad y evolución de las sociedades
(Turrini 2006).
A raíz de la crisis energética mundial, se trazó una nueva estrategia en nuestro país
llamada Revolución Energética. Esta política energética considera, entre otros, los
siguientes aspectos:
� Uso racional de la energía, con el máximo ahorro en su uso final y la
utilización de tecnologías de alta eficiencia.
� Desarrollo de tecnologías para el uso generalizado de las fuentes renovables
de energía, con un peso progresivo en el balance energético nacional.
� Participación de toda la sociedad.
Es frecuente encontrar fábricas en las que se están vertiendo a la atmósfera gases
de combustión a temperaturas mucho más altas de las que, racionalizando su uso,
deberían ser vertidos. El calor residual en los gases de la combustión supone una
importante pérdida de energía térmica en la industria. La Central Eléctrica de Grupos
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2
Electrógenos Fuel-oil Las Tunas que garantiza una disponibilidad sostenible de
energía eléctrica en el municipio no está exenta a esta realidad.
Esta central produce simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil, a partir
de la misma fuente primaria, para satisfacer sus requerimientos, conocido este
sistema como cogeneración. En un diagnóstico realizado al sistema de recuperación
de calor se pudo determinar que:
Situación Problémica.
� Parte de los gases de escape de los motores salen directo a la atmósfera sin
pasar por la caldera.
� Estos gases salen por las chimeneas a altas temperaturas, más de 3000C.
� Las calderas no trabajan a plena capacidad de generación de vapor.
� No se conocen la demanda de vapor, ni el consumo de combustible por
motores.
� Se desconoce el valor de las pérdidas de energía tanto en por ciento como en
dinero.
Por lo que se establece como problema científico :
¿Cómo determinar las potencialidades energéticas en los grupos electrógenos Fuel-
oil Las Tunas, para fundamentar una propuesta efectiva de aumento en la
cogeneración?
Objetivo principal de la investigación: Determinar las potencialidades energéticas
existentes en los grupos electrógenos Fuel-oil Las Tunas, y elaborar una propuesta
adecuada de aumento en la cogeneración.
Objeto de investigación: Eficiencia energética en las Plantas de Generación por
Motores de Combustión Interna.
Campo de acción: Cogeneración en Grupos electrógenos fuel-oil Las Tunas.
Atendiendo a este problema se define como hipótesis :
Si se determinan las potencialidades energéticas en los grupos electrógenos Fuel-oil
Las Tunas, se podrá elaborar una propuesta de posible aumento en la cogeneración.
Se trazan como objetivos específicos:
� Cuantificar las pérdidas de energía por los gases de escape.
� Evaluar el sistema de generación de vapor.
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3
� Elaborar propuesta de aumento en la cogeneración.
Tareas para darle cumplimiento a los objetivos:
� Realizar revisión bibliográfica.
� Caracterización y estudio del área de recuperación de calor de los gases de
escape.
� Determinar consumo de combustible y demanda de vapor por motores
funcionando.
� Cálculo de las propiedades térmicas de los gases de escape.
� Cuantificar el por ciento de pérdidas de calor en gases de escape.
� Determinar rendimientos del sistema y compararlos con los estándares,
(Rendimiento Global del Sistema de Cogeneración, Rendimiento Exergético y
Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica).
� Elaborar propuesta de aumento en la cogeneración.
Para el desarrollo de la investigación será utilizado el método científico como
método general del conocimiento y dentro de él serán relevantes los siguientes:
Métodos teóricos:
Método hipotético-deductivo: permite, mediante deducciones particulares,
demostrar el planteamiento de la hipótesis.
Método lógico-inductivo: permite la formación de hipótesis, investigación de leyes
científicas y sus demostraciones.
Método histórico-lógico: consiente en conocer la evolución y desarrollo del objeto o
fenómeno de investigación, con el fin de revelar su historia, las etapas principales de
su desenvolvimiento y las conexiones históricas fundamentales. Los métodos lógicos
se basan en el estudio histórico poniendo de manifiesto la lógica interna de
desarrollo, de su teoría y halla el conocimiento más profundo de esta, de su esencia.
La estructura lógica del objeto implica su modelación.
Método analítico-sintético: consiste en el análisis y síntesis, en sus múltiples
relaciones, y componentes, para facilitar su estudio y establecer la unión de las
partes previamente analizadas-sintetizadas, de forma concretas, las encuestas y
estadísticas para llegar a conclusiones.
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4
Métodos Empíricos:
Observación: se aprecia el hecho directamente.
Experimentación: implica alteración controlada de las condiciones naturales, de tal
forma que se establecerán modelos, se reproducirán condiciones, se abstraerán
rasgos distintivos del objeto o del problema.
La medición: se desarrolla con el objetivo de obtener la información numérica
acerca de una propiedad o cualidad del objeto o fenómeno, donde se comparan
magnitudes medibles y conocidas, es la atribución de valores numéricos a las
propiedades de los objetos.
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5
CAPÍTULO I. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL
En el presente capítulo se muestran los conceptos y temas abordados durante el
desarrollo de este trabajo, obtenidos de la investigación y consultas de diversas
fuentes bibliográficas, del uso de las páginas Web y de las conferencias recibidas.
1.1 Introducción a los sistemas de vapor
Los sistemas de vapor tienen hoy en día un uso muy extenso en aplicaciones
diversas, tales como generación de energía mecánica y eléctrica, como agente
calefactor en servicios comerciales e industriales, y como materia prima en
determinados procesos, entre otros(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007).
El vapor es utilizado de forma general como fuente de calor o para generar potencia
mecánica. En las plantas térmicas el vapor se expande en una turbina, su energía es
transformada en potencia mecánica, y esta a su vez en potencia eléctrica. En los
procesos industriales el vapor es utilizado como fuente de calor para múltiples
aplicaciones. En los sistemas de energía total, o esquemas de cogeneración, el
vapor se utiliza para la producción combinada o secuencial de energía eléctrica y
térmica, lo cual incrementa la eficiencia global del sistema(Borroto, A y cols. 2006;
Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007).
El elemento central en un sistema de vapor lo constituye el generador de vapor o
caldera de vapor, el cual tiene la función de transferir al agua, la energía en forma de
calor de los gases producto de la combustión de la sustancia combustible, para que
esta se convierta en vapor(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez
y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007).
El generador de vapor está constituido por un conjunto de superficies de
calentamiento y equipos, integrados en un esquema tecnológico para generar y
entregar vapor en la cantidad, con los parámetros, calidad y en el momento requerido
por los equipos de uso final, en forma continua y operación económica y segura, a
partir de la energía liberada en la combustión de un combustible orgánico(Borroto, A
y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Felice y All
1987; Nordelo 2007).
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6
1.1.1 Sistemas de vapor
En las instalaciones industriales el vapor de agua se utiliza para diferentes fines, pero
todos ellos pueden agruparse en tres servicios básicos, los que en muchos casos se
presentan simultáneamente(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González
Pérez y De Armas Teyra 2010; Felice y All 1987; Nordelo 2007):
� Como fuente de energía térmica.
� Para producir potencia mecánica para ser utilizada directamente o bien para
su conversión posterior en electricidad.
� Como materia prima para el proceso.
En los esquemas de cogeneración a vapor típicos de instalaciones industriales, el
vapor se utiliza para la producción de potencia y además como fuente de energía
térmica para el proceso. En este tipo de instalación el vapor de extracción o de
escape de los motores primarios se envía al proceso para satisfacer los
requerimientos de energía térmica del mismo, existiendo diversas alternativas para
balancear la relación potencia/calor(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas
Teyra 2010). Algunas plantas de cogeneración están interconectadas con la red del
sistema eléctrico nacional lo que le permite entregar energía eléctrica cuando sobra y
consumir de la red en los momentos en que se requiere. Esta operación
interconectada, permite balancear la relación calor- electricidad sin necesidad de
pasar vapor por estaciones reductoras y aumenta la eficiencia energética de la
planta(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra
2010; Felice y All 1987; Nordelo 2007).
1.1.1.1 El agua como sustancia de trabajo
Salvo en el caso en que el vapor se utiliza como materia prima para un proceso, en
el resto de los casos el vapor actúa como un transportador de energía, trasladando
una parte de la energía química liberada en la combustión del combustible desde el
generador de vapor hasta los diferentes equipos de la instalación(Faires 1991;
Glasstone 1979; Hougen O.A 1978; Martín y Batista 2009; Molina Igartua 1993;
Moran M.J 2000; Shields 1969).
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7
1.1.1.2 ¿Cuáles son las razones del uso preferente del agua como fluido
portador de calor sobre otros fluidos?
Básicamente son tres las razones para ello(Faires 1991; Glasstone 1979; Hougen
O.A 1978; Martín y Batista 2009; Molina Igartua 1993; Moran M.J 2000; Shields
1969):
1. La abundancia del agua.
2. Su bajo costo.
3. Sus favorables propiedades, dentro de las que se pueden mencionar:
� Alto calor específico
� Alto calor latente
� Relativamente baja viscosidad
� Alto coeficiente pelicular de transferencia de calor
� Alta temperatura de saturación a presiones relativamente bajas
� Bajo consumo de potencia de bombeo
� No es tóxica, ni inflamable, ni corrosiva
1.1.1.3 ¿Cuáles son las características que diferen cian las fases vapor y
líquido?
Un líquido se caracteriza por(Faires 1991; Kirillin; Sichev y Sheindlin 1986; Martínez
2005; Mccabe 1985; Moran M.J 2000; Moreno Figueredo y Fernández Serna 1986;
Ocon 1952; Vázquez Vázquez 1997; Vennard y Street 1986; Warren Mccabe y Smith
1981; Zemansk y Freedman 1996):
� Ser prácticamente incompresible.
� Tener un volumen determinado y adaptar su forma al recipiente que lo
contiene.
Un gas se caracteriza por:
� Ser altamente compresible. Su volumen específico varía grandemente con la
presión.
� Expandirse o difundirse indefinidamente con las únicas limitaciones de las
fuerzas gravitacionales o de las paredes del recipiente que lo contiene.
Los vapores se encuentran en fase gaseosa, pero cerca de la condensación.
Mientras mayor sea la temperatura del vapor por encima de la temperatura de
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8
saturación correspondiente a su presión, esto es su sobrecalentamiento, más se
acercará su comportamiento a de un gas(Faires 1991; Kirillin; Sichev y Sheindlin
1986; Martínez 2005; Mccabe 1985; Moran M.J 2000; Moreno Figueredo y
Fernández Serna 1986; Ocon 1952; Vázquez Vázquez 1997; Vennard y Street 1986;
Warren Mccabe y Smith 1981; Zemansk y Freedman 1996).
