Capitulo 3_turbinas a Gas

5/12/2018 Capitulo 3_turbinas a Gas - slidepdf.com

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CAPITULO III

TURBINAS A GAS



ANTECEDENTES HISTÓRICOS

La Compañía General Electric comenzó su división de turbinas degas en 1903.

En 1914 Charles Curtis aplicó para la primera patente en losEstados Unidos para una turbina de gas. Esta fue otorgada perogeneró mucha controversia.

En los años 30, tantos británicos como alemanes diseñaronturbinas de gas para la propulsión de aviones.

1939 BBC desarrolla la primera turbina a combustión a gas para lageneración eléctrica en el mundo.

En la década de los 50´s y 60´s se generalizó el uso de estasmáquinas pero mayormente como unidades de reserva o stand by.

En los 70´s y 80´s se incrementa el uso de estas máquinas por susmayores tamaños y eficiencias.

En los 90´s y en la actualidad estas máquinas son las que más seinstalan en el mundo para fines de generación eléctrica.



ANTECEDENTES HISTÓRICOS EN EL PERU En la década de los 60´s se instala la Central Térmica Santa Rosa con tres

turbinas BBC de 10, 10 y 20 MW respectivamente. Actualmente ya están fuera

de servicio. En la década de los 70´s se instalaron varias turbinas: O3 turbinas a gas de 20MW c/u en la C.T. Chimbote, 01 turbina a gas de 20 MW en la C.T. Trujillo, 03 turbinas agas de 20 MW en la C.T. Cerro Verde y 03 turbinas a gas de 20 MW en la C.T. Malacas

En la década de los 80´s y 90´s se incorporan: 03 turbinas a gas en la C.T. SantaRosa, 2 de 55 MW y una de 125 MW; 04 turbinas a gas en la C.T. Ventanilla, 2 de 100 MWy 2 de 165 MW, 01 turbina a gas de 20 MW en la C.T. Chilina, Arequipa, 02 turbinas a gas

de 35 MW en la C.T. Mollendo,02 turbinas a gas de 35 MW en la C.T. Ilo, 01 turbina a gasde 85 MW en la C.T. Malacas y 03 turbinas a gas de 85 MW en la C.T. Aguaytia

Con la llegada del gas de Camisea En EDEGEL: Se ha transformado las TGs (2x165 MW) de la C.T. Ventanilla a gas

natural y luego se ha adecuado a Ciclo Combinado; en la C.T. Santa Rosa se hanconvertido a gas natural las 02 unidades UTI (2x55 MW) y la unidad Westinghousede 125 MW; luego se ha instalado una TG de 195 MW a gas natural, actualmente se

viene convirtiendo esta última a Ciclo Combinado.

En ENERSUR y KALLPA, se han instalado en c/u; 03 turbinas de 195 MW, de lascuales 02 se vienen convirtiendo a Ciclo Combinado.

A futuro se prevé la instalación de más turbinas a gas, las mismas que seconciben mayormente a ciclo combinado.



ESQUEMA DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICAA GAS DE CICLO SIMPLE

COMPRESION COMBUSTIONCOMBUSTION

ENTRADAENTRADA

DE AIREDE AIRE COMPRESORCOMPRESOR

ENTRADA DEENTRADA DE

COMBUSTIBLECOMBUSTIBLE

CAMARA DECAMARA DE

COMBUSTIONCOMBUSTION

TURBINA ATURBINA A

GASGAS

SALIDA DESALIDA DE

GASESGASES

EXPANSIONEXPANSION



PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNACENTRAL TERMOELECTRICA CON

TURBINAS A GAS

Tal como se muestra en la diapositiva anterior, unacentral con turbinas a gas (turbinas de combustión),tiene 3 componentes principales: Compresor, Cámarade Combustión (Combustor) y la Turbina a Gas.

El ciclo termodinámico en la que se basan estasturbinas es el CICLO BRAYTON, que está compuestopor cuatro procesos que se indican más adelante.

En estas máquinas el aire que se toma del ambiente escomprimido en el compresor para luego ser conducidoa la cámara de combustión en donde se añade elcombustible para producirse la combustión del quesale como producto gases calientes a alta velocidadque son conducidos a la turbina donde se expandenproduciendo potencia mecánica en el eje.



