Diseño de un sistema de cogeneración utilizando los gases remanentes de la turbina General Electric LM2500 en la planta de proceso del norte bloque 16 Repsol YPF
- Introducción
- Definición de cogeneración.
- Beneficios de un sistema de cogeneración
- Desarrollo de un sistema de cogeneración.
- Ciclo de turbina de gas con caldera de recuperación ciclo cheng
- Encabezados de sección
- Datos del proceso de generación eléctrica en la planta de repsol.
- Cálculos
- Conclusiones
- Referencias
Resumen – En este documento se realizó el diseño de un sistema de cogeneración para el aprovechamiento energético y energético de los gases de escape producidos por dos turbinas de generación eléctrica GE LM2500, del campo operado por REPSOL para así lograr más competitividad, mejor aprovechamiento energético primario por kilowatio generado. Este proceso se lo realizo utilizando el método del ciclo cheng, en este proceso se consigue una mayor eficiencia en la producción eléctrica, y solo aumenta ligeramente el consumo de combustible ya que ha de aportar calor al vapor para calentarlo desde la temperatura de inyección hasta la temperatura de entrada de la turbina y puede aumentar como en este caso casi en 10 puntos la eficiencia térmica del ciclo.
Introducción
Repsol YPF, tiene como objetivo para el 2004, cumplir con un aumento en la taza de producción de 65000 BPD a 75000 BPD y para esto necesitara cubrir una demanda de energía eléctrica aproximadamente de 1Mw. por cada 1000 BPD, necesarios para poner en funcionamiento todos los equipos que se utilizarán en el proceso de exploración, producción y transporte del crudo; inyección de agua de formación, compresión del gas proveniente de los pozos, entre otros.
La energía térmica de los gases de escape de las turbinas de gas GE LM2500 de la planta de tratamiento NPF no son aprovechados en su totalidad, debido a que en los actuales momentos se utilizan pequeños porcentajes de estos, alrededor del 20 al 30 % (este porcentaje es el rango de apertura con que generalmente trabajan las compuertas que de ahora en adelante denominaremos DAMPER para permitir el ingreso de gases de escape hacia el intercambiador de calor) para calentar aceite térmico TEXATHERM 46 (TEXACO), para esto los gases de escape son conducidos por medio de DAMPER hacia la chimenea y el intercambiador de calor tipo horno de marca ECONOTHERM en donde es calentado el aceite térmico (Fig.1). Los DAMPER se abren o cierran simultáneamente de acuerdo a la necesidad de calentamiento del aceite térmico. En la actualidad, el calor residual de los gases de escape es desechado a la atmósfera a través de las chimeneas.
Figura 1. Chimeneas del horno y turbina de gas
El aceite térmico luego de ser calentado es enviado a un tanque de expansión para luego ser bombeado a los tanques de almacenamiento del crudo (15.000BLS), estos tanques tienen serpentines en su interior por donde se hace circular el aceite térmico, permitiendo de esta manera la transferencia de calor con el crudo, la temperatura a la cual se necesita mantener caliente el crudo está en un rango de 200 a 210 °F.
Los gases de escape emitidos a la atmósfera luego del proceso de intercambio de calor con el aceite térmico, tienen temperaturas de 400 a 600 ºC dependiendo de la carga con que se encuentre generando las turbinas GE LM2500. El calor que se desecha a la atmósfera es energía térmica que se podría utilizar para otros procesos, pero en los actuales momentos no se los utiliza. El primer paso de este proyecto de tesis es la realización de un estudio exergético, para conocer la disponibilidad que tienen los gases de escape emitidos a la atmósfera.
El análisis de previabilidad para implementar una planta de cogeneración, considerando parámetros importantes como son: económicos, tecnológicos y ambientales que deberán efectuarse en el diseño del sistema de cogeneración.
El proceso de cogeneración aplicando el ciclo cheng fue el elegido por los autores para la realización del análisis de previalidad y futura implementación del proceso considerando parámetros importantes como son: económicos, tecnológicos y ambientales importantes en el diseño del sistema de cogeneración.
