903-hm120-p09-gud-089(ciclo de vapor-9)

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PROCESOS 903-HM120-P09-GUD-089 Rev. 0

GUÍA PARA EL DISEÑO CONCEPTUAL DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DE GENERACIÓN DE POTENCIA CON CICLO DE VAPOR

903-HM120-P09-GUD-089.DOCX/31/03/2010/MSOFFICE/pa 1 de 407 INEDON

FECHA OBJETO ELABORÓ Iniciales

REVISÓ Iniciales

APROBÓ Iniciales/Cargo

MAR.10 Emisión Original SG/RZ ABA/MJP SN/VPO

MS/VPO

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Í n d i c e

Página

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................ 8

2. OBJETIVOS ....................................................................................................... 9

3. EXCEPCIONES.................................................................................................. 9

4. USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA ................................................ 10

5. INEDON RELACIONADOS .............................................................................. 10

6. ACRÓNIMOS, SIGLAS Y FÓRMULAS QUÍMICAS .......................................... 12

7. LECCIONES APRENDIDAS ............................................................................ 16

8. DISTRIBUCIÓN DE LA INFORMACIÓN .......................................................... 17

9. DEFINICIONES GENERALES ......................................................................... 17

10. ESTUDIOS BASE PARA EL DISEÑO CONCEPTUAL .................................... 42

11. CENTRALES TÉRMICAS DE GENERACIÓN DE POTENCIA ........................ 50

12. CICLO DE VAPOR ........................................................................................... 55

13. FUENTES DE ENERGÍA .................................................................................. 61

13.1. Carbón .............................................................................................................. 61 13.1.1. Clasificación de los carbones ........................................................................... 61 13.1.2. Caracterización del carbón ............................................................................... 67 13.2. Combustibles alternativos ................................................................................ 71 14. SISTEMAS DE LA CENTRAL .......................................................................... 72

14.1. Sistema de Manejo del Carbón y Piedra Caliza ............................................... 72 14.1.1. Diagrama de flujo del Sistema de Manejo de Carbón ...................................... 72 14.1.2. Diagrama de flujo del Sistema de Manejo de Piedra Caliza ............................. 74 14.1.3. Sistema de Transporte a Sitio .......................................................................... 75 14.1.4. Sistema de Descarga ....................................................................................... 79 14.1.5. Apilamiento, Almacenamiento y Recuperación ................................................ 92 14.1.6. Preparación del carbón .................................................................................. 102 14.1.7. Transporte ...................................................................................................... 104 14.1.8. Pesaje y control de calidad ............................................................................. 114 14.1.9. Sistemas secundarios .................................................................................... 116 14.1.10. Posibles evaluaciones requeridas en la IC ..................................................... 118 14.2. Sistema de la Caldera .................................................................................... 119 14.2.1. Clasificación de las Calderas ......................................................................... 119 14.2.2. Elementos Principales del Sistema de la Caldera .......................................... 133 14.2.3. Información relevante para la simulación en STEAM PRO ............................ 145 14.2.4. Posibles evaluaciones requeridas en la IC ..................................................... 146 14.3. Sistema de la Turbina de Vapor ..................................................................... 146

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14.3.1. Elementos Principales del Sistema de la Turbina de Vapor ........................... 146 14.3.2. Arreglos de turbina y condiciones de vapor típicas ........................................ 153 14.3.3. Información relevante para la simulación en STEAM PRO ............................ 154 14.3.4. Posibles evaluaciones requeridas en la IC ..................................................... 154 14.4. Sistema de Agua de Alimentación a Caldera ................................................. 154 14.4.1. Elementos Principales del Sistema de Agua de Alimentación a Caldera ....... 154 14.4.2. Información relevante para la simulación en STEAM PRO ............................ 159 14.4.3. Posibles evaluaciones requeridas en la IC ..................................................... 160 14.5. Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor .................................................. 160 14.5.1. Elementos Principales del Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor ........ 161 14.5.2. Información relevante para la simulación en STEAM PRO ............................ 168 14.5.3. Posibles evaluaciones requeridas en la IC ..................................................... 169 14.6. Sistemas de Control de Emisiones ................................................................. 169 14.6.1. Contaminantes ............................................................................................... 169 14.6.2. Control de CO ................................................................................................ 170 14.6.3. Control de NOX ............................................................................................... 170 14.6.4. Control de SOX ............................................................................................... 175 14.6.5. Control de Particulados .................................................................................. 181 14.6.6. Sistema continuo de monitoreo de emisiones ................................................ 184 14.6.7. Información relevante para la simulación en STEAM PRO ............................ 185 14.6.8. Posibles evaluaciones requeridas en la IC ..................................................... 185 14.7. Chimenea ....................................................................................................... 185 14.8. Sistemas Auxiliares ........................................................................................ 186 14.8.1. Sistema de Combustible Gaseoso ................................................................. 186 14.8.2. Sistema de Combustible Líquido .................................................................... 188 14.8.3. Sistema de Condensados de Hidrocarburo .................................................... 190 14.8.4. Sistema de Suministro y Retorno de Agua ..................................................... 191 14.8.5. Sistema de Agua Industrial ............................................................................. 193 14.8.6. Sistema de Agua Desmineralizada ................................................................. 195 14.8.7. Sistema de Agua Potable ............................................................................... 199 14.8.8. Sistema de Aguas de Desecho ...................................................................... 202 14.8.9. Sistema de Manejo de Desechos Sólidos ...................................................... 205 14.8.10. Sistema de Muestreo del Vapor y Condensado ............................................. 207 14.8.11. Sistema de Aire Comprimido .......................................................................... 208 14.8.12. Sistema de Químicos ..................................................................................... 209 14.8.13. Sistema de Captura de Dióxido de Carbono .................................................. 211 14.8.14. Sistema de Monitoreo y Control ..................................................................... 213 14.8.15. Sistema de Detección y Extinción de Incendio ............................................... 214 14.8.16. Sistema de Alivio de Presión .......................................................................... 216 14.8.17. Sistema Eléctrico de Distribución ................................................................... 217 14.8.18. Sistema de Ventilación y Aire Acondicionado ................................................ 220 14.8.19. Sistema de Telecomunicaciones .................................................................... 221

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14.9. Misceláneos ................................................................................................... 222 15. APLICACIONES DE LOS PROGRAMAS DE THERMOFLOW ...................... 223

16. INFORMACIÓN BÁSICA PARA EL MODELO ............................................... 228

17. INTRODUCCIÓN DE DATOS EN STEAM PRO ............................................ 231

17.1. Recomendaciones .......................................................................................... 231 17.2. Sobre los Resultados Mostrados .................................................................... 233 17.3. Estableciendo las Preferencias ...................................................................... 233 17.4. Nueva Sesión ................................................................................................. 235 17.4.1. Nuevo Diseño ................................................................................................. 236 17.4.2. Archivo Existente ............................................................................................ 236 17.4.3. Modo .............................................................................................................. 236 17.4.4. Número de Unidades por planta ..................................................................... 236 17.4.5. Potencia de Planta Aproximada por Unidad ................................................... 237 17.4.6. Balance Costo / Eficiencia .............................................................................. 237 17.4.7. Incluir captura de CO2. ................................................................................... 239 17.4.8. Frecuencia del Generador. ............................................................................. 239 17.5. Comenzar el Diseño ....................................................................................... 239 17.5.1. Tipo de Turbina de Vapor ............................................................................... 239 17.5.2. Tipo de Accionamiento del Motor de la Bomba de Agua de Alimentación ..... 243 17.6. Selección de Calentadores de Agua de Alimentación. ................................... 243 17.6.1. Configuración del Calentadores de Agua de Alimentación ............................. 244 17.6.2. Selección del Número de Calentadores de Agua de Alimentación ................ 245 17.6.3. Tipo de Calentador de Agua de Alimentación ................................................ 246 17.6.4. Ubicación de la bomba de alimentación a la caldera...................................... 249 17.6.5. Opciones de calentamiento del agua de alimentación ................................... 249 17.6.6. Tipo de especificación para los calentadores de agua de alimentación ......... 249 17.7. Criterios de Planta .......................................................................................... 250 17.7.1. Condiciones Ambientales ............................................................................... 251 17.7.2. Selección del Combustible ............................................................................. 253 17.7.3. Selección del Sistema de Enfriamiento .......................................................... 254 17.7.4. Otras Variables del Sistema de Enfriamiento ................................................. 259 17.7.5. Tipo de Sistema de calefacción urbana .......................................................... 261 17.7.6. Exportar / Importar Corrientes ........................................................................ 261 17.7.7. Fuentes Externas de Vapor ............................................................................ 262 17.7.8. Fuente de Agua de Desobrecalentamiento y Punto de Adición del Agua de

Reposición. ..................................................................................................... 263 17.7.9. Suposiciones de pérdidas de presión en las líneas. ....................................... 263 17.7.10. Suposiciones Misceláneas ............................................................................. 265 17.7.11. Costos Regionales ......................................................................................... 267 17.7.12. Características del Sitio .................................................................................. 269 17.7.13. Edificios y Chimenea ...................................................................................... 271

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17.8. Sistema de Enfriamiento ................................................................................ 272 17.8.1. Entradas Principales del Sistema de Enfriamiento ......................................... 273 17.8.2. Diagrama de Temperatura y Calor Transferido .............................................. 274 17.8.3. Condensador .................................................................................................. 274 17.8.4. Condensador - Premisas Misceláneas. .......................................................... 275 17.8.5. Opciones de Equipo ....................................................................................... 276 17.9. Entradas de la Turbina de Vapor .................................................................... 276 17.9.1. Entradas Principales a la Turbina de Vapor ................................................... 277 17.9.2. Suposiciones de Diseño ................................................................................. 278 17.9.3. Generador ...................................................................................................... 279 17.9.4. Diseño del Extremo de Salida (Descarga) ...................................................... 280 17.9.5. Pérdidas en la Turbina de Vapor .................................................................... 281 17.9.6. Opciones de Equipo ....................................................................................... 282 17.10. Puertos / Grupos de la Turbina de Vapor ....................................................... 285 17.10.1. Puertos de la Turbina de Vapor ...................................................................... 285 17.10.2. Separación de Humedad ................................................................................ 286 17.10.3. Diseño de grupos ........................................................................................... 287 17.11. Bombas y Calentadores de Agua de Alimentación......................................... 288 17.11.1. Conexión de los Calentadores de Agua de Alimentación ............................... 288 17.11.2. Parámetros Térmicos de los Calentadores de Agua de Alimentación ............ 289 17.11.3. Suposiciones de los Calentadores de Agua de Alimentación ......................... 290 17.11.4. Suposiciones Misceláneas ............................................................................. 291 17.11.5. Bombas .......................................................................................................... 293 17.11.6. Opciones de Equipo ....................................................................................... 294 17.12. Corrientes Misceláneas .................................................................................. 294 17.12.1. Corrientes de Proceso .................................................................................... 294 17.12.2. Adiciones de Vapor ........................................................................................ 295 17.12.3. Extracción y Adición de Agua ......................................................................... 296 17.12.4. Turbina de la bomba de alimentación (opcional) ............................................ 297 17.12.5. Condensador de la Turbina de la bomba de alimentación ............................. 298 17.13. Datos Térmicos de la Caldera ........................................................................ 299 17.13.1. Principal .......................................................................................................... 299 17.13.2. Sistema de Aire y Combustible ...................................................................... 303 17.13.3. Premisas termodinámicas .............................................................................. 304 17.14. Dimensionamiento de la Caldera ................................................................... 305 17.14.1. Principal .......................................................................................................... 305 17.14.2. Horno y elementos radiantes .......................................................................... 306 17.14.3. Desobrecalentamiento .................................................................................... 306 17.14.4. Calentadores de aire ...................................................................................... 307 17.14.5. Elementos Convectivos .................................................................................. 308 17.14.6. Chimenea ....................................................................................................... 309 17.14.7. Opciones de equipo ........................................................................................ 310

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17.15. Medio Ambiente.............................................................................................. 311 17.15.1. Emisiones – Instrumentación ......................................................................... 311 17.15.2. Contabilidad del Agua .................................................................................... 315 17.15.3. Captura de Dióxido de Carbono ..................................................................... 316 17.16. Otros PEACE ................................................................................................. 318 17.16.1. Electricidad ..................................................................................................... 318 17.16.2. Protección Contra Incendio ............................................................................ 319 17.16.3. Tanques ......................................................................................................... 320 17.16.4. Opciones de Enfriamiento .............................................................................. 321 17.17. Economía ....................................................................................................... 322 18. RESULTADOS DE STEAM PRO ................................................................... 323

18.1. Salidas de texto .............................................................................................. 323 18.1.1. Sistema .......................................................................................................... 324 18.1.2. Caldera ........................................................................................................... 326 18.1.3. Ciclo de Vapor ................................................................................................ 333 18.1.4. Calentadores de Agua de Alimentación ......................................................... 335 18.1.5. Sistema de Enfriamiento ................................................................................ 337 18.1.6. Medio Ambiente.............................................................................................. 339 18.1.7. Misceláneos ................................................................................................... 344 18.2. Salidas gráficas .............................................................................................. 346 18.2.1. Sistema .......................................................................................................... 347 18.2.2. Caldera ........................................................................................................... 352 18.2.3. Turbina de vapor ............................................................................................ 357 18.2.4. Sistema de agua de alimentación................................................................... 361 18.2.5. Sistema de enfriamiento ................................................................................. 364 18.2.6. Control de emisiones ...................................................................................... 366 18.2.7. Gráficas de energía ........................................................................................ 367 18.2.8. Misceláneos ................................................................................................... 370 18.3. Salidas de PEACE .......................................................................................... 371 18.3.1. Ingeniería preliminar ....................................................................................... 372 18.3.2. Financiero ....................................................................................................... 374 18.3.3. Balance térmico .............................................................................................. 374 19. OTRAS OPCIONES DE STEAM PRO ........................................................... 375

19.1. Corridas Múltiples ........................................................................................... 375 19.2. Diseño Fuera de Punto ................................................................................... 378 19.3. Enlace con Excel ............................................................................................ 378 19.4. Comparación de Archivos .............................................................................. 379 20. RESUMEN DE LOS SERVICIOS INDUSTRIALES REQUERIDOS PARA

LA CENTRAL ................................................................................................. 379

20.1. Combustible Sólido ......................................................................................... 382 20.2. Combustible Gas ............................................................................................ 382

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20.3. Combustible Líquido ....................................................................................... 384 20.4. Agua de Suministro ........................................................................................ 384 20.5. Agua Industrial ............................................................................................... 386 20.6. Consumos y Desechos de Agua .................................................................... 387 20.7. Agua de Reposición para las Torres de Enfriamiento Evaporativas ............... 387 20.8. Reposición del Agua Desmineralizada ........................................................... 390 20.9. Aire Comprimido ............................................................................................. 392 20.10. Productos Químicos ....................................................................................... 393 20.11. Electricidad ..................................................................................................... 397 20.12. Vapor para Uso Interno .................................................................................. 397 20.13. Vapor para Uso Externo ................................................................................. 398 20.14. Catalizadores ................................................................................................. 398 20.15. Hidrógeno ....................................................................................................... 399 21. INFORMACIÓN MÍNIMA SOBRE LOS RESULTADOS DEL DISEÑO DE

LA CENTRAL ................................................................................................. 399

22. REFERENCIAS .............................................................................................. 404

ANEXO 1 – FORMATO DE ANÁLISIS DE CARBÓN Y CENIZA PARA SUMINISTRAR AL FABRICANTE DE LA CALDERA ......................................... 407

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1. INTRODUCCIÓN

La Disciplina de Procesos pertenece al grupo multidisciplinario de un Proyecto que elabora el diseño conceptual de las Centrales Térmicas de Generación de Potencia con Ciclo de Vapor, dicho diseño puede ser elaborado con ayuda de los programas de modelos de simulación de la empresa Thermoflow, Inc. para los cuales inelectra tiene licencia de uso. El concepto de ciclo de vapor de este INEDON considera el uso de los ciclos Rankine para las turbinas de vapor. Este INEDON considera el uso de STEAM PRO, el cual es el programa recomendado para el diseño conceptual y en esta primera etapa está enfocado en el ciclo de vapor para la generación térmica de potencia, porque permite describir los aspectos más relevantes para las calderas de generación de vapor y turbinas de vapor de agua. Adicionalmente, el enfoque del INEDON fue establecido con el alcance típico de la Disciplina de Procesos en un Proyecto de Centrales con ciclo de vapor. La cantidad de información requerida es extensa para el diseño de una Central, por tal motivo el contenido de este INEDON es considerado como una “guía complementaria” de la información disponible en los documentos del Proyecto, en la ayuda del STEAM PRO, en los textos de apoyo suministrados por el licenciante del programa y la literatura especializada. La información suministrada en este INEDON se considera de aplicación para la ejecución de Ingenierías (o Estudios) Conceptuales. El desarrollo de Ingenierías Básicas y de Detalle requiere, además del uso de programa para la revisión de etapas anteriores del Proyecto, información suministrada por los fabricantes para ajustar el modelo de simulación y mejorar el estimado de costos según el rango de precisión acordado para el Proyecto. El diseño conceptual es un proceso sistemático, objetivo e investigativo, en el cual los requerimientos técnicos básicos, características operacionales y restricciones, pertinentes una Central específica, son evaluadas y definidas. El diseño conceptual suministra las bases para la selección de los conceptos de diseño y de los equipos, y define las características clave de la Central, sus sistemas y estructuras de funcionamiento, las restricciones en el diseño de los sistemas y equipos, el desempeño de la Central y un estimado de costos. También suministra los fundamentos técnicos para las etapas siguientes del Proyecto como el diseño más detallado, procura, construcción y operación de la futura Central.

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2. OBJETIVOS Los objetivos principales de este INEDON son: • La información básica sobre la generación de potencia eléctrica con ciclos

de vapor.

• La información resumida de los documentos que sientan las bases para el diseño de la Central.

• La descripción de los diferentes sistemas que conforman una Central.

• La descripción de las ventanas de STEAM PRO para el suministro de los datos de entrada y recomendaciones adicionales para el usuario.

• La descripción de los resultados emitidos por STEAM PRO.

• Un resumen sobre los requerimientos de los servicios industriales asociados a la Central y dónde se puede obtener información en STEAM PRO.

3. EXCEPCIONES

Como se ha mencionado anteriormente, el diseño (aun el conceptual) de una Central Térmica de Generación de Potencia con Ciclo de Vapor requiere mucha información y ciertas áreas no están actualmente consideradas en este INEDON: A) Los conceptos más básicos de generación térmica de potencia están

disponibles en la Sección 9. Los conceptos son sólo profundizados en algunos casos y se recomienda al personal de la Disciplina de Procesos la consulta de la literatura especializada.

B) Una Central con ciclo de vapor requiere del diseño de muchos sistemas, no solamente los considerados como Principales (turbinas, caldera, etc.), sino también los Sistemas Auxiliares (secundarios o de soporte); estos últimos solo son descritos brevemente en este INEDON.

C) Las variables que afectan el diseño de la Central son miles, por tal motivo este INEDON se limita a las consideradas como más importantes y de las cuales se tiene mayor conocimiento.

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D) Aplicaciones alternativas de una Central con ciclo de vapor como la

cogeneración, el calentamiento urbano, el cambio de centrales con ciclo de vapor en ciclo combinado (repowering) o las centrales nucleares son sólo mencionados brevemente.

E) Muchas ventanas del programa permiten al usuario incluir o seleccionar datos, equipos y sistemas adicionales; las selecciones que realice el usuario cambian lo mostrado en las ventanas. En este INEDON se ha limitado la cantidad de imágenes extraídas del programa.

4. USO DE LOS CRITERIOS Y LA NORMATIVA

I. Los criterios especificados por el Cliente tienen prioridad sobre los

indicados en este INEDON. Si las especificaciones del Cliente carecen de algún criterio, el Líder de Procesos en el Proyecto solicita la aprobación del Cliente para usar los criterios mostrados aquí.

II. El usuario de este INEDON tiene la obligación de utilizar la revisión más

actualizada de la normativa (normas, códigos, estándares, especificaciones, leyes, etc.) nacional e internacional utilizada en el Proyecto; así como solicitar, al Cliente o ente gubernamental correspondiente, la normativa local usada en el país donde se construye la Central.

5. INEDON RELACIONADOS

Procedimientos e instrucciones de trabajo relacionados con este INEDON: Ingeniería (HM010)

Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas

903-P3000-A20-ADM-917

Instructivo para la Elaboración de Propuestas de Ingeniería

903-HM010-A90-GUD-009

Gestión de la Calidad (HM060)

Elaboración y Actualización de INEDONES 903-HM060-G09-ADM-901

http://ineweb/inedon/HM010/903-P3000-A20-ADM-917.pdf�

http://ineweb/inedon/HM010/903-HM010-A90-GUD-009.pdf�

http://ineweb/inedon/HM060/903-HM060-G09-ADM-901.pdf�

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Estimación de Costos (HM080) Procedimiento para Estimados de Costos Clase V

903-P2020-D09-ADM-902

Procedimiento para Estimados de Costos Clase IV

903-P2020-D09-ADM-903

Procesos (HM120)

Bases de Diseño 903-P3100-P09-ADM-901 Bases y Criterios de Diseño 903-HM120-P09-GUD-013 Guía para la Elaboración de los Balances de Procesos

903-HM120-P09-GUD-015

Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor

903-HM120-P09-GUD-027

Guía para la Especificación de las Bombas 903-HM120-P09-GUD-030 Guía para la Especificación de los Compresores 903-HM120-P09-GUD-031 Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión

903-HM120-P09-GUD-041

Guía para el Diseño de los Equipos Finales de Alivio y Venteo

903-HM120-P09-GUD-046

Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento Evaporativas de Tiro Mecánico

903-HM120-P09-GUD-076

Guía para el Diseño Conceptual de Centrales Térmicas de Generación de Potencia con Ciclo de Vapor

903-HM120-P09-GUD-085

Ingeniería de Seguridad y Estudios (HM180)

Procedimiento de Estudios de Sistemas Eléctricos

903-HM180-F09-ADM-901

Procedimiento de Estudios de Factibilidad 903-HM180-F09-ADM-902 Procedimiento de Gestión de Riesgos del Proyecto

903-HM180-F09-ADM-903

Guía de Evaluación de Alternativas 902-HM180-F09-GUD-018 Instructivo para la Elaboración del Plan de Gestión de Riesgos

902-HM180-F09-GUD-019

http://ineweb/inedon/HM080/903-P2020-D09-ADM-902.pdf�

http://ineweb/inedon/HM080/903-P2020-D09-ADM-903.pdf�

http://ineweb/inedon/hm120/903-P3100-P09-ADM-901.pdf�

http://ineweb/k3100proceso/IntranetProcesos2008/Manual/INEDON/903-HM120-P09-GUD-013.pdf�









http://ineweb/inedon/HM180/903-HM180-F09-ADM-901.pdf�



http://ineweb/3080estudios/instrucciones/903-HM180-F09-GUD-018.pdf�

http://ineweb/3080estudios/instrucciones/903-HM180-F09-GUD-019.pdf�

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Los procedimientos y las instrucciones de trabajo pueden estar relacionados de manera directa: el INEDON es citado en este documento, o indirecta: el INEDON contiene información adicional para el usuario pero no es citado en este documento.