1.1.1.4 ¿Por qué se emplea el agua en fase vapor en preferencia a la fase
líquida?
Las razones principales para ello son las siguientes(Faires 1991; Glasstone 1979;
Hougen O.A 1978; Kirillin; Sichev y Sheindlin 1986; Kong 2001; Martín y Batista
2009; Moran M.J 2000; Nordelo 2007; Ocon 1952; Rakopoulos y Giakoumis 2005):
� El contenido energético del vapor es muy superior al del líquido a igualdad de
masa, temperatura y presión.
� El vapor se autotransporta sin necesidad de equipos de bombeo, aunque
sobre la base de consumir parte de la energía aportada por el combustible
para vencer la resistencia de las tuberías.
� El vapor en condensación permite alcanzar mayores coeficientes de
transferencia de calor y un mejor control de la temperatura en los procesos.
� Resulta más fácil satisfacer demandas de energía térmica a diferentes
temperaturas.
1.1.2 Componentes de un sistema de vapor
1. Generador de vapor (caldera) y sus auxiliares.
2. Tuberías de vapor.
3. Válvulas de regulación.
4. Equipos consumidores.
- Motores Primarios: Máquinas de Vapor, Turbinas
- Equipos de Proceso: Intercambiadores, Evaporadores, Secadores, Reactores
5. Trampas de Vapor, sellos barométricos, controles de nivel.
6. Sistema de condensado: Tuberías, Tanques, Bombas.
7. Sistema de agua de alimentación: Tanques, Bomba, Calentadores.
8. Sistema de tratamiento de agua.
9. Instrumentación y sistemas de control.
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9
1.1.3 Generadores de vapor
La energía térmica para usos industriales se puede obtener a partir de varias fuentes,
aunque en la mayoría de los casos, se obtiene a partir de la energía química liberada
en forma de calor por los combustibles, al quemarse en los hogares de los
generadores de vapor. De ahí la importancia que tiene la correcta explotación de
estos equipos, logrando una operación óptima y eficiente(Alegría Felices 1982;
Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;
Conae 2002; Faires 1991; Felice y All 1987; Moran M.J 2000; Nordelo 2007; Shields
1969).
Un generador de vapor es un conjunto de equipos y agregados auxiliares, integrados
en un esquema tecnológico con el objetivo de producir vapor a partir de agua de
alimentación, para lo cual utilizan energía proveniente de una fuente de calor(Alegría
Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas
Teyra 2010; Conae 2002; Faires 1991; Felice y All 1987; Moran M.J 2000; Nordelo
2007; Shields 1969).
La fuente de calor puede ser(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Faires 1991; Felice y
All 1987; Glasstone 1979; Molina Igartua 1993; Moran M.J 2000; Nordelo 2007;
Shields 1969; Turrini 2006):
� Combustión: Generadores de vapor convencionales.
� Calor residual o gases de escape: Calderas recuperadoras.
� Fisión nuclear: Generadores de vapor de centrales nucleares.
1.1.3.1 Requerimientos que debe cumplir un generad or de vapor
Un generador de vapor debe responder a los siguientes requerimientos(Alegría
Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas
Teyra 2010; Conae 2002; Faires 1991; Felice y All 1987; Moran M.J 2000; Nordelo
2007; Shields 1969):
1. Satisfacer demanda de vapor: flujo, presión, temperatura, calidad (producción
de potencia, calor, requerimientos de proceso).
2. Eficiencia térmica: mantenerla en el rango de carga.
3. Confiabilidad: alta disponibilidad.
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10
4. Costo: inicial, operación, mantenimiento y reparación.
5. Impacto ambiental: límites de emisiones.
1.1.4 Descripción y principios de funcionamiento de una caldera acuotubular de
circulación natural
Las calderas de tubos de agua son generalmente medianas o grandes y están
formadas por domos interconectados por tubos. Los tubos tienen la función de
trasladar el agua a las zonas de absorción de calor y conducir la mezcla agua –
vapor hacia el domo, por ello, de hecho, constituyen las superficies de transferencia
de calor. Los domos tienen la función de almacenar el agua y el vapor, y como no
tienen que contener ninguna flusería, pueden hacerse de diámetros menores que los
cascos de las calderas de tubos de fuego, lo que permite incrementar las presiones
de trabajo. Los tubos, por ser de diámetros pequeños, resisten también altas
presiones(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Conae 2002; Felice y All
1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
La generación de vapor en las calderas de tubos de agua no se ve limitada, como en
las de tubos de fuego, por la superficie de transferencia de calor, pues colocando
mayor cantidad de tubos ésta puede incrementarse cuanto se desee, dentro de
ciertos límites lógicos de diseño. Lo anterior permite que estas calderas logren
grandes generaciones de vapor(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Conae
2002; Felice y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
Las calderas de tubos de agua pueden operar con cualquier tipo de combustible ya
que presentan una gran flexibilidad para el diseño de sus hornos. La generación de
vapor sobrecalentado en estas calderas es también fácil y por lo general lo
suministran en dicho estado(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Conae
2002; Felice y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
Las características generales de las calderas de tubos de agua, en comparación con
las de tubos de fuego, son las siguientes(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols.
2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Felice
y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007):
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
11
� Son calderas medianas y grandes con producciones superiores a los 15 000
kg/h y presiones hasta cercanas a la crítica. Suministran por lo general vapor
sobrecalentado.
� Tienen poca capacitancia de agua, por ello el nivel de agua les fluctúa con
rapidez y tienen un arranque relativamente rápido.
� El costo de la instalación es grande, llevan una importante obra estructural y
refractaria.
� Presentan una alta eficiencia (Generalmente: 80-92 %).
� Las calderas de tubos de agua se utilizan ampliamente en las empresas
industriales, centrales azucareros, textileras, refinerías, fábricas de papel, de
fertilizantes y muchas otras.
Partes componentes de una caldera acuotubular(Alegría Felices 1982; Borroto, A y
cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;
Felice y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007):
1. Horno.
2. Quemadores.
3. Superficies de calentamiento:
• Paredes de agua
• Superficie de caldera
• Sobrecalentador
• Economizador
• Calentador de aire
4. Domo.
5. Bomba de alimentación.
6. Sistema de Tiro.
• Ventilador de tiro forzado
• Ventilador de tiro inducido
• Chimenea
7. Cimentación y soporte.
8. Refractarios.
9. Instrumentos y controles automáticos.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
12
10. Accesorios de caldera.
Descripción de los diferentes circuitos de un generador de vapor acuotubular de
circulación natural(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Felice y All 1987; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007):
Circuito de combustible.
El combustible una vez preparado y con las características adecuadas para
garantizar una buena combustión es suministrado al horno donde se produce la
reacción química de la combustión(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006;
Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Felice y All
1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
Circuito de aire.
Para que ocurra el proceso de combustión es necesaria la presencia de un
comburente, que en el caso de los generadores de vapor es el aire, el cual puede
precalentarse previamente para facilitar el proceso, este aire se suministra en
exceso para lograr que exista suficiente oxígeno y garantizar una combustión
completa. El aire es impulsado por los ventiladores de tiro forzado, llega la calentador
de aire y de ahí es suministrado al horno para la combustión. Los ventiladores de tiro
forzado incluyen los ventiladores de aire primario y los de aire secundario(Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Nordelo 2007;
Shields 1969).
Circuito de gases.
Para mantener la combustión y lograr la transferencia del calor liberado en ella a la
sustancia de trabajo es necesario extraer los productos de combustión del horno, y
luego hacerlos circular a través de las diferentes superficies de calentamiento. Esta
corriente de los gases es originada por la diferencia de presiones entre el horno y el
punto de escape de los gases de la caldera creada por el ventilador de tiro inducido
y/o el tiro natural de la chimenea(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra
2010; Conae 2002; Nordelo 2007; Shields 1969).
El recorrido de los gases comienza en el horno, prosigue por la superficie
evaporativa o superficie de caldera, el sobrecalentador, economizador y calentador
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13
de aire hasta llegar a la chimenea para ser descargados a la atmósfera. Durante todo
su recorrido los gases transfieren su calor al agua, vapor y aire en cada uno de los
equipos(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;
Nordelo 2007; Shields 1969).
Circuito de agua.
El agua es suministrada al generador de vapor por la bomba de agua de alimentar. El
agua circula por el economizador, pasa al domo y pasa desde este por los tubos
descendentes a los colectores inferiores o al domo inferior, de donde se alimentan
las paredes de agua o los tubos ascendentes o evaporadores, en las cuales se forma
la mezcla agua vapor. Esta mezcla se descarga en el domo que tiene como función
separar el agua del vapor, el agua que no se convierte en vapor baja por los tubos
descendentes conjuntamente con el agua de alimentación y se repite el ciclo(Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín y Batista
2009; Nordelo 2007; Shields 1969).
Circuito de vapor.
El vapor separado en el domo pasa al sobrecalentador donde se eleva la
temperatura del vapor por encima de la temperatura de saturación correspondiente a
la presión del domo, alcanzando los parámetros requeridos para el proceso(Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín y Batista
2009; Nordelo 2007; Shields 1969).
Superficies de calefacción.
Se definen como superficies de calefacción aquellas superficies de transferencia de
calor, que son bañadas por los gases de la combustión de un lado y por el agua o
vapor o aire por el otro, logrando el intercambio de calor entre los gases y las
sustancias de trabajo(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;
Conae 2002; Holman 1998; Kern 1979; Kong 2001; Lienhard Iv 2002; Martín y
Batista 2009; Mccabe 1985; Nordelo 2007; Shields 1969).
Las superficies de calentamiento están conformadas por regla general por haces de
tubos, cuya forma y disposición dependen del diseño y capacidad de la caldera, así
como de su presión de trabajo; de acuerdo con esto se encuentran la siguiente
disposición(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;
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14
Holman 1998; Kern 1979; Kong 2001; Lienhard Iv 2002; Martín y Batista 2009;
Mccabe 1985; Nordelo 2007; Shields 1969):
Calderas de Mediana presión y un solo domo.
La superficie evaporadora principal está localizada en el horno en forma de paredes
de agua mientras que el pequeño banco de tubos convectivos consiste en una
distribución especial que forma la parte semirradiante de la caldera(Nordelo 2007).
Domo.
Su función es separar el agua del vapor, el vapor se acumula en la parte superior
por diferencia de densidades y de aquí pasa a los sobrecalentadores. Posee equipos
interiores llamados separadores que ayudan a la eficiente separación de la mezcla, a
evitar arrastres de agua y a garantizar la calidad del vapor requerida(Nordelo 2007).
Paredes de agua.