EL costo de la generación eléctrica empleando turbinas de gas es elevado debido al combustible que se usa, en este caso el Fuel oil Nº 4, el consumo promedio mensual de combustible es de aproximadamente 500.000 USD por cada generador GE LM2500. Siendo este un factor importante a considerar en la alternativa de implementar una planta de cogeneración, por cuanto se utilizarían el mismo volumen de combustible pero se generaría más energía tanto eléctrica como térmica aumentando asi la eficiencia térmica del ciclo bryton.
Definición de cogeneración.
La cogeneración frecuentemente se define como la producción secuencial de calor necesario y poder (eléctrico o mecánico) o la recuperación de energía de menor disponibilidad para la producción de poder. Esta producción secuencial de energía rinde ahorros relativos de combustible para separar la energía facilitando la producción.
La cogeneración convierte la energía contenida en el combustible en dos tipos de energías utilizables por la industria.
1. Energía mecánica y/o eléctrica.
2. Energía térmica, vapor útil o gases calientes para proceso.
El propósito principal de la cogeneración es permitir un uso más eficiente de la energía primaria, es decir, Petróleo, Gas Natural y Carbón Mineral, reduciendo por lo tanto el consumo de los combustibles no renovables(1(. El consumo de energía primaria en un sistema de cogeneración es menor, que el consumo de combustibles requerido para producir por separado la misma cantidad de energía térmica y eléctrica (Fig. 2).
Figura 2. Esquema general de cogeneración
Beneficios de un sistema de cogeneración
Los beneficios en el sector industrial son la reducción de la facturación energética en los costos de producción y como consecuencia aumenta la competitividad de la empresa; así como, la autosuficiencia, continuidad y calidad del suministro de energía eléctrica, con lo que obtiene confiabilidad en su proceso.
La cogeneración respecto a los sistemas convencionales de generación energética tiene ventajas en el sentido tecnológico, económico y ecológico (Fig. 3).
Figura 3. Esquema general de cogeneración
Desarrollo de un sistema de cogeneración.
Históricamente la cogeneración se inicia con las turbinas de vapor. El industrial que consumía vapor a una presión relativamente baja, producía vapor a alta presión que era expansionado en una turbina de vapor hasta la presión de consumo en proceso. La turbina de vapor accionaba un alternador que producía parte de la energía eléctrica consumida en la fábrica (RENOVETEC, 2009).
Por otra parte, en los sistemas de cogeneración con turbinas de gas se utilizan los gases de escape para su aprovechamiento en el proceso. Dentro de las turbinas de gas pueden establecerse dos grandes grupos: turbinas industriales y aeroderivadas. Las primeras presentan mejores valores de disponibilidad y una mayor robustez. Las turbinas aeroderivadas, sin embargo, son algo más sofisticadas y presentan mejores valores de rendimiento. Asimismo, la temperatura de los gases de escape es diferente al igual que el comportamiento y prestaciones trabajando en cargas parciales, por lo que en cada proyecto deben analizarse detalladamente el tipo de máquina más adecuada.
La cogeneración recibe el impulso técnico más importante en los años ochenta; éste consiste básicamente en la aplicación de las turbinas aeroderivadas en la generación de energía eléctrica, es decir, se toman las turbinas utilizadas en la aviación comercial y con pequeñas modificaciones se adaptan a tierra y se acoplan a generadores eléctricos que las transforman, por primera vez, en grupos turbogeneradores industriales.
Debemos enfatizar que la cogeneración recibe el impulso técnico más importante en los años ochenta; éste consiste básicamente en la aplicación de las turbinas aeroderivadas en la generación de energía eléctrica, es decir, se toman las turbinas utilizadas en la aviación comercial y con pequeñas modificaciones se adaptan a tierra y se acoplan a generadores eléctricos que las transforman, por primera vez, en grupos turbogeneradores industriales.