6. ACRÓNIMOS, SIGLAS Y FÓRMULAS QUÍMICAS

El cuadro siguiente muestra los acrónimos, siglas y fórmulas químicas usadas en el texto y figuras de este INEDON. Muchos de los acrónimos y siglas usados corresponden al idioma inglés por conveniencia con la información técnica. Español Inglés

AASHO American Association of State Highway Officials (in USA)

ALS Alstom

AR, Ar Argón Argon

AREA American Railway Engineering Association (in USA)

ASTM American Society of Testing and Materials (in USA)

AUX Auxiliar Auxiliary

CDP Control de Producción N/A

CEMA Conveyor Equipment Manufacturers Association (in USA)

CEMS Sistema de Monitoreo Continuo de Emisiones

Continuous Emissions Monitoring System

CFB Lecho Fluidizado Circulante Circulating Fluidized Bed

CH4 Metano Methane

CHP (Producción) Combinada de Calor y Potencia

Combined Heat and Power

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Español Inglés CO Monóxido de Carbono Carbon Monoxide

CO2, CO2 Dióxido de Carbono Carbon Dioxide

COX Óxidos de Carbono Carbon Oxides

CSV Valores Separados por Coma Comma Separated Values

CT Torre de Enfriamiento Cooling Tower

CW Agua de Enfriamiento Cooling Water

DA Desaireador Deaerator

DHC Condensador del Vapor usado para el Calentamiento Urbano

District Heating Condenser

DP Diferencia (Pérdida) de Presión Pressure Drop

Eff Eficiencia Effiency

ESP Precipitación Electrostática Electrostatic Precipitation

EUA Estados Unidos de América USA, United States of America

FGD Desulfurización de los Gases de Escape

Flue Gas Desulfurization

FW Agua de Alimentación Feedwater

FWH Calentador de Agua de Alimentación

Feedwater Heater

G Generador Eléctrico Electrical Generator

GE General Electric

GEN = G = G

GLP Gases Licuados de Petróleo Liquefied Petroleum Gases (LPG)

GSC Glándula del Condensador de Vapor

Gland Steam Condenser

GSU Transformador Elevador del Generador

Generator Step-Up Transformer

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Español Inglés GT Turbina de Gas Gas Turbine

H, h, H, h Entalpía Enthalpy

H2, H2 Hidrógeno Hydrogen

HHV Calor Total de Combustión Higher (Gross) Heating Value

HP Vapor de Alta Presión High Pressure Steam

HPE Economizador de Alta Presión High Pressure Economizer

HPB Caldera de Vapor de Alta Presión High Pressure Boiler

HPS Sobrecalentador de Alta Presión High Pressure Superheater

HPT Turbina de Alta Presión High Pressure Turbine

HPTL Última Sección de la Turbina de Alta Presión

High Pressure Turbine Last Section

HRB Caldera de Recuperación de Calor Heat Recovery Boiler

HRSG Generador de Vapor por Recuperación de Calor

Heat Recovery Steam Generator

HX Intercambiador de Calor Heat Exchanger

IC Ingeniería (Estudio) Conceptual Conceptual Engineering (Study)

IGV Paletas Guías de Entrada Inlet Guide Vanes

INEDON inelectra Documento Normalizado N/A

IP Vapor de Presión Intermedia Intermediate Pressure Steam

IPB Caldera de Vapor de Presión Intermedia

Intermediate Pressure Boiler

IPE Economizador de Presión Intermedia

Intermediate Pressure Economizer

IPS Sobrecalentador de Presión Intermedia

Intermediate Pressure Superheater

ISO Organización Internacional de Normalización

International Organization for Standardization

KHI Kawasaki Heavy Industries

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Español Inglés LHV Calor Neto de Combustión Lower (Net) Heating Value

LP Vapor de Baja Presión Low Pressure Steam

LPB Caldera de Vapor de Baja Presión Low Pressure Boiler

LPS Sobrecalentador de Baja Presión Low Pressure Superheater

LPT Turbina de Baja Presión Low Pressure Turbine

LPTL Última Sección de la Turbina de Baja Presión

Low Pressure Turbine Last Section

LTE Economizador de Baja Temperatura

Low Temperature Economizer

M, m, M, m

Flujo Másico Mass Flowrate

MAN Man Turbo (manufacturer)

Mtsb Mitsubishi

NIST National Institute of Standards and Technology (in USA)

N2, N2 Nitrógeno Nitrogen

NOX Óxidos de Nitrógeno Nitrogen oxides

O2, O2 Oxígeno Oxygen

O&M Operación y Mantenimiento Operation and Maintenance

P, P Presión Pressure

PEACE Estimador de Ingeniería de la Planta (Central) y de Construcción

Plant Engineering and Construction Estimator

PURPA Public Utility Regulatory Policy Act (in USA)

P+W Pratt & Whitney

Q, Q Calor (transferido) Heat (transferred)

RH Recalentamiento Reheat

RH Humedad Relativa Relative Humidity

RR Rolls-Royce

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Español Inglés RSC Enfriador del Gas Sintético Sin

Tratamiento Raw Syngas Cooler

s, s Entropía Entropy

SCR Reducción Catalítica Selectiva Selective Catalytic Reduction

SNCR Reducción Catalítica No Selectiva Selective Non Catalytic Reduction

SO2, SO2 Dióxido de Azufre Sulfur Dioxide

SOX Óxidos de Azufre Sulfur Oxides

SS Vapor para Sello Steam Seal

SSR Regulador del Vapor para Sello Steam Seal Regulator

ST Turbina de Vapor Steam Turbine

T, T Temperatura Temperature

TEWAC Enfriador de Aire Totalmente Circundado con Agua

Totally Enclosed Water-to-Air Cooler

TM Tonelada Métrica Metric Ton, Tonne

UHC Hidrocarburos No Quemados Unburned Hydrocarbon

US Ton Tonelada de EUA (9.070 kg) US ton

WB Bulbo Húmedo Wet Bulb

7. LECCIONES APRENDIDAS Las Lecciones Aprendidas están disponibles a través de la página de intranet de Ingeniería y puede contener información adicional para el tema de este INEDON.

El INEDON “Procedimiento para la Identificación, Registro y Aplicación de Lecciones Aprendidas”, N° 903-P3000-A20-ADM-917

, indica lo siguiente “cuando no se encuentre evidencia del uso del Sistema de Lecciones Aprendidas, se levantará una No Conformidad” durante una revisión técnica.

http://ineweb/portal_ing/portales/unidad_operaciones/division_ingenieria/�

http://ineweb/inedon/HM010/903-P3000-A20-ADM-917.pdf�

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8. DISTRIBUCIÓN DE LA INFORMACIÓN La información suministrada en este INEDON se encuentra distribuida entre varias secciones en función del nivel teórico o de la ayuda requerida para el uso de STEAM PRO y básicamente de la manera siguiente: • Información teórica muy básica en las Secciones 9 “Definiciones

Generales” y 16 “Información Básica para el Modelo”.

• Información teórica en las Secciones 14 “Sistemas de la Central” los sistemas, unidades y elementos más comunes en una Central.

• Información específica en la Sección 17 “Introducción de Datos en STEAM PRO” para ayudar al usuario en la toma de decisiones y selección entre las diversas opciones disponibles en el programa. Adicionalmente, está la Sección 20 con un “Resumen de los Servicios Industriales Requeridos para la Central.

9. DEFINICIONES GENERALES

Agua de Alimentación (Feedwater) Agua que entra a la caldera o el economizador. Aire en Exceso (Excess Air) Cantidad de aire por encima del requerimiento estequeométrico para una combustión completa. Aire Estequeométrico (Stoichiometric Air) Relación químicamente correcta del combustible y el aire. Por ejemplo, una mezcla capaz de generar una combustión completa (o perfecta) sin falta de uso del combustible o del aire. Balance Térmico (Thermal Balance) Documento donde se indican las características y propiedades principales de las corrientes de una simulación de los procesos térmicos de generación de potencia eléctrica. Véase el INEDON “Guía para la Elaboración de los Balances de Procesos”, N° 903-HM120-P09-GUD-015.


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Bases de Diseño (Design Basis) Documento elaborado por inelectra con información suministrada por el Cliente. El documento establece la información básica del lugar del Proyecto, premisas y criterios de diseño especiales o particulares, requerimientos de operación, constructibilidad y mantenimiento, normativa para el Proyecto, y toda la información adicional en la cual se fundamenta la ejecución del Proyecto. Dependiendo del alcance del Proyecto y del documento, los Elaboradores y usuarios pueden ser varias o todas las Disciplinas, o solo Procesos. Véanse los INEDON “Bases de Diseño”, N° 903-P3100-P09-ADM-901, y “Bases y Criterios de Diseño”, N° 03-HM120-P09-GUD-0139

Calefacción Urbana

.

(District Heating) Sistema que usa agua caliente para llevar calor hacia las áreas urbanas o comunidades en vez de usar energía eléctrica. Un ciclo de vapor puede ser usado como fuente de calor para una red de distribución de calefacción urbana. Calor Latente (Latent Heat) Energía absorbida o suministrada por las sustancias cuando cambian de estado sin cambiar de temperatura (Figura 1). También es llamado “calor de cambio de estado”.

Figura 1. Diagrama de temperatura en función del calor transferido con la diferencia entre calor latente y sensible.

Calor transferido

Tem

pera

tura

Calor latente (cambio de estado)

Calor sensible (aumento de la temperatura)

Calor sensible (aumento de la temperatura)




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Calor de Combustión en los Combustibles, LHV y HHV A) HHV para la venta.

Es común en la industria del gas realizar la venta de combustibles basado en su HHV, por ejemplo, en los EUA el gas natural tiene un precio de USD 5 por cada millón de BTU, sin otra calificación adicional, se sobre entiende que el millón de BTU está basado en el HHV, lo que sería equivalente a 900 000 BTU basado en el LHV. Así que el precio corresponde a USD 5,55 por millón de BTU basado en LHV. También se vende gas en therms (thm), lo que equivale a 100 000 BTU basado en HHV.

B) LHV para las calderas.

En la industria de las calderas, la eficiencia y la tasa de calor son basadas en el LHV, considerando que el vapor de agua en los productos de la combustión no será condensado en la práctica y su calor latente se perderá.

Calor Neto de Combustión, Poder Calorífico Neto

(Lower [Net] Heating Value, LHV)

Calor neto obtenido del calor total de combustión menos el calor latente de vaporización del agua formada por la combustión del hidrógeno en el carburante. El LHV puede ser expresado en kJ/kg (BTU/lb) o en kJ/m3 (BTU/ft3), las unidades de volumen de gas son a condiciones base. Calor Sensible (Sensible Heat) Energía absorbida o suministrada por las sustancias cuando cambian de temperatura (Figura 1). Calor Total de Combustión, Poder Calorífico Total

(Higher [Gross] Heating Value, HHV)

Calor total obtenido de la combustión de un carburante a 15,56 °C (60 °F). El valor incluye el calor latente de vaporización del agua formada por la combustión del hidrógeno en el carburante. El HHV puede ser expresado en kJ/kg (BTU/lb) o en kJ/m3 (BTU/ft3), las unidades de volumen de gas son a condiciones base.

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Carga Parcial (Part Load) Condición de operación, en la cual la potencia generada es menor que la carga base.

Central de Generación de Potencia (Power Generation Station, Plant) También llamada estación de generación o planta de potencia, es una instalación industrial para la generación de potencia eléctrica. Este INEDON usa la palabra “central” según la definición del Diccionario de la Lengua Española “cada una de las diversas instalaciones donde se produce, por diferentes medios, energía eléctrica” [11]. Ciclo de Rankine (Rankine Cycle) Ciclo termodinámico que convierte el calor en trabajo. El calor es suministrado externamente a un lazo cerrado (Figura 2), el cual usa generalmente vapor de agua. También existe el ciclo de Rankine orgánico (ORC, organic Rankine cycle), el cual usa un fluido orgánico (hidrocarburos como n-pentano o tolueno, soluciones de amoníaco, etc.) en vez de agua; esto permite el uso de fuentes de calor con temperaturas más bajas que las usadas para el vapor de agua; pero con menor eficiencia. La Figura 3 muestra diagramas simplificados T-s con variaciones del ciclo de Rankine: • Sobrecalentamiento, al aumentar la temperatura del vapor por encima de

la temperatura de saturación, se evita la condensación de agua en la turbina. De lo contrario se forman gotas de agua que golpean las paletas de la turbina a una alta velocidad y ocasionan erosión, esto origina la disminución de la vida útil de las paletas y de la eficiencia de la turbina.

• Recalentamiento, consta de dos turbinas que operan en serie. La primera recibe el vapor desde el generador de vapor a una alta presión. El vapor que sale de la primera turbina entra de nuevo al generador de vapor para recalentarse antes de entrar a la segunda turbina a una presión menor. Además de añadir trabajo adicional, previene la condensación del vapor durante la expansión.

• Regeneración, el condensado (posiblemente subenfriado) es recalentado con vapor extraído del ciclo. El fluido del punto 2 es mezclado con el fluido

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del punto 4 a la misma presión y origina un líquido saturado en el punto 7. Esto es típico en las centrales que usan sólo el ciclo de Rankine.

Figura 2. Esquema del ciclo de Rankine y diagrama idealizado con la temperatura del agua en función de la entropía.

Tem

pera

tura

, T

Entropía, s

1

3 2

4

1

2

3

4

Calor de entrada

Calor de entrada

Trabajo generado por la turbina

Calor retirado

Trabajo generado

Calor retirado

Condensador

Generador de vapor

Trabajo suministrado por la bomba

Trabajo suministrado

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Figura 3. Diagramas simplificados e idealizados de la temperatura del agua en función de la entropía para las variaciones del ciclo de Rankine.

Tem

pera

tura

, T

Entropía, s

1

2

3

4

Sobrecalentamiento

4’

3’

Tem

pera

tura

, T

Entropía, s

1

2

3

Recalentamiento

6

Tem

pera

tura

, T

Entropía, s

1

2

3

Regeneración

6 7

8

1

3’

4’

1

3 2

4

Sobrecalentamiento del vapor antes de entrar a la turbina

2

5

6

1

3

2 4

5

6

8

7

Aumento del trabajo generado

4

4

5

5

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Ciclo de Vapor (Steam Cycle) Véase “Ciclo de Rankine”. Cogeneración (Cogeneration, Combined Heat and Power, CHP) Generación simultánea de calor y potencia eléctrica en un solo proceso, el calor es provisto por el vapor de agua, el cual puede ser usado como servicio industrial en procesos externos a la central o para calefacción. Los sistemas de cogeneración son altamente eficientes si se usa el calor que sería desechado en la generación de potencia eléctrica. Las centrales de cogeneración pueden tener eficiencias mayores de 80 % [10]. Condensado (Condensate) (1) Condensado de hidrocarburo: término usado para los hidrocarburos

líquidos que se forman en el gas natural por condensación, también son llamados “gasolina natural”.

(2) Condensado de agua: formación de agua líquida después de la

condensación del vapor de agua. Confiabilidad (Reliability) Es la probabilidad que un equipo esté operando después de transcurrido un tiempo determinado y es evidentemente función de ese tiempo. El concepto de confiabilidad equivalente considera tanto la salida forzada de un equipo integrante del ciclo de vapor de la Central y la pérdida de capacidad de generación asociada a una falla. Compárese con Disponibilidad (Cuadro 1). Existen varias fórmulas usadas para calcular la confiabilidad, a continuación una:

PHFOHPHRF −

= Ec. 1

Donde: RF es la confiabilidad en fracción; PH son las horas de un periodo, normalmente un año, con un total de

8 760 h;

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FOH son las horas forzadas fuera de servicio para paradas no planificadas y respiraciones.

Cuadro 1. Confiabilidad y Disponibilidad en centrales de generación

Tipo de central Confiabilidad Disponibilidad Con turbina de gas (quema de gas) De 97 % a 99 % De 88 % a 95 % Con turbina de vapor (quema de carbón) De 94 % a 97 % De 82 % a 89 %

Ciclo combinado (quema de gas) De 95 % a 98 % De 86 % a 93 % Nuclear De 92 % a 98 % De 80 % a 89 % Generador diesel (quema de diesel) De 96 % a 98 % De 90 % a 95 % Contingencia Contingency Monto de dinero que se incluye en el estimado de costos para cubrir intangibles originados por: incertidumbres asociadas con la variabilidad de los costos y productividades utilizadas; incertidumbres en relación a los costos de algún equipo o material adicional que pudiera ser incluido como resultado del avance de la ingeniería, u otros elementos de riesgo tales como: condiciones climáticas, laborales, dificultades de transporte, dificultades de acceso, relaciones con las comunidades, etc. Se estima usando un análisis estadístico de costos de proyectos pasados o aplicando la experiencia de proyectos similares. Control de Emisiones (Emissions Control) Métodos o procesos empleados para el control de las emisiones hacia la atmósfera de los contaminantes presentes en los gases de escape. El ruido es considerado una emisión contaminante y es generado en los equipos rotativos. El uso de silenciadores es común para disminuir la emisión de ruido. Los sistemas monitoreo continuo de las emisiones (CEMS) utilizan varias técnicas de análisis como la absorción y luminiscencia espectroscópicas. Las alternativas de monitoreo son básicamente las siguientes: A) Sistemas in situ. Realizan la medición de los compuestos en los gases de

escape a las condiciones presentes en la chimenea y la ubicación de la toma (Figura 4).

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B) Sistemas extractivos. Retiran una muestra de gas desde la chimenea o el ducto hacia una ubicación remota para acondicionar y analizar la muestra. Este grupo incluye las extracciones húmedas, secas y de dilución.

Figura 4. Instalación típica de un CEMS in situ y medición a través de la chimenea [27]

Costos de Capital (Capital Costs) Costos resultantes de la compra o construcción de los equipos, instrumentos, cables, adecuación del terreno, edificios, etc. para la Central. Costos de Operación (Operating Costs) Costos como el combustible, de las variables operativas y del mantenimiento, los cuales varían con la operación de la Central [7]. Desaireador1 (Deaerator) Recipiente a presión donde los gases disueltos son removidos del agua.

1 El diccionario de la RAE [11] define las palabras “aireación” como la acción y el efecto de airear o airearse, y “aeración” como el paso del aire a través de un cuerpo o (en la medicina) la acción del aire en el tratamiento de enfermedades.

Analizador de datos

Transferencia de datos

Cable de fibra óptica

Recibidor Emisor

Suministro de potencia

NO, NO2, SO2, NH3, Hg,

CO2, H2O

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Descarga Cero (Zero Discharge) Es el objetivo de eliminar las descargas de contaminantes hacia el medio ambiente por parte de las instalaciones industriales. Destilación de Celdas (Efecto) Múltiples (Multi-Effect Distillation, MED) Proceso de tratamiento para la desalación del agua que consiste en varias celdas consecutivas con valores de presión y temperatura decrecientes; cada celda contiene un haz tubular horizontal, sobre el cual se rocía el agua de mar, para que entre en contacto con los tubos por dentro de los cuales circula vapor de agua (Figura 5).

Figura 5. Esquema de la MED Diagrama Temperatura-Entropía Información: una de las ventajas de los diagramas T-s es que los procesos adiabáticos reversibles (isentrópicos) pueden ser representados por una línea vertical. Muchos equipos industriales como las turbinas y bombas se tratan de construir para operar de manera isentrópica y así alcanzar la eficiencia máxima posible. Disponibilidad (Availability) Es el tiempo esperado que el equipo estará en operación e incluye el tiempo requerido para el mantenimiento del equipo. Compárese con Confiabilidad

Agua de mar

Salmuera

Vapor

Destilado

Retorno de agua de mar

Condensado

T = 60 °C T = 50 °C

T = 40 °C

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(Cuadro 1). Existen varias fórmulas usadas para calcular la disponibilidad, a continuación una:

PHFOHSOHPHAF −−

= Ec. 2

Donde: AF es la disponibilidad en fracción; PH son las horas de un periodo, normalmente un año, con un total de

8 760 h; SOH son las horas fuera de servicio para el mantenimiento programado; FOH son las horas forzadas fuera de servicio para paradas no planificadas y

respiraciones. Eficiencia (Efficiency) De las varias definiciones posibles, la más conveniente para la Ingeniería de Procesos es la de eficiencia energética, la cual corresponde a la fracción de la energía total suministrada al sistema que es transformada en energía utilizable. Mientras más energéticamente eficiente sea un ciclo, menos energía externa (combustible) requerirá para proveer el mismo nivel de servicio energético (electricidad para la venta). Dentro de esta categorización existen varios tipos de eficiencia, resumidas a continuación: A) Eficiencia del combustible (Fuel efficiency)

Calor total absorbido dividido, solamente, entre el suministro total de calor, con el calor neto de combustión (LHV) como base.

B) Eficiencia eléctrica (Electrical Efficiency)

Es la relación entre la potencia de salida utilizable divida entre el total de la potencia eléctrica total consumida.

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C) Eficiencia de los equipos de aumento de presión

(Efficiency of equipment for pressure increase)

Relación entre la potencia teórica que requiere un equipo para incrementar la presión del fluido desde la presión de succión hasta la de descarga y la potencia real que se le suministra. El valor real es suministrado por el fabricante del equipo.

D) Eficiencia del motor (Motor efficiency)

Es la relación entre la potencia al freno entregada al líquido y la potencia real del motor. El valor real es suministrado por el fabricante del equipo.

E) Eficiencia isentrópica (Isentropic efficiency)

Eficiencia que considera que el trabajo realizado en la compresión reversible de un fluido, no existe ni ganancia ni pérdida de calor, en comparación con un proceso isentrópico teórico. La eficiencia politrópica y la isentrópica representan la diferencia entre la energía teórica requerida de compresión y la real.

F) Eficiencia politrópica (Polytropic efficiency)

Es la relación entre la potencia al freno entregada al gas y la potencia real del motor, multiplicada por 100 para expresarla en porcentaje, para los compresores cuyo funcionamiento se desvía de las condiciones isentrópicas. La eficiencia politrópica asume pérdidas de calor por la fricción durante un proceso actual de compresión. El valor real es suministrado por el fabricante.

G) Eficiencia térmica (Thermal efficiency)

Calor total absorbido dividido entre el suministro total de calor, el cual es derivado por la quema del combustible más el calor sensible del aire, el combustible y cualquier medio de atomización.

Elemento (Element) En este INEDON, partes de un sistema o de una unidad (Figura 9), por ejemplo, los equipos que conforman el Sistema de la Caldera.

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Emisiones a la Atmósfera (Atmospheric Emissions) Término que engloba los efluentes gaseosos y que generalmente se consideran compuestos nocivos para la salud humana y contaminantes para el medio ambiente. Energía Eléctrica (Electrical Energy) Se manifiesta como corriente eléctrica, es decir, como el movimiento de cargas eléctricas negativas, o electrones, a través de un cable conductor metálico como consecuencia de la diferencia de potencial que un generador esté aplicando en sus extremos. Entalpía (Enthalpy) Magnitud termodinámica que mide la cantidad de energía absorbida o cedida por un sistema termodinámico, es decir, la cantidad de energía que tal sistema puede intercambiar con su entorno. Entropía (Entropy) Magnitud termodinámica que mide la cantidad de energía que no puede utilizarse para producir trabajo. Estimado de Costos (Cost Estimate) Es un pronóstico de los costos que conforma un Proyecto de alcance y estrategia de ejecución definidos que respalda la toma de decisiones en cada una de las fases del Proyecto. Tiene como objetivos la evaluación de la factibilidad de ejecución de los Proyectos en su etapa conceptual, el análisis de la rentabilidad económica de los Proyectos en su etapa básica, la aprobación del presupuesto, servir de base de comparación de las ofertas en licitaciones, servir de base de control de costos y de avance en la fase de ejecución y servir de base para establecer estrategias de financiamiento. Estimado de Costos Clase IV, Tipo “Orden de Magnitud” Es un Estimado de Costo realizado en la fase de Ingeniería Conceptual y/o en la fase de Estudios de Factibilidad de proyecto o para la Evaluación de alternativas de diseño. Respalda la toma de decisiones para la preparación de planes y solicitud de fondos (apartado presupuestario), para la ejecución de proyectos.

http://es.wikipedia.org/wiki/Electr%C3%B3n�

http://es.wikipedia.org/wiki/Generador_el%C3%A9ctrico�

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• La contingencia recomendada para este tipo de estimados es de 30 %. • El rango de precisión para estimados Clase IV se ubica entre −30 % y

+50 %. Estimado de Costos Clase V, Tipo “Orden de Magnitud” Es un Estimado de Costo realizado en la fase de Estudio de Factibilidad de proyecto o para la Evaluación de alternativas de diseño. El estimado se basa en una definición global del proyecto, donde la información disponible se limita esencialmente al tamaño, ubicación general, tipo de producto, tipo de alimentación, etc. Respalda la toma de decisiones técnicas y/o tecnológicas para proyectos. • La contingencia recomendada para este tipo de estimados es de 50 %.