CICLO BRAYTON IDEAL

PROCESOS:

1-2 Compresión(isentrópica, s=cte) 2-3 Combustión

(isobárica, p=cte) 3-4 Expansión

(isentrópica, s=cte) 4-1 Enfriamiento

(isobárica, p=cte)



BALANCE TERMICO DE LA

PLANTA

Calor entregado por elciclo

Q1= mgcpg(T3-T2)

Calor rechazado por elciclo

Q2= mgcpg(T4-T1)

Potencia requerida por elCompresor

TC= macpa(T2-T1)

Potencia desarrollada por la turbina

TT= mgcpg(T3-T4)

TRABAJO UTIL TU = Q1 - Q2 = TT - TC



DETERMINACION DE LAEFICIENCIA DEL CICLO

ciclo = 1 ± 1/ r p(k-1)/k



CURVA DE VARIACION DE LAEFICIENCIA Y TRABAJO CON LA

RELACIÓN DE PRESIONES



CONDICIÓN PARA OBTENER EL

TRAB

AJO NETO MÁXIMOdWn /dT2=0d[mcp(T3-T4-T2+T1)]/dT2 = 0

T1 es la condición ambiente (fijo)T3 es la temperatura máxima (fijo)

T2 es la temperatura variable

T4 se puede poner en función de T2, T3 y T1

Reemplazando resulta:

T2 =

(T1*

T3

)1/2



PROBLEMA DE APLICACION



CICLO BRAYTON REAL

PROCESOS:

1-2· Compresión real (conincremento de entropía) 2·-3 Combustión

(isobárica, p=cte) 3-4· Expansión real (con

incremento de entropía) 4·-1 Enfriamiento

(isobárica, p=cte)



EFICIENCIA DE LA TURBINA Y EL COMPRESOR

COMPRESOR Trabajo requerido por el

compresor(Tc)

ideal: Tci = mcp(T2 ± T1)real: Tcr = mcp(T2¶ ± T1)

Eficiencia del compresor (c)

c = Tci /Tcr

= (T2 ± T1)/(T2 ¶ ± T1)

TURBINA Trabajo desarrollado por la

turbina(Tt)

ideal: Tti = mcp(T3 ± T4)real: Ttr = mcp(T3 ± T4 ¶ )

Eficiencia de la turbina (t)

t = Ttr /Tti

= (T3 ± T4 ¶)/(T3 ± T4)




Para una planta con turbinas a gasde ciclo simpIe abierto concebidocomo un Ciclo Brayton Real, setiene la siguiente información:

Eficiencia del compresor: 88% Eficiencia de la turbina: 90% La temperatura a la entrada del

compresor es de 70°F

La temperatura máxima del cicloes de 2 520ºR Relación de presiones: 12 Considerar despreciables las

pérdidas por fricción en la cámarade combustión y en los ductos deinstalación; considerar además quela masa de combustible es

pequeña respecto a la masa delaire Constante isentrópica = 1:4

Calcular la eficiencia del Ciclo



CICLO BRAYTON REGENERATIVO




En una turbina a gas regenerativa,el aire ingresa al compresor a 14,7lb/pulg2 y 70°F: siendo comprimidohasta 176,4 lb /pulg2 con unaeficiencia de 87%. El airecomprimido antes de ingresar a lacámara de combustión pasa por unintercambiador de calor, en dondees calentado por los gases quesalen de la turbina. A la entrada dela turbina, los gases se encuentrana 176,4 lb/pulg2 y 2 060,6 ºF y seexpande hasta 14,7 lb/pulg2 conuna eficiencia de 89%. Los gasessalen del intercambiador de calor auna temperatura de 482°F.Considerar =1.4.

Determinar la eficiencia de laplanta, suponiendo que en elregenerador la eficiencia es de100%.



VENTAJAS DE LAS TURBINAS A GAS

Bajos costos de inversión específica (en USS/KW) Eficiencia moderaday es alta en caso de ciclo

combinado. Mínimas restricciones para su ubicación Poco espacio y mínimo de obras civiles

Corto período de construcción Utilizan combustibles limpios (gas, Diesel 2) Bajo nivel de emisión de contaminantes No se requiere de agua de refrigeración

Rápido arranque y toma de carga. Facilidad para conversión a ciclos combinados o

cogeneración. No requiere de zona de acumulación de cenizas o

desechos de combustión.



TIPO DE TURBINAS A GAS

AERO-DERIVATIVAS

Utilizan la tecnología de

los motores Jet paraaviación, siendo estosmateriales livianos y dealta calidad, decaracterísticascompactas y de alta

eficiencia.

Estas máquinas tienenmayores costosespecíficos que las deltipo industrial.

HEAVY DUTY Ó PESADAS OINDUSTRIALES

Son las que mas se utilizanpara generación eléctrica,siendo de un diseño másrobusto y para más variedadde combustibles.