Las paredes de agua o pantallas radiantes no son más que tubos que cubren la
mayor parte de la superficie interior del horno, por dentro de los tubos circula el agua
y por fuera los gases calientes y las llamas. En estas la transferencia de calor se
efectúa principalmente por radiación. En el interior de estos tubos se forma la mezcla
agua-vapor, que asciende por diferencia de densidades y se descarga al
domo(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín
y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields 1969).
Circulación del agua.
La circulación del agua y la mezcla agua-vapor en una caldera de circulación natural
se origina debido a la diferencia de densidades entre el agua y el vapor. La fuerza
motriz que produce la circulación en este tipo de calderas se calcula por la siguiente
expresión(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;
Martín y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields 1969):
)( mlevm hP γγ −⋅= 1.1
Donde:
Pm → Carga motriz, kg/m2
hev→ Altura del tramo evaporador, m
γl → Peso específico del líquido saturado, kg/m3
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15
γm → Peso específico de la mezcla, kg/m3
Una correcta circulación del agua en las superficies evaporativas de la caldera
favorece una eficiente transmisión de calor, pero sobre todo garantiza el enfriamiento
de los tubos y por tanto, la seguridad de la caldera(Borroto Nordelo; González Pérez
y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields
1969).
Circulación de los gases.
La circulación de los gases producto de la combustión a través de las superficies de
calentamiento se logra mediante el sistema de tiro, el cual puede ser de tiro natural o
de tiro mecánico. El tiro natural es aquel que crea la chimenea sin que intervenga
algún equipo mecánico, este tiro teórico se expresa por la siguiente
expresión(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;
Martín y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields 1969):
ie PPP −=∆ 1.2
Donde:
Pe→ Presión en el exterior a la altura de la base de la chimenea.
Pi → Presión en el interior a la altura de la base de la chimenea.
Sustituyendo los valores de presión la ecuación a utilizar es la siguiente:
( )gaZP ρρ −=∆ Kg/cm2 1.3
Donde:
Z → Altura de la chimenea m
ρa → Densidad del aire kg/m3
ρg → Densidad del gas kg/m3
1.2 Combustión
La reacción de combustión se basa en la reacción química exotérmica de una
sustancia o mezcla de sustancias llamada combustible con el oxígeno. Es
característica de esta reacción la formación de una llama, que es la masa gaseosa
incandescente que emite luz y calor, que está en contacto con la sustancia
combustible. Puede llevarse a cabo directamente con el oxígeno o bien con una
mezcla de sustancias que contengan oxígeno, llamada comburente, siendo el aire
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16
atmosférico el comburente más habitual(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
La reacción del combustible con el oxígeno origina sustancias gaseosas entre las
cuales las más comunes son CO2 y H2O. Se denominan en forma genérica productos,
humos o gases de combustión. Es importante destacar que el combustible solo
reacciona con el oxígeno y no con el nitrógeno, el otro componente del aire. Por lo
tanto el nitrógeno del aire pasará íntegramente a los productos de combustión sin
reaccionar. Entre las sustancias más comunes que se pueden encontrar en los
productos o humos de la reacción se encuentran(Alegría Felices 1982; Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007; Wikipedia 2010):
• CO2
• H2O como vapor de agua
• N2
• O2
• CO
• H2
• Carbono en forma de hollín
• SO2
De acuerdo a como se produzcan las reacciones de combustión, estas pueden ser
de distintos tipos.
1.2.1 Combustión completa
Ocurre cuando las sustancias combustibles reaccionan hasta el máximo grado
posible de oxidación. En este caso no habrá presencia de sustancias combustibles
en los productos o humos de la reacción(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
1.2.2 Combustión incompleta
Se produce cuando no se alcanza el grado máximo de oxidación y hay presencia de
sustancias combustibles en los gases o humos de la reacción(Alegría Felices 1982;
Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978;
Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
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17
1.2.3 Combustión estequiométrica o teórica
Es la combustión que se lleva a cabo con la cantidad mínima de aire para que no
existan sustancias combustibles en los gases de reacción. En este tipo de
combustión no hay presencia de oxígeno en los humos, debido a que este se ha
empleado íntegramente en la reacción(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
1.2.4 Combustión con exceso de aire
Es la reacción que se produce con una cantidad de aire superior al mínimo
necesario. Cuando se utiliza un exceso de aire, la combustión tiende a no producir
sustancias combustibles en los gases de reacción. En este tipo de combustión es
típica la presencia de oxígeno en los gases de combustión. La razón por la cual se
utiliza normalmente un exceso de aire es hacer reaccionar completamente el
combustible disponible en el proceso(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
1.2.5 Combustión con defecto de aire
Es la reacción que se produce con una menor cantidad de aire que el mínimo
necesario. En este tipo de reacción es característica la presencia de sustancias
combustibles en los gases o humos de reacción(Alegría Felices 1982; Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985;
Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
1.2.6 Combustión de combustibles líquidos
Para los combustibles líquidos derivados del petróleo empleados en calderas, la
temperatura de ignición es superior a la de ebullición, y, por tanto, primero ocurre la
evaporación del combustible, luego los vapores de combustible se mezclan con el
aire, se calientan hasta la temperatura de inflamación y por último se queman(Alegría
Felices 1982; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A
1978; Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
La pequeña gota de líquido, formada por la atomización del combustible dentro del
horno, comienza a recibir calor de los gases calientes y las llamas que la rodean;
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18
esto hace que las fracciones más ligeras se evaporen y la envuelvan formando una
nube de vapores, los cuales se difunden al medio circundante(Alegría Felices 1982;
Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978;
Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
Con la continuidad del flujo de calor esta zona se desarrolla y se comienza a mezclar
por difusión con el oxígeno del aire. En la superficie de esta zona se provoca una
concentración tal de oxígeno, que con la alta temperatura del horno se inicia la
reacción de combustión y la formación de la llama. El comienzo de la reacción de
combustión provoca el desprendimiento de calor, parte del cual acelera el proceso de
ebullición de la gota y el resto se transfiere al medio por radicación y por convección
mediante los propios gases productos de la reacción, que se desprenden y pasan a
formar parte de la masa de gases calientes(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
Como resultado de estos procesos, a una determinada distancia rest de la gota de
combustible, se alcanza la relación estequiométrica entre los gases combustibles y el
oxígeno, y en esta zona se establece el frente de llama, formando una esfera
alrededor de la gota de combustible(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo; González
Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina Igartua
1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
( ) gest rr ⋅−= 104 1.4
Donde:
rg → Radio de la gota
De este modo, la velocidad de la combustión de una gota de combustible líquido
depende de la velocidad de evaporación en la superficie de la gota, de la velocidad
de difusión del oxígeno hacia la zona de combustión y de la velocidad de la reacción
química en la zona de combustión(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo; González
Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina Igartua
1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
La velocidad de la reacción en un medio gaseoso es muy alta, y no retrasa el
proceso de combustión. La cantidad de oxígeno que se difunde a través de una
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19
superficie esférica es proporcional al cuadrado de su diámetro, por lo que una
pequeña separación de la zona de combustión de la superficie de la gota incrementa
significativamente la difusión del oxígeno. Consecuentemente, la velocidad de la
combustión de una gota de combustible líquido está determinada por la velocidad del
proceso de evaporación. El proceso de combustión de una gota de combustible
líquido transcurre por las siguientes etapas (Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
1.2.2. Etapas del proceso de combustión de un combu stible líquido
� Calentamiento.
� Evaporación.
� Formación de la mezcla.
Calentamiento de la mezcla e inflamación del combustible.
La pulverización del combustible en gotas de muy pequeño diámetro constituye el
factor esencial para lograr una alta eficiencia en la combustión de los combustibles
líquidos. Al disminuir el diámetro de las gotas se incrementa la transferencia de calor
entre las gotas y el medio circundante, pues el área total de intercambio aumenta,
aumentando sensiblemente la velocidad del proceso de combustión y permitiendo
alcanzar mayores eficiencias en el mismo(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).
Para lograr una correcta combustión de estas sustancias, deben garantizarse los
siguientes aspectos(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo; González Pérez y De
Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo
2007; Wikipedia 2010):
� Atomización adecuada del combustible.
� Suministro del oxígeno suficiente a cada uno de los puntos donde hay
combustible.
� Diseño aerodinámico de la cámara del horno, que garantice un mezclado
apropiado de los productos de la combustión incompleta con el aire que
facilitará el fin de su combustión.
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20
� Suministro correcto del aire a la raíz de la llama para garantizar el mezclado
del oxígeno y el combustible y evitar que por descomposición térmica se forme
hollín.
� Adecuada temperatura en la cámara del horno para asegurar la estabilidad del
proceso.
1.3 Gases de escape
El calor residual en los gases de la combustión supone una importante pérdida de
energía térmica en la industria. Es frecuente encontrar fábricas en las que se están
vertiendo a la atmósfera gases de combustión a temperaturas mucho más altas de
las que, racionalizando su uso, deberían ser vertidos. Ello supone a la empresa
utilizadora de energía un incremento importante en los costes de producción(Molina
Igartua 1993; Nordelo 2007).
En un intento aproximado de cuantificación se puede decir que, una disminución de
200C en la temperatura de salida de los gases supone aproximadamente, en
calderas, un aumente del 1% en el rendimiento(Molina Igartua 1993).
En cuanto a las posibilidades de descenso en la temperatura de los gases ha habido,
e incluso hay todavía en la actualidad, información escrita errónea, que afirma que
por debajo de ciertas temperaturas no es posible pasar como consecuencia de
ciertos problemas asociados, tales como el rocío ácido. Es cierto que el rocío ácido
es una limitación al descenso en la temperatura de los gases; sin embargo este
problema empieza a temperaturas que permiten ahorros considerables(Alegría
Felices 1982; Molina Igartua 1993).
1.4 Cogeneración
La cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente
energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria), si además se
produce frío (hielo, agua fría, aire frío, por ejemplo) se llama Trigeneración. La
ventaja de la cogeneración es su mayor eficiencia energética ya que se aprovecha
tanto el calor como la energía mecánica o eléctrica de un único proceso, en vez de
utilizar una central eléctrica convencional y para las necesidades de calor una
caldera convencional(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez y
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
21
De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua 1993;
Nordelo 2007).