• El rango de precisión para estimados Clase V se ubica entre −50 % y

+100 %. Evaporación de Etapas Múltiples (Multi-Stage Flash, MSF) Proceso de tratamiento para la desalación del agua que consiste en la destilación del agua de mar por medio de la evaporación de una parte del agua en varias etapas. La Figura 6 muestra un esquema, también existe la opción de reciclar la salmuera y continuar la evaporación.

Figura 6. Esquema de la MSF

Agua de mar

Salmuera

Extracción de aire

Vapor

Condensado

Destilado

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Exergía (Exergy) Magnitud termodinámica que indica el máximo trabajo teórico que se puede alcanzar por la interacción espontánea entre un sistema cerrado y su entorno. Informa de la utilidad potencial del sistema como fuente de trabajo. Factor de Optimismo Tecnológico (Technological Optimism Factor) Factor de contingencia (vea definición de “Contingencia”) aplicado a las primeras cuatro unidades de un diseño nuevo, sin probar. Refleja la tendencia demostrada a subestimar los costos actuales para la primera unidad de su tipo. Flujo de Caja, Flujo de Fondos (Cash Flow) Flujos de entradas (ingresos) y salidas (egresos) de dinero en un tiempo determinado. El estudio de flujo de caja puede ser utilizado para analizar la viabilidad y rentabilidad de un Proyecto. Fueloil2 (Fuel Oil,

Heating Oil) , Fuelóleo, Combustóleo, Aceite Combustible,

de Calefacción o de Calentamiento Producto destilado que cubre un amplio rango de propiedades. Los más comunes (Cuadro 2) son: A) Fueloil No. 1: producto muy similar al queroseno; es usado en

quemadores donde se requiere una vaporización antes del quemado y una llama limpia.

B) Fueloil No. 2: producto con propiedades similares al combustible diesel y

de la gasolina pesada de avión; es usado en quemadores donde no es requerida una vaporización completa. También es llamado aceite de calentamiento doméstico (domestic heating oil).

C) Fueloil No. 4: fueloil de calentamiento ligero; usado cuando no se

requiere precalentamiento para manejo o quemado. Existen dos grados de fueloil No. 4, los cuales difieren en el punto de inflamación y la viscosidad.

D) Fueloil No. 5: fueloil pesado de uso industrial, el cual requiere

precalentamiento antes del quemado.

2 “Fueloil” es la grafía recomendada por el Diccionario Panhispánico de Dudas.

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E) Fueloil No. 6: fueloil pesado, el cual siempre requiere precalentamiento antes del quemado. También es llamado Bunker C oil cuando es usado para llenar y hundir recipientes en el océano.

Cuadro 2. Tipos de fueloil e información adicional.

Nombre Alias Alias Tipo Cadena de carbonos

Fueloil No. 1 Destilado No. 1 Diesel fuel No. 1 Destilado De 9 a 16 Fueloil No. 2 Destilado No. 2 Diesel fuel No. 2 Destilado De 10 a 20

Fueloil No. 4 Destilado No. 4 Fueloil residual No. 4 Destilado /Residual De 12 a 70

Fueloil No. 5 Fueloil residual No. 5 Fueloil pesado Residual De 12 a 70 Fueloil No. 6 Fueloil residual No. 6 Fueloil pesado Residual De 20-70

Gas de Combustión

(Combustion Gas)

Véase “Gas de Escape”. Gas de Escape (Flue Gas) Gas producido por la quema de un combustible; su composición depende del combustible quemado, pero principalmente está compuesto de nitrógeno (procedente del aire de combustión), dióxido de carbono, vapor de agua (estos como productos de la combustión), oxigeno (procedente del aire en exceso). Adicionalmente, puede contener contaminantes como partículas sólidas, monóxido de carbono, óxidos de nitrógeno (NOx) y óxidos de azufre (SOx). Gases de Efecto Invernadero (Greenhouse Gases) Compuestos gaseosos cuya presencia en la atmósfera contribuye al efecto invernadero. Los más importantes están presentes en la atmósfera de manera natural, aunque su concentración puede verse modificada por la actividad humana, pero también entran en este concepto algunos gases artificiales, producto de la industria (Figura 7). Los gases de efecto invernadero son el vapor de agua, el dióxido de carbono (CO2), metano (CH4), los óxidos de nitrógeno (NOX), el ozono (O3) y los clorofluorocarbonos. El Cuadro 3 muestra las emisiones típicas de CO2 y vapor de H2O en dos tipos de centrales de generación de potencia; se considera que ambas centrales generan 500 MW

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en su punto óptimo de diseño. Si se consideran las pérdidas asociadas a las cargas parciales, ciclos de arranque y parada, y envejecimiento de los equipos, las emisiones reales pueden ser de 15 % a 20 % mayor en la vida de la central. Debido a que las propiedades del carbón varían significativamente con el tipo, los valores para la caldera son solo indicativos.

Cuadro 3. Emisiones típicas de gases de efecto invernadero en centrales de

generación de potencia

Tipo de central CO2 desde

la chimenea [kg/kWh]

H2O desde la chimenea [kg/kWh]

H2O desde la torre de enfriamiento

[kg/kWh]

Caldera convencional de

carbón pulverizado 0,8 0,25 1,6

Ciclo combinado con gas natural 0,35 0,33 0,8

Figura 7. Fracciones de las emisiones de gases de efecto invernadero en el año 2004 por sector [13]

Centrales de generación

25,9%

Procesos industriales

19,4% Transporte13,1%

Agricultura13,5%

Residencial y comercial

7,9%

Quema de vegetación para

uso agricola17,4%

Disposición y tratamiento de

desechos2,9%

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Generador de Emergencia (Emergency Generator) Tipo de generador generalmente accionado por un motor de combustión interna y usado para suministrar las cargas esenciales de la Central (véase la Sección 14.8.17)

Generador de Emergencia para Arranque en Negro

(Black Start Emergency Generator)

Tipo de generador usado para restaurar la operación de la Central sin la necesidad de fuentes externas de energía. Generalmente se usan generadores de emergencia accionados por motores de combustión interna. Humedad Relativa del aire (Relative Air Humidity) Relación entre la presión parcial del vapor de agua en el aire y la presión de saturación del agua a una temperatura definida; generalmente se expresa en porcentaje. Línea (Pipe, Line) Con el objeto de generalizar este término, los INEDON de Procesos usan la palabra “línea” para los tubos, las tuberías, cañerías, los caños y ductos: conducto de forma cilíndrica por donde se transportan los fluidos de procesos (hidrocarburos, productos petroquímicos, etc.) o de servicios (agua, aire, gas combustible, gas inerte, etc.). Lluvia Ácida (Acid Rain) Tipo de lluvia con una acidez alta, la cual es provocada cuando la humedad en el aire se combina con los óxidos de nitrógeno (NOX) y el dióxido de azufre (SO2) emitidos, entre otras fuentes, por las centrales térmicas de generación de potencia, y forman ácido nítrico y ácido sulfúrico. Los NOX son formados por el nitrógeno presente en el aire de combustión, el SO2 es formado si existe azufre en el combustible. Normativa Término que engloba las normas, códigos, estándares, especificaciones, leyes, etc. nacionales e internacionales usadas en un Proyecto o como referencia para las Instrucciones de Trabajo.

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Ondeo, Oleaje (Surge) Capacidad de flujo volumétrico, a la cual un compresor centrífugo se vuelve aerodinámicamente inestable [4]. Ósmosis Inversa (Reverse Osmosis, RO) Proceso tratamiento de agua por filtración en el cual se usa presión para pasar el agua a través de una membrana, reteniendo el soluto (rechazo o concentrado) en un lado y permitiendo que el permeado pase a través de otro lado. Esto es el inverso del proceso normal de ósmosis. Óxidos de Azufre, SOX (Sulfur Oxides, SOX) Agrupación de los óxidos del azufre como SO, SO2 y SO3. En el caso del SO2, éste se oxida y se combina con la humedad del aire y forma ácido sulfúrico (H2SO4), el cual contribuye a la lluvia ácida. Óxidos de Carbono, COX (Carbon Oxides, COX) Agrupación de los óxidos del carbono como CO y CO2. Óxidos de Nitrógeno, NOX (Nitrogen Oxides, NOX) Agrupación de los óxidos del nitrógeno como NO, NO2 y N2O3. Los óxidos de nitrógeno son producidos por la reacción del nitrógeno (N2) y oxígeno (O2) molecular presentes en el aire de combustión y cuando la temperatura es mayor de 1370 °C (2500 °F). Los NOX tienen efectos negativos sobre la salud humana y contribuyen a la lluvia ácida porque forman ácido nítrico (HNO3). Pinch, literalmente: pellizco (Pinch) El término proviene del análisis o metodología pinch que es usado para optimizar la recuperación energética en un proceso y minimizar la inversión de capital. El principal uso en el diseño de una Central es en la caldera, donde la temperatura de pinch es la diferencia local de temperatura entre el vapor saturado en un evaporador y los gases de escape que dejan ese evaporador. Potencia Eléctrica (Electrical Power) Cantidad de trabajo por unidad de tiempo realizado por una corriente eléctrica.

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Puente Grúa (Bridge Crane) Tipo de grúa montada en puente con rieles que permiten su desplazamiento (Figura 8). El puente grúa se usa para levantar partes de las turbinas de vapor.

Figura 8. Puente grúa (Erikkila UAB)

Purga (Blowdown) Remoción de agua desde el evaporador con el propósito de controlar la concentración de sólidos disueltos. Quemador de Bajas Emisiones de NOX (Low NOX Burner, LO-NOX Burner) Tipo de quemador diseñado para maximizar la eficiencia de la combustión y reducir las emisión de óxidos de nitrógeno (NOX), existen para la quema de combustibles gaseosos, líquidos y sólidos (principalmente carbón), tanto en cámaras de combustión como calderas de generación de vapor. Rango de Precisión (Precision Range) Expresa el mínimo y máximo costo esperado comparado con el costo más probable. La precisión del estimado depende de varios factores: grado de definición del alcance, complejidad de la tecnología del proyecto, cantidad y calidad de la información técnica, confiabilidad de la data de costos empleada, incertidumbres, experiencia del estimador, tiempo disponible para elaborarlo, y la inclusión de una contingencia determinada apropiadamente.

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Repowering Transformación de centrales de generación para el cambio del combustible quemado o para la adición de uno o más combustibles. El tipo más común es la transformación de centrales con quema de carbón a centrales con ciclo combinado, esto se realiza con los objetivos de aumentar la generación de potencia y de la eficiencia, la disminución de las emisiones atmosféricas, etc. La transformación es generalmente recomendada para centrales viejas y con una generación menor de 250 MW [29]. Selexol Nombre comercial para un solvente usado en la remoción de gases ácidos como sulfuro de hidrógeno (H2S) y dióxido de carbono (CO2) de una corriente de gas. El proceso con Selexol es licenciado por UOP LLC. Servicios Industriales (Utilities) Fluidos diferentes a los del proceso principal. Generalmente son: • Aire de planta (servicio o industrial). • Aire de instrumentos. • Agua tratada de diferentes calidades: de servicio (de planta o industrial),

desmineralizada y potable. • Combustibles gaseosos y líquidos, por ejemplo gas combustible y fueloil. • Hidrógeno. • Nitrógeno u otro gas inerte. • Vapor de agua con diferentes niveles de presión. En el caso de una

Central, el vapor del ciclo de Rankine no es un servicio industrial. Sistema (System) En este INEDON, un conjunto de unidades y/o elementos (Figura 9), por ejemplo, los Sistemas Principales y Sistemas Auxiliares de la Central.

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Figura 9. Relación entre sistema, unidad y elemento Servicios Auxiliares (Servicios Auxiliares) Desde el punto de vista de la distribución eléctrica, son todos los usuarios internos en la Central. En una Central, el servicio principal es el suministro externo o exportación de electricidad. Sistema de Agua de Enfriamiento (Cooling Water System) Sistema de distribución de agua para el enfriamiento de otros fluidos en un proceso. Dependiendo de los requerimientos, puede o no existir una torre de agua de enfriamiento en el sistema. Existen tres configuraciones básicas (Figura 10): A) Sistema de flujo directo (once-through system): el agua caliente que sale

de los equipos de intercambio de calor es desechada, es decir, no reutilizada para enfriamiento.

B) Sistema de recirculación abierta (open recirculating system): el agua es distribuida a través los equipos de intercambio de calor, en donde aumenta su temperatura, luego es enfriada para ser distribuida de nuevo. El sistema es denominado como “abierto” cuando existe una torre de enfriamiento en la cual se pierde parte del agua por evaporación.

C) Sistema de recirculación cerrada (closed recirculating system): el recorrido

del agua es similar al sistema anterior, pero el agua es enfriada en un equipo de enfriamiento cerrado, por ejemplo, un intercambiador enfriado por aire o un intercambiador de calor del tipo chiller.

Sistema

Unidad

Elemento

Sistema

Elemento

Unidad

Elemento

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Figura 10. Sistemas de agua de enfriamiento [16]

Subestación Eléctrica (Electrical Substation) Conjunto de equipos instalados en determinado sitio, incluyendo las edificaciones necesarias, cuyo objeto es convertir o transformar energía eléctrica y permitir la conexión entre dos o más circuitos. Transformador Eléctrico (Electrical Transformer) Máquina eléctrica que permite aumentar o disminuir el voltaje o tensión en un circuito eléctrico de corriente alterna, manteniendo la frecuencia. Los transformadores son dispositivos basados en el fenómeno de la inducción

Sistema de recirculación abierta Torre de enfriamiento

Equipos de intercambio de calor

Sistema de recirculación cerrada Intercambiador de calor

enfriado por aire Equipos de

intercambio de calor

Sistema de circulación de flujo directo

Suministro Retorno

Equipos de intercambio de calor

Aire frío

Aire caliente

http://es.wikipedia.org/wiki/M%C3%A1quina_el%C3%A9ctrica�

http://es.wikipedia.org/wiki/Diferencia_de_potencial�

http://es.wikipedia.org/wiki/Corriente_alterna�

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electromagnética y están constituidos, en su forma más simple, por dos bobinas devanadas sobre un núcleo cerrado de hierro dulce o hierro silicio. Transformador Elevador (Step-up Transformer) Tipo de transformador eléctrico que tiene como función principal llevar el nivel de voltaje desde el valor de operación del generador eléctrico (de media tensión) al nivel del sistema de transmisión (de alta tensión) para suministrar toda o una porción de la potencia generada. Esto se hace para minimizar las pérdidas de energía en la transmisión de grandes bloques de potencia, desde la central generadora hasta los centros de consumo o distribución principales. Tasa de Calor, Eficiencia Energética, Consumo Térmico (Heat Rate) Medida usada en la industria de la energía para calcular cuán eficiente es un proceso térmico de generación de energía, permite realizar estimados razonables de la cantidad de energía térmica para un tipo de combustible y comparar la capacidad de generación de potencia:

EH

=ϕ Ec. 3

Donde: φ es la tasa de calor en kJ/kWh o BTU/kWh; H es la energía térmica o calor suministrado a la Central en kJ o BTU; E es la energía generada en la Central en kWh (también para las unidades

inglesas). Mientras más baja es la tasa de calor, más eficiente es el proceso de generación en una comparación con variables definidas, o escrito de otra manera, una tasa de calor más baja indica que se produce más energía consumiendo menos combustible. Tiro (Draught, Draft) (1) En los equipos de fuego directo (draught): presión negativa (de vacío) del

aire y/o de los gases de escape, medida en cualquier punto del equipo.

http://es.wikipedia.org/wiki/Hierro�

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(2) En los intercambiadores de calor con aire y las torres de enfriamiento (draft): dirección del aire a través de los ventiladores, puede ser de tiro inducido, forzado o natural.

Turbina (Turbine) Equipo rotativo que convierte la energía de un fluido en energía de movimiento. En la generación de energía se usan las turbinas accionadas con gas y vapor de agua. También existen las turbinas hidráulicas que convierten la energía de un flujo de agua en energía de movimiento, pero este tipo pertenece a la generación hidráulica de potencia y no a la térmica. Turbogenerador (Turbogenerator) Conjunto conformado por la turbina (de gas o de vapor) y el generador eléctrico. Unidad (Unit) En este INEDON, un conjunto de elementos y partes de un sistema (Figura 9), por ejemplo, la Unidad de Limpieza del gas sintético en el Sistema de Gasificación. En algunos Proyectos, las Unidades pueden ser llamadas Paquetes; pero este INEDON no usa esa designación debido a que el conjunto de elementos no son siempre solicitados a un tercero como un equipo tipo paquete. Vapor (Vapor 3, Vapour 4

, Steam)

(1) Sustancia en estado gaseoso cuya temperatura es inferior a su temperatura crítica termodinámica.

(2) Palabra usada para designar al vapor de agua (steam), ésta es la

definición considerada para este INEDON. Vapor Húmedo (Wet Steam) Vapor con cierto contenido de condensado.

3 Inglés estadounidense. 4 Inglés británico.

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Vapor Vivo (Live Steam) Vapor proveniente de la caldera. Vatios Eléctricos y Térmicos (Electrical and Thermal Watts) A) Vatios eléctricos.

Corresponden a la potencia eléctrica generada, en la industria se usan las abreviaciones MWe o MWe.

B) Vatios térmicos.

Corresponden a la potencia térmica producida (calor producido), en la industria se usan las abreviaciones MWt, MWth, MWt o MWth.

Velocidad de Arrastre, Pérdidas de Descarga

(Carry Over Velocity, Leaving Losses)

Pérdida de energía que se produce a la salida de la última etapa de una turbina a impulso debido al exceso de velocidad del vapor de agua a la descarga en comparación con la velocidad a la entrada. Voltaje o Tensión (Voltage) También conocido como diferencia de potencial, es una magnitud física que impulsa a los electrones a lo largo de un conductor en un circuito cerrado, creando la corriente eléctrica.

10. ESTUDIOS BASE PARA EL DISEÑO CONCEPTUAL El diseño conceptual requiere de estudios realizados antes o durante el desarrollo de la IC y tienen como finalidad el suministro de información para el diseño, los estudios pueden ser alcance de inelectra o suministrados por el Cliente. Los estudios son liderados por la Disciplina de Estudios y los más relevantes son resumidos a continuación: A) Viabilidad Técnica del Proyecto.

Es una evaluación de los aspectos técnicos y de negocio que determinan la viabilidad del proyecto de construcción de la Central. La viabilidad de cualquier proyecto de inversión está fundamentada en los siguientes aspectos:

http://es.wikipedia.org/wiki/Electr%C3%B3n�

http://es.wikipedia.org/wiki/Circuito_el%C3%A9ctrico�

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• Existencia de un mercado para el producto.

• Disponibilidad de la tecnología para producir con la calidad y precio

requerido.

• Cumplimiento de las regulaciones existentes. La evaluación considera aspectos como: • Disponibilidad y precio del combustible.

• Selección del sitio para la implantación de la Central.

• Fecha requerida para puesta en servicio de la Central.

• Análisis preliminar de riesgos.

La Figura 11 muestra un esquema de selección para la Central, el cual va desde los requerimientos, pasando por los factores relacionados con el sitio hasta la solución propuesta. Según el alcance del Proyecto, la información de cada caja puede ser suministrada por el Cliente y/o formar parte de la evaluación que realizará inelectra.

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Figura 11. Selección del concepto de la Central

B) Plan de Ejecución del Proyecto. Es una herramienta que servirá de guía durante la ejecución de las etapas del Proyecto, permitiendo asegurar que todas las actividades y tareas necesarias para su desarrollo, se realicen dentro de las metas de tiempo, costo y calidad planeadas.

C) Definición de las características de la Central. Es una evaluación de la demanda y oferta de energía eléctrica, durante el ciclo de vida del Proyecto, en la localidad o país donde se construirá la Central e incluye un análisis de las características del sistema eléctrico.

Requerimientos

Solución

Demanda de Electricidad y de un

Proceso externo

Filosofía de operación Financiamiento

Factores relacionados con el sitio 60 Hz

Condiciones ambientales

Recursos

Medio de enfriamiento Espacio Combustible

Legislación

50 Hz

Tipo de Caldera

Evaluación del ciclo

Solución

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El principal resultado de esta evaluación es la potencia a instalar, el número de módulos de generación y la capacidad de cada módulo.

D) Evaluación técnica y económica de las alternativas para la Central.

Consolida la información utilizada y documenta las actividades realizadas por el equipo técnico del Proyecto, para la evaluación de las tecnologías disponibles en el mercado, para los Sistemas Principales y Auxiliares de la Central. Si bien el alcance de la IC establece el diseño de una Central con ciclo de vapor, es posible que también solicite la evaluación de otras alternativas de generación para justificar la decisión y disponer de estimados de costos para comparación. Las otras alternativas que pueden ser evaluadas con los programas de Thermoflow son: • Ciclo simple con la turbina de gas. Programa: GT PRO / GT

MASTER. • Ciclo Combinado (turbina de gas con turbina de vapor). Programa:

GT PRO / GT MASTER.

• IGCC. Programa: GT PRO / GT MASTER. La Figura 12 es una comparación relativa del precio para diferentes procesos térmicos de generación en función de las potencias totales generadas, los resultados fueron obtenidos con los programas de Thermoflow, Inc. La evaluación económica es siempre requerida para complementar la técnica, la primera incluye los costos de capital y de operación, tanto iniciales como durante la vida de operación de la Central. El ejemplo de la Figura 12 puede ser afectado por la disponibilidad y precio del combustible. En las secciones descriptivas de los Sistemas Principales y Auxiliares se indican las evaluaciones más comunes que pudiesen ser solicitadas en el alcance de una IC; las evaluaciones necesarias para el Proyecto tienen que estar solicitadas en su alcance. La Figura 13 es un ejemplo para un matriz de evaluación de alternativas de tecnologías de procesos térmicos de generación de potencia. Las tres primeras tecnologías son con quema de carbón en un caldera de generación de vapor (CP: carbón pulverizado, FBC: fluidized bed

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combustion). La flexibilidad en el uso del combustible es determinada por la variedad en la calidad del combustible que puede ser usada en el proceso. La evaluación es solo técnica y para este ejemplo da como resultado que una Central con ciclo combinado tiene el mayor puntaje.

Figura 12. Comparación relativa del precio para diferentes procesos térmicos de generación de potencia en función de potencias totales generadas

TGTG TG

TGCC CC CC CC

IGCC

IGCC

IGCC

IGCC

ST ST ST

ST

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

50 100 200 300

Porc

enta

je re

latit

vo d

el p

reci

o [%

]

Potencia total generada [MW]

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Figura 13. Ejemplo de una matriz para la evaluación de alternativas de tecnologías de procesos térmicos de generación de potencia

Como referencia, en la Figura 14 se muestra una comparación entre costo capital, de operación y mantenimiento, fecha de puesta en línea y consumo térmico estimados para plantas de generación de potencia instaladas en Estados Unidos con fecha de orden en el 2008 [12]. Las tecnologías están organizadas en la tabla en orden creciente de costo capital total (base más contingencias) por kW de potencia instalada. Esta tabla puede usarse como orientación para tener un estimado de los órdenes de magnitud de las capacidades, los costos de inversión y operación, los consumos térmicos y los tiempos de puesta en línea de cada tecnología; sin embargo los valores finales para cada planta dependerán de factores como su ubicación, leyes locales, fabricante de equipos seleccionado u otros.