Debido al avancetecnológico en losmateriales se hanincrementado lastemperaturas de operacióny por lo tanto sus

eficiencias.



TAMAÑOS UNITARIOS

Actualmente se fabrican grupos, de generacióneléctrica accionados por turbinas a gas desdeaproximadamente 500kW hasta 200MW.

En el caso de las .turbinas aero-derivativas o "jet", eltamaño máximo actual del grupo turbina -generador para generación eléctrica es de 50 MW encondiciones ISO (15°C).

En el caso de las unidades del tipo " heavy duty" opara servicio pesado, los fabricantes mas importantesa nivel mundial tienen unidades de generación entre30 y 200 MW.



FABRICANTES

Existen cuatro (4) fabricantes de unidades degeneración eléctrica con turbinas a gasimportantes a nivel mundial y que son: General

Electric (GE), Westinghouse (W), SiemensKraftwerk (KWU)y Asea Brown Boveri (ABB).

Así mismo otros fabricantes importantes con

licencias de algunos de los fabricantes anterioresson: GEC Alsthom, Mitsubishi, Ansaldo,Hitachi,etc.



FACTORES DE CORRECCION PARATURBINAS A GAS



CORTE DE UNA TURBINA A GAS DE UNASOLA CAMARA VERTICAL



CORTE DE UNA TURBINA A GAS CON

CAMARA DE COMBUSTION ANULAR



COMBUSTIBLE USADOS ENTURBINAS A GAS

TIPO DE COMBUSTIBLE

Gas natural

Propano

Petróleo liviano como el Diesel Nº2

Petróleo residual de bajo contenido

de azufre Carbón gasificado

NOTA.- En ciclos cerrados esposible usar cualquier combustible

puesto que en este caso la turbina agas solo se mueve con airecomprimido y no con gases decombustión.

VENTAJAS DEL GAS NATURAL

El combustible ideal es el gas naturalpor la siguientes razones:

Está libre de partículas e impurezassólidas con lo que se evita erosiones

en los álabes. No contiene azufre, lo cual permite un

nivel de recuperación del calor contenido en los gases de escapesuperior al que se puede conseguir con otros combustibles.

Tiene una combustión limpia, sin humoni cenizas lo cual facilita la limpieza delos quemadores.

No requiere de muchos equipos parasu manejo.



ESQUEMA TIPICO DE UNA ESTACION DEREGULACION Y MEDICION



LA COMBUSTION EN UNA TURBINA A GAS

Se realiza en las cámaras de combustión quepueden ser de tipo: tubular, anular y tubo-anular.

Los combustibles usuales son el gas natural

y el petróleo liviano (Diesel Nº2). La relación aire-combustible varía alrededor

de 50/1.

El aire que se utiliza es aire comprimido y su

presión depende de la relación decompresión del compresor, actualmente esdel orden de 30/1.

Las temperaturas de la llama alcanzanvalores del orden de 1900ºC.



Los gases que salen de la cámara de combustiónhacia la turbina alcanzan temperaturas del orden de

1310ºC.

El aire se distribuye en las siguientes proporciones:

Aire primario: 15 a 20%

Aire secundario: aprox. 30%Aire terciario: 50 a 50%

LA COMBUSTION EN UNA TURBINA A GAS



LOS EXCESOS DE AIRE ENL AS TURBINAS A GAS

PARAMETRO UNIDAD TG "X" TG "Y"

Carga MW 155,51 152,99

Temperatura ºC 422 443,9O2 % 16,3 15,2

CO2 % 2,7 3,3

CO ppm 50 31

NO ppm 34 37NOx ppm 35 39

Exceso de aire % 345,4 260,7

RESULTADOS DE ANALISIS DE GASES DE COMBUSTIONDE TURBINA A GAS "X" e "Y" a Octubre de 2004

Los excesos de aire son grandes ya que el aire no sólo sirve para la

combustión sino también para el enfriamiento de las partes calientes

que entran en contacto con los gases de combustión.