1.4.1 Conceptos básicos y filosofía de la cogenera ción
La cogeneración es la producción secuencial de energía eléctrica o mecánica y de
energía térmica útil, a partir de la misma fuente primaria. Cuando la energía para
producir la electricidad o el trabajo mecánico se extrae de una corriente de energía
térmica anterior a un proceso, el esquema se conoce como Sistema Superior
("topping cycles"). Inversamente, cuando la electricidad o la energía mecánica se
extraen de la corriente térmica proveniente de un proceso, el esquema se conoce
como Sistema Inferior ("bottoming cycles")(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co
2007; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
La cogeneración posee varias ventajas importantes con respecto a la producción
separada de calor y electricidad. La energía se utiliza más eficientemente, tanto en
términos de la Primera Ley de la Termodinámica como de la Segunda Ley. Se
obtiene una reducción en el consumo total de energía primaria, con la consiguiente
reducción del impacto ambiental. Para la empresa, si bien consumirá entre un 5 y 10
% más de energía primaria, la diferencia entre el precio de la electricidad y el
combustible por unidad energética, representará un importante ahorro económico. La
cogeneración posibilita además, flexibilidad en el uso de combustibles, mejora la
seguridad del suministro de energía, y favorece el desarrollo de regiones alejadas de
las redes de suministro eléctrico(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007;
Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
Las tecnologías de cogeneración son aplicables a una amplia gama de sectores
industriales e instalaciones, en las que se utiliza calor de proceso, y las tecnologías
necesarias para su aplicación están técnicamente desarrolladas y disponibles
comercialmente(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez y De
Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua 1993;
Nordelo 2007).
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
22
La cogeneración es un término relativamente nuevo, pero sin embargo el concepto
que describe el proceso data de más de cien años. Se ha dicho que la palabra
Cogeneración fue acuñada por el Presidente de los Estados Unidos, James Carter,
quien en su mensaje del 20 de abril de 1977 sobre energía, la definió como la
producción de electricidad y otras formas de energía útil (tales como calor o vapor de
proceso) en la misma instalación(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo;
González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007;
Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
La tecnología necesaria para una cogeneración económica está disponible, es una
tecnología suficientemente madura. En las pasadas décadas las barreras han sido
fundamentalmente institucionales, los que han sido determinantes en su bajo nivel de
aplicación en la actualidad(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra
2010).
1.4.2 Beneficios e inconvenientes de la cogeneraci ón
En términos generales, los beneficios potenciales de la cogeneración son(Borroto
Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010):
� Ahorros de energía primaria. Incrementando la capacidad de cogeneración en
la industria, puede ayudar a reducir el consumo de combustibles que
actualmente se usan en las plantas de generación de potencia.
� Incremento de la eficiencia de distribución. Las pérdidas por transformación y
distribución disminuyen al tener a los sistemas generadores ubicados en los
centros de consumo.
� Difiere inversiones requeridas en ampliar la capacidad instalada en el país.
Con los sistemas de cogeneración industrial se disminuye el crecimiento de la
demanda, por lo que el crecimiento de la oferta se puede realizar más
lentamente, lo que implica disminuir la velocidad de construcción de nuevas
plantas generadoras.
� Reduce emisiones globales. Al disminuir globalmente el uso de energía
primaria, produce que las emisiones derivadas de la combustión de
combustibles fósiles disminuyan, con el consiguiente beneficio.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
23
A pesar de las grandes ventajas que tiene la cogeneración existen una serie de
inconvenientes(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010).
� Los sistemas de cogeneración requieren de una inversión sustancial, que
muchas compañías no están en disposición de erogar por tratarse de un
proyecto que no incrementa su capacidad de producción, aunque sea
altamente favorable. Los sistemas de cogeneración pueden llegar a ser
complejos en su diseño, instalación y operación, por lo que requieren la
utilización de empresas o personas bien capacitadas en esta área.
� En algunos proyectos su economía puede ser muy sensible a los costos de
energía eléctrica y de los combustibles, los cuales son impredecibles, aunque
la tendencia normal es hacia la alza, por lo menos en el mediano plazo. Para
los proyectos que son altamente dependientes de la venta de excedentes a la
red, deben de buscar contratos a largo plazo con precios de compra que
mantengan la rentabilidad del proyecto.
1.4.3 Ventajas e inconvenientes de la cogeneración
Para el País(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010):
� Ahorro de energía primaria, tal como ya se ha indicado.
� Mayor diversificación energética gracias al aprovechamiento de calores
residuales y combustible derivados del proceso.
� Disminución de la contaminación como resultado del menos consumo global
de combustible.
� Ahorro económico debido al menos coste de generación, y sobre todo, de
distribución de la calidad de la electricidad respecto a los sistemas
convencionales.
� Desarrollo de un mercado de bienes de equipo nacionales, especialmente
equipos auxiliares generadores de vapor, alternadores u transformadores.
Inconvenientes
� Necesidades de una normativa adecuada para regular y resolver los
numerosos posibles puntos conflictivos que pueden presentarse en las
relaciones cogenerador-compañía eléctrica.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
24
� Exigencia de una infraestructura adecuada para el correcto mantenimiento de
las instalaciones.
Para compañía eléctrica(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010):
Ventajas
� Incremento en la garantía del suministro eléctrico.
� Posibilidad de rebajar la potencia de reserva.
� Utilización más económica de sus medios de producción al suministrar la
cogeneración a aquellas centrales con costes de generación más altos.
� Construcción de nuevas centrales de forma incremental a pequeña escala, en
lugar de construir grandes centrales en previsión de un incremento de
demanda de energía a largo plazo incurriendo fácilmente en una
sobreestimación.
Inconvenientes
� Problemas de regulación de la red al conectar en paralelo de los equipos del
generador con la red de distribución debido a los intercambios de energía
entre ambos y a los posibles fallos de suministro de los equipos del
cogenerador.
� Menor mercado. El cogenerador reduce el suministro de la compañía eléctrica
con su propio autoabastecimiento y con la posible venta a la red o a terceros
1.4.4 Evolución de la cogeneración
El término cogeneración es relativamente nuevo, pero sin embargo el concepto que
describe el proceso data de más de cien años. Los europeos, que fueron los
pioneros en la utilización de esta forma de producción de energía, la usaban desde
finales del siglo XIX(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez y
De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua 1993;
Nordelo 2007).
A principios del siglo XX los sistemas de cogeneración, producían más del 50% de la
energía demandada por la industria. Sin embargo, este porcentaje cayó al 15% en
los años 50 y hasta menos del 5 en la década de los 70(Borroto, Anibal Et All 2002;
Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy
Industries Co 2007; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
25
A partir del desarrollo de la producción de electricidad y la expansión de las redes
eléctricas en los años de 1920, el uso de la cogeneración comenzó a declinar. Las
compañías eléctricas suministraban un servicio más barato y muy confiable. Otros
factores contribuyeron a reducir el empleo de la cogeneración tales como el aumento
de legislaciones restrictivas sobre la generación de electricidad, las políticas de las
compañías eléctricas para desestimular la autogeneración, el bajo costo de la
energía, representando un porcentaje decreciente de los costos totales, así como los
avances tecnológicos en la fabricación de calderas compactas(Borroto, Anibal Et All
2002; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy
Industries Co 2007; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
La importancia y el uso de la cogeneración fue disminuyendo debido a:
� Extensión de las redes eléctricas
� Bajos costos de la energía primaria
� Tarifas eléctricas subsidiadas
� Oposición de las compañías eléctricas nacionales.
En los años 40 cerca del 20 % de la electricidad en los Estados Unidos era producida
en plantas de cogeneración, mientras que a mediados de los 70 esta tasa era solo
del 5 %(Romero 2009).
A partir de mediados de la década de los 70, ésta tecnología resurge debido
a(Romero 2009):
� Alza de los precios de los combustibles y encarecimiento de la energía
eléctrica producida en centrales térmicas.
� Manifestaciones cada vez más evidentes y graves de los impactos
ambientales de la producción y uso de la energía.
El cambio en el panorama energético que se produce a partir de la década de los 70,
revive el interés de la industria en la cogeneración como una fuente estable de
electricidad más barata. Este interés se extiende al sector de los servicios,
apareciendo el concepto de la trigeneración como vía para adecuar la relación
calor/electricidad a los rangos viables para sistemas de cogeneración(Romero 2009).
En los años 80 recibe el uso de la cogeneración un impulso adicional, dado por:
� Nuevas legislaciones en algunos países
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26
� Desarrollos tecnológicos:
� Incremento de eficiencia de las turbinas de gas (de 15-20% a 35%). Nuevos
materiales, Mejoras en los ciclos.
� Introducción de turbinas aeroderivadas.
� Desarrollo de calderas recuperadoras.
� Inicio de tecnología de gasificación.
� Ciclo Combinado Vapor-Gas.
� Sistemas de cogeneración tipo paquete.
� Motores de combustión interna más eficientes (40%).
1.4.5 Elementos de un sistema de cogeneración(Borro to Nordelo; González
Pérez y De Armas Teyra 2010)
Fuente de energía
Gas Natural Petróleo Carbón
Biomasa, otros.
Motor Primario Turbina de vapor Turbina de gas
Motor de combustión interna
Sistema de aprovechamiento de energía mecánica
Compresores Bombas
Generadores eléctricos
Elementos de un sistema de Cogeneración
Sistema de aprovechamiento de calor
Caldera convencional Caldera recuperadora Hornos y Secadores
Intercambiadores de calor
1.4.6 Clasificación de los sistemas de cogeneración
De acuerdo al orden o posición relativa de la generación de energía eléctrica y
térmica se clasifican en(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez
y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua
1993; Nordelo 2007):
� Sistemas superiores, en los cuales la energía primaria se emplea para obtener
un fluido a alta temperatura, con el que se genera energía mecánica y/o
Tabla 1.1
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
27
eléctrica, y luego el calor residual se utiliza en un proceso. Estos sistemas son
típicos en la industria del papel, petróleo, textil, alimentos, azúcar, etc.
� Sistemas inferiores, en los que la energía primaria se convierte en calor de
proceso, y a partir del calor residual del mismo es que se produce energía
mecánica y/o eléctrica. Este tipo de sistema es utilizado en la industria del
cemento, del vidrio, del acero, etc.
Clasificación de los sistemas de cogeneración de ac uerdo al motor primario
Turbinas de vapor
Contrapresión Extracción- Contrapresión Extracción- Condensación
Presión Mixta Tipo de
fabricación Industriales
Aeroderivadas
Turbinas de gas
Tipo de ciclo
Ciclo Brayton Ciclo Brayton modificado
Ciclo Cheng (Inyectados con
Vapor)
Regenerativo Interenfriamiento
Tipo de ciclo Otto Diesel
2 Tiempos 4 Tiempos
Velocidad Baja velocidad Alta velocidad
Sistemas de Cogeneración
Motores de combustión
interna Tipo
aspiración
Natural Sobrecargado Turbocargado
1.4.7 Cogeneración con Motores de Combustión Intern a(Borroto, Anibal Et All
2002; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy
Industries Co 2007; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).
� Se aplican fundamentalmente en instalaciones de baja capacidad. Se
producen desde 15 kW de potencia hasta cerca 20 MW.