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PROCESOS 903-HM120-P09-GUD-089 Rev. P0

GUÍA PARA EL DISEÑO CONCEPTUAL DE LAS CENTRALES TÉRMICAS DE GENERACIÓN DE POTENCIA CON CICLO DE VAPOR [PRELIMINAR 0]


Figura 14. Comparación de Tecnologías de Generación de Potencia [12]

Proyecto Tecnología

Factor de Contingencia

Factor de Optimismo

Turbina de Combustión Avanzada 2010 230 2 604 1.05 1.00 634 3.17 10.53 9,289 8,550Turbina de Combustión Convencional4 2010 160 2 638 1.05 1.00 670 3.57 12.11 10,810 10,450Ciclo Combinado (CC) Gas/Diesel Avanzado 2011 400 3 877 1.08 1.00 948 2.00 11.70 6,752 6,333

CC Gas/Diesel Convencional 2011 250 3 917 1.05 1.00 962 2.07 12.48 7,196 6,800Generación Distribuida -Base 2011 2 3 1,305 1.05 1.00 1,370 7.12 16.03 9,050 8,900

Generación Distribuida -Pico 2010 1 2 1,566 1.05 1.00 1,645 7.12 16.03 10,069 9,880

Geotérmica5,6 2010 50 4 1,630 1.05 1.00 1,711 0.00 164.64 34,633 30,301CC Avanzado con Captura de Carbono 2016 400 3 1,683 1.08 1.04 1,890 2.94 19.90 8,613 7,493

Eólica 2009 50 3 1,797 1.07 1.00 1,923 0.00 30.30 9,919 9,919

Carbón Depurado, Nueva5 2012 600 4 1,923 1.07 1.00 2,058 4.59 27.53 9,200 8,740

Hidroeléctrica Convencional6 2012 500 4 2,038 1.10 1.00 2,242 2.43 13.63 9,919 9,919

IGCC5 2012 550 4 2,223 1.07 1.00 2,378 2.92 38.67 8,765 7,450Desecho Municipal (MSW) - Gas de Relleno Sanitario 2010 30 3 2,377 1.07 1.00 2,543 0.01 114.25 13,648 13,648

Nuclear Avanzada 2016 1350 6 2,873 1.10 1.05 3,318 0.49 90.02 10,434 10,434IGCC con Captura de Carbono 2016 380 4 3,172 1.07 1.03 3,496 4.44 46.12 10,781 8,307

Biomasa 2012 80 4 3,339 1.07 1.05 3,766 6.71 64.45 9,646 7,765

Eólica, Costa Afuera 2012 100 4 3,416 1.10 1.03 3,851 0.00 89.48 9,919 9,919

Solar Térmica5 2012 100 3 4,693 1.07 1.00 5,021 0.00 56.78 9,919 9,919

Celdas de Combustible 2011 10 3 4,640 1.05 1.10 5,364 47.92 5.65 7,930 6,960

Fotovoltaica5 2011 5 2 5,750 1.05 1.00 6,038 0.00 11.68 9,919 9,919

Tecnología

Año de Puesta en

Línea1Tamaño

(MW)

Plazo de Desarrollo

(Años)

Costo Total Overnight en

20082

(US$2007/kW)

Costo Variable O&M

(US$2007/kW)

Costo Variable O&M

(US$2007/kW)

Consumo Térmico3

en 2008 (Btu/kWh)

Consumo Térmico

n-ésimo de su clase

(Btu/kWh)

Factores de ContingenciaCosto Base

Overnight en 2008

(US$2007/kW)

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Notas de la Figura 14 [12]:

1. El año de puesta en línea representa el primer año en que una unidad nueva pudiera ser completada, con una fecha de orden en 2008. Para la energía eólica, geotérmica y gas de relleno sanitario, el año de puesta en línea fue adelantado para reconocer la actividad de mercado significativa actual en Estados Unidos en anticipación a la expiración del Crédito Impositivo de Producción para la energía eólica en 2009 y para las demás en 2010.

2. El costo capital overnight incluye los factores de contingencia, excluye los multiplicadores regionales y efectos de aprendizaje. También excluye los cargos de intereses. Estos representan los costos de proyectos iniciados en el 2008.

3. Para las tecnologías hidroeléctrica, eólica y solar, el consumo térmico mostrado representa el consumo térmico promedio para plantas de generación térmica promedio en 2007. Esto se usa para el propósito de calcular el consumo primario de energía reemplazado por estas fuentes, y no implica un estimado de su eficiencia de conversión energética actual.

4. Los costos capitales se muestran antes de la aplicación de créditos impositivos de inversión.

5. Las unidades de turbina de combustión pueden construirse por el modelo anterior al 2010, en caso de ser necesario, para alcanzar el margen de reserva de una región dada.

6. Debido a que el costo y características de rendimiento de las plantas geotérmicas e hidroeléctricas son específicos de cada sitio, los valores de la tabla representan el costo de la planta menos costosa que pudiera ser construida en la región energética del Noroeste de los Estados Unidos, donde se ubican la mayoría de las plantas propuestas en ese país.

E) Niveles del diseño conceptual.

El Cuadro 4 contiene niveles recomendados para la presentación de resultados del diseño conceptual: • Primer nivel: consiste en las evaluaciones más básicas de la Central,

las cuales generalmente suministran suficiente información para soportar la planificación del diseño de los sistemas, evaluaciones económicas preliminares y la evaluación del sitio donde se construirá la Central. Los estimados de costos preparados en el primer nivel.

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• Segundo nivel: suministra información adicional y más detallada para

el plano de implantación, el desempeño de la Central y los Sistemas Principales. En algunos Proyectos, este nivel soporta las actividades de permisología de construcción de la futura Central.

• Tercer nivel: Específica el diseño de los sistemas, sus unidades y elementos, suministra las fundaciones para etapas futuras del Proyecto.

La aplicabilidad de los niveles descritos anteriormente depende del alcance solicitado para la IC; pero su seguimiento es recomendado para suministrar información al Cliente y permitirle a éste, junto con el equipo de técnico de inelectra, la toma de decisiones sobre el resto del desarrollo de la IC. Recomendación: el Cliente es informado con resultados parciales según el requerimiento del Proyecto y en la medida que éste avance.

11. CENTRALES TÉRMICAS DE GENERACIÓN DE POTENCIA

La definición más sencilla desde el punto de vista termodinámico de una central térmica de generación de potencia es: una instalación que convierte la energía térmica en energía eléctrica. Dentro del concepto de una central térmica de generación de potencia están: • Las centrales que queman combustibles para producir gases calientes y/o

vapor de agua y mover turbinas.

• Las centrales nucleares, en donde la fusión nuclear es usada para producir calor y generar vapor de agua, el cual mueve una turbina.

• Las centrales geotérmicas, las cuales usan vapor extraído del subsuelo

• Las centrales solares que usan la luz solar para generar vapor de agua. La Figura 15 muestra una comparación de las eficiencias netas de varios procesos térmicos de generación de potencia, donde se puede observar la ventaja que tiene el ciclo combinado. Las dependencias del costo de la electricidad con el tiempo equivalente de uso para varias centrales son comparadas en la Figura 16 y Figura 17, la central con ciclo combinado tiene

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un costo menor para producir electricidad, especialmente en centrales de 1000 MW. Las centrales a base de carbón aún se construyen en localidades donde el gas natural o combustible líquido sale muy costoso en relación con el carbón.

Figura 15. Comparación de las eficiencias netas de varios procesos térmicos de generación de potencia

La Figura 18 es una comparación de las eficiencias5

5 La Ref.

de los tipos de centrales o métodos actuales para la generación de potencia.

[32] no indica si es la eficiencia eléctrica está basada en el LHV.

0 200 400 600 800

Efic

ienc

ia N

eta

(LH

V) [

%]

Potencia generada [MW]

30

35

40

45

50

55

60

65

1000 1200

Central con ciclo combinado

Central con turbina de vapor y quema de carbón

Central con turbina de gas

Central nuclear

Central con generador diesel

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Cuadro 4. Niveles recomendados para la presentación de resultados del diseño conceptual [7].

Primer Nivel Segundo Nivel Tercer Nivel

Capacidad Capacidad Capacidad

Tasa de calor Tasa de calor Tasa de calor

Consumo de combustible Consumo de combustible Consumo de combustible

Eficiencia de la Central Eficiencia de la Central Eficiencia de la Central

Definición de los Sistemas Principales Definición de los Sistemas Principales Definición de los Sistemas Principales

Eficiencia de la turbinas de gas, el HRSG y del ciclo de vapor

Eficiencia de la turbinas de gas, el HRSG y del ciclo de vapor

Emisiones de contaminantes Emisiones de contaminantes

Balance del ciclo de vapor Balance del ciclo de vapor

Balance de agua Balance de agua

Requerimientos de enfriamiento Requerimientos de enfriamiento

Definición de los Sistemas Auxiliares Definición de los Sistemas Auxiliares

Consumos de los servicios industriales

Consumos de los servicios industriales

Consumo de potencia de los Sistemas Auxiliares

Consumo de potencia de los Sistemas Auxiliares

Preliminar del plano de implantación Plano de implantación

Requerimientos de desempeño

Criterios, bases y premisas específicos del diseño de los elementos en cada sistema

Lista de los equipos mayores

Lista de la normativa aplicable a la Central

Identificación de la interdependencia de los sistemas

Requerimientos de redundancia de los equipos

Limitaciones funcionales

Limitaciones físicas (por ejemplo de espacio)

Descripción del sistema de control

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Figura 16. Dependencia del costo de la electricidad con el tiempo equivalente de uso para centrales de 400 MW

Figura 17. Dependencia del costo de la electricidad con el tiempo equivalente de uso para centrales de 1000 MW

0 1000 2000 3000 4000

0

Cos

to d

e la

Ele

ctri

cida

d [U

SD/M

Wh]

Tiempo Equivalente de Uso [horas/año]

20

40

60

80

100

120

5000 6000 7000 8000



Central nuclear

0 1000 2000 3000 4000

0

Cos

to d

e la

Ele

ctri

cida

d [U

SD/M

Wh]

Tiempo Equivalente de Uso [horas/año]

20

40

60

80

100

120

5000 6000 7000 8000

Central con turbina de gas



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Figura 18. Comparación de las eficiencias en diferentes tipos de centrales de generación de potencia [32] (adaptación)

Central hidroeléctrica

Central mareomotriz

Ciclo combinado de alta potencia

Celda de combustible de carbonados fundidos Caldera de carbón pulverizada con condiciones

ultra críticas Celda de combustible de óxidos sólidos

IGCC con quema de carbón Combustión de lecho fluidizado circulante

atmosférico Combustión de lecho fluidizado presurizado

Turbina de gas de alta potencia Turbina de vapor en una central con quema

de carbón Turbina de vapor en una central con quema de

fueloil Turbina de viento

Central nuclear

Central con quema de biomasa y biogas

Central con quema de desechos

Maquina diesel con CHP

Celdas fotovoltaicas

Torre de energía solar

Central geotérmica

Turbinas pequeñas (< 100 kW)

Eficiencia [%]

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

Eficiencia [%]

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100

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12. CICLO DE VAPOR Una Central Térmica de Generación de Potencia con Ciclo de Vapor se basa sobre el ciclo de Rankine. La conversión de energía sigue los pasos básicos siguientes: A) Un combustible es quemado para producir energía térmica (calor). La

energía liberada en la combustión es usada para generar vapor en una caldera que tiene dos secciones: la de calor convectivo, en la que se transfiere calor desde los gases de escape calientes, y la de calor radiante en la que se transfiere calor por radiación de la llama. Los combustibles más comunes son: a) Gases.

• Gas natural con un alto contenido de metano.

• Gas sintético, como el producido con la gasificación de

combustibles sólidos.

• Gas natural licuado, el cual es regasificado antes de ser suministrado a la caldera.

• Gas metano producido en rellenos. b) Líquidos.

Varios de los derivados del petróleo son usados como combustible líquido: • Fueloil.

• Queroseno.

• Diesel.

• Residuos pesados y ligeros.

c) Sólidos.

• Carbón.

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• Coque de petróleo.

• Biomasa.

• Desechos municipales y pecuarios. B) El vapor a alta presión acciona una turbina, generando su demovimiento

(energía mecánica). C) La energía mecánica es transformada en energía eléctrica en un

generador eléctrico.

Figura 19. Esquema simplificado de un ciclo de vapor La Figura 19 muestra un esquema simplificado de un ciclo de vapor con los Sistemas Principales descritos más adelante. En la misma figura se muestran los elementos que participan en el ciclo de Rankine.

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La eficiencia de generación eléctrica en un Central con ciclo de vapor ronda el 35 % para bajas potencias y se acerca al 45 % para altas potencias (Figura 15). La caldera con quema de carbón tiene una eficiencia típica entre el 75 % y el 95 % [7]. La Figura 20 compara los diagramas de temperatura en función de la entropía para los ciclos termodinámicos de manera independiente y combinados, mientras mayor es el área del trabajo generado, mayor es la potencia generada y como el suministro de combustible es uno solo, la eficiencia es mayor. La definición general de la eficiencia bruta de una Central con ciclo a vapor es:

b

STCV Q

P=η Ec. 4

Donde (úsense unidades de medición consistentes): ηCV es la eficiencia de la central con ciclo a vapor; PST es la potencia generada por la turbina de vapor; Qb es la energía térmica (calor) suministrado por el combustible en la caldera.

La ecuación anterior es la eficiencia total (o bruta) del ciclo combinado porque no considera el consumo de potencia y pérdidas eléctricas de los equipos de la Central, PAUX. Si se resta el valor de PAUX, la ecuación de eficiencia neta es:

b

AUXSTCV Q

PP −=η Ec. 5

La distribución de la energía contenida en el combustible hacia los elementos principales de la central con ciclo de vapor se puede apreciar en la Figura 21. En total, alrededor de 60 % de la energía suministrada es perdida. Una Central consiste en una cantidad extensa y compleja de procesos y elementos, incluyendo edificios, estructuras, equipamiento y controles. El diseño por sistemas es una filosofía en la cual esos elementos son categorizados en sistemas funcionales; por esto el proceso de la Central ha sido dividido en Sistemas, resumidos en la Figura 22 y descritos en las secciones siguientes.

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Figura 20. Diagramas de temperatura en función de la entropía para varios ciclos termodinámicos

840 K

590 K Tem

pera

tura

Entropía

Q+ Q+ 1530 K 1530 K

900 K

288 K

700 K

800 K

Q−

Q+

Q− 300 K 300 K

Tem

pera

tura

Entropía

Q− Q− Q−

Q+

Q+

1530 K 1530 K Q+

700 K

800 K

288 K 300 K

590 K

900 K 840 K

Turbina de gas con y sin combustión secuencial

Turbina de vapor sin recalentamiento

Turbina de vapor con recalentamiento

Ciclo combinado (arriba el ciclo de Brayton y

abajo el de Rankine)

Con combustión secuencial

840 K 840 K

630 K

300 K 300 K

Q+

Aclaratoria: los aumentos de temperatura no siguen líneas rectas (isentrópicas) porque los diagramas consideran condiciones reales, es decir que no son idealizadas.

Q+

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Figura 21. Diagrama de flujo de energía para una central a vapor

Energía en el combustible

100 %

Pérdidas en la caldera 2 %

Chimenea 11 %

Energía Neta 39 %

Pérdidas en entrega de

combustible 0,1 %

Pérdidas en líneas de vapor

0,3 % Cenizas 0,1 %

Condensador 47 %

Pérdidas misceláneas 0,5 %

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Figura 22. Resumen de los Sistemas Principales, Sistemas Auxiliares y Misceláneos

Combustible Gaseoso

Combustible Líquido

Condensados de Hidrocarburo

Suministro y Retorno de Agua

Agua Industrial

Agua Desmineralizada

Agua Potable

Aguas de Desecho

Muestreo del Vapor y Condensado

Aire Comprimido

Químicos

Captura de Dióxido de Carbono

Monitoreo y Control*

Detección y Extinción de Incendio*

Alivio de Presión

Ventilación y Aire Acondicionado*

Distribución Eléctrica*

Telecomunicaciones*

(*) Sistemas cuyo desarrollo es liderizado por una Disciplina diferente de Procesos

Sistemas Principales

Caldera

Turbina de Vapor

Agua de Alimentación a Caldera

Enfriamiento del Ciclo de Vapor

Manejo de Carbón y Piedra Caliza*

Sistemas Auxiliares

LLHHVV

LLHHVV

μμSS//ccmm

CCOO22 Misceláneos

Edificaciones *

Otras obras civiles *

Equipos de izaje *

Control de Emisiones NNOOXX

SSOOXX

Chimenea

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13. FUENTES DE ENERGÍA Una variedad de combustibles gaseosos, líquidos o sólidos son empleados para generar la energía térmica necesaria para alimentar los ciclos de vapor, como se mencionó anteriormente, y la selección de un tipo de caldera u otro debe hacerse tomando en consideración el combustible utilizado. En esta sección se hará énfasis sobre el carbón.

13.1. Carbón El carbón es la segunda fuente más importante de combustible, que provee el 32% de la energía mundial, y es el combustible fósil más empleado para la generación eléctrica.

13.1.1. Clasificación de los carbones Estándares para la clasificación de los carbones: La Norma ASTM D388 [6] define cuatro clases básicas de carbón: lignito, sub-bituminoso, bituminoso, y antracita. Cada clase a su vez posee varios grupos, y el carbón es ubicado en uno u otro grupo según un rango de propiedades. Esta sección se enfocará sobre la clasificación estándar establecida en dicha norma, que es la más aceptada internacionalmente.

Para cada Proyecto debe identificarse la normativa local o internacional a utilizar.

La clasificación del carbón se basa en: carbono fijo, material volátil, y poder calorífico bruto (alto), en base seca y libre de cenizas, determinados de acuerdo a los ensayos correspondientes (vea la siguiente sección) según el Cuadro 5.

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Cuadro 5. Clasificación del Carbón [6]

Clase Grupo

Límites Carbono

Fijo (% seco,

sin ceniza)

Límites Material Volátil

(% seco, sin

ceniza)

Límites Poder Calorífico Bruto,

kJ/kg (Btu/lb) (seco, sin ceniza) Carácter

Aglomerante

≥ < > ≤ ≥ <

I Antracita

Meta-antracita 98 - - 2 - - No Aglomerante Antracita 92 98 2 8 - -

Semi-antracita1 86 92 8 14 - -

II Bituminoso

Bajo en volátiles 78 86 14 22 - -

Comúnmente Aglomerante2

Medio en volátiles

69 78 22 31 - -

Alto en volátiles A

- 69 31 - 32.557 (14.000)3

-

Alto en volátiles B

- - - - 30.232 (13.000)2

32.557 (14.000)

Alto en volátiles C

- - - - 26.743 (11.500)

30.232 (13.000)

- - - - 24.418 (10.500)

26.743 (11.500)

Aglomerante

III Sub-

bituminoso

Sub-bituminoso A

- - - - 24.418 (10.500)

26.743 (11.500)

No Aglomerante

Sub-bituminoso B

- - - - 22.090 (9.500)

24.418 (10.500)

Sub-bituminoso C

- - - - 19.300 (8.300)

22.090 (9.500)

IV Lignito

Lignito A - - - - 14.650 (6.300)

19.300 (8.300) No

Aglomerante Lignito B - - - - - 14.650 (6.300)

Notas: 1. Si es de carácter aglomerante, clasificar dentro del grupo Bajo en volátiles de la Clase

Sub-bituminoso. 2. Puede haber variedades no aglomerantes en estos grupos de la clase Bituminoso,

habiendo excepciones notables en el grupo Alto en volátiles C. 3. Los carbones que contengan 69% o más de carbono fijo en base seca y libre de

cenizas serán clasificados según el carbono fijo, independientemente del poder calorífico alto.

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El material volátil comprende hidrocarburos y otros componentes que son liberados en forma gaseosa cuando se calienta el carbón. La cantidad presente en un carbón en particular se relaciona con el poder calorífico y la tasa de quemado. La relación de material volátil a carbono fijo afecta apreciablemente el diseño de la caldera, ya que las dimensiones del horno deben permitir un tiempo de retención adecuado para quemar apropiadamente el combustible. La conversión de carbono fijo, material volátil y poder calorífico alto a base libre de humedad y cenizas se hace mediante las fórmulas de S.W. Parr [6]:

( )( )SAM

SFCFC55,008,1100

15,0100

SO3sin

SO3con cenizassin seco, ++−

−= Ec. 6

cenizassin seco,cenizassin seco, 100 FCVM −=

Ec. 7

( )( )SA

SHHVHHV55,008,1100

50100

SO3sin cenizassin seco, +−

−=

Ec. 8

Donde (úsense unidades de medición consistentes): Asin SO3 es el contenido de cenizas, calculado en base sin SO3, %; M es el contenido de humedad reportado en el análisis

inmediato (ASTM D3172), %; S es el contenido de azufre reportado en el análisis final

(ASTM D3176), %; FCcon SO3 es el contenido de carbono fijo, calculado incluyendo SO3,

%; FCseco, sin cenizas es el contenido de carbono fijo, calculado en base libre de

humedad y cenizas, %; HHV es el poder calorífico bruto (alto), determinado según

ensayo ASTM D5865; HHVseco, sin cenizas es el poder calorífico bruto (alto), calculado en base libre de

humedad y cenizas;

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VMseco, sin cenizas es el contenido de material volátil, calculado en base libre de humedad y cenizas, %.

El contenido de carbono fijo con SO3 y de ceniza sin SO3 se calcula de la siguiente forma [6]:

−

−=

1001

1001 3

D3172seco,SO3sin MSOAA Ec. 9

33172SO3con SOFCFC D +=

Ec. 10

Donde: Aseco,D3172 es el contenido de cenizas en base seca reportado en el

análisis inmediato (ASTM D3172), %; FCD3172 es el contenido de carbono fijo reportado en el análisis

inmediato (ASTM D3172), %; SO3 es el contenido de trióxido de azufre reportado en el

análisis de las cenizas (ASTM D3682 o D4326), %; El carácter aglomerante o no aglomerante del carbón se determina mediante la forma del residuo del carbón durante la prueba para determinación del material volátil: si el residuo es capaz de soportar una pesa de 500 gramos sin fracturarse, o muestra hinchazón o estructura de célula, se considera aglomerante. Alternativamente, carbones con un índice de hinchamiento libre (ver sección siguiente) de 1,0 o más son considerados aglomerantes, mientras que carbones con un índice de hinchamiento libre de 0,5 ó 0 son no aglomerantes. Características generales de las clases de carbón: A continuación se describen algunas características generales de cada clase de carbón. El aspecto físico de cada clase de carbón se puede apreciar en la Figura 23.

• Lignito: es un carbón de baja calidad, blando, de color marrón hasta negro, y poder calorífico inferior a 19.300 kJ/kg (8.300 Btu/lb). Su contenido de humedad puede llegar a 30%, con un alto contenido de volátiles que lo hace arder con mucha facilidad, generando el riesgo de combustión espontánea durante su almacenamiento. Su transporte a

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largas distancias no es económico, debido a su bajo poder calorífico y su alto contenido de humedad.

• Carbón sub-bituminoso: es un carbón negro, no coquizable, con un

contenido de humedad relativamente alto (entre 15 y 30%), y un poder calorífico entre 19.300 y 26.743 kJ/kg (8.300 y 11.500 Btu/lb). Tiene un alto contenido en volátiles que lo hace arder fácilmente, por lo que tiene a la combustión espontánea durante su almacenamiento. Su menor contenido de ceniza hace que queme con más limpiamente que los carbones de tipo lignito; y su típicamente bajo contenido de azufre lo hace atractivo para reducir las emisiones de SO2 de centrales termoeléctricas existentes que queman carbón bituminoso.