BAL ANCE DE ENERGIA EN UNA TURBINA AGAS DE CICLO SIMPLE

30% - 38% 65% - 57%



PARAMETROS QUE DEFINEN LAECONOMIA DE UNA TURBINA A GAS

El costo específico de inversión(US$/KW)

Heat Rate ó eficiencia térmica

Precio del combustible



PRECIOS FOB DE TURBINAS A GASDE CICLO SIMPLE

Capital Cost for Combustion Turbines(*)

Manufacturer Modelo Capital Cost Rated Output US$/KW

US$ 1,000 (MW) 1998(1) Ene-2002(2)

Conventional machines

GE PG6561(B) (6B) 10100 39.2 258 303

ABB GTX100 NA 42.1 NAWestinghouse 251 B12 12800 50.1 255 300

ABB GT8C 14800 51.6 287

ABB GT11N1 17600 82.1 214

ABB GT11N2 21800 113.2 193

GE PG7121(EA)(7EA) 17800 85.4 208

Siemens V84.2 20100 106.6 189

Westing/Mitsubishi W501D5A 22400 122.2 183 226

Advanced F Type Machines

GE PG6101(FA)(6FA) 18300 70.1 261

Siemens V64.3ª 19600 68.1 288

Westinghouse 401 20500 85.9 239

GE PG7241(FA)(7FA) 32400 171.7 189

Westinghouse W501F 32100 172.6 186

ABB GT24 36400 177.8 205

Siemens V84.3A 34000 178.5 190



COSTO DE INVERSION DE TURBINAS A GAS

DE CICLO SIMPLETamaño Nominal TG 100 TG 125 TG 150

Tipo de moneda M.N. M.E. M.N. M.E. M.N. M.E.

Costo FOB equipo deGeneración 23,400 28,125 33,600

Repuestos 585 703 840

Transporte Marítimo 585 703 840Seguro 117 141 168

Costo CIF 24,687 29,672 35,448

Costos de Conexión 457 839 480 1,007 503 1,133

Ad Valorem CIF 2,962 3,561 4,254Supervisión deImportaciones 234 281 336

Gastos de Desaduanaje 197 237 284Suministros y ObrasLocales 3,485 3,746 4,008

Total Costos Directos 7,336 25,526 8,305 30,679 9,384 36,581

Costos indirectos 2,472 1,455 2,571 1,571 2,719 1,746

Costo Total de Inversión 9,808 26,981 10,876 32,250 12,103 38,327

98.08 269.81 87.01 258.00 80.69 255.51CostoTotal Específico

(US$/KW) 368 345 336



HEAT RATE Y EFICIENCIA DETURBINAS A GAS

HEAT RATE.- Es el consumo específico de calor de unamáquina termoeléctrica, se expresa en KJ/KWh; BTU/KWh;Kcal/KWh.

HR = Flujo de combustible*Poder calorífico/Potencia

EFICIENCIA.- Es igual a la relación entre la energía útilconsumida(energía química del combustible); cuandoambas se expresan en las mismas unidades. Es decir esun parámetro adimensional. Es una función inversa al HeatRate.

= 1 / HR= 860 / HR(Kcal/KWh)= 3600 / HR(KJ/KWh)

= 3412 / HR(BTU/KWh)



HEAT RATE DE ALGUNAS TURBINAS AGAS DE CICLO SIMPLE

BTU/KWh KJ/KWH BTU/KWh KJ/KWH

GE PG6561(B)(6B) 39,2 11884 12538 10710 11300

Westinghouse 251 B12 50,1 11551 12187 10410 10983

ABB GT8C 51,6 11296 11918 10180 10740

ABB GT11N1 82,1 11703 12347 10547 11128

ABB GT11N2 113,2 11070 11679 9976 10525

GE PG7121(EA)(7EA) 85,4 11562 12199 10420 10994

Siemens V84.2 106,6 11255 11875 10143 10701Westinghouse/Mitsubishi W501D5A 122,2 10852 11449 9780 10318

GE PG6101(FA)(6FA) 70,1 11074 11684 9980 10529

Siemens V64.3A 68,1 10465 11041 9431 9950

Westinghouse 401 85,9 10353 10923 9330 9844

GE PG7241(FA)(7FA) 171,7 10386 10958 9360 9875Westinghouse W501F 172,6 10397 10969 9370 9886

ABB GT24 177,8 10031 10583 9040 9538Siemens V84.3A 178,5 9820 10361 8850 9337

GE LM600PC 171,7 9221 9729 8310 8768

Turbo Power FT&Twin 172,6 10057 10611 9063 9562

Rolls Royce TRENT 177,8 9110 9612 8210 8662

MAQUINAS TIPO AVANZADAS

MAQUINAS CONVENCIONALES

MAQUINAS TIPO AERODERIVATIVAS

HR - HHV HR - LHV

FABRICANTE MODELO P (KW)