Al mismo tiempo se desarrollan nuevos materiales de alta resistencia mecánica para la fabricación de alabes de turbinas y se emplean materiales cerámicos de alta resistencia térmica en la construcción de cámaras de combustión. También se logran rendimientos en las turbinas de gas de hasta 35 %, (contra 15 y 20% obtenido en los años sesenta) y se mejoran los ciclos termodinámicos tradicionales.
Es importante resaltar el desarrollo de las calderas de recuperación con presiones múltiples, así como el inicio de la tecnología de gasificación de combustibles, el desarrollo de la fabricación de sistemas de cogeneración tipo paquete y la introducción de la aplicación del ciclo combinado, esto, sin olvidar que en todos los desarrollos se incluye el uso de tecnologías limpias, es decir, con reducidas emisiones contaminantes a la atmósfera.
Es necesario recordar que las máquinas alternativas de combustión interna, conocidas como MCI, cuyo desarrollo en paralelo a las turbinas de gas se ha venido aplicando cada día más en los procesos de cogeneración, sobre todo gracias a que la creciente necesidad del transporte marítimo ha permitido la disponibilidad de motores altamente eficientes, alcanzando rendimientos térmico/eléctricos del orden del 40%.
Actualmente, la cogeneración comprende al menos cuatro procesos termodinámicos distintos de combinación de producción de calor y potencia: El primero, mediante aire; el segundo, con vapor; el tercero, mediante el calor rechazado en un proceso de combustión, como un motor de combustión interna; y el cuarto involucra procesos termodinámicos, como los encontrados en una celda de combustible. Aunque cada proceso es distinto, éstos son usados en forma combinada para maximizar la producción de energía en un sistema termodinámico (Fig. 4)
Figura 4. Desarrollo tecnológico de los sistemas de cogeneración
Ciclo de turbina de gas con caldera de recuperación ciclo cheng
El ciclo con inyección de vapor es un ciclo combinado de turbina de gas que utiliza una caldera de recuperación, con o sin postcombustión; para obtener vapor que se introduce en el ciclo a fin de conseguir mayor potencia y menor contaminación medio ambiental
Una instalación de cogeneración en el ciclo simple la forman un grupo turbina de gas-alternador y una caldera que produce vapor a partir de la recuperación de calor de los gases de escape de la turbina Tabla 1
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TABLA I
Características típicas de los gases de combustión de una turbina de gas.
Las calderas de recuperación están concebidas bajo un diseño especial para esta aplicación, permitiendo el paso de un gran volumen de gases. De forma similar a las calderas convencionales, pueden ser de tubos agua o de tubos de humos.La aplicación de turbinas de gas en cogeneración está limitada a complejos industriales o comerciales con consumos energéticos importantes que permitan utilizar máquinas como mínimo de 500kW de potencia eléctrica, ya que de momento las gamas inferiores no ofrecen unas prestaciones técnico-económicas suficientemente interesantes.
Encabezados de sección
Este ciclo es muy constante a todos los niveles de temperatura ambiente, lo cual es una real ventaja cuando se opera en climas cálidos, pero presenta un inconveniente ya que no existe un sistema de recuperación de agua utilizada para la producción de vapor (Fig. 5).
Figura 5. Proceso simplificado y diagrama de instrumentación básica para el ciclo Cheng.
En este proceso se consigue una mayor eficiencia en la producción eléctrica, y solo aumenta ligeramente el consumo de combustible ya que ha de aportar calor al vapor para calentarlo desde la temperatura de inyección hasta la temperatura de entrada de la turbina. Las modificaciones de una turbina para permitir una inyección importante de vapor (En el orden del 15% de caudal de aire) posibilitan una producción adicional de electricidad sobre el 50%, de manera que el rendimiento de la turbina puede superar el 35%. La inyección de vapor permite además reducir notablemente la producción de óxido de Nitrógeno (Sobre el 80%) en la combustión, y por tanto la emisión a la atmósfera.