• Carbón bituminoso: es un carbón negro, con capaz alternadas de

negro brillante y mate, un contenido de humedad relativamente bajo, y un poder calorífico entre 24.418 y aproximadamente 37.216 kJ/kg (10.500 y 16.000 Btu/lb). Es el carbón más quemado en las centrales termoeléctricas, debido a su mayor poder calorífico con respecto a las demás clases, y a su contenido moderado de volátiles que permite que arda fácilmente al ser atomizado hasta un polvo fino dentro de la caldera, pero rara vez experimente combustión espontánea durante su almacenamiento. Algunos carbones bituminosos al calentarse en ausencia de aire coquifican (desprenden volátiles para formar coque); estos carbones generalmente se venden a un precio más alto, ya que el coque es usado como combustible en hornos de alta temperatura, como los usados en la industria metalúrgica. Su desventaja relativa es la usual presencia de mayor cantidad de azufre, requiriendo de sistemas para control de SO2.

• Antracita: Es el carbón de más calidad, negro brillante, con pocas o

ninguna apariencia de capas, un contenido muy bajo de humedad (en torno al 3%), y un poder calorífico alto, por el orden de los 34.890 kJ/kg (15.000 Btu/lb), ligeramente inferior a los carbones bituminosos medios y bajos en volátiles. La antracita tiene un bajo contenido de azufre y ceniza y arde con llama caliente y limpia. En contraste, su bajo contenido de material volátil hace que arda más difícilmente, requiriendo un diseño especial de caldera y quemadores que le ofrezcan un mayor tiempo de retención en el horno y un mayor contacto con el aire.

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a) Lignito [28] b) Carbón sub-bituminoso [22] c) Carbón bituminoso [34] d) Antracita [35]

Figura 23. Aspecto físico de cada clase de carbón. Evolución del carbón: A medida que el carbón madura, el contenido de oxígeno y material volátil disminuye, mientras que el de carbono fijo aumenta, como se puede apreciar en la Figura 24. Así, por ejemplo, mientras un carbón típico de lignito B tiene un contenido de oxígeno, material volátil y carbono fijo de 25, 33 y 42 % respectivamente (en base libre de humedad y ceniza), un carbón típico de antracita tiene un contenido típico de oxígeno, material volátil y carbono fijo de 2, 5 y 93 % respectivamente (en base libre de humedad y ceniza), según la Figura 24. Por otro lado, el poder calorífico alto (HHV) alcanza un máximo en las categorías más maduras de carbón bituminoso, pero luego desciende, de acuerdo a la Figura 24.

a) b) c) d)

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Figura 24. Etapas progresivas de la formación del carbón (adaptado de [31]).

13.1.2. Caracterización del carbón

La correcta caracterización del carbón es necesaria, puesto que las propiedades del carbón y de sus cenizas impactan sobre el diseño de la caldera, pulverizadores u otros componentes del ciclo de vapor. Esta sección se enfocará sobre los ensayos ASTM que aplican para caracterizar el carbón.

El software STEAM PRO dispone de caracterizaciones típicas para varios carbones de distintos países. Para diseños más detallados, así como para carbones no incluidos en la base de datos, se deben solicitar, como mínimo, las características mencionadas en esta sección.

En el Anexo 1 se adjunta un formato que incluye los análisis de carbón y cenizas que son requeridos para poder realizar el diseño de los componentes de la caldera. A continuación se detalla cada uno de ellos y su significado.

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• Caso (Combustible de Diseño / Alternativo): al especificar la caldera, se debe establecer cuál de los combustibles es el de diseño y cuáles son de uso poco frecuente (alternativos); el fabricante realizará el diseño basándose en el combustible de diseño y tomará previsiones según los otros combustibles a considerar.

• Clasificación del Carbón: la clasificación del carbón, de acuerdo a la Norma ASTM D388 (ver sección anterior), indica de forma general el carácter del carbón y da una idea de sus propiedades típicas, según lo descrito en la sección anterior del INEDON.

• Análisis Inmediato: el análisis inmediato del carbón, regido por la

Norma ASTM D3172, incluye la medición del porcentaje en peso de la humedad, ceniza y material volátil del carbón, con el carbono fijo calculado como la diferencia entre los anteriores y 100%. La humedad es la cantidad de agua presente en el carbón. La ceniza es el residuo no combustible remanente de la combustión total del carbón. El material volátil consiste de hidrocarburos y otros gases que resultan de la destilación y descomposición del carbón a medida que se calienta. El análisis puede ser reportado en base al carbón como es recibido (sin secar) o preparado (seco), por lo que es importante verificar la base de los resultados.

• Análisis Final: el análisis final del carbón, realizado según la Norma

ASTM D3176, comprende la determinación de sus componentes elementales: humedad, ceniza, carbono, hidrógeno, nitrógeno, azufre, oxígeno y cloro; y es sumamente importante ya que provee información sobre los componentes combustibles y no combustibles usados para el cálculo de los requerimientos de aire de combustión, volúmenes de gas de escape y pérdidas asociadas a la combustión de hidrógeno. El análisis puede ser reportado en base al carbón como es recibido (sin secar) o preparado (seco). La presencia de cloro, por otro lado, es una indicadora de la presencia de sodio libre volátil, que es causante de tendencias severas a la incrustación.

• Formas de Azufre: el azufre está presente en el carbón en tres formas:

pirítico (inorgánico), sulfatos e inorgánico. El azufre pirítico comprende los cristales de sulfuro de hierro, que durante la combustión se oxidan para generar SO2, SO3 y posteriormente ácido sulfúrico, representando un riesgo de corrosión para las paredes de agua de la caldera; esta forma de azufre se puede retirar por medio de lavado mecánico del carbón. El azufre presente en la forma de sulfatos de hierro, calcio,

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aluminio, etc., sufre pocos cambios y usualmente permanece como un inerte durante la combustión, absorbiendo parte del calor de combustión. El azufre orgánico está combinado en la matriz del carbón; al igual que el azufre pirítico, se oxida totalmente durante la combustión para generar productos corrosivos; pero a diferencia de éste no puede ser removido mediante lavado mecánico.

• Poder Calorífico Alto (Bruto): es la principal propiedad desde el punto

de vista comercial, ya que es la más tomada en cuenta al evaluar cuánto estaría dispuesto a pagar un comprador por un combustible en relación a otros. Es el calor que libera el combustible al ser quemado, cuando el agua en el producto permanece como líquido.

• Índice de Molturabilidad de Hardgrove (Hardgrove Grindability Index): este índice es una medida de la facilidad para pulverizar al carbón, y afecta sobre el manejo, alimentadores y pulverizadores de carbón.

• Índice de Hinchamiento Libre (Free Swelling Index): este índice es un

indicativo de la tendencia del carbón a formar “tortas” (caking tendency) al ser calentado, ablandándose y aglomerándose a medida que es calentado y se libera el material volátil. Mientras mayor es, más coque se genera con el calentamiento rápido del carbón.

• Humedad en Equilibrio: es la humedad que no puede ser separada del

carbón por medio de secado. El agua reduce el contenido calorífico del carbón al absorber parte del calor de combustión durante su evaporación.

• Temperatura de Fusión de las Cenizas: la temperatura de fusión de

las cenizas es importante porque sigue siendo la principal medida del potencial de ensuciamiento y escorificación de las cenizas del carbón. Se determina siguiendo el procedimiento de la Norma ASTM D1857. La temperatura a la que se derrite la ceniza se determina tanto en una atmósfera reductora (compuesta por hidrógeno, hidrocarburos o monóxido de carbono) como en una atmósfera oxidante (compuesta de oxígeno, dióxido de carbono y vapor de agua o aire); estas diferentes atmósferas se usan para simular la combustión del carbón en zonas ricas o deficientes de oxígeno en el horno, y usualmente las temperaturas de fusión bajo una atmósfera oxidante son mayores que las determinadas bajo una atmósfera reductora. En la prueba de la Norma, unos conos de ceniza son calentados con un horno hasta que se observa la deformación original de la punta (temperatura de deformación

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inicial, IT); y luego se registran las temperaturas a las que la altura del cono se hace igual al ancho de la base (temperatura de ablandamiento, H=W), a la mitad del ancho de la base (temperatura hemisférica, H = 1/2W), y a la que el cono fundido se esparce en una capa plana con una altura máxima de 1,6 mm ó 1/16 in (temperatura de fluido).

• T250 de las Cenizas: es la temperatura a la que la viscosidad de la ceniza alcanza los 250 cP. Es significativa para unidades con quemadores ciclónicos en los que se requiere que se funda la ceniza y fluya a una temperatura relativamente baja para que pueda ser recolectada en tanques en el fondo del horno. En este tipo de unidades, entre el 70 y el 80% de las cenizas es recogido como escoria fundida en el fondo del horno y el resto como ceniza suelta.

• Alcalinos Solubles en Agua de las Cenizas: el contenido de alcalinos

(óxidos de potasio y magnesio) solubles en agua se usa para determinar el potencial de escorificación en las paredes del horno.

• Análisis Mineral de las Cenizas: la composición química de las cenizas

es usada por los fabricantes de las calderas para determinar el carácter abrasivo o erosivo, así como el potencial de escorificación o ensuciamiento de las cenizas. Cabe destacar que la composición determinada en condiciones de laboratorio no necesariamente concuerda con la composición de la ceniza suelta, debido a la desigual distribución de componentes químicos entre ésta y la ceniza de fondo, por lo que esta composición no debe usarse de referencia para el diseño de componentes como el precipitador electrostático.

• Relación de Sílice: la relación de sílice se define como el contenido de

sílice (dióxido de silicio) entre la suma de los contenidos de óxidos de silicio, hierro, calcio y magnesio. Es un parámetro calculado a partir del análisis mineral de las cenizas que se usa como indicativo del potencial de escorificación del horno.

• Relación de Óxidos Básicos/Ácidos: es el cociente de la suma del

contenido de óxidos básicos (óxido férrico, cal, magnesia, óxido de potasio y óxido de sodio) entre la suma del contenido de óxidos ácidos (sílice, alúmina y titania). Es un parámetro calculado a partir del análisis mineral de las cenizas que se usa como indicativo del potencial de escorificación del horno.

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Adicionalmente se pueden determinar otras características del carbón como densidad de bulto, distribución de tamaño. Estas características son útiles a la hora de definir los sistemas de manejo del carbón.

13.2. Combustibles alternativos En adición a gas, combustible líquido, carbón o coque, existe una variedad de combustibles de distinta calidad que pueden ser empleados en un ciclo de vapor. La tecnología de la caldera deberá ser la apropiada para manejar estos combustibles alternativos. En general, se ha determinado que la tecnología de lecho fluidizado posee ventajas respecto a las otras cuando se quema combustible con alto contenido de azufre o material de diversa índole con calidad variable (ejemplo: desechos municipales). Algunos de los potenciales combustibles de una caldera de lecho fluidizado atmosférico son [31]:

• Carbón de antracita. • Desecho de carbón de antracita. • Corteza de árboles y desechos de madera. • Carbón bituminoso. • Desechos bituminosos. • Desecho sólido de gasificador. • Lodos, desechos y residuos industriales. • Lignita. • Desechos municipales. • Petróleo. • Arena bituminosa. • Desechos de industria papelera. • Turba. • Coque de petróleo. • Resinas fenólicas. • Plásticos. • Lodos cloacales. • Carbón subbituminoso. • Desechos textiles. • Neumáticos (cauchos, llantas, gomas) triturados.

En la sección 14.2 se dan más detalles sobre la flexibilidad de cada tecnología de caldera para manejar distintos tipos de combustible.

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14. SISTEMAS DE LA CENTRAL En esta sección se describen cada uno de los sistemas que conforman una central termoeléctrica a vapor. La división para los sistemas está basada en los resultados gráficos generados por STEAM PRO, así como en los componentes que se pueden adquirir por paquetes de distintos proveedores. Las designaciones de los sistemas, unidades y sus elementos pueden variar en un Proyecto cuando el Cliente tiene establecidos los nombres o cuando el Proyecto es adecuado a la información de los fabricantes. Todos los Sistemas están también conformados por las líneas de interconexión, equipos eléctricos y sistemas de control requeridos para su operación. Al final de la descripción de cada Sistema se encuentran cuadros que muestran dónde obtener información sobre el sistema en STEAM PRO y en las secciones de este INEDON.

14.1. Sistema de Manejo del Carbón y Piedra Caliza El sistema de manejo del carbón empieza en la mina y termina con la recepción del carbón en los pulverizadores asociados a la caldera (en el caso de calderas de carbón pulverizado), o en la misma caldera.

El software STEAM PRO no hace estimaciones del sistema de manejo de carbón, salvo un estimado muy básico de las potencias de los trituradores de carbón y de las cintas transportadoras.

La selección de las máquinas para el manejo del carbón y piedra caliza corresponde a la Disciplina de Mecánica; sin embargo, Procesos debe interactuar con Mecánica para definir la capacidad de los sistemas u otros puntos de atención (ej. riesgo de incendio para carbones volátiles o de corrosión para carbones con alto contenido de azufre, tamaño de partícula requerido para alimentar a los pulverizadores o a la caldera).

14.1.1. Diagrama de flujo del Sistema de Manejo de Carbón

La Figura 25 muestra los componentes del Sistema de Manejo de Carbón.

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Figura 25. Diagrama de Flujo Típico de Sistema de Manejo del Carbón

El sistema empieza por la recepción del carbón desde el carro-tren o el barco, mediante un sistema de descarga que depende del vehículo usado para el transporte del combustible. A continuación, el carbón es almacenado en un patio en pilas (en plantas de baja capacidad también puede ser almacenado en silos), cuya capacidad dependerá de factores como la frecuencia y volumen descargado, la densidad de bulto del carbón, la demanda máxima de la caldera, o la normativa legal del

Transporte del Carbón a Planta

Descarga del Carbón

Transporte a Patio

Apilamiento, Almacenamiento y

Recuperación Activa del Carbón

Preparación del Carbón

Transporte

Distribución

Silo Diario Unidad 1

Silo Diario Unidad n

Apilamiento, Almacenamiento y Recuperación de

Reserva del Carbón

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país (las leyes de algunos países establecen períodos mínimos de almacenamiento de carbón para centrales termoeléctricas). En las plantas de carbón existen dos áreas de almacenamiento: la de almacenamiento activo, que es por períodos cortos y siempre está en rotación, y la de reserva, que involucra una pila de largo tiempo de almacenamiento para manejar disrupciones en las entregas. El carbón es recuperado de la pila mediante equipos diseñados para tal fin, y es preparado antes de ser enviado a la caldera. La preparación del carbón típicamente involucra los pasos de separación electromagnética y pre-pulverización, necesarios para limpiar el carbón y reducir su tamaño. Finalmente, el carbón es transportado y distribuido hacia los silos de cada una de las calderas que conforman la planta. La selección de las tecnologías para cada etapa dependerá de factores como: método de entrega del carbón, frecuencia y confiabilidad, consumo diario de las unidades, y factores económicos. Las tecnologías serán descritas en las siguientes secciones.

14.1.2. Diagrama de flujo del Sistema de Manejo de Piedra Caliza El Sistema de Manejo de Piedra Caliza involucra las mismas etapas del Sistema de Manejo de Carbón (mostrado en la Figura 25), excepto la etapa de preparación. El diagrama de flujo del sistema de manejo de piedra caliza se muestra en la Figura 26. Diagrama de Flujo Típico de Sistema de Manejo de Piedra Caliza El sistema empieza con la recepción de la piedra caliza, típicamente desde camiones (otros medios de transporte pueden ser considerados si resultan más económicos), en el sistema de descarga. A continuación la piedra caliza es almacenada en dos pilas: una activa y otra de reserva, recuperada y distribuida entre las tolvas diarias de piedra caliza. La gama de tecnologías disponibles para la recepción, apilamiento, almacenamiento, recuperación, transporte y distribución es, en esencia, la misma para el manejo de piedra caliza que para el manejo de carbón, y la selección de las mismas dependerá de los mismos factores: método de entrega de la piedra caliza y frecuencia, consumo diario de las unidades y factores económicos. Las tecnologías serán descritas en las siguientes secciones.

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Figura 26. Diagrama de Flujo Típico de Sistema de Manejo de Piedra Caliza

14.1.3. Sistema de Transporte a Sitio El medio elegido de transporte del carbón es clave para la conceptualización de la planta, ya que en algunos casos el transporte puede representar el mayor porcentaje del costo de adquisición del carbón. Adicionalmente, el medio elegido determinará las facilidades de recepción del carbón en la planta. La piedra caliza dispone de iguales alternativas de transporte que el carbón. A. Medios de Transporte Disponibles

El transporte del carbón y la piedra caliza se hace por agua o por tierra. Las configuraciones típicas de cada medio de transporte se resumen en el Cuadro 6.

Transporte de Piedra Caliza a Planta

Descarga de Piedra Caliza

Transporte a Patio

Apilamiento, Almacenamiento y

Recuperación Activa de Piedra Caliza

Distribución

Tolva Diaria Unidad 1

Tolva Diaria Unidad n

Apilamiento, Almacenamiento y Recuperación de

Reserva

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Cuadro 6. Configuraciones típicas de los medios de transporte de carbón y piedra caliza (datos obtenidos de [7])

Medio de Transporte

Configuración Características y Capacidades Típicas

Aplicabilidad

Por Agua Barco oceánico Barco carguero con bodegas cubiertas con capacidad de 18.140 a 90.720 TM (20.000 a 100.000 US tons) de carbón (por ejemplo, un buque PANAMAX puede transportar entre 40.000 y 65.000 toneladas, dependiendo del calado permitido en el muelle de recepción). En caso de entrega de piedra caliza por mar, una de las bodegas se carga con la piedra caliza y el resto con carbón.

Para entregas marítimas. Es usualmente el medio de transporte más práctico, con el menor costo por tonelada-milla para largas distancias. Se prefiere para distancias oceánicas largas, plantas de gran capacidad donde hay suficiente espacio de almacenamiento.

Por Agua Gabarra oceánica

Gabarra de tolva cubierta con capacidad de 8.160 a 13.610 TM (9.000 a 15.000 US tons), empujada por un remolcador por cada gabarra.

Para entregas marítimas. Es usualmente el medio de transporte más práctico, con menores costos por tonelada-milla para largas distancias. Se prefiere para plantas de menor capacidad, con volúmenes de almacenamiento menores que no requieran de barcos cargueros.

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Medio de Transporte


Aplicabilidad

Por Agua Gabarra de río Gabarra de tolva abierta con capacidad de 1.360 TM (1.500 US ton) de carbón o 910 TM (1.000 US ton) de piedra caliza. Típicamente se juntan en unidades-remolque compuestas por 15 gabarras (3 de ancho x 5 de largo), empujadas por un solo remolcador, con capacidades totales de 20.410 TM (22.500 US ton) de carbón o 13.610 TM (15.000 US ton) de piedra caliza.

Para entregas fluviales. Es usualmente el medio de transporte más práctico, con menores costos por tonelada-milla para largas distancias.

Por Tierra Tren Un tren de carbón típico de los EUA comprende 100 carros, cada uno con capacidad de 91 TM (100 US ton) de carbón, impulsados por 3 a 5 locomotoras, con una capacidad total de 9.070 TM (10.000 US ton) de carbón. El transporte de piedra caliza también se puede hacer por tren, cuando no sea económico por camión, con trenes de pocos carros, cada uno transportando 64 TM (70 US ton) de piedra caliza.

Para entregas a largas distancias, cuando no existe la posibilidad de transporte marítimo o fluvial. Más de la mitad de las centrales termoeléctricas a carbón en los EUA son alimentadas por trenes. Usado para transportar piedra caliza en largas distancias, cuando no es económico el transporte por camión.

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Medio de Transporte


Aplicabilidad

Por Tierra Camiones Un camión de autopista tiene una capacidad típica de 18 a 23 TM (20 a 25 US tons) con un tráiler, o 36 TM (40 US tons) con tráileres en tándem. También están disponibles camiones rústicos con capacidades entre 73 y 91 TM (80 y 100 US ton) para plantas adyacentes a minas de carbón.

El camión de autopista se usa para entregas de carbón a plantas pequeñas a moderadas dentro de un radio de 81 km (50 millas) de la mina, o incluso para compras puntuales (spot) de carbón a distancias de hasta 193 km (120 millas). Por otro lado, es el medio más común de transporte de piedra caliza. La entrega de carbón por medio de camiones también se debe considerar como un medio de transporte alternativo al usado para el diseño. Los camiones rústicos se pueden usar para distancias menores a 16 km (10 millas).

Por Tierra Transportador Cinta transportadora desde la mina hasta la central, con capacidad basada tanto en la capacidad de producción de la mina y el consumo de la central termoeléctrica.

Es usado para distancias menores a alrededor de 16 km (10 millas), dependiendo de factores económicos al comparar con otros medios de transporte.

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B. Criterios para la Definición del Sistema de Transporte a Sitio

a) Selección del medio de transporte

La selección del medio de transporte debe tomar en cuenta la disponibilidad a lo largo del año, el costo por tonelada-milla y el espacio disponible para almacenamiento de carbón o piedra caliza. Como guía general, la aplicabilidad de cada medio de transporte se presenta en el Cuadro 6.

b) Capacidad del Sistema

La capacidad del sistema de transporte a planta del carbón se define en función del consumo anual proyectado para todas las unidades de generación (tamaño final de planta) para los años picos de generación. El consumo anual se basa en el poder calorífico del carbón de diseño y el factor de capacidad anual. El consumo anual de carbón es dividido en requerimientos mensuales y se añade un margen de diseño de 10 a 15% para tomar en cuenta las fluctuaciones en los cronogramas de transporte y en el consumo de la caldera.

°×

+=

Añopor Entregas N

CapacidadFactor CaloríficoPoder

Pico Anual Térmico Consumo

100DiseñoMargen 1

TransporteCapacidad Ec. 11

La Ec. 11 está basada sobre entregas uniformes de carbón a lo largo del año. Si no se recibe carbón uniformemente durante todo el año, se incrementan los requerimientos mensuales acordemente. La capacidad del sistema de transporte de piedra caliza se define en base al consumo anual requerido por los sistemas de control de SOX para todas las unidades de generación.

14.1.4. Sistema de Descarga El Sistema de Descarga recibe el carbón o la piedra caliza del medio de transporte elegido. El sistema de descarga a instalar viene acoplado al Sistema de Transporte a Sitio seleccionado.

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A. Criterios para la Definición del Sistema de Descarga

a) Capacidad de Diseño

La capacidad del Sistema de Descarga se basa sobre los requerimientos mensuales de transporte a sitio (vea la Sección 14.1.3) y criterios de diseño específicos; y está directamente vinculada al medio de transporte elegido y a las características de los contratos de transporte. Los contratos de transporte incluyen tiempos límites de permanencia en sitio, con penalidades por retraso. A continuación se muestran algunos ejemplos de tiempos límites de permanencia en sitio:

• Barcos y gabarras: dependen del tamaño de la nave y el método de descarga, según lo descrito anteriormente.

• Trenes: en los EUA, el período típico es 4 horas. Una tasa de descarga de 3.180 TM/h (3.500 US ton/h) es suficiente para descargar un tren de carbón de 9.070 TM (10.000 US ton) en aproximadamente 3 horas, permitiendo 1 hora para el posicionamiento del tren.