� Tienen una alta eficiencia (hasta 40%), la cual se mantiene aceptablemente a
cargas parciales.
� Su costo de inversión es relativamente bajo, requieren poco espacio, su
instalación es sencilla y se ponen en marcha en corto tiempo.
Tabla 1.2
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
28
� La relación calor/electricidad es baja. La energía térmica producida es de bajo
potencial (agua caliente o vapor saturado de baja presión).
� La energía térmica recuperable está dispersa (gases, agua de enfriamiento y
aceite).
� Se producen en forma de módulos compactos o paquetes de cogeneración en
potencias desde 6 kW hasta 1 MW.
En términos generales, con la cogeneración se obtiene entre un 15 y un 40% de
ahorro de energía primaria en comparación con la producción independiente de
calor y electricidad. La inversión inicial en un proyecto de cogeneración puede ser
relativamente alta pero en un marco favorable, puede esperarse un período de
recuperación en el entorno de los 3 - 5 años. La efectividad económica y los ingresos
dependerán fundamentalmente de la diferencia entre el precio del combustible y el
precio de la energía eléctrica vendida(Borroto, Anibal Et All 2002).
1.4.8 Rendimientos de los sistemas de cogeneración
Rendimiento Global del Sistema de Cogeneración (Eficiencia Energética)(Borroto, A
y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010)
Figura 1.1: Esquema de cogeneración con Motor de Combustión Interna
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
29
cg
cgcggcg EP
QE +=η 1.5
Donde:
Ecg → Energía eléctrica generada.
Qcg → Calor cogenerado.
EPcg → Energía primaria consumida por el sistema.
Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica
cg
cgNcg EP
E=η 1.6
Rendimiento Exergético(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;
Martínez 2005; Moran M.J 2000)
EP
qEEXcg E
EE +=η 1.7
Donde:
EE→Exergía de la Electricidad.
Eq→Exergía del vapor.
EEP →Exergía de la energía primaria (Fue-oil).
Exergía de la electricidad(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;
Martínez 2005; Moran M.J 2000)
La electricidad es 100% exergía por tanto todo su componente energético se puede
convertir en trabajo, por lo que su energía es igual a su exergía(Martínez 2005).
Exergía del vapor(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;
Martínez 2005; Moran M.J 2000)
La exergía de vapor es del tipo entalpía y se calcula por la fórmula:
( )000f ssThhb −⋅−−= 1.8
Donde:
h y h0→ Son las entalpías de la sustancias en el estado considerado y en el ambiente
de referencia, respectivamente.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
30
s y s0 → Son las entropías de la sustancia en el estado considerado y en el ambiente
de referencia, respectivamente.
Exergía del combustible(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;
Martínez 2005; Moran M.J 2000)
La principal componente exergética de los combustibles es la química, la
componente física es despreciable, salvo casos excepcionales donde el combustible
está sometido a muy alta presión y temperatura. En este caso particular, el
combustible entra a temperatura ambiente.
El mayor inconveniente que presentan los combustibles líquidos y sólidos al calcular
sus exergías, es que no tienen una composición molecular regular (debido a la
diversidad en la composición elemental) por lo que se carece de los datos de las
entalpías y entropías de formación, de modo que se utilizan correlaciones empíricas
promedios.
La exergía de los combustibles sólidos y líquidos; bq se calcula a partir de la siguiente
expresión (Molina, 1993):
[ ]molCcal fSThb iiooofq µ−⋅−∆= 1.9
Donde:
∆hfo → Es la entalpía de formación del combustible en el ambiente de referencia
estándar (AR st), cal/mol carb. (Puede interpretarse como la energía que hubo que
consumir para "sintetizar" ese compuesto, o sea, el combustible).
1.5 Trigeneración
Procedimiento similar a la cogeneración en el que se consigue frío, además de
energía eléctrica y calor, típicos de la cogeneración. Una planta de trigeneración es
similar a una de cogeneración, a la que se le añade un sistema de absorción para la
producción de frío. No obstante existen una serie de diferencias(Seisa 2011;
Wikipedia 2011).
Esta modalidad de cogeneración tiene más aplicaciones:
� Aplicaciones de secado. Especialmente en industria cerámica que utilizada
atomizadores. Son plantas muy simples y económicas, ya que los gases
calientes generados por una turbina o un motor se utilizan directamente en el
proceso de secado.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
31
� Aplicaciones en la industria textil.
� Calefacción y refrigeración.
� Aplicaciones para industrias medioambientales, como plantas depuradoras de
tipo biológico, o de concentración de residuos o de secado de fangos, etc, al
demandar calor son potencialmente cogeneradoras. En estas aplicaciones
puede ser un factor importante para la reducción del coste de tratamiento de
los residuos.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
32
Capítulo II. Descripción de los métodos y material es empleados
2.1. Breve caracterización de la entidad
A partir de la Revolución Energética en Cuba, la Unión Nacional Eléctrica (UNE), fue la
encargada de trazar una estrategia para garantizar una disponibilidad sostenible de
energía eléctrica en las redes de consumo de todo el país. Para ello se crean centrales
eléctricas a lo largo de la isla, entre ellas la Fuel-oil Las Tunas, inaugurada en el mes de
julio del 2009 en Carretera Oriente Kilómetro 2 Zona Industrial Las Tunas.
Cuenta con una tecnología HHI HYUNDAI de 12 motores de 2.5 MW, agrupados en 3
baterías de 4 máquinas y con una capacidad instalada de 30 MW.
Misión
La Central Eléctrica Fuel-oil Las Tunas tiene como misión generar energía eléctrica, con
eficiencia y eficacia, proporcionándoles a los clientes un servicio que garantice la
satisfacción de sus necesidades, respaldando los planes de desarrollo del territorio;
contando para ello, con la profesionalidad del capital humano y la incorporación de
tecnologías de avanzada.
Visión
La Central Eléctrica Fuel-oil Las Tunas ofrece a sus clientes un servicio con calidad,
competitivo, certificado por las normas internacionales y basadas en un proceso de
mejora continua, mediante el cumplimiento de los objetivos estratégicos planteados, en
función del desarrollo del territorio.
Objeto social
La función de la planta es disponer y suministrar la mayor cantidad de energía eléctrica
posible a las redes según la necesidad de estas, de acuerdo a la situación que tenga el
Sistema Electroenergético Nacional (SEN) en su rango de acción. En caso de desastre,
que puede ser en su mayoría, ciclones o huracanes generar en modo isla, es decir de
forma independiente para los circuitos residenciales previstos y con ello mantener la
vitalidad del suministro de energía.
La central cuenta con 25 trabajadores, de ellos 20 son operadores, incluidos 4 jefes de
turnos. Además 4 especialistas y un director general, respondiendo a la estructura
organizativa general (anexo 1).
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33
2.1.1. Caracterización del área objeto de estudio
La investigación se centró en él sistema de Recuperación de Calor de la central
diseñado en este caso para una planta de 12 motores. Consta de tres calderas
acuotubulares recuperativas (anexo 2) de circulación natural, cada una de ellas
conectadas a cuatro motores (1 batería). Tienen una capacidad de producción de
vapor nominal de 20 t/h, con una presión y temperatura de operación de 7 bar y
171°C. La función de cada una de ellas en la central es producir el vapor necesario, a
partir de la energía térmica cedida por los gases de escape de los motores (de
combustión interna), para precalentar el combustible que se va a bombear desde los
tanques principales hasta los de abasto a los motores así como para el
calentamiento necesario a su entrada a los mismos.
El agua se bombea desde el tanque de alimentar (anexo 3) a través de las bombas
de alimentar (anexo 4) hacia el domo (anexo 5). Desde el domo el agua fluye de
forma natural a través de los tubos evaporadores de la caldera de gases de escape,
donde el agua ebulle por medio de los gases de escape de los motores, que entran a
la caldera con una temperatura alrededor de 350°C. El vapor saturado asciende a la
parte superior del domo y continua al colector de vapor.
El domo tiene protección por alta presión que se logra cerrándose la válvula de
regulación de gases cuando se alcanza una presión de 9 bar.
Los gases de escape que salen de los motores son regulados por una válvula de
regulación de 3 vías. Parte de ellos pasan al hogar de la caldera y la otra hacia la
chimenea de acuerdo a la presión que tenga el domo. La temperatura de los gases
de entrada es de 350°C y 276°C a la salida de la caldera al 100% de la carga
nominalmente. La válvula de regulación de gases de caldera es de función
modulante con un actuador eléctrico. Opera con una presión de los gases de 25-30
mbar y la temperatura de los gases 350-450°C. Tiene 2 interruptores de límites
(abierto, cerrado). Su función es la de regular la presión de la caldera.
La temperatura de los gases de escape de la caldera debe ser observada
regularmente. Este valor debe ser comparado con el valor de la caldera limpia y la
posible desviación aclarada inmediatamente.
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34
El vapor generado en la caldera pasa al cabezal de salida, que es el encargado de
recepcionar el vapor de las calderas de las diferentes baterías y suministrarlo a los
diferentes calentadores de fuel-oil. Estos calentadores son los encargados de darle
la temperatura necesaria al fuel para lograr su fácil trasiego a través de las tuberías y
obtener una óptima combustión en el motor.
2.2 Pérdidas de energía aprovechable en Planta de G eneración Fuel-oil Las
Tunas
Los motores de Combustión Interna de ciclo diesel tienen una eficiencia que varía
entre el 35 y el 45%, algunos en condiciones excepcionales pueden llegar a un 60%.
Las pérdidas de energía en ellos son principalmente por calor, están desglosadas en
las que se pierde por el agua de enfriamiento, las paredes del motor y por los gases
de escape (inquemados y temperatura), de ellas la principal y prácticamente única
que se puede aprovechar es la temperatura de los gases de escape de los motores
que salen alrededor de 450 °C y llegan a la caldera a 380°C aproximadamente y salen
por la chimenea en el rango de 200 a 380 °C, en dependencia del régimen de trabajo
de la caldera. Por lo que se cuantifican solo las pérdidas de energía en gases de
escape por concepto de altas temperaturas.
2.2.1. Pérdidas por gases de escape
Para cuantificar las pérdidas por gases de escape se utiliza la siguiente metodología
de cálculo:
1. Determinar el consumo de combustible, por motor.
2. Medir y calcular las propiedades de los gases de escape en el sistema de
recuperación de calor de ellos y por ciento de utilización de estos en la
generación de vapor.
3. Calcular la energía que se está utilizando, cuanto se está perdiendo y qué por
ciento representa de la energía primaria que entra al sistema.
Para calcular el flujo de combustible por motor (Gm) se necesitan conocer los datos
siguientes:
Nm →Número de motores funcionando: Se toma por el número de motores que están
funcionando en el momento de la medición.