EFICIENCIA DE ALGUNAS TURBINAS AGAS DE CICLO SIMPLE ± GAS NATURAL

Estas pueden ser calculadas en función a larelación que existe entre éste parámetro y el HeatRate:

Por ejemplo para la turbina Siemens V84.3 A; si se

toma como dato el HR que le corresponde, sepuede hallar la eficiencia: De la tabla anterior, se tiene: Base LHV: HR = 8850 BTU/KWh = 10361 KJ/KWh;

entonces:

= 3412 / 8850 = 0,3855 ó = 1 / 10361= 0,3855



PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Ejemplo:

Gas Natural: 2,1 US$/MMBTU

Petróleo Diesel Nº2: 12,18US$/MMBTU



COSTOS DE GENERACION ELECTRICA DEUNA TURBINA A GAS

El costo de generación eléctrica depende delos costos fijos y los costos variables que seindican:

COSTOS FIJOS: Depende de la capacidad(KW)

Costo de inversión (CI) Costo de O y M fijo (Cf)

COSTOS VARIABLES: Depende de laproducción (KWh)

Costo variable combustible (CVC) Costo variable no combustible (CVNC)



COSTO DE INVERSION (CI)

Como ya vimos los costos específicos deinversión (CEI) de turbinas a gas son losmás bajos en comparación a las otrastecnologías convencionales.

Para turbinas a gas medianas y grandes:200 ± 350 US$/KW

Para turbinas pequeñas:350 ± 500 US$/KW



COSTOS DE INVERSION DECENTRALES TERMICAS



COSTO DE O Y M FIJO (CF)

Al igual que el costo de inversión, éstedepende sólo del tamaño de la unidad; seexpresa en US$/KW-año y comprende

básicamente los costos que implica losmantenimientos preventivos (huaypes, aceites,grasas, solventes; etc).

También debe incluir el costo de personal.



COSTO VARIABLE COMBUSTIBLE

(CVC) Este costo expresado en US$/KWh,

depende del precio del combustible y la

eficiencia (ó Heat Rate) de la turbina.

CVC = Precio del Combustible/

Rendimiento= Precio de la caloría*Heat Rate



EFICIENCIA DE CENTRALES TERMICAS



COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE

(CVNC)

Se refiere básicamente a los costos

de repuestos y/o reparacionesreferidos al mantenimiento mayor,mantenimiento menor ymantenimiento de centrífugas (en elcaso de que el combustible es elPetróleo Diesel Nº 2)



COSTO TOTAL ANUAL EN US$/KW-AÑO Vs.HORAS DE OPERACIÓN DE LA UNIDAD

El costo total anual (en US$/KW-año) enfunción de las horas de operación queresulta de sumar los costos anuales fijos yvariables, resulta ser una función lineal en lacual los costos fijos están representados por el valor que corresponde a la intersección dela recta con el eje de las ordenadas, mientras

que la pendiente es función básicamente dela eficiencia de la unidad y varía en funciónde las horas de operación de la unidad.



CT (US$/KW-año) = ?(CEI)*(frc)+CFA + (CVC + CVNC)*t

frc = factor de recuperación de capital

= i*(1+i)n /?(1+i)n ± 1A

i = tasa de interés anual por período(p.e. 12% osea i= 0.12)

n = vida util de la unidad (en este caso 15 años)CVC y CVNC en US$/KWh

t = horas de operación



COSTO DEL KWh EN FUNCION DE L ASHORAS DE OPERACIÓN (FACTOR DE

PL ANTA)

CE(US$/KWh)=(CEI*frc+CF)/t + CVC + CVNC



CASO APLICATIVO

Hallar la función querepresenta los costostotales en US$/KW-año Vshoras de operación y los

costos del Kwh (US$/KWh)Vs horas de operación,para los siguientes datos.

También hallar el Costo degeneración para unaoperación promedio de5000 h/año.

CEI: 350 US$/KW Vida util: 15 años Tasa de descuento: 12%

CF: 2.5 US$/Kw-año L= 37% Precio Gas: 1.8 US$/MMBTU CVNC: 3.5 US$/MWH

RESPUESTAS:

CT(US$/KW-año) = 53,8885 + 0,02009*tCE(US$/KWh) = 53,8885/t + 0,02009CE5000 = 0,03087 US$/KWh



COSTOS DE GENERACION DE LAS CENTRALESTERMICAS DE EGASA A DIC 2006



RESULTADOS DE UNA PRUEBA DE POTENCIA EFECTIVAY RENDIMIENTO EN UNA TURBINA A GAS

PROCEDIMIENTO PR-17 COES SINAC

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