• Camiones: los contratos de transporte por camión se basan

en la descarga inmediata, con mínimos retrasos.

b) Ciclos de Trabajo

El equipo asociado al Sistema de Descarga debe diseñarse para operar recomendablemente durante un turno estándar (8 horas) de trabajo por día, y no más de 12 horas por día, durante operación normal, para permitir mantenimiento apropiado del equipo y la compensación de cualquier tiempo fuera de servicio.

c) Consumo de Potencia

Una vez que se define la capacidad en base a los ciclos de trabajo, la potencia de las maquinarias se obtiene de los catálogos de los fabricantes para las máquinas estándar que cumplan con los requisitos de servicio.

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B. Sistemas de Descarga de Barcos y Gabarras Oceánicas Los métodos más comunes de descarga de barcos y gabarras oceánicas son: descargador de grúa de cuchara de almeja, descargador de escalera de cubetas continuas, y descargador de tornillo vertical. También están disponibles barcos auto-descargables que entregan el carbón directamente sobre una cinta transportadora móvil en el muelle. Las características de cada tipo de descargador se pueden ver en el Cuadro 7, y fotos de ellas en la Figura 27.

Cuadro 7. Características de los descargadores de barcos (datos obtenidos de [7])

Tipo Configuración Máxima Capacidad

de Descarga,

TM/h (US ton/h)

Tasa de Descarga

Promedio para todo el Barco, % de Máxima Capacidad1

Grúa de cuchara de almeja

Grúa montada sobre rieles móviles en el muelle. Las cucharas escavan el carbón del depósito del barco y lo descargan sobre la tolva.

2.720 (3.000)

50%

Escalera de cubetas continuas

Transportador continuo, con cubetas para escavar el carbón del depósito, ubicado en una torre de soporte sobre rieles.

4.540 (5.000)

65%

Tornillo vertical

Tornillo vertical continuo, ubicado en una torre de soporte con rieles. El tornillo puede ser movido en sus 3 ejes para descargar el carbón de todas las áreas del depósito.

1.810 (2.000)

60%

Barco auto-descargable

Sistema transportador ubicado en el fondo de la tolva del depósito que permite la descarga directa al transportador del muelle. Este tipo de embarcaciones suele estar disponible para capacidades entre 31.750 y 68.040 TM (35.000 y 75.000 US ton)

2.720 a 9.070

(3.000 a 10.000)

-

Notas: 1. La tasa de descarga promedio se refiere a la relación entre la tasa de descarga

efectiva, incluyendo el posicionamiento y la limpieza del barco/gabarra, a la máxima capacidad de descarga, o tasa de excavación libre.

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a) Grúa de cuchara de almeja [33] b) Escalera de cubetas continuas [20] c) Tornillo vertical [8] d) Barco auto-descargable [24]

Figura 27. Sistemas de Descarga de Barcos

a) b)

c) d)

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C. Sistemas de Descarga de Gabarras de Río Los métodos más comunes de descarga de barcos y gabarras oceánicas son: descargador de grúa de cuchara de almeja y descargador de escalera de cubetas continuas. Las características de cada tipo de descargador se pueden ver en el Cuadro 7. La configuración de los sistemas es similar a la mostrada en la Figura 27 para barcos.

Cuadro 8. Características de los descargadores de gabarras de río (datos obtenidos de [7])

Tipo Configuración Máxima Capacidad

de Descarga,

TM/h (US ton/h)

Tasa de Descarga

Promedio para todo el Barco, % de Máxima Capacidad1

Grúa de cuchara de almeja

Grúa montada sobre rieles móviles en el muelle. Las cucharas escavan el carbón del depósito del barco y lo descargan sobre la tolva.

1.360 (1.500)

50%

Escalera de cubetas continuas

Transportador continuo, con cubetas para escavar el carbón del depósito, ubicado en una torre de soporte sobre rieles.

1.360 (1.500)

65%

Notas: 1. La tasa de descarga promedio se refiere a la relación entre la tasa de descarga

efectiva, incluyendo el posicionamiento y la limpieza del barco/gabarra, a la máxima capacidad de descarga, o tasa de excavación libre.

D. Sistemas de Descarga de Carro-trenes

a) Componentes del Sistema

El Sistema completo de Descarga de carro-trenes puede incluir, dependiendo del tipo de carro y las condiciones climáticas, los siguientes componentes:

• Acarreador de carros • Descargador de carros • Agitador de carros

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• Sistema de deshielo • Tolva de descarga

b) Acarreador de Carros

La función del acarreador es posicionar a los carros sobre el descargador, y regresarlos. Existen tres tipos de acarreadores: cabrestante, tambor o hidráulico. En el Cuadro 9 se muestran las características de cada tipo.

Cuadro 9. Tipos de Acarreadores de Carros (datos obtenidos de [31])

Tipo Configuración Número de carros

acarreado

Ventajas Desventajas

Cabrestante Cable guía en una sola dirección

1 ó 2 Más económico Menor capacidad, menos versátil, sólo se puede usar en rieles nivelados

Tambor Cable dispuesto en tambor con sentido reversible. Conexión a una hilera de carros. El operador los puede halar hacia adelante, atrás, arriba o debajo de la grada y a través de curvas con el acarreador

1 hasta 12 Costo intermedio, versátil, automatizado, se adapta a cualquier trazado de riel, y por eso es de uso común

Puede no ser económicamente viable para plantas de muy alta capacidad que requieren un gran número de envíos por tren

Hidráulico Dispositivo colocado sobre los rieles que empuja los carros mediante un pistón. El número de dispositivos depende el número de carros acarreados

Máximo Es el de máxima capacidad de acarreo

Más costoso

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c) Descargador de Carros

Los sistemas de descarga de carro-trenes se diseñan para acomodar el tipo específico de carro-tren que entregará el carbón o piedra caliza. Los carro-trenes se construyen en dos tipos básicos: el carro de descarga por abajo y el carro de descarga por arriba. El tipo de carro depende de la distancia y condiciones climáticas, por ejemplo, los carros de descarga por arriba son más fáciles de descargar bajo condiciones de congelamiento. Los carros de descarga por abajo también se construyen en dos categorías: el convencional, en el que la descarga es mediante 3 compuertas manuales en el fondo, y el de compuerta de aire, en el que la descarga es automática. En el Cuadro 8 se describen los métodos de descarga según el tipo de carro, y en la Figura 28 se pueden observar los mismos.

Cuadro 10. Características de los descargadores de carro (datos obtenidos de [7])

Tipo de Carro Método de Descarga

Tasa de Descarga


Descarga por abajo, convencional

Los carros se posicionan individualmente sobre la tolva de descarga y se abren manualmente las compuertas de descarga

Máximo 15

carros/hora

Promedio 8-10

carros/hora

Sistema de descarga simple y económico

Capacidad limitada, requiere de un agitador de carro para aumentar la velocidad de descarga. No es apto para grandes plantas, ya que no cumple con el requisito de descargar 100 carros en 3 horas. En esos casos se prefieren carros con compuerta de aire

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Cuadro 10. Características de los descargadores de carro (datos obtenidos de [7])

Tipo de Carro Método de Descarga

Tasa de Descarga


Descarga por abajo, compuerta de aire

Los carros en movimiento pasan por encima del área de descarga y se abren en forma automática. La velocidad se regula según la capacidad de la tolva de descarga

Limitada sólo por la capacidad de la tolva de descarga de la planta. Se puede alcanzar un máximo de 100 carros en 30 minutos

Sistema de descarga más veloz. La velocidad del tren y longitud de la tolva de descarga de la planta se ajustan para cumplir con el requerimiento de descargar 100 trenes en 3 horas

-

Descarga por arriba

Los carros son posicionados en un descargador rotatorio, que gira el carro 140 a 160 grados. El descargador rotatorio puede equiparse con agitador de carros

100 carros en 3 horas,

con el acarreador adecuado

Adaptado a carros comunes de carga por arriba

Equipo de grandes dimensiones

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a) Descarga por el fondo del carro [21] b) Descarga por la parte superior con descargador rotatorio [18]

Figura 28. Descarga de carros-tren

a)

b)

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d) Agitador de Carros

Los agitadores de carros se usan para disminuir los tiempos de descarga, permitiendo un vaciado de los carros sin el uso de mano de obra. Para carros de descarga por abajo, existen agitadores posicionados arriba o al lado del carro. El agitador posicionado lateralmente tiene el inconveniente de requerir fundaciones al lado de los rieles (requiriendo más área de planta), y además es más costoso que el agitador posicionado arriba del carro. Para carros de descarga por arriba, el agitador se puede solicitar incluido dentro del descargador rotatorio. Las dos configuraciones de agitador se muestran en la Figura 29.

a) Agitador arriba del carro b) Agitador lateral

Figura 29. Agitadores de carro [26]

a)

b)

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e) Sistema de Deshielo

Si la planta está ubicada en una zona susceptible a la congelación del carbón, se requiere de un sistema para descongelar el carbón en las paredes del carro para facilitar su descarga. El sistema de deshielo involucra calentadores eléctricos infrarrojos con los elementos radiantes dispuestos en forma de U en un cobertizo. El cobertizo debe ser al menos lo suficientemente largo para abarcar una zona de calentamiento y otra de remojo, si el método de transporte es por carros individuales con descarga por abajo. La longitud del cobertizo debe alargarse en caso de optar por trenes en movimiento continuo. Los calentadores de deshielo se ubican entre los rieles y a lo largo de las paredes del cobertizo. También se pueden incluir paneles reflectores a los costados para reflectar calor radiante hacia el carro.

f) Tolva de descarga

La tolva se ubica debajo de la sección de descarga de los carros. Las dimensiones y la capacidad de desalojo deben ser tales que permitan la descarga ininterrumpida desde el tren.

E. Sistemas de Descarga de Camiones

La entrega de carbón por camiones usualmente puede ser incluida dentro del diseño de un sistema de descarga desde trenes, o se incluye como medio alternativo de transporte. Por otro lado, la entrega en camiones es el método más empleado para el transporte de piedra caliza. Se disponen celdas de pesaje antes de la zona de descarga para el control del peso del camión. La zona de descarga consta de una tolva para camiones, que debería ser de al menos 3,66 m x 3,66 m (12 ft x 12 ft), con una gradilla de acero cubriendo el área de descarga. La máxima abertura de la gradilla debería ser de 36,8 cm2 (6 in2).

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F. Sistemas de Descarga de Transportadores Los transportadores desde la mina pueden descargar directamente al silo o patio de almacenamiento de carbón.

G. Silo o Tolva de Descarga a) Configuración general

La descarga de carbón y piedra caliza desde los barcos, gabarras, trenes, camiones o transportadores es recibida en tolvas o silos. En el caso de descargas de buques o gabarras, la tolva se coloca debajo de la grúa en el caso de un sistema de cuchara almeja, al lado del descargador en el caso de descargadores del tipo escalera de cubetas continuas o tornillo vertical, en cuyo caso el carbón se transporta por medio de una cinta transportadora, o adyacente al barco en el caso de barcos auto-descargables, en cuyo caso se deja una separación entre la tolva y el barco que depende de la longitud de la correa transportadora en el barco. Alternativamente, para barcos auto-descargables, se puede colocar una pila de descarga. En el caso de descargas de trenes o camiones, la tolva se ubica por debajo del nivel del riel o carretera. La tolva posee un alimentador que se encarga de desalojar la carga recibida en forma continua, para suministrar un flujo constante a la correa transportadora. El alimentador puede ser del tipo vibratorio, de correa o rotatorio. Se discutirá más sobre los tipos de alimentadores y sus capacidades en la sección de Apilamiento, Almacenamiento y Recuperación.

b) Capacidad

La capacidad de almacenamiento de la tolva se define en base al método elegido para descargar al medio de transporte seleccionado. En el caso de descarga de barcos mediante grúa de cuchara de almeja, el volumen de almacenamiento de la tolva debe ser al menos igual al de la cuchara.

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En el caso de descarga de carro-trenes o de camiones, la capacidad de la tolva debe ser, como mínimo, igual a la capacidad de un carro o camión multiplicada por el número de carros o camiones descargados simultáneamente. Por ejemplo: si se descarga sólo un carro-tren a la vez, la capacidad de la tolva debe ser de al menos 91 TM (100 US ton); si se descargan 4 simultáneamente, la capacidad de la tolva debe ser de al menos 363 TM (400 US ton). La capacidad de retiro del alimentador ubicado en la parte inferior de la tolva debe ser al menos igual a la tasa de descarga desde el medio de transporte, para no llenar la tolva.

c) Dimensiones

Así como la capacidad, las dimensiones de la tolva deben adaptarse al método de descarga empleado. Para descarga de barcos, la tolva debe tener un área transversal del tamaño de la cuchara de la grúa o de la correa de descarga, en caso de descargadores continuos o barcos auto-descargables, más un margen para evitar la pérdida de material a los costados. En el caso de descarga de carro-trenes, la longitud de la tolva es igual a la longitud total del número de carros descargando simultáneamente, incluyendo los acoples entre los carros, y el ancho es el de un carro, cuando la descarga es por abajo. En el caso de descarga de camiones, la tolva debería ser de al menos 3,66 m x 3,66 m (12 ft x 12 ft), con una gradilla de acero cubriendo el área de descarga. La máxima abertura de la gradilla debería ser de 36,8 cm2 (6 in2). El ángulo de todas las paredes de la(s) tolva(s) debe ser de al menos 65° desde la horizontal. El ángulo de la tolva en el que se encuentran dos lados (en arreglos de tolva múltiple), o “ángulo de valle” debe ser de al menos 60° desde la horizontal. Es recomendable la inclusión de hoyos para pinchar taponados a las salidas de la tolva, para ser usados en caso de taponamiento.

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d) Materiales

Los tres materiales más comunes para tolvas son:

• Acero atemperado A588 con al menos 3/8 de pulgada de espesor de placa. No es apropiado para carbones altos en azufre.

• Acero medio A-36 con al menos ¾ de pulgada de espesor de placa, con recubrimiento de acero inoxidable SS304.de al menos ¾ de pulgada de espesor. No es apropiado para carbones altos en azufre.

• Acero inoxidable sólido. Este es el más costoso de todos, y sólo debe emplearse cuando el carbón sea altamente corrosivo, y ningún otro material pueda ser empleado.

14.1.5. Apilamiento, Almacenamiento y Recuperación

El carbón y la piedra caliza, luego de su descarga, son apilados, y almacenados en áreas que incluyen almacenamiento activo y de reserva. Las áreas activas coordinan la entrega con el consumo de la planta, mientras que las áreas de reserva se usan para disrupciones en las entregas. A. Capacidad del Sistema

a) Capacidad del Sistema de Apilamiento

La capacidad del Sistema de Apilamiento debe corresponder con la máxima tasa de descarga, para que ambas operaciones fluyan en un proceso continuo.

b) Capacidad de Almacenamiento

La capacidad del almacenamiento activo y de reserva debe definirse con el Cliente, dependiendo de las fuentes de suministro disponibles. Un criterio preliminar es 45 días de almacenamiento de carbón y 30 días de almacenamiento de piedra caliza. La capacidad de almacenamiento activo para una planta con múltiples fuentes de carbón y medios de entrega, distancias cortas de recorrido y condiciones climáticas estables y moderadas suele ser de 3 días o menos, al máximo consumo de todas las calderas. La capacidad de almacenamiento activo para una planta con una

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sola fuente de carbón y altos requerimientos de disponibilidad debe ser mayor a 3 días. La capacidad de almacenamiento de reserva suele ser de 60 a 90 días al 65% u 80% del máximo consumo, dependiendo de la normativa legal, o confiabilidad de las fuentes de carbón y medios de transporte. El porcentaje de máximo consumo típicamente es el factor de capacidad anual.

c) Capacidad de Recuperación

La capacidad del sistema de recuperación se basa sobre el máximo consumo diario de todas las calderas, y se puede diseñar por completo al inicio (incluyendo futuras expansiones), o por fases.

d) Turnos de Trabajo

Al igual que el sistema de descarga, los componentes del sistema de apilamiento, almacenamiento y recuperación se diseñan recomendablemente para un turno de trabajo de 8 horas diarias, y como máximo absoluto 12 horas por día.

e) Consumo de Potencia

Una vez que se define la capacidad en base a los ciclos de trabajo, la potencia de las maquinarias se obtiene de los catálogos de los fabricantes para las máquinas estándar que cumplan con los requisitos de servicio.

B. Configuración del Sistema

a) Selección del método integrado de apilamiento-almacenamiento-recuperación

Algunos equipos de apilamiento también se pueden usar para recuperación, mientras que otros se usan exclusivamente para uno u otro fin. En el Cuadro 11 se muestran las combinaciones más comunes de equipos de apilamiento, almacenamiento y recuperación. En la Figura 30 se pueden ver esquemas de cada combinación.

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Cuadro 11. Sistema combinado de apilamiento-almacenamiento-recuperación [7]

Apilamiento Recuperación Almacenamiento Activo Figura Transportador fijo Alimentador estacionario Pila cónica - Transportador fijo Equipo móvil Pila cónica 29 a) Transportador fijo Alimentador estacionario Silo 29 b) Apilador radial Alimentador estacionario Pila semicircular - Apilador radial Alimentador de rastra

rotatoria Pila semicircular -

Apilador radial Equipo móvil Pila semicircular 29 c) Apilador viajante Alimentador de rastra

rotatoria Pila triangular larga 29 d)

Apilador viajante Alimentador estacionario Pila triangular larga - Apilador viajante Recuperador de tambor Granero 29 e) Apilador-recuperador de rueda de cubetas

Apilador-recuperador de rueda de cubetas

Pila triangular larga 29 f)



Pila de tope plano 29 g)

Transportador elevado reversible

Alimentador de rastra rotatoria

Pila triangular larga 29 h)

Volcador móvil Alimentador de rastra rotatoria

Granero 29 i)

Apilador-reclamador de portal

Apilador-reclamador de portal

Granero 29 j)

Cinta transportadora fija

Torre de Impulsión de Cinta Transportadora

Grada

Chute telescópico

Pila de almacenamiento

a)

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Transportador elevador

Cinta transportadora de recuperación Alimentador estacionario

Transportador de transferencia

b)

c)


Grada

Apilador radial

Transportador de brazo mecánico

Pivote Transportador elevador

Estructura de soporte Rodamiento del trineo

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Cinta transportadora de recuperación

Cubierta del almacenamiento activo

d)

e)

Pila de almacenamiento activo

Cintra transportadora de apilamiento

Apilador viajante


Recuperador de tambor Transportador transverso

Pila de almacenamiento de reserva

Alimentador de rastra rotatoria

Tope del riel

Apilador viajante

Cinta transportadora de recuperación

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Rueda de cubetas

Grada

f)


Descarga de volcador


Pila de almacenamiento de reserva


activo

Tope del riel

Cinta transportadora

Apilador-recuperador tipo trinchera

Berma de rieles

g)

Berma de

rieles

Tope del riel


Rueda de cubetas


de reserva Grada

Apilador-recuperador tipo deslizante

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Transportador elevador

h)


i)

Compuerta

Transportador de recuperación Alimentador de rastra rotativa

Chute telescópico

Transportador reversible

Soporte del transportador

Transportador de recuperación

Alimentador de rastra rotativa

Cinta volcadora

Granero

Volcador móvil

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Figura 30. Sistemas combinados de apilamiento-almacenamiento-recuperación [7]

Las capacidades de los equipos de apilamiento y recuperación, por unidad de longitud y por capacidad total de la pila de almacenamiento se muestran en el Cuadro 12. La selección del sistema combinado de apilamiento-almacenamiento-recuperación se puede realizar tomando en consideración las combinaciones típicas según el Cuadro 11, con las capacidades de acuerdo al Cuadro 12.

Cubierta del almacenamiento activo

Descarga del volcador

Tope del riel

Brazo mecánico del portal


j)

Estructura del portal

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Cuadro 12. Capacidades de apilamiento y recuperación

Equipo Material Altura de la

Pila, m (ft)

Longitud por Unidad, TM/m (US

ton/ft)

Longitud de la

Pila, m (ft)

Capacidad Total de la Pila, TM (US ton)1

Transportador fijo Carbón 18 (60) - - 9.071 (10.000)

Piedra caliza 9 (30) - - 1.814 (2.000)

Piedra caliza 20 (65) - - 18,144 (20.000)

Apilador radial Carbón 9 (30) 56,7 TM/° (62,5 US

ton/°)

180 grados

11.340 (12.500)

Piedra caliza 9 (30) 96,4 TM/° (106,3 US

ton/°)

180 grados

19.051 (21.000)

Apilador viajante Carbón 12 (40) 158 (53) 183 (600)

31.479 (34.700)

Piedra caliza 12 (40) 268 (90) 183 (600)

53.524 (59.000)

Rueda de cubetas Apilador-recuperador tipo trinchera

Apilamiento Carbón 12 (40) 119 (40) 183 (600)

24.494 (27.000)

Recuperación 90° Carbón - 74 (25) 183 (600)

13.608 (15.000)

Recuperación 90/45° Carbón - 89 (30) 183 (600)

16.329 (18.000)

Deslizante - pequeño Apilamiento Carbón 15 (50) 298 (100) 183

(600) 68.946

(76.000) Recuperación Carbón - 223 (75) 183

(600) 40.823

(45.000) Deslizante - grande

Apilamiento Carbón 21 (70) 923 (310) 183 (600)

190.508 (210.000)

Recuperación Carbón - 729 (245) 183 (600)

133.356 (147.000)

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Cuadro 12. Capacidades de apilamiento y recuperación

Equipo Material Altura de la

Pila, m (ft)

Longitud por Unidad, TM/m (US

ton/ft)

Longitud de la

Pila, m (ft)

Capacidad Total de la Pila, TM (US ton)1

Transportador elevado reversible

Carbón 18 (60) 357 (120) 183 (600)

78.380 (86.400)

Piedra caliza 18 /60) 595 (200) 183 (600)

132.448 (146.000)

Volcador móvil Pila triangular Carbón 18 (60) 357 (120) 183

(600) 76.203

(84.000) Pila forma de diamante Carbón 18 /60) 119 (40) 183

(600) 22.317

(24.600) Apilador-recuperador de portal

Apilamiento/recuperación Carbón 12 (40) 149 (50) 91 (300) 15.785 (17.400)

Piedra caliza 12 (40) 253 (85) 91 (300) 27.215 (30.000)

Equipo Material Capacidad de recuperación, TM/h (US ton/h)

Recuperador de tambor Carbón Toda la pila Alimentador estacionario

Vibratorio – 24 in Carbón 204 (225) Piedra caliza 272 (300)

Vibratorio – 72 in Carbón 1.089 (1.200) Piedra caliza 1.542 (1.700) Alimentador estacionario

Cinta – 24 in Carbón 109 (120) Piedra caliza 191 (210) Cinta – 72 in Carbón 2.177 (2.400)

Piedra caliza 3.701 (4.080) Alimentador rotatorio Carbón 181 – 1.814 (200 – 2.000)

Notas: 1. Los volúmenes de las pilas de almacenamiento se basan en las siguientes premisas:

• Ángulo de reposo: 37° • Densidad de carbón: 801 kg/m3 (50 lb/ft3) • Densidad de piedra caliza: 1.361 kg/m3 (85 lb/ft3)

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14.1.6. Preparación del carbón El carbón, antes de ser enviado a la caldera, debe ser preparado. Esto típicamente involucra la remoción de metales contaminantes en un separador electromagnético y la reducción del tamaño en trituradores previo al transporte a los silos de cada caldera. A. Capacidad del Sistema

Para plantas generadoras conformadas por varias calderas de igual capacidad, se recomienda proveer un sistema de preparación y distribución de carbón por cada dos (2) calderas. La capacidad del sistema estaría basada para proveer los requerimientos de carbón de 24 horas al máximo consumo de las calderas en un turno de 8 a 10 horas por día.