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35
tT →Tiempo de trabajo de cada motor [ ]h : Es el tiempo entre el inicio y final de la
medición.
Pe →Potencia que está entregando el generador [ ]kW : Se toma la que está
entregando el generador en cada medición, que se obtiene del panel de control de la
sala RCM (control automático) de la planta.
Ic → Índice de consumo [ ]kWhkg : Se obtiene del registro de datos que tiene la
planta.
1. Determinar el consumo de combustible, por motor.
Primero se promedia por motor la potencia entregada y se multiplica por el tT
obteniéndose la energía generada en ese tiempo.
3600PtE eTcg ⋅⋅= [ ]kJ 2.1
El flujo de combustible por motor se calcula por:
( )( )3600t
EIG
T
gcc
m ⋅⋅
= [ ]skg 2.2
El flujo de combustible se obtiene en diferentes días por existir diferentes tipos de
fuel-oil, estado mecánico de los motores, accesorios y condiciones climáticas. Los
resultados y análisis se exponen en el capítulo 3.
2 y 3. Calcular la energía que se está utilizando, cuanto se está perdiendo y qué por
ciento representa de la energía primaria que entra al sistema.
Para realizar este punto se utilizan los siguientes datos, que se obtienen de
mediciones y cálculos utilizando el software Progases para gases de escape de
combustión. Para introducir los datos en el software se utiliza una composición
química estándar de fuel-oil la cual se expresa a continuación: C 84.4%, H 10.5%, S
3.5%, W 1.4% y Cenizas 0.2%.
→cTN Número de calderas trabajando.
En el caso de que una caldera no esté trabajando los gases de escape de esa
batería de motores van directo a la atmósfera sin usarse.
→geG Flujo gases de escape [ ]skg .
→gcβ % de los gases de escape que van a la caldera.
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36
→et Temperatura de los gases de escape que entran a la caldera [ ]C° .
→st Temperatura de los gases de escape que salen de la caldera [ ]C° .
→gah Entalpía de gases directo a la atmósfera [ ]skJ .
→gch Entalpía de gases que salen de la caldera [ ]skJ .
Para determinar la cantidad de energía que se está perdiendo es necesario conocer
primeramente el flujo gases de escape que se determina por la siguiente ecuación:
amge GGG += [ ]skg 2.3
Donde:
Gm→ Flujo de combustible skg .
Ga→ Flujo de aire de entrada al motor skg .
El flujo de aire (Ga) de entrada al motor es igual a la cantidad de aire necesaria para
combustionar un kg de fuel-oil para una mezcla estequiométrica multiplicado por el
factor λ. En este caso para combustionar un kg de fuel convencional son necesarios
13.284 ecombustiblkgairekg para mezcla estequiométrica (obtenido en software
Progases), estos 13.284 se multiplican por λ que tiene un valor que varía entre 1.1 y
1.2 para motores diesel con turbocompresor, se escoge 1.15, y se obtiene un
ecombustiblkgairekg2766.15Ga = .
Los gases de escape se dividen en dos grupos en los que van directo a la atmósfera
y los que tienen uso en la caldera, por lo que las pérdidas se calculan de manera
separada y las totales se obtienen con la suma de ellas.
Cálculo de la energía que se pierde por los gases que van directo a la atmósfera.
( ) [ ]MWh1000
h1GE gagcge
ga
⋅−⋅= ∑
β
2.4
Cálculo de la energía que se pierde de los gases que salen de la caldera.
[ ]MWh1000
hGE gcgcge
gc
⋅⋅= ∑
β
2.5
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
37
Cálculo de la energía del combustible de entrada a los motores.
[ ]MWhPCIG
E mce 1000
18.4⋅⋅= ∑
2.6
Pérdidas totales en gases de escape.
[ ]MWhEEP gcgage += 2.7
Por ciento de la energía primaria de entrada que se pierde en los gases de escape.
[ ]%100E
P
ce
gege ⋅=α
2.8
2.3. Cálculo de los Rendimientos
A continuación se expone el cálculo de los distintos tipos de rendimientos, los cuales
se comparan con los que debe tener este sistema (cogeneración) y se determina si
está funcionando correctamente y el nivel de potencialidades en el mismo.
2.3.1. Rendimiento Global del Sistema de Cogeneraci ón
cg
cgcggcg EP
QE +=η
2.9
Ecg → Energía eléctrica generada [ ]kJ .
Qcg → Calor cogenerado [ ]kJ .
EPcg → Energía primaria consumida por el sistema [ ]kJ .
El rendimiento varía en el tiempo y por días, a continuación se expone la
metodología de cálculo para un período de tiempo en que se realizaron los
experimentos y en el capítulo 3 se expone el resumen con los resultados obtenidos
para diferentes días. Para un período de tiempo se establecen los valores de Ecg,
cgEP y Qcg que se determinan por:
Energía eléctrica generada
Se calcula por 2.1
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38
Energía primaria consumida por el sistema
[ ]kJPCIGEP fueloilTcg ⋅= 2.10
TmT tGG ⋅=∑ 2.11
Donde:
TG →Es el consumo de combustible total de los motores en un tiempo Tt [ ]kg .
→∑ mG Es la suma de los flujos de combustible que está entrando a cada motor en
funcionamiento [ ]skg .
fueloilPCI → Es el valor calórico del fuel-oil que se obtiene por datos del
laboratorio [ ]kg/kJ .
Calor cogenerado.
Qcg → Es el valor energético que tiene el vapor generado en un Tt por las calderas
[ ]kJ . Para determinarlo se emplea la siguiente ecuación:
( ) ( ) [ ]kJGhChQ aaaavvcg ⋅−⋅= 2.12
Donde:
hv→ Entalpía del vapor [ ]kgkJ .
Cv→Consumo de vapor [ ]kg .
haa→ Entalpía del agua de alimentación [ ]kgkJ .
Gaa→Flujo de agua de alimentar que es igual a vC [ ]kg .
Las entalpías se obtienen con el software Propagua introduciendo los parámetros de
presión y temperatura del vapor y el agua.
El Cv es el consumo de vapor, que se determina por la diferencia del nivel de agua
en el interior del domo en un tiempo tT, con este consumo de vapor se calcula la
demanda de vapor por motores a partir de la ecuación 2.13. Con esta ecuación se
obtiene vC en dependencia de la cantidad de motores trabajando.
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39
vmD → Demanda de vapor por motor ( )[ ]mNskg ⋅ .
mT
vvm Nt
CD
⋅=
2.13
Obtenidos los valores de Ecg, Qcg y EPcg se calcula el Rendimiento Global del
Sistema de Cogeneración para distintos días y se promedia para obtener un
rendimiento medio de la planta.
2.3.2 Rendimiento Exergético
EP
qEEXcg E
EE +=η
2.14
Ee →Exergía de la electricidad.
Los valores de la exergía eléctrica se toman de las mediciones de la energía eléctrica
aportada por los generadores en los tiempos de la medición.
Eq→Exergía del vapor.
La exergía del vapor se obtiene del programa Propagua, introduciendo los
parámetros: 160°C de temperatura y 8 bar de presión.
Eep→Exergía del combustible.
La exergía del combustible se calcula según la siguiente metodología y teniendo en
cuenta sus consideraciones:
El mayor inconveniente que presentan los combustibles líquidos y sólidos al calcular
sus exergías es que no tienen una composición molecular regular (debido a la
diversidad en la composición elemental) por lo que se carece de los datos de las
entalpías y entropías de formación, de modo que se utilizan correlaciones empíricas.
De la ecuación (2.15) se puede calcular la exergía de los combustibles sólidos y
líquidos; bq:
[ ]molCcal fSThb iiooofq µ−⋅−∆= 2.15
Donde:
∆hfo → Es la entalpía de formación del combustible en el ambiente de referencia
estándar (AR st), cal/mol carb. (Puede interpretarse como la energía que hubo que
consumir para "sintetizar" ese compuesto, o sea, el combustible).
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40
So →Es la entropía del combustible en el AR st, cal/mol carbono. K
fj →Es el elemento del vector de composición atómica del combustible de cada
elemento constituyente de éste, en mol de elementos j/mol de carbono.
µj → Es el potencial químico de cada elemento constituyente del combustible en el
estado muerto, cal/mol de elemento.
A continuación se detalla cómo se determina cada una de estas componentes de la
ecuación:
a) Cálculo de ∆hf0
Normalmente, dada la complejidad y variedad de la estructura química del
combustible, su ∆hf0 no se tabula, o sea, se desconoce, por lo que hay que emplear
un procedimiento indirecto para su determinación, basado en las entalpías de
formación de cada uno de los productos de la combustión y del valor de la potencia
calorífica superior, pcs (llamada también valor calorífico alto), o sea:
0
0)(
0
0
222
2 SOflíqOHfCOff hshh
hpcsh ∆+∆+∆+=∆ cal/mol carbono 2.16
Donde:
pcs→ Está expresado en cal/mol carbono y se calcula de la forma siguiente:
CF 4.19
PCS 1000pcs=
2.17
PCS→ Es la potencia calorífica superior a kJ/kg combustible. Se determina
experimentalmente o por expresiones propuestas por distintos autores según el tipo
de combustible.
FC → Es un factor de conversión.
12
C 1000FC = mol carbono/kg de combustible
2.18
C→ Son los kg de carbono por kg de combustible, lo cual presupone conocer la
composición elemental del combustible.
∆hf0
CO2, ∆hf0
H2O (líq.) y ∆hf0
SO2, son las entalpías de formación del CO2, H2O y el SO2,
respectivamente, por los productos de la combustión completa ya que el carbono, el
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
41
hidrógeno y el azufre son los únicos elementos que se oxidan y liberan calor. (si no
se consideran otras reacciones). Los valores de estas entalpías de formación están
tabulados. (anexo 10)
h y s→ Son los moles de hidrógeno/mol de carbono y moles de azufre/mol de carbono,
respectivamente, en el combustible.
b) Cálculo de S0.
Para combustibles sólidos:
S0 = 1.36 + 3.14 h + 3.40 o + 5.13 n + 7.65 s cal/mol combust.K 2.19
Para combustibles líquidos:
S0 = 1.12 + 4.40 h + 10.66 o + 20.56 n + 20.70 s cal/mol de combustible.K 2.20
Los valores de o (moles de oxígeno/mol de carbono) y n (moles de nitrógeno/mol de
carbono), también se determinan más adelante.
c) Cálculo de fj.