Los requerimientos de calidad para el vapor a inyectar implica su desmineralización/ deionización, y son equivalentes a los de una caldera de alta presión.
Al manejar agua desmineralizada /des ionizada, se debe tener en cuenta que los materiales de directo contacto sean resistentes a un ataque altamente reactivo. Por lo tanto, las tuberías se recomienda sean de acero AISI 304L mientras que válvulas y bombas deben ser de acero inoxidable 316L.
Sin embargo, también hay un límite a la cantidad de vapor que puede ser inyectado en la turbina de gas en general, y en la zona de la cámara de combustión primaria en particular. La inyección de vapor máxima total en la turbina de gas es entre 5% y 20% del flujo de aire existente. La cantidad permitida de vapor para ser inyectado en la zona primaria de la cámara de combustión está limitada por las características de la llama de salida del quemador. También la cantidad permitida de vapor inyectado para el aumento de potencia se establece por consideraciones mecánicas y limitaciones relación de compresión.
Sobre una base por libra, el vapor contiene más energía de expansión que el aire, ya que el Cp de vapor es de aproximadamente el doble de la Cp del aire. La ganancia de potencia de salida de inyección de vapor es de aproximadamente 4% por cada 1% de vapor inyectado (donde% de vapor inyectado se refiere a flujo principal de la turbina). El siguiente gráfico se muestra el efecto de un 5% de inyección de vapor constante en la capacidad de soporte de carga de una turbina de gas típica.
Para fines comparativos, la variación de la salida con temperatura ambiente se muestra para la misma turbina y sin inyección de vapor en la figura 6.
Figura 6: Aumento de la potencia con inyección de vapor.
Los valores que se presentan en la Figura 50, son orientativos y han sido obtenidos a partir de datos utilizados en estudios de viabilidad de cogeneración con turbina de gas realizados por empresas catalanas.
Conjuntamente con las calderas de recuperación los grupos turbina de gas-alternador son los equipos de mayor coste de toda la instalación de generación de energía que los incorpore.
Datos del proceso de generación eléctrica en la planta de repsol.
Para la obtención de datos y desarrollo de cálculos, se procedió a tomar los resultados obtenidos en la estación NPF en el mes de febrero de 2003, por lo que el consumo de diesel resulta ser 1786 BBL (barriles) por mes.
Esto equivale a 283.95 m^3/mes.
El poder calorífico del combustible es de: 43.89 GJ/ton
La mayor potencia generada para la estación NPF fue de 878.4 MWH (Mega watts hora) por mes.
La temperatura de entrada y salida de las turbinas están en el orden de 298 K y 964.47 K respectivamente.
Para el valor de esta temperatura se tomó en cuenta la temperatura censada por una termocupla localizada a la salida de la turbina, estas temperaturas se toman por intervalos de tiempo entre 4 y 6 minutos, por lo que la T, resulta del promedio de las mismas.
Cálculos
Figura 7: Diagrama de ciclo Bryton abierto.
Datos:
W ?_neto=878.4 MWh/mes
v ?_diesel=1746 bbl/mes
?_diesel=832 kg/m^3
PCI_diesel=42.6*?10?^6 J/kg
T_1=25 ?
T_4=1276.65 ?