B. Separador Electromagnético

El separador electromagnético se instala aguas arriba del triturador para remover material metálico que pudiera causarle daños al triturador, a las cintas transportadoras o a la caldera. El separador electromagnético es relativamente poco costoso, El tamaño del separador electromagnético se elige dependiendo del tamaño de la cinta transportadora.

C. Detectores de Metales

Los detectores de metal se instalan después del separador electromagnético como una protección adicional, y pueden detectar metales tanto magnéticos como no magnéticos. Si se detecta la presencia de metales, se marca la ubicación y se para la cinta transportadora antes de que se generen daños. El operador debe remover manualmente el metal antes de reiniciar las operaciones.

D. Trituradores

Los trituradores se usan para reducir el tamaño del carbón a un tamaño manejable por los pulverizadores (en caso de carbón pulverizado) o el tipo de caldera empleado.

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a) Tamaño de partícula del carbón

El tamaño típico del carbón recibido en una planta termoeléctrica es de 10 cm (4 in) o menor. El tamaño a la salida del triturador depende de la tecnología de combustión elegida, como se puede apreciar en el Cuadro 13.

Cuadro 13. Tamaños típicos del carbón a la salida del triturador

Tecnología de combustión

Tamaño máximo de partícula de carbón requerido a la salida del

triturador, cm (in)

Observaciones

Carbón pulverizado

3 – 4 (1¼ - 1½) El carbón a la salida del triturador es enviado luego a pulverizadores.

Parrilla 8 (3) El carbón triturado es alimentado a la caldera sin requerir pulverizador

Lecho Fluidizado Circulante

Bajo en volátiles (antracita, bituminoso bajo en volátiles):

0,16 cm (1/16 in)

Alto en volátiles (lignito): 1 cm (3/8 in)

El carbón triturado es alimentado a la caldera sin requerir pulverizador

b) Tipos de trituradores y características

Los tipos de trituradores y sus características (configuración, capacidad máxima y consumo de potencia) se resumen en el Cuadro 14. El triturador preferido para las plantas termoeléctricas es el de tipo granulador de anillo.

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Cuadro 14. Tipos de trituradores y características

Tipo de triturador Configuración Capacidad TM/h

(US ton/h)

Consumo típico de potencia, kW/TM/h (hp/US ton/h)

Granulador de anillo

Es el tipo preferido para centrales termoeléctricas. El carbón se tritura con un rodillo lento, y el tamaño del producto se ajusta con el juego (espacio libre) entre la carcasa y los martillos, generando un producto uniforme con mínima cantidad de partículas finas

45 – 2.270 (50 – 3.000)

0,4 (0,5)

Molino de martillo El carbón se rompe por el impacto de martillos rotativos que lo arrojan contra barras de ruptura y luego lo arrastran contra barras de malla.

- 0,4 (0,5)

Triturador de rodillo

El carbón se comprime entre un rodillo y una placa de ruptura.

- 0,4 (0,5)

Impactadores El carbón se rompe al ser arrojado centralmente hacia los martillos rotativos, y luego impacta contra placas de ruptura.

- 0,8 (1)

14.1.7. Transporte

En esta sección se describe el diseño de sistemas de cinta transportadora para el transporte de carbón y piedra caliza en las plantas termoeléctricas. A. Capacidad del Sistema

Como se mencionó anteriormente, las cintas transportadoras que llevan el carbón desde el área de descarga hasta el área de almacenamiento se diseñan para la capacidad del sistema de descarga, mientras que las cintas transportadoras que lo llevan desde el área de almacenamiento hasta los silos de las calderas se diseñan con una capacidad igual al máximo consumo diario de las calderas, con un tiempo de operación recomendado de entre 8 y 12 horas al día.

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B. Número de Cintas Transportadoras

El arreglo de 2 cintas transportadoras en paralelo, cada una diseñada para el 50% de la capacidad de diseño, definida según los criterios anteriores, es el arreglo más recomendable, puesto que permite que en caso de falla de alguna, la segunda pueda entregar los requerimientos de carbón de la planta operando durante 2 turnos seguidos. Alternativamente, se puede optar por 1 en operación y 1 en respaldo.

C. Dimensionamiento de la Cinta

A continuación se describe el dimensionamiento preliminar de la cinta, una vez que se definió la capacidad de diseño. a) Características del material

Las características del material (carbón y piedra caliza) a considerar son las siguientes:

• Ángulo de reposo (angle of repose): ángulo que forma la superficie de una pila formada libremente de material con respecto a la horizontal. Para el carbón o la piedra caliza es de 35 a 38 grados.

• Ángulo de recargo (surcharge angle): ángulo que forma la superficie de una pila de material con respecto a la horizontal, cuando está sobre una cinta transportadora en movimiento. Para el carbón o la piedra caliza es de 20 a 25 grados.

• Capacidad de flujo (flowability): se refiere al máximo

ángulo de inclinación de la cinta con respecto a la horizontal que permite el material. Para el carbón o la piedra caliza el máximo ángulo de inclinación de la cinta es de 14 grados.

• Densidad de material: la densidad del carbón es de 720 a

800 kg/m3 (45 a 50 lb/ft3), y la de la piedra caliza es de 1.360 kg/m3 (85 lb/ft3).

b) Diseño de la cinta

A continuación se describe el procedimiento para diseñar la cinta:

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• Forma del rodillo de soporte (idler): para el transporte de carbón o piedra caliza, usualmente la pendiente de los lados del rodillo de soporte es 35°.

• Velocidad máxima de diseño de la cinta: la máxima velocidad para el transporte de carbón o piedra caliza es 213 m/min (700 ft/min). Se recomiendan velocidades menores para el llenado de los silos.

• Capacidad volumétrica: se divide la capacidad másica de

diseño, determinada según los criterios mencionados anteriormente, entre la densidad del material:

material del Densidaddiseño de másica Capacidad ca volumétriCapacidad = Ec. 12

• Capacidad equivalente a 30,5 m/min (100 ft/min): la capacidad volumétrica de la cinta luego se convierte a capacidad equivalente a una velocidad de 30,5 m/min (100 ft/min). Con esta capacidad equivalente se puede seleccionar la cinta estándar.

×=

máxima Velocidadm/min 30,5 ca volumétriCapacidad requerida eequivalent Capacidad Ec. 13

• Selección del tamaño de cinta: el tamaño de la cinta se elige con la capacidad equivalente a 30,5 m/min, según el Cuadro 15, de forma de obtener la capacidad equivalente inmediatamente mayor a la requerida, al ángulo de recargo definido (entre 20 y 25° para el carbón y la piedra caliza).

• Velocidad actual de la cinta: con la capacidad estándar del Cuadro 15, la velocidad de diseño máxima y la capacidad requerida, se calcula la velocidad actual de la cinta, añadiendo un factor de seguridad de al menos 10% para tomar en cuenta indefiniciones en las propiedades del carbón:

máxima Velocidadestándar eq. Cap.requerida eq. Cap.

100SeguridadFactor 1 actual Velocidad ×

×

+=

Ec. 14

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Cuadro 15. Capacidades de cintas transportadoras de 35 grados – Tres rodillos iguales a distancia de eje estándar [7]

Ancho de la correa

(in) Capacidad a 30,5 m/min (100 ft/min), m3/h (ft3/h)

Ángulo de recargo (surchange angle) 15° 20° 25° 30°

18 33,10 (1.169)

36,07 (1.274)

39,11 (1.381)

42,25 (1.492)

24 63,45 (2.241)

69,04 (2.438)

74,76 (2.640)

80,68 (2.847)

30 103,6 (3.658)

112,6 (3.975)

121,8 (4.300)

131,3 (4.636)

36 153,4 (5.419)

166,7 (5.886)

180,2 (6.364)

194,2 (6.857)

42 213,1 (7.524)

231,3 (8.169)

250,0 (8.830)

269,3 (9.511)

48 282,4 (9.974)

306,5 (10.825)

331,3 (11.698)

356,7 (12.598)

54 361,5 (12.768)

392,3 (13.855)

423,9 (14.969)

456,4 (16.118)

60 450,4 (15.906)

488,7 (17.257)

527,9 (18.642)

596,3 (21.058)

72 657,4 (23.215)

713,1 (25.182)

770,1 (27.196)

829,0 (29.275)

84 903,4 (31.902)

979,7 (34.597)

1.058 (37.360)

1.138 (40.210)

96 1.188 (41.966)

1.289 (45.506)

1.391 (49.134)

1.497 (52.876)

c) Potencia del motor impulsor

• Potencia requerida en el impulsor (hp): la potencia requerida en el impulsor de una cinta transportadora se obtiene por la siguiente ecuación (en unidades inglesas) [9]:

000.33VT

hp e ×= Ec. 15

Donde: hp = Potencia requerida en el impulsor, hp

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Te = Tensión efectiva, lb V = Velocidad de diseño de la cinta, ft/min La tensión efectiva es la suma de las tensiones producidas por: cargas gravitacionales para elevar el material, resistencia friccional del material transportado, resistencia friccional de los componentes de la cinta transportadora, fuerza para acelerar el material continuamente a medida que es alimentado a la cinta. La tensión efectiva se calcula por la siguiente ecuación [9]:

( ) ( ) acampymbbyxte TTTHLKWWWKKLKT +++±+++= 015,0 Ec. 16

Donde: H = Diferencia de altura, ft. Para un estimado preliminar,

suponga la longitud horizontal medida en planos de la planta, o estimada mediante algún software de reconocimiento satelital, por la tangente de 14°.

Kt = Factor de corrección de temperatura ambiente, que

se lee de la Figura 31.

Figura 31. Factor de corrección de temperatura ambiente Kt [9]

Temperatura ambiente (°F)

Kt

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Kx = Factor para el cálculo de la resistencia de los rodillos de soporte, lb/ft, calculado según la siguiente ecuación:

( )i

imbx S

AWWK ++= 00068,0 Ec. 17

Ai es la fuerza (lb) requerida para vencer la resistencia de los rodillos, según el diámetro y tipo de rodillo CEMA. Para un primer estimado, considerar Ai = 2,8 lb. Si es el espaciamiento entre los rodillos, que se lee del Cuadro 16 según la suma del peso de la cinta y del material transportado.

Cuadro 16. Espaciamiento entre rodillos [9]

(Wb+Wm), lb/ft Si, ft < 50 4,5

50 ≤ (Wb+Wm) ≤ 99 4,0 100 ≤ (Wb+Wm) ≤ 149 3,5

≥ 150 3,0

Ky = Factor de corrida con carga, lb/ft, que se lee de la

Figura 32, según la suma del peso de la cinta y material depositado, para un ángulo de 14°.

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Longitud de la Cinta

(ft) Wb+Wm (lb/ft)

Pendiente (%)

Ángulo (°)

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Figura 32. Factor Ky [9]

Longitud de la Cinta (ft)

Wb+Wm (lb/ft)

Pendiente (%)

Ángulo (°)

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L = Longitud de la cinta, ft. Para un estimado preliminar, suponga la longitud horizontal medida en planos de la planta, o estimada mediante algún software de reconocimiento satelital, dividida entre la tangente de 14°.

Tac = Tensión total de los accesorios de la cinta (faldón,

aras, volcadores y limpiadores), lb:

bctrplsbac TTTTT +++= Ec. 18

Para un cálculo detallado, consulte [9]. Para un estimado preliminar, suponga: • Tensión de faldón, Tsb, calculada según la

siguiente ecuación:

( )62 += ssbsb hCLT Ec. 19

Cs es un factor según el material transportado, que se lee del Cuadro 17.

Cuadro 17. Factor Cs [9]

Material Cs Carbón, antracita, tamaño uniforme 0,0638 Carbón, bituminoso, de mina 0,0754 Coque, fino 0,0452 Coque, trozos y finos 0,0186 Piedra caliza, pulverizada, seca 0,1280

Lb es la longitud de la tabla de faldón, ft. Para un primer estimado, suponga 2 ft por cada 100 ft/min de velocidad de la cinta más 3 ft al final de la cinta, u 8 ft (lo que sea mayor) [31]:

( )8 ; 3100/2 +×= VMAXLb Ec. 20

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hs es la profundidad del material tocando el faldón, in. Para un primer estimado, suponga el 10% del ancho de la cinta transportadora.

• Tensión de aras, Tpl, de 5 lb/in de ancho de la cinta transportadora.

• Tensión de volcadores, Ttr, despreciable (~ 0).

• Tensión de limpiadores, Tbc, entre 2 y 14 lb/in de ancho de la cinta transportadora (como valor promedio, considere 5 lb/in de ancho de la cinta, y como valor conservador, considere 14 lb/in de ancho de la cinta).

Tam = Tensión generada por la aceleración del material, calculada según la siguiente ecuación:

( )0

4108755,2 VVQTam −×××= − Ec. 21

Q es la capacidad de diseño de la cinta (US ton/h). V0 es la velocidad inicial del material cuando es alimentado a la cinta. Para un primer estimado, suponga cero (0).

Tp = Tensión requerida para hacer girar las poleas, lb.

Para un cálculo detallado, consulte [9]. Para un estimado preliminar, suponga 550 lb (dos poleas en el lado tenso y una en el lado holgado).

Wb = Peso de la cinta, lb/ft. Para un primer estimado, lea

el peso del Cuadro 18, según el ancho de la cinta y el peso del material.

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Cuadro 18. Peso estimado promedio de la cinta [9]

Ancho de la cinta (in) Peso del material, lb/ft3 30-74 75-129

18 3,5 4,5 24 4,5 6,0 30 6,0 8,0 36 9,0 12,0 42 11,0 14,0 48 14,0 17,0 54 16,0 19,0 60 18,0 22,0 72 21,0 26,0 84 25,0 33,0 96 30,0 38,0

Wm = Peso del material, lb/ft, calculado según la siguiente

ecuación:

VQWm /33,33 ×= Ec. 22

• Potencia del motor (hp motor): la potencia del motor es la

potencia requerida en el impulsor, multiplicada por el factor de servicio, entre la eficiencia del impulsor:

( ) ( )Eficiencia/Servicio deFactor hp motor hp ×= Ec. 23

Para la ecuación anterior, suponga un factor de servicio de 1,15 y una eficiencia de 0,97.

14.1.8. Pesaje y control de calidad

A. Pesaje del carbón y la piedra caliza

a) Ubicación de los puntos de pesaje

Las celdas de pesaje deben ubicarse, como mínimo, en el punto de descarga del carbón y piedra caliza, y en la cinta transportadora después del sistema de recuperación; de esta forma se puede tanto verificar la cantidad de material recibido, como la cantidad de

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material almacenado en la pila activa (por diferencia entre el peso totalizado descargado y el peso totalizado distribuido a las unidades de generación).

b) Tipos de celdas de pesaje y estándares aplicables Las celdas a utilizar para el pesaje de carbón y piedra caliza pueden ser: de cinta transportadora, de camión, o de tren. La ubicación, características y estándares aplicables de cada tipo de celda se muestran en el Cuadro 19.

Cuadro 19. Ubicación, características y estándares de celdas de pesaje

Tipo Ubicación Características Estándar aplicable De Cinta

En la cinta transportadora hacia la pila de almacenamiento, en la cinta de recuperación o en la cinta hacia cada unidad generadora.

Las de pesaje comercial (para la recepción del material), certificadas, tienen apreciaciones de 0,25%. Otras celdas para control de flujo vienen con apreciaciones entre 0,25 y 1,00%

Las celdas de cinta para pesaje comercial, deben venir certificadas de acuerdo a la normativa comercial local (por ejemplo, en EUA, según el NIST Handbook 44).

De Camión

En la vía de recibo de los camiones de carbón o piedra caliza.

De tipo sin fosa, con capacidad mínima de 120% del peso total del camión y longitud mínima de 120% de la longitud total del camión.

Diseñadas y construidas según la normativa local vial (por ejemplo, AASHO en EUA), y certificadas según la normativa comercial local (por ejemplo, en EUA, según el NIST Handbook 44).

De Tren En los rieles de recibo de los trenes de carbón o piedra caliza.

En movimiento, de tipo fosa, con capacidad típica de 163 TM (180 US ton) y longitud de plataforma 3,8 m (12,5 ft).

Diseñadas y construidas según la normativa local de trenes (por ejemplo, AREA en EUA), y certificadas según la normativa comercial local (por ejemplo, en EUA, según el NIST Handbook 44).

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B. Control de calidad del carbón Los sistemas de control de calidad del carbón deben tener al menos dos puntos de muestra: en la recepción del carbón, para controlar la calidad del material comprado, y en el sistema de transporte a las calderas, para controlar la calidad del material alimentado a las calderas, después del triturador. Los análisis (vea la sección 13.1.2) se hacen en laboratorios dentro o fuera de la planta. La recolección de las muestras se hace de acuerdo a la norma ASTM D 2234 (o similar de acuerdo al país), y la preparación de las mismas se realiza de acuerdo a la norma ASTM D 2013. Se debe tomar un muestra por cada 9.070 TM (10.000 US ton). Los tomamuestras se ubican en las cintas transportadoras de carbón o en el chute de apilamiento, y deben ser fabricados de acero inoxidable SS 304.

14.1.9. Sistemas secundarios Los sistemas adicionales asociados a los sistemas de manejo de carbón y piedra caliza son los siguientes: • Control de polvo.

• Sistema Contra Incendios.

A. Control de polvo

El objetivo del sistema de control de polvo es reducir la cantidad de partículas sólidas dispersas en el aire debido al manejo del carbón o la piedra caliza. Existen tres tipos de sistema: recolección de polvo en seco, supresión de polvo húmeda y supresión de polvo con espuma. Las características, ventajas y desventajas de cada sistema se muestran en el Cuadro 20.

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Cuadro 20. Sistemas de control de polvo

Tipo Características Recomendado para:


Recolección en seco

Se instalan ductos en silos y en las correas que recogen el aire con polvo y lo hacen pasar a través de filtros.

Tolvas y silos cubiertos, casas de transferencia o trituradores.

Venteo de silos, búnkeres o tolvas.

Se puede operar en climas cálidos o fríos.

No añade humedad al carbón.

Se puede usar para venteo de silos o tolvas.

Más costoso. Altos costos de

operación y mantenimiento.

Los cambios al sistema son costosos.

El cambio de los filtros ocupa tiempo.

Altos requerimientos de espacio.

El polvo recolectado debe retornarse al flujo de material.

Supresión húmeda

Se instalan rociadores de agua dulce a lo largo de la pila para humedecer el material y mantener el polvo adherido a la superficie.

Pilas abiertas. Edificio de

tolva abierto o cerrado.

Cintas de transferencia abiertas o cerradas.

Puntos de transferencia.

Menos costoso. No requiere

edificios elaborados.

Bajos requerimientos de espacio.

Se pueden hacer cambios al sistema en forma relativamente fácil.

Requiere de compra de aditivos químicos para el agua.

No apto para climas fríos.

Añade humedad al carbón.

Requiere suministro de agua.

Requiere anti-congelantes en climas fríos.

Supresión con espuma

Se instalan rociadores de químicos para capturar al polvo en una espuma.

Pilas. Trituradores.

Ventajas iguales al sistema de supresión húmeda.

Requiere de la compra de químicos espumantes.

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B. Sistema Contra Incendios El sistema contra incendios es de importancia crítica en los sistemas de manejo del combustible sólido, y debe incluir componentes de monitoreo y alarma, así como equipos para suprimir el fuego. El principal riesgo de incendio cuando se maneja carbón proviene de la autoignición del material como resultado del incremento de temperatura por oxidación. Los carbones de clasificación inferior, como el lignito o el carbón sub-bituminoso, son más propensos a la autoignición debido a su alto contenido de volátiles (vea la sección 13.1.1). El sistema deberá estar provisto de una red combate de incendio húmeda, con agua dulce, con boquillas rociadoras a lo largo de todo el sistema de correas, tolvas de transferencia, galerías y torres de transferencia; además de detectores de humo y temperatura, estratégicamente ubicados, conectados a un sistema centralizado de alarma y disparo. Por otra parte, se deben proveer equipos portátiles contraincendios, de las diferentes clases, ubicados en lugares debidamente definidos y señalizados. Todos los equipos de comunicación, red de intercomunicadores, teléfonos, bocinas, etc., deben ser del tipo a prueba de explosión.

La responsabilidad de la definición del Sistema Contra Incendios normalmente recae sobre la Disciplina de Diseño Mecánico.

14.1.10. Posibles evaluaciones requeridas en la IC

Durante la IC, se pueden requerir las siguientes evaluaciones para definir el Sistema de Manejo de Carbón y Piedra Caliza:

• Definición de potenciales proveedores de carbón, medio de transporte y frecuencia de las entregas.

• Selección del método de descarga del carbón y definición de la capacidad del sistema.

• Definición del tamaño, ubicación y configuración de la pila de

almacenamiento activo de carbón.

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• Definición del tamaño, ubicación y configuración de la pila de reserva de

carbón.

• Definición de la combinación óptima de maquinaria de apilamiento, forma de la pila y recuperación del carbón, junto con las capacidades de cada máquina.

• Definición de la configuración del sistema de transporte y distribución del

carbón a las tolvas de las calderas, capacidad del sistema y flexibilidad.

• Definición de potenciales proveedores de piedra caliza, medio de transporte y frecuencia de las entregas.

• Selección del método de descarga de la piedra caliza y definición de la capacidad del sistema.

• Definición del tamaño, ubicación y configuración de la pila de

almacenamiento activo de piedra caliza.

• Definición del tamaño, ubicación y configuración de la pila de reserva de piedra caliza.

• Definición de la combinación óptima de maquinaria de apilamiento, forma de la pila y recuperación de la piedra caliza, junto con las capacidades de cada máquina.

• Definición de la configuración del sistema de transporte y distribución de

piedra caliza a los silos, capacidad del sistema y flexibilidad.

14.2. Sistema de la Caldera La caldera es la unidad que transforma la energía química del combustible en energía térmica (calor) y la usa para generar vapor de agua que acciona la turbina.

14.2.1. Clasificación de las Calderas Existen distintas clasificaciones de calderas según su tecnología de combustión, método de construcción, circulación del agua, tiro y presión de vapor. Los distintos tipos de caldera se muestran en la Figura 33.

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Figura 33. Clasificación de las Calderas A continuación se detallan los distintos tipos de caldera.

Clasificación de Calderas

De Parrilla

Según la Tecnología de Combustión

Carbón Pulverizado (PC)

Lecho Fluidizado

Según el Método de Construcción

Unidades Paquete

Unidades Modulares

Ensambladas en Campo

Según la Circulación del

Agua

Circulación Natural

Circulación Forzada

Según el Tiro

Tiro Natural

Tiro Mecánico

Según la Presión del Vapor

Subcrítica

Supercrítica

Tiro Forzado

Tiro Inducido

Tiro Balanceado

Según el Recalentamiento

Con Recalentamiento

Sin Recalentamiento

Ultra-supercrítica

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A) Clasificación según la Tecnología de Combustión.

Esta clasificación se refiere a la tecnología empleada para la quema del carbón en la cámara de combustión. En la actualidad existen tres tecnologías que se detallan a continuación:

a) Carbón Pulverizado (Pulverized Coal, PC).

Es el tipo de caldera más comúnmente empleada a nivel mundial, y en la actualidad este tipo de tecnología provee la energía térmica que suple alrededor del 50% de la energía eléctrica del mundo [34], y más del 90% de la energía eléctrica generada por carbón [19]. En este tipo de caldera el carbón es molido hasta obtener un tamaño de partícula fino; por ejemplo, para carbón bituminoso, hasta que menos del 2% tenga tamaño de partícula superior a 300 micrones, y entre 70 y 75% tenga tamaño de partícula menor a 75 micrones [19]. El tamaño de partícula óptimo viene dado por un equilibrio económico: un tamaño de partícula muy pequeño requiere un mayor consumo de potencia en los pulverizadores, y uno muy grande ocasiona pérdidas en carbón no quemado. El carbón pulverizado es soplado con una parte del aire de combustión a través de una serie de boquillas quemadoras. Se puede añadir aire secundario y terciario. La combustión ocurre a temperaturas entre 1300 y 1700 °C (2372 y 3092 °F), dependiendo del grado de carbón [19]. El tiempo de residencia de las partículas en la caldera es de aproximadamente 2 a 5 segundos [19], y las partículas deben ser lo suficientemente pequeñas para que la combustión completa ocurra en este período. Este tipo de caldera tiene muchas ventajas como la habilidad para quemar carbón de distintas calidades, respuesta rápida a cambios en la carga y uso de altas temperaturas de aire precalentado.