Los elementos químicos que constituyen el combustible (excluyendo la humedad y
las cenizas, que no participan en la combustión) son: carbono, hidrógeno, nitrógeno y
azufre. De modo que se puede plantear:
j = 1 : f1 = fcarbono = fc = c, moles de carbono/mol de carbono.
j = 2 : f2 = fhidrógeno = fh = h, moles de hidrógeno/mol de carbono.
j = 3 : f3 = foxígeno = fo = o, moles de oxígeno/mol de carbono.
j = 4 : f4 = fnitrógeno = fn = n, moles de nitrógeno/mol de carbono.
j = 5 : f5 = fazufre = fs = s, moles de azufre/mol de carbono.
Estos valores se determinan partiendo de la composición elemental del combustible y
de los pesos atómicos de cada elemento. O sea:
112
12 =⋅=C
Cc mol de carbono/mol de carbono
2.21
h =H
C⋅12
1.0 , moles de hidrógeno/mol de carbono
n =N
C⋅12
14 , moles de nitrógeno/mol de carbono
o =O
C⋅12
16 , moles de oxígeno/mol de carbono
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
42
s=S
C⋅12
32 , moles de azufre/mol de carbono
Aquí se toman los pesos atómicos aproximados de cada elemento
C, H, N, O y S, son los kg carbono/kg combustible, kg hidrógeno/kg combustible, kg
nitrógeno/kg combustible, kg oxígeno/kg combustible, kg azufre/kg combustible,
respectivamente.
d) Cálculo de µj0.
Los valores del potencial químico de cada elemento químico en el estado muerto, µj0,
han sido calculados y tabulados convenientemente (anexo 10). Sus valores son los
siguientes:
j = 1 : µ10 = µc
0 = -98546 cal/mol carbono
j = 2 : µ20 = µh
0 = -32766 cal/mol hidrógeno
j = 3 : µ30 = µo
0 = -7777 cal/mol oxígeno
j = 4 : µ40 = µn
0 = -6902 cal/mol nitrógeno
j = 5 : µ50 = µs
0 = -145966 cal/mol azufre
Con todos estos valores determinados se puede calcular bq por la expresión (2.15),
en cal/mol carbono. Para hallar su valor en kJ/kg combustible hay que multiplicar por FC
(en mol carb/kg combust.) y llevar las cal a kJ (recordar que 1 kcal = 4.19 kJ).
2.3.3 Rendimiento en la Producción de Energía Eléct rica
cg
cgNcg EP
E=η
2.22
Ecg→ Energía eléctrica generada [ ]kJ .
EPcg→ Energía primaria consumida por el sistema [ ]kJ .
Los valores de Ecg y EPcg se obtuvieron para el cálculo del rendimiento del sistema
de cogeneración. El Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica se calcula
para distintos días y se promedia para obtener un rendimiento medio de la planta.
Capítulo III
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
43
Capítulo III. Resultados y Discusión
3.1. Pérdidas de energía aprovechable en Planta de Gener ación Fuel-oil Las
Tunas
Las pérdidas existentes en el sistema son por calor a través de las paredes de los
motores, agua de enfriamiento de estos y gases de escape, las dos primeras su
temperatura es baja (no más de 100°C ) por lo que la energía esta degradada y es
prácticamente imposible su recuperación, por lo que los resultados se centran en los
gases de escape. Estos son producto de la combustión por lo que su flujo es igual a
la suma del flujo de combustible (Gm) y el de aire de entrada a los motores (Ga). El Gm
se determina por motores y por día, reflejándose los resultados en la tabla 3.1.
Con el flujo de combustible se obtiene el flujo de aire necesario para la combustión
cuyo resultado por motor se refleja en el anexo 6. El promedio de este es de 1,7820
kg/s.
Con la suma de estos dos flujos se obtiene el flujo de gases de escape por motor, el
resultado se refleja en el anexo 7. El promedio de este es 1,8987 kg/s.
No. Motores
Consumo (kg/s). Día 1
Consumo (kg/s). Día 2
Consumo (kg/s). Día 3
Consumo (kg/s). Día 4
Consumo (kg/s). Día 5
Promedio Consumo
(kg/s)
1 0,1259 0,1302 0,1156 0,1295 0,1298 2 0,1182 0,1230 0,0725 0,1233 0,1231 3 0,1270 0,1163 0,1188 0,1163 4 0,1184 0,1226 0,1159 0,1226 5 0,1268 0,1142 0,1158 0,1281 0,1119 0,1211 6 0,121 0,1148 0,1136 0,1136 7 0,1157 0,1150 0,1215 0,1145 0,1186 8 0,0959 0,1017 0,0959 9 0,1174 0,1301 0,1159 0,1223 0,1332 0,1262 10 11 0,1209 0,1196 0,1196 12 0,1119 0,1116 0,1152 0,1136 0,1126
Promedio total 0,1181 Tabla 3.1
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
44
3.1.1 Resultados del cálculo de la energía que se e stá utilizando, cuanto se está
perdiendo y qué por ciento representa de la energía primaria que entra al
sistema.
Los gases de escape se dividen en dos grupos en los que van directo a la atmósfera
y los que tienen uso en la caldera, por lo que las pérdidas se calculan de manera
separada y las totales se obtienen con la suma de ellas. La energía que se pierde por
los gases que van directo a la atmósfera se puede dividir en dos grupos, el primero
los que en su totalidad van directo a la atmósfera porque siempre hay una caldera
que no se está utilizando, mientras que el otro es un por ciento del total y todos estos
dependen del número de motores trabajando. La energía que se pierde por este
concepto se calcula por las ecuaciones 2.4, 2.5 y 2.7, sus resultados se exponen en
el anexo 8.
Los resultados del cálculo de la energía del combustible de entrada a los motores se
aprecian en el anexo 8, el consumo de combustible de los motores oscila entre 0,10 a
0,12 kg/s esto provoca que las baterías consuman en una hora una energía que varía
entre 10 a 12 MWh.
El por ciento de la energía primaria de entrada que se pierde en los gases de
escape, oscila entre 23 y 25,5 %. El precio del fuel-oil es de 49,2359 $/hl ( )cp , quiere
decir esto que por cada 100lts que se consuman 11,8166 $ se botan por la chimenea.
Para determinar aproximadamente cuanto se pierde en un año se hacen las
siguientes consideraciones:
El consumo de combustible por motor 0,12 /mG kg s=
Los motores trabajan 8h al día dt
Existe todos los días una disponibilidad técnica en la planta de 10 motores mN
Se trabaja los 365 días al año Ad
Existe un 24% de pérdida por gases de escape α
Teniendo en cuenta esto se aplica la siguiente fórmula para obtener la cantidad de
dinero que se pierde por concepto de gases de escape en un año.
[ ]3600$ /
100m d m
d c A
G t NP p d añoα⋅ ⋅ ⋅= ⋅ ⋅ ⋅
3.1
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
45
Como resultado se obtiene que se botan por las chimeneas aproximadamente
1491764,44$/año.
3.2 Análisis del resultado del cálculo de los rendi mientos
Se calcularon tres tipos de rendimiento el Rendimiento Global del Sistema de
Cogeneración, Rendimiento Energético y Rendimiento en la Producción de Energía
Eléctrica cuyos resultados del cálculo por días se aprecian en el anexo 9.
El rendimiento global del sistema de cogeneración se comporta como promedio a un
47,66%, según el reporte de diferentes fuentes bibliográficas los rendimientos de los
sistemas de cogeneración varían alrededor de un 60% de eficiencia, lo cual quiere
decir que el sistema tiene una reserva de aumentar su eficiencia en un 12,34%
aproximadamente que representaría un ahorro anual si se toman las condiciones y la
ecuación 3.1 del epígrafe 3.1, de 767015,55$/ año.
El rendimiento de la producción de energía eléctrica se comporta como promedio de
42.81% que aunque existe una pequeña reserva de poder aumentar su eficiencia
(máximo 45%) se encuentra en parámetros aceptables.
El rendimiento exergético fluctúa entre el 38 y 40% lo cual se corresponde con los
reportes bibliográficos, para este tipo de planta basada en motores de combustión
interna. Se obtiene un valor siempre por debajo del rendimiento energético lo cual se
corresponde con la esencia de la exergía, en que no toda la energía se puede
convertir en trabajo.
3.3 Propuesta para aumentar la cogeneración en la p lanta
En la planta actualmente existen 3 calderas con una capacidad de generación de
20T/h de vapor saturado, a una presión de 7 bar a 171 ° C. Existiendo una de ellas
siempre apagada; las otras 2 con 10 motores trabajando demandan solo 3,277 T de
vapor en una hora de trabajo, por lo que se utiliza solo un 5,46% de la capacidad
instalada de generación de vapor. Se puede afirmar por lo descrito en los epígrafes
3.1 y 3.2 que existen capacidades, ya sean energéticas y tecnológicas para un
aumento en la cogeneración.
El vapor de agua tiene varios usos, los más comunes son en la producción de frío en
plantas de absorción o en la cocción de alimentos, ya sea de conservas o en
comestibles para cocinas.
Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma
46
Se propone para aumentar la cogeneración en la planta:
1. Instalación de una planta de hielo por absorción, con capacidad según la
producción de vapor que pueda suministrar el sistema.
2. Instalación de una cocina a vapor centralizada que abastezca todas las
demandas de alimentos por parte del personal de la empresa eléctrica en el
municipio Las Tunas.
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47
CONCLUSIONES
1. La energía primaria de entrada que se pierde en gases de escape, oscila entre
23 y 25,5 %. Lo que significa que por cada 100lts que se consuman 11,8166 $ se
pierden por la chimenea, representando aproximadamente 1491764,44$/año.
2. El rendimiento de la producción de energía eléctrica se comporta como
promedio de 42.81% que aunque existe una pequeña reserva de poder
aumentar su eficiencia (máximo 45%) se encuentra en parámetros aceptables.
3. El rendimiento global del sistema de cogeneración se comporta como
promedio a un 47,66%, los estándares varían alrededor de un 60% de
eficiencia, por lo que el sistema tiene una reserva de aumentar su eficiencia
en un 12,34% aproximadamente que representaría un ahorro anual si se utiliza
de 767015,55$/ año.
4. El rendimiento exergético fluctúa entre el 38 y 40% lo cual se corresponde con
los reportes de bibliografía.
5. Es posible un aumento de la cogeneración en la Central Eléctrica de Grupos
Electrógenos fuel-oil Las Tunas, al existir capacidades energéticas y
tecnológicas.
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48
RECOMENDACIONES
1. Realizar balance energético en el sistema completo.
2. Realizar el análisis termoeconómico para obtener una idea más exacta de las
pérdidas de dinero que se están teniendo.
3. Buscar plantas de hielo por absorción y cocinas a vapor, que se ajusten a la
cantidad de vapor sobrante que puede producir la planta, y realizar análisis
económicos a partir de los ahorros que se tienen por aumento en la eficiencia
del rendimiento global del sistema de cogeneración.