Desarrollo:
W ?_neto=878.4 MWh/mes ?31.62*?10?^11 J/mes
v ?_diesel=1746 bbl/mes?277.59 m^3/mes
m ?_diesel=?*v ?_diesel
m ?_diesel=832 kg/m^3 [277.59 m^3/mes]
m ?_diesel=230954.88 kg/mes
Q ?_e=m ?_diesel*PCI_diesel
Q ?_e=230954.88 kg/mes[42.6*?10?^6 J/kg]
Q ?_e=9.8386*?10?^12 J/mes
n_ter=W ?_neto/Q ?_e
n_ter=(31.62*?10?^11 J/mes)/(9.95*?10?^12 J/mes)
n_ter=0.3213
T_1=25 ??298 K
T_4=520 C?793 K
T_1=298 K?h_1=298.18 kJ/kg
T_4=793 K?h_4=814.278 kJ/kg
n_ter=W_neto/Q_e
n_ter=(W_T-W_C)/Q_e
n_ter=((h_3-h_4 )-(h_2-h_1 ))/(h_3-h_2 )
0.3213=((h_3-h_4 )-(h_2-h_1 ))/(h_3-h_2 )
0.3213(h_3-h_2 )=h_3-h_4-h_2+h_1? Ecuación 1
0.6787(h_3-h_2 )=h_4-h_1
0.6787(h_3-h_2 )=814.278-298.18
h_3-h_2=760.421 kJ/kg ? Ecuación 2
BALANCE ENERGÉTICO EN LA CÁMARA DE COMBUSTIÓN.
Remplazamos ecuación 2
9.8386*?10?^12 J/mes
Ecuación 3
POTENCIA NETA
Remplazamos ecuación 1
Remplazamos ecuación 2
Establecemos un sistema entre las ecuaciones 3 y 4
Los resultados del sistema son:
Remplazamos en la ecuación 2
Para un sistema de inyección de vapor en la cámara de combustión se considerará un caso más real, una efectividad de la caldera de recuperación del 85% se dará para un buen diseño donde esta se alimenta por agua previamente tratada a temperatura ambiente 25°C (298 °K) y que opera a la misma presión que la cámara de combustión; si se establece que el compresor toma el aire a 100kPa (sin causar error significativo) y además para una relación de compresión de 18, la presión de operación de la caldera de recuperación será igual que la cámara de combustión e igual a 1800 kPa. Además se ajusta la temperatura a la salida de la caldera de recuperación, de los gases de combustión a 120°C (393 K) para evitar la condensación de la humedad contenida en éstos ya que se pueden formar compuestos muy corrosivos que pueden afectar a la integridad de las instalaciones.
Según el "Gas Turbine Handbook" en plantas donde se opera con este ciclo denominado HRSG (Heat recovery Steam Generator) el rango del caudal másico utilizado está entre el 5% y el 20% del total de aire utilizado en la compresión.
Si se considera una planta con instalaciones de primera, no existirá problema si se trabaja con inyección de vapor del orden del 15% del total de aire utilizado por el compresor. Se establece además que el trabajo de la bomba para alimentar la caldera de recuperación es despreciable.
Se tendrá entonces:
(m_vapor ) ?=0.18 (m_aire ) ?
(m_vapor ) ?=0.14 (9267217.01 kg/mes)=1390082.5515 kg/mes
El balance energético dentro de la caldera de combustión se puede expresar como la energía real disponible en los gases de combustión que servirá para generar el vapor dentro de la caldera de recuperación, se puede expresar como:
h_(aire@393ºK)= h_5
h_(vapor@298ºK)= h_8
(Q_rec=) ? (m_vapor ) ?(h_9-h_8)
(?? m?_total (h_4-h_5 )=) ? (m_vapor ) ?(h_9-h_8)
((0.85)(9498171.89)(1005.62-393.91)=) ?(1390082.5515)(h_9-104.83)
h_9=3657.57 kJ/kg (Vapor sobrecalentado a 1800 kPa)==> T_9= 799.339 °C
Como es de convención mantener la temperatura a la entrada de la turbina, será necesario una cantidad adicional de combustible para elevar la temperatura del vapor inyectado en la primera inyección, se puede entonces realizar un balance energético en la cámara de combustión a manera de determinar la nueva cantidad de combustible necesario, si se asume una combustión completa se tendrá entonces:
= 19585.7 = 
Si se mantiene un mismo caudal de aire se obtendrá una nueva relación AC:
Una vez determinado esto se puede obtener el trabajo de expansión en la turbina tanto del vapor como de los gases en conjunto; si se considerar que la mezcla se expande hasta las condiciones ambientales, se puede expresar entonces:
= 1322339195.1569 
= 510.1617 
= 2066.13
A partir de aquí se puede calcular el incremento del trabajo neto en la instalación:
= 846.22
La nueva eficiencia térmica para la primera inyección será entonces, considerando la nueva cantidad de combustible:
Como se puede verificar la eficiencia térmica de la instalación se incrementa de 31.77% al 49.594% aproximadamente, como consecuencia de la inyección de vapor de alta presión en la cámara de combustión. Esto implica aspectos económicos muy atractivos para una instalación a la cual le interesa reducir costos y aumentar producción. Sin duda el costo de la instalación que se detalló en la parte inicial es un aspecto muy complicado de analizar dada la complejidad con la cual operaría la instalación mas cabe recalcar que, son muy pocas las modificaciones existentes para una planta de turbina de gas que ofrezca tan representativos incrementos en la eficiencia térmica del ciclo.