49
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34. ZEMANSK, S. y Y. FREEDMAN. Física universitaria. 1996. vol. 1.
ANEXOS ANEXO 1 Estructura organizativa de la planta
DIRECTOR
Especi alista Químico
Especialista automático
Especialista de Explotación
Especialista de Mantenimiento
Jefe de Turno 1
Jefe de Turno 2
Jefe de Turno 3
Jefe de Turno 4
Operadores del Turno 1
Operadores del Turno 2
Operadores del Turno 3
Operadores del Turno 1
ANEXO 2 Datos técnicos de la caldera
Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP
5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP
Código del Dispositivo EGB
Dispositivo Escape de Gases en Caldera
Modelo AV-6N
Tipo Circulación Natural
Sección Principal Economizador
Fabricante Aalborg Indutries Oy
Número de Serie 7098-7127, 7210-7222
Año de Fabricación 2006/2007
Dimensiones Principales L=2250, W=2900, H=3800 mm
Peso : Operación / Seco 7485 / 7285
Volumen de agua : Operación / MAX 0,2 / 0,2 m³
Valores Básicos
Flujo de entrada de gases de escape 10,71 kg/s (50%) / 350 °C Flujo de salida de gases de escape 10,71 kg/s (50%) / 276 °C Temperatura del agua en el tanque de alimentar 90 °C Temperatura en el condensador (para balance de calor) 90 °C (60 °C) % de retorno de condensado 99% Temperatura de agua de entrada al sistema 20 °C Capacidad 1200kg/h (842kW) Presión de operación / temperatura 7 bar (g) / 170°C Presión de diseño / temperatura 10 bar (g) / 184°C Caída de presión en gases de escape Máximo. 1800 Pa Presión de prueba 16,7 bar (g) Código de diseño EN 12952
Datos a procesar Valor medio Posición Indicador de Temperatura (IT), entrada de gases de escape 350 °C EGB.T001 Indicador de Temperatura (IT), salida de gases de escape 276 °C EGB.T002
ANEXO 3 Datos técnicos del domo
Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP 5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP Código del Dispositivo SD Dispositivo Tambor de Vapor Modelo HK-10-2
Fabricante Aalborg Industries Oy Número de Serie 7128-7157, 7223-7235 Año de Fabricación 2006/2007 Dimensiones Principales L=3000, W=1500, H=2000, ø1200 mm Peso: Operación / Seco 2500 / 1500 kg Volumen de Agua: Operación / MAX
Valores Básicos Posición Operación Presión / Temperatura 7 bar (g) / 170C Diseño Presión / Temperatura 10 bar (g) / 184°C Valor de prueba de presión 16,7 bar (g)
Código de Diseño EN 12952 Seguridad Válvula Abierta / Completamente Abierta
10 bar (g) / 10,5 bar (g) SD.V001, SD.V002
Seguridad Válvula de Presión 9 bar (g) SD.V001, SD.V002 Seguridad de la Válvula 2 x 3025 kg/h SD.V001, SD.V002
Datos a procesar Valor medio Posición Indicación de Temperatura (TI) 170 °C SD.T001 Indicación de Presión (PI) 7 bar (g) SD.P001 Transmisor de presión (pt) 7 bar (g) SD.P002 Alarma por presión alta (pah) 9 bar(g) Programmed to PLC
Indicador local del nivel de agua Ver al lado SD.L003
Control del nivel +325 mm Nivel alto de alarma 275 mm (1,4 m3) LAH (SD.L001) Control del nivel alto (LCH) 325 mm (1,25 m3) LCH (SD.L001) Control del nivel bajo (LCL) 425 mm (0,95 m3) LCL (SD.L001) Alarma de nivel bajo (LAL, alarmed) 475 mm (0,8 m3) LAL (SD.L001) Alarma de nivel bajo bajo (LALL,damper open) 675 mm (0,3 m3) LALL (SD.L002) Indicación de nivel continuo 100% (tank full) 100 mm LT (L001) Indicación de nivel continuo 0% (tank empty) 700 mm LT (L001)
ANEXO 4 Datos técnicos tanque alimentar
Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP 5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP Código del Dispositivo FWT Dispositivo Tanque de agua de alimentación Modelo SVS-7 Fabricante Aalborg Industries Oy Número de Serie 3538-3543, 3615-3619 Año de Fabricación 2006/2007 Dimensiones Principales L=4200, W=2500, H=3500, ø1700 mm Peso: Operación / Seco 7200 / 1700 kg Volumen de Agua: Operación / MAX 5,5 / 7,6 m³
Valores Básicos Presión de operación /Temperatura Atmosférica / 90°C Presión de Diseño /Temperatura Atmosférica / 100°C Válvula de prueba de presión Prueba de agua
Datos a procesar Valor medio Posición Indicación de Temperatura (ti) 90 °C FWT.T001 Control de Temperatura, Inyección de vapor 90 °C FWT.V002 Control de Nivel FWT.L001 Nivel alto de alarma (LAH, alarmed) 50 mm (6,9 m³) LAH (FWT.L001) Control del nivel alto (LCH) 290 mm (5,8 m³) LCH (FWT.L001) Control del nivel bajo (LCL) 370 mm (5,3 m³) LCL (FWT.L001) Alarma de nivel bajo (LAL, alarmed) 690 mm (3,3 m³) LAL (FWT.L001) Alarma de nivel bajo bajo (LALL, pump stopped)
1210 mm ( 0,5 m³) LALL (FWT.L001)
Indicación de nivel (LI) Ver abajo LI (FWT.L001)
ANEXO 5 Datos técnicos bomba
Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP
5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP Código del Dispositivo FWPU Dispositivo Bomba de Agua de alimentación Modelo FWPU-11/60
Fabricante Aalborg Industries Oy Número de Serie 1170-1175, 1181-1185 Año de Fabricación 2006/2007 Tipo de bomba, see details from pump card Multitec MTC V 32/4D-02.1 10.62
Motor de la bomba 8,6kW / 13,5A / 3500 rpm / 480V, 60Hz Dimensiones principales L=1500, W=1100, H=1200 Peso: En operación / En vacío 550 / 500 kg
ANEXO 6 Flujo de aire de entrada a los motores
No. Motores
Flujo de aire (kg/s) Día 1
Flujo de aire (kg/s) Día 2
Flujo de aire (kg/s) Día 3
Flujo de aire (kg/s) Día 4
Flujo de aire (kg/s) Día 5
Promedio Flujo de aire
(kg/s)
1 1.9247 1.9903 1.7663 1.9794 1.9151 2 1.8071 1.8794 1.1081 1.8837 1.6695 3 1.9414 1.7775 1.8162 1.8450 4 1.8098 1.8743 1.7720 1.8187 5 1.9385 1.7457 1.7699 1.9582 1.7096 1.8243 6 1.8485 1.7538 1.7366 1.7796 7 1.7687 1.7578 1.8562 1.7493 1.783 8 1.4661 1.5543 1.5102 9 1.7937 1.9888 1.7719 1.8696 2.0363 1.8920 10 11 1.8474 1.8283 1.8378 12 1.7100 1.7058 1.7599 1.7355 1.7278
ANEXO 7 Flujo de gases de escape por motor
No. Motores
Flujo gases de escape
(kg/s). Día 1
Flujo gases de escape
(kg/s). Día 2
Flujo gases de escape
(kg/s). Día 3
Flujo gases de escape
(kg/s). Día 4
Flujo gases de escape
(kg/s). Día 5
Promedio Flujo gases de escape
(kg/s)
1 2.0507 2.1206 1.8819 2.1089 2.0405 2 1.9254 2.0024 1.1806 2.0070 1.7788 3 2.0685 1.8938 1.9351 1.9658 4 1.9283 1.9970 1.8880 1.9377 5 2.0654 1.8600 1.8858 2.0864 1.8216 1.9438 6 1.9695 1.8686 1.8503 1.8961 7 1.8845 1.8729 1.9777 1.8639 1.8997 8 1.5621 1.6561 1.6091 9 1.9111 2.1190 1.8879 1.9920 2.1696 2.0159 10 11 1.9684 1.9479 1.9581 12 1.8220 1.8175 1.8751 1.8491 1.8409
ANEXO 8 Energía que se pierde en gases de escape
Número de Baterías
Número de
motores
Energía directa a la atm. en
una hora (MWh)
Energía que sale de la caldera
(MWh)
Total de perdida de
energía (MWh)
Energía de entrada al motor
en una hora (MWh)
% de energía primaria que se
pierde por la chimenea
1 2 3
1
4
1,3847 0,8950 2,2797 10,8420 25,2474
5 6 7
2
8
1,6803 0,7228 2,4031 12,1021 23,0480
9 10 11
3
12
1,3208 1,1643 2,4851 10,6121 24,2821
Promedios totales 1,4619 0,9274 2,3893 11,1854 24,2821
ANEXO 9 Rendimiento Global del Sistema de Cogenerac ión, Rendimiento Energético y Rendimiento en la Producción de Energí a Eléctrica
Días ηgcg ηncg ηexcg 1 48.8386 43.3131 40.8305
2 46.0031 41.4052 38.8240 3 48.3073 43.3449 40.6880 4 47.0024 42.4566 39.8544 7 48.1826 43.5083 40.6422
Promedio 47.6668 42.8056 40
ANEXO 10 Propiedades termodinámicas en el ambiente de referencia estándar
Sustancia Símbolo Estado ∆hf0 S0 µ0 bq
Carbono
(Grafito) C S 0 1.372 -98546 98137
Hidrógeno H2 G 0 31.195 -65533 56231
Hidrógeno H G 52098 27.391 -32766 76697
Oxígeno O2 G 0 49.005 -15554 943
Oxígeno O G 59559 38.470 -7777 55866
Nitrógeno N2 G 0 45.769 -13805 159
Nitrógeno N G 112981 36.613 -6902 108967
Azufre
(Rómbico) S S 0 7.630 -145966 143691
Calcio Ca S 0 9.970 -173189 170216
Dióxido de
Carbono CO2 G -94052 51.070 -114101 4822
Agua H2O L -68315 16.750 -73310 0
Agua H2O G -57796 45.106 -73310 2066
Dióxido de
Azufre SO2 G -70970 59.290 -161521 72884
Monóxido de
Carbono CO G -26416 47.214 -106324 65831
Calcita CaCO3 G -288450 22.200 -295067 0
Yeso CaSO4 . 2H2O S -483060 46.360 -486884 0
Hidróxido OH G 9310 43.890 -40544 36768
Oxido
Nítrico NO G 21570 50.330 -14680 21244
Acido
Sulfídrico H2S G -5000 49.160 -211499 191842
Amoníaco NH3 G -11040 46.040 -105202 80432