Se producirá entonces un enfriamiento de los gases de combustión debido a la primera inyección de vapor para el proceso 4-5 se tendrá que el calor recuperado será:
Se puede determinar la temperatura aproximada a la cual se estabilizará la mezcla de aire, gases de combustión y vapor de agua mediante un balance energético con calores específicos constantes donde:
= 837.959 K
Se puede determinar entonces nuevamente la cantidad de vapor que se puede generar a partir de esta energía recuperada de la mezcla vapor, gases de combustión y aire. Una vez que todo el sistema se estabilice y la inyección de vapor se vuelva cíclica este calor recuperado presentado anteriormente se volverá una constante para cada inyección y será el verdadero calor que se puede recuperar de la mezcla de gases de escape.
Es importante aclarar que la relación de las variables involucradas en la búsqueda de la respuesta del sistema ante la inyección de vapor es altamente no lineal, y por ello existen varios métodos para estimar la respuesta del sistema ante esta implantación.
En el documento presente se ha estimado la potencia que otorgará la turbina una vez que el vapor generado se ha inyectado por primera vez y a partir de ahí de determinó la eficiencia térmica pero hay que tomar en cuenta que el calor recuperado disminuye una vez que el flujo de vapor tiende a volverse constante a un número altos de ciclos de operación del sistema, por lo que haría falta una serie de cálculos a partir del nuevo valor del calor que se puede recuperar de los gases de escape (mezcla de gases y vapor). Es decir el cálculo que se realizó en verdad pertenece a la parte inicial del estado transitorio del sistema antes de estabilizarse, definiendo como estabilizar a estado del sistema donde el calor que se pueda recuperar a partir de los gases de combustión tienda a converger a un valor constante.
Por lo que es evidente la complicación al estimar la verdadera potencia desarrollada por la turbina en el estado estable mediante esta forma de cálculo. Ricky Doelman en un trabajo de investigación resolvió el problema de la implementación del ciclo Cheng mediante herramientas de mecánica usando ecuaciones para el estado transitorio y mediante modelamiento computacional
Conclusiones
El análisis financiero con el VAN calculado se puede observar que es factible la implementación de la planta de cogeneración.
El aumento en la eficiencia al aplicar el sistema de cogeneración indica la posibilidad real de aprovechar la energía térmica de los gases remanentes de la turbina General Electric modelo LM2500.
Se observó que la alternativa técnica y económica más rentable. Es la utilización del ciclo Cheng.
Al utilizar el ciclo Cheng se determinó la viabilidad de la planta de cogeneración, en función del impacto ambiental ya que se realizó el análisis en el sitio y su entorno, con base en estudios científicos y técnicos, conforme a lo dispuesto por la normatividad ecológica y de impacto ambiental vigente en el Ecuador.
Se realizó el diseño el sistema de cogeneración utilizando los gases de las turbinas.
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Autor:
William Murillo
Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE Sangolqui – Ecuador
Efrain Reyes
Universidad de las Fuerzas Armadas ESPE Sangolqui – Ecuador