Las calderas de carbón pulverizado operan con eficiencias típicas entre 86 y 88 por ciento, dependiendo del combustible empleado, y están disponibles en capacidades de 45.359 kg/h (100.000 lb/h) o mayores [31]. En aplicaciones con combustibles de baja calidad, incluyendo aquellos con contenido de ceniza variable o alto contenido de azufre, resultan menos convenientes que las calderas de lecho fluidizado circulante.

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Las partes que integran la caldera de carbón pulverizado se muestran en la Figura 34. Uno de los sistemas de quema más populares para las calderas de carbón pulverizado es la quema tangencial usando cuatro quemadores en cada esquina para crear una llama en el centro del horno, como se puede observar en la Figura 35.

Figura 34. Esquema de una Caldera de Carbón Pulverizado

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Figura 35. Quema Tangencial (adaptado de [19]).

b) Lecho Fluidizado (Fluidized Bed). La tecnología de lecho fluidizado utiliza jets verticales de aire durante el proceso de combustión para suspender las partículas de combustible sólido en una mezcla turbulenta de gas y sólidos. Esta mezcla turbulenta hace más eficiente la reacción química y la transferencia de calor, dándole más flexibilidad a las calderas de lecho fluidizado que a las de carbón pulverizado para manejar distintos tipos de combustible, incluyendo biomasa.

Las calderas de lecho fluidizado también poseen ventajas en lo relativo a reducción de emisiones. Las calderas de lecho fluidizado pueden reducir las emisiones de SOX en más del 95% mediante el uso de un adsorbente como piedra caliza o dolomita que captura azufre; y adicionalmente reduce las emisiones de NOX al operar en un rango de temperatura menor al de su formación. Existen distintos tipos de caldera de lecho fluidizado: lecho burbujeante (en el que el combustible permanece en la cámara de combustión, levantándose en burbujas) y lecho fluidizado circulante (en el que el combustible y adsorbente circulan por toda la caldera y al final son separados de los gases de combustión en un separador ciclónico antes de ser devueltos a la cámara de combustión). En este INEDON se tratará únicamente la tecnología de lecho fluidizado

Aire Secundario

Aire Primario y Combustible

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circulante atmosférico (atmospheric circulating fluidized bed, ACFB), que es más eficiente que la de lecho burbujeante. La tecnología de combustión en lecho fluidizado circulante se basa en el principio de lecho fluidizado en el que combustible triturado (con tamaño entre 6 y 12 mm) y piedra caliza son inyectados al horno o combustor. Las partículas se suspenden en una corriente de aire que fluye hacia arriba (60 a 70% del aire total) que entra por el fondo del horno a través de boquillas de distribución de aire. La velocidad de fluidización de lechos circulantes está en el rango de 3,7 a 9 m/s (12 a 30 ft/s). El aire de combustión restante ingresa por encima del fondo como aire secundario. La combustión ocurre entre 840 y 900 °C (1544 y 1652 °F), y las partículas finas (< 450 micrones) son arrastradas fuera del horno con una velocidad de gas de escape de 4 a 6 m/s (13 a 20 ft/s). Las partículas luego son recogidas en separadores de sólido ciclónicos y recirculadas al horno. El reciclo de sólidos es de alrededor de 50 a 100 kg por kg de combustible quemado. El aire de combustión se provee a una presión entre 0,10 y 0,14 barg (1,5 y 2 psig). La relación calcio a azufre para el control de SOX es de 1,5 a 1 [19]. Las calderas ACFB operan con eficiencias típicas entre 86 y 88 por ciento, dependiendo del combustible empleado, y están disponibles en capacidades de 36.287 kg/h (80.000 lb/h) o mayores [31].

Las partes que integran la caldera ACFB se muestran en la Figura 36.

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Figura 36. Esquema de una Caldera de Lecho Fluidizado Circulante Atmosférico (ACFB)

c) De Parrilla (Grate Fired, Stoker).

La caldera de parrilla es el tipo de caldera más antiguo. En ella, el carbón es alimentado continuamente en una parrilla hacia la cámara de combustión, y las cenizas son retiradas en el lado opuesto. Es el tipo de caldera menos eficiente porque ofrece menos área superficial para la quema del carbón, y también el menos flexible, ya que no responde bien a variaciones rápidas de la carga, y tampoco resulta conveniente para combustibles de baja calidad, incluyendo aquellos con contenido de ceniza variable o alto contenido de azufre; pero por

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otro lado es el que requiere menores costos capitales y de mantenimiento. Las calderas de parrilla operan con eficiencias típicas entre 80 y 82 por ciento, dependiendo del combustible empleado, y están disponibles en todo el rango de capacidades [31]; sin embargo, actualmente su uso está más limitado a la quema de desechos, biomasa, o a hornos de carbón de baja capacidad.

d) Comparación de Tecnologías En el Cuadro 21 se muestran algunas consideraciones para la selección de cada tecnología.

Cuadro 21. Consideraciones para la Selección de Tecnologías de Caldera

Tecnología Carbón Pulverizado Lecho Fluidizado Atmosférico

De Parrilla

Madurez de la tecnología, años

> 90 ~ 303 > 1504

Rango de capacidad, kg/h (lb/h)

> 45.359 (> 100.000)

> 36.287 (> 80.000)

Disponible en todo el rango de capacidades

Eficiencia térmica, %1

86 – 88 86 – 88 80 – 82

Combustibles manejados

Carbones de distintas calidades, preferiblemente limpios. Requiere de scrubbers para reducir emisiones de SOx con combustibles de alto contenido de azufre.

De todo tipo (carbones de calidad alta o baja, biomasa, etc.). Recomendable cuando el carbón es de baja calidad, tiene un contenido de ceniza variable o un alto contenido de azufre. También es recomendable cuando se prevén grandes variaciones en la calidad del combustible (ejemplo: desechos sólidos urbanos).

En la actualidad su uso está limitado básicamente a desechos o biomasa, o a hornos de carbón de baja capacidad.

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De Parrilla

Temperatura de combustión típica, °C (°F)

1300 - 1700 (2372 - 3092)

840 - 900 (1544 - 1652)

1204 - 1649 (2200 - 3000)

Pérdidas de combustible no quemado, %2

< 1 < 1 Hasta 4 – 6

Mínima carga estable, % de carga de diseño PP SN −

=100

(5) 35 33

Ventajas Tecnología madura y comprobada.

Mayor número de unidades en operación, con un total del 90% de la producción de energía mundial a base del carbón.

Alta eficiencia térmica.

Habilidad para quemar carbón de distintas calidades.

Respuesta rápida a cambios en la carga.

Uso de altas temperaturas de aire precalentado.

Se puede cumplir con los requisitos de emisiones de SOx con el uso de carbones de bajo azufre o scrubbers.

Mayor flexibilidad para manejar distintos tipos de combustible, incluyendo biomasa.

Alta eficiencia térmica. Respuesta rápida a

cambios en la carga, sin modificación apreciable en las emisiones.

Reducción del 95% de las emisiones de SOx sin la instalación de scrubbers, ideal para combustibles de alto contenido de azufre.

Reducción drástica en las emisiones de NOx en comparación con otras tecnologías, al operar a temperaturas menores a las de su formación.

Tecnología madura y comprobada.

Menor costo capital en comparación con otras tecnologías.

Menores costos de mantenimiento en comparación con otras tecnologías.

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De Parrilla

Desventajas Requiere de scrubbers para controlar las emisiones de SOx con combustibles sucios.

Generación de NOx debido a altas temperaturas de combustión.

Tecnología menos madura.

Menos unidades en operación, en comparación con las otras tecnologías.

Alto costo capital. Alto costo de

mantenimiento, debido al desgaste por abrasión.

El desempeño en reducción de emisiones de SOx es comparable a una caldera de carbón pulverizado con scrubbers, por lo que no es competitivo en emisiones de SOx.

La ventaja en cuanto a generación de NOx sólo es aprovechable si la legislación ambiental del país establece límites a las emisiones de NOx.

Es la tecnología con menor eficiencia térmica.

Responde pobremente a cambios en la carga o en la calidad del combustible.

Altas pérdidas por combustible no quemado en la ceniza.

Notas: 1. Basada en carbón bituminoso. 2. En base de eficiencia de combustible. 3. La tecnología de Combustión de Lecho Fluidizado Atmosférico ha sido empleada en la

industria química desde la década de 1920, pero su uso para la generación de potencia no empezó sino hasta la década de 1980.

4. La tecnología de combustión de parrilla es la primera inventada. 5. NP es el número total de pulverizadores (mínimo 3), y SP es el número de

pulverizadores de respaldo. Esta relación se basa en que operan 2 pulverizadores en condición de carga mínima, cada uno operando al 50% de su capacidad de diseño (capacidad mínima de cada pulverizador individual).

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B) Clasificación Según el Tipo de Construcción.

Esta clasificación se refiere a la forma en que es ensamblada la caldera. Hay tres opciones:

a) Unidades Paquete (Package Units).

Son completamente ensambladas en la fábrica del vendedor. Generalmente tienen una calidad de construcción mejor y unos costos de instalación considerablemente menores que las unidades modulares y ensambladas en campo. Las unidades paquete típicamente se limitan a calderas de parrilla con capacidades menores o iguales a 22.680 kg/h (50.000 lb/h), y/o unidades con combustible gas/líquido de aproximadamente 90.718 kg/h (200.000 lb/h) o menos [31], aunque en algunos casos se pueden conseguir de éstas últimas, sin recalentamiento, hasta 226.796 kg/h (500.000 lb/h).

b) Unidades Modulares (Modular Units).

Algunos de los componentes como el horno de la caldera, sobrecalentador, banco de tubos de la caldera, economizador y precalentador de aire son ensamblados en la fábrica del vendedor antes del embarque y construcción final en campo. Las unidades modulares suelen tener un mejor control de calidad debido a las condiciones de la fábrica. Ya que el ensamblaje de los componentes se realizó en la fábrica del vendedor, las horas-hombre de construcción en campo son menores en comparación con las unidades construidas en campo. Las unidades modulares típicamente se limitan a calderas de parrilla con capacidades entre 22.680 kg/h (50.000 lb/h) y 68.039 kg/h (150.000 lb/h) [31].

c) Unidades Construidas en Campo (Field Erected Units).

Las calderas construidas en campo tienen numerosos componentes como el tambor de vapor, el tambor inferior, los paneles de las paredes del horno, secciones de sobrecalentador, bancos de tubo generadores de vapor, economizador, calentador de aire y secciones de ducto de gas de escape y aire que son construidas en campo.

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Toman más tiempo para instalar que las unidades de tipo paquete o modulares. Las unidades construidas en campo están disponibles desde aproximadamente 18.144 kg/h (40.000 lb/h) hasta 113.398 kg/h (250.000 lb/h) o mucho más, de ser necesario [31]. Las calderas de parrilla construidas en campo están disponibles en este rango de capacidades, y unidades de carbón pulverizado pueden ser especificadas para calderas con capacidades superiores a 45.359 kg/h (100.000 lb/h). Las calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico (ACFB) construidas en campo están disponibles en capacidades superiores a 36.287 kg/h (80.000 lb/h). Las calderas con combustible gas o líquido con capacidades superiores a 90.718 kg/h (200.000 lb/h) se construyen en campo. Las unidades construidas en campo son las únicas disponibles para calderas a carbón con capacidades superiores a 90.718 kg/h (200.000 lb/h) [31].

C) Clasificación Según la Circulación del Agua.

La circulación del agua en el circuito del tambor de vapor puede ser por circulación natural o circulación forzada. a) Circulación natural.

Los circuitos de agua y de la mezcla vapor/agua están dispuestos de una manera que la mezcla de dos fases en los tubos de generación de vapor ascienda hasta el tambor por medio de la diferencia de densidades y es remplazado por el agua desde el tambor por un flujo de gravedad (Figura 37).

b) Circulación forzada. Usa una bomba para mantener la circulación en todos los tubos del evaporador; el agua es distribuida en un colector de entrada hacia varios circuitos paralelos y la mezcla vapor/agua es recogida en un colector de salida, la mezcla es retornada al tambor de vapor para su separación (Figura 38).

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c) Circulación de flujo directo o Benson. La caldera opera a una presión supercrítica del vapor de agua (mayor de 221,2 bar o 3.208 psi) y no se generan burbujas de vapor en el agua, por tal motivo no existe la separación de vapor/agua y el tambor de vapor no es requerido. Debido al alto requerimiento de presión, los equipos que operan con una presión supercrítica tienen mayor costo.

Figura 37. Evaporador de circulación natural [27]

Figura 38. Evaporador de circulación forzada [27]

Salida de vapor Tambor de Vapor

Bajantes con agua

Columnas de ascensión con la mezcla vapor/agua

Bomba de circulación

Salida de vapor Tambor de Vapor

Bajantes con agua

Columnas de ascensión con la mezcla vapor/agua

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D) Clasificación Según el Tiro

Los tipos de caldera según el tiro del aire son:

a) Tiro Natural (Natural Draft).

En el tiro natural la fuerza motriz es la diferencia de columna estática entre el aire atmosférico y los gases de escape calientes. Éste tipo de tiro no se usa en la actualidad, ya que requiere de ductos de un diámetro muy grande para reducir las pérdidas por fricción, y de una estaca muy alta.

b) Tiro Mecánico (Mechanical Draft).

Se utilizan ventiladores para proveer el impulso necesario para los gases a través de la caldera. Cuando el aire atmosférico es captado mediante un ventilador y enviado al horno, se le llama tiro forzado. Cuando los gases de combustión son retirados por un ventilador ubicado aguas abajo de la caldera, antes de la chimenea, se le llama tiro inducido. La mayoría de las calderas actuales utilizan un ventilador de tiro forzado y otro de tiro inducido para lograr la circulación de los gases.

E) Clasificación Según la Presión del Vapor

Según las condiciones del vapor, las calderas se pueden clasificar en: sub-críticas, cuando la presión del vapor es menor a la presión crítica del agua, de 221,2 bar (3.208 psi) y supercríticas para presiones mayores a la crítica. En las calderas supercríticas el agua se vaporiza inmediatamente al aumentar la temperatura, sin requerir tambor de vapor. A medida que se incrementa la presión y temperatura del vapor, se incrementa la eficiencia térmica del ciclo (vea “eficiencia térmica” en la sección 9). Las plantas sub-críticas pueden alcanzar una eficiencia entre 36 y 40%, las plantas supercríticas pueden alcanzar eficiencias en el rango bajo a medio por encima de 40%, y los nuevos diseños “ultra supercríticos”, con presiones de 303 bar (4.400 psi) y doble recalentamiento pueden alcanzar hasta 48% de eficiencia.

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F) Clasificación Según el Recalentamiento

Las calderas pueden tener o no recalentamiento según la configuración del ciclo (Vea la Figura 3, en “Ciclo de Rankine”). La adición de un recalentador al ciclo tiene la ventaja de lograr una mayor eficiencia del ciclo. El recalentador suele ubicarse al lado del sobrecalentador.

14.2.2. Elementos Principales del Sistema de la Caldera Los elementos principales del Sistema de la Caldera son:

• Horno

• Tambor de vapor

• Bombas de circulación de agua

• Elementos convectivos o Sobrecalentador o Recalentador o Economizador

• Calentador de aire

• Serpentines precalentadores de aire

• Sopladores de hollín

• Alimentadores de carbón

• Pulverizadores (sólo calderas de carbón pulverizado)

• Tubería de carbón

• Quemadores

• Pilotos y quemadores de arranque

• Ductos

• Ciclones (sólo calderas de lecho fluidizado circulante)

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• Tolvas de ceniza

En esta sección se hará una descripción general de cada componente.

A nivel de conceptualización, el software STEAM PRO genera diseños preliminares en base a criterios predeterminados. A nivel de concepto, estos diseños suelen ser suficientes para un estimado de costo de orden de magnitud. Para estimados de mayor exactitud, se debe generar una especificación de caldera y buscar cotizaciones de fabricantes. La generación de especificaciones detalladas para fabricantes escapa del presente INEDON.

A) Horno (Furnace). El horno es la cubierta donde se da el proceso de combustión. Las paredes del horno están conformadas por tubos verticales en los que se evapora el agua y asciende la mezcla de agua y vapor hasta el tambor. Las dimensiones del horno vienen determinadas según la clasificación del carbón (vea la sección 13.1.1), para prevenir la escorificación y ensuciamiento, o para contrarrestar los efectos erosivos de grandes cantidades de cenizas o de cenizas muy abrasivas. Para carbones de clasificación baja se requiere un horno de mayores dimensiones, para obtener tanto una menor temperatura del gas a la salida (reduciendo el ensuciamiento y la escorificación) como una menor velocidad del gas (disminuyendo la erosión de los tubos), como se puede apreciar cualitativamente en la Figura 39. Los métodos principales usados para controlar el tamaño del horno son [7]:

• Consumo térmico de combustible por unidad de área de plano.

• Calor disponible al horno por área de superficie radiante proyectada efectiva, o tasa de liberación de calor.

• Temperatura de salida del gas de combustión.

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Figura 39. Efecto de la Clasificación del Carbón sobre las Dimensiones del

Horno (adaptado de [31]). Los tres métodos se basan en la clasificación y tendencia del carbón a la escorificación o al ensuciamiento para especificar un rango de valores permisibles para el dimensionamiento del horno. El software STEAM PRO usa el método de la temperatura de salida del gas de combustión, en el que se fija una temperatura máxima del gas a la salida del horno y se calculan las dimensiones del horno en base a ese requerimiento. El software fija un valor predeterminado de temperatura de salida del gas para cada uno de los carbones en su base de datos. En el Cuadro 22 se muestran los rangos de temperatura que recomienda el programa STEAM PRO según la clasificación del carbón, tomados de los carbones en la base de datos del software. Se recomienda dejar los valores predeterminados del software para un primer estimado, y posteriormente consultar con el fabricante.

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Cuadro 22. Temperaturas de salida del gas según la clasificación del carbón

Clasificación del carbón Temperatura de salida de gas °C (°F)

Antracita 1.288 (2.350) Semi-antracita 1.263 – 1.288 (2.305 – 2.350) Bituminoso Bajo en Volátiles 1.237 – 1.288 (2.259 – 2.350) Bituminoso Medio en Volátiles 1.204 – 1.288 (2.200 – 2.350) Bituminoso Alto en Volátiles A 1.141 – 1.177 (2.085 – 2.150) Bituminoso Alto en Volátiles B 1.070 – 1.177 (1.958 – 2.150) Bituminoso Alto en Volátiles C 1.065 – 1.177 (1.949 – 2.150) Sub-bituminoso A < 1.177 (< 2.150) Sub-bituminoso B 1.072 – 1.177 (1.962 – 2.150) Sub-bituminoso C 1.072 – 1.177 (1.962 – 2.150) Lignito A < 1.093 (< 2.000) Lignito B 1.022 – 1.093 (1.872 – 2.000)

B) Tambor de vapor (Steam drum).

Es el recipiente usado para separar la mezcla vapor/agua producida en las paredes de agua del horno, en calderas sub-críticas (Figura 40).

Figura 40. Vista transversal de un tambor de vapor típico [27]

Salida del vapor

Eliminador de niebla

Ciclón

Entrada del agua de alimentación

Salidas para la purga continua

Deflector de flujo para la columna de

ascensión

Inyección de químico

Sección de salida hacia los bajantes

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C) Bombas de circulación de agua (Circulating water pumps). Las bombas de circulación de agua se usan en calderas de circulación forzada para impulsar el agua desde el tambor de vapor a través de los bajantes, y luego a través de los tubos de las paredes del horno. La circulación forzada permite reducir los diámetros de los tubos del circuito de circulación de agua, y por ende reducir el espesor de las paredes del horno. En caso de usar circulación forzada, se deben proveer al menos dos (2) bombas de circulación de agua, con una en operación y la otra en respaldo.

D) Elementos convectivos

Los elementos convectivos comprenden los intercambiadores dispuestos en la trayectoria de flujo del gas de escape caliente (sección de calor convectivo) para el precalentamiento del agua a ser evaporada (economizador) y el sobrecalentamiento del vapor a ser alimentado a la turbina (sobrecalentador y recalentador). a) Economizador.

Sección de transferencia de calor donde el agua de alimentación (desaireada) aumenta su temperatura hasta el punto de saturación antes de ser introducida al evaporador. El economizador está compuesto por tubos horizontales ubicados en la sección a más baja temperatura de la región de calor convectivo de la caldera, justo antes de la tolva de ceniza suelta (fly ash).

b) Sobrecalentador.

Sección de transferencia de calor donde el vapor es sobrecalentado por encima de la temperatura de saturación a una presión definida. El sobrecalentador se ubica en la zona de calor convectivo de la caldera, y consta de varios pasos en serie de tubos.

c) Recalentador. El recalentador se usa para sobrecalentar el vapor a la descarga de la turbina de alta presión. Se ubica típicamente en la sección baja de la zona de calor convectivo de la caldera.

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E) Calentador de aire (Air heater) El calentador de aire tiene la función de incrementar la temperatura del aire alimentado a la caldera, usando para ello el calor residual en los gases de escape, con el beneficio de incrementar la eficiencia de la planta. El tipo de calentador de aire más utilizado en plantas termoeléctricas es el calentador de aire regenerativo rotatorio, en el que los gases calientes y el aire entran en contacto con la superficie de transferencia de calor a través de un ensamble en rotación. Este tipo de calentador de aire se recomienda en general para calderas de carbón pulverizado. Otro tipo de calentador de aire empleado en centrales termoeléctricas, aunque a menor medida, es el calentador de aire tubular, que consiste en un banco de tubos colocado en el ducto del gas de escape. Este tipo de calentador de aire se recomienda para calderas de parrilla o de lecho fluidizado circulante.

a) Calentador de aire regenerativo rotatorio [1] b) Calentador de aire tubular [23]

Figura 41. Tipos de calentadores de aire

Gases de escape calientes

Aire caliente

Aire de entrada

Gases de escape a chimenea

a) b)

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F) Serpentines precalentadores de aire (Air preheat coils)

Los serpentines precalentadores de aire se instalan aguas arriba (en el sentido del aire) del calentador de aire regenerativo. Su objetivo principal es evitar la corrosión del calentador de aire regenerativo, al incrementar la temperatura del aire (y por ende de la superficie de intercambio de calor), haciendo menos probable la condensación de ácidos de la corriente de gas de escape. Adicionalmente, el precalentador de aire incrementa la eficiencia de la caldera.

G) Sopladores de hollín (Soot blowers)

Los sopladores de hollín son equipos utilizados para remover depósitos de ceniza del lado del fuego de las superficies de transferencia de calor. Suelen ubicarse en: las paredes de la caldera, alrededor de los tubos de los elementos convectivos (sobrecalentador, recalentador y economizador), y a la entrada y salida de gas de escape del calentador de aire. STEAM PRO incluye a los sopladores de hollín como opciones para generar los estimados de costos de PEACE.

H) Alimentadores de carbón (Coal feeders) Los alimentadores tienen la función de regular el flujo de carbón hacia los pulverizadores en el caso de calderas de carbón pulverizado, y el flujo de carbón y piedra caliza hacia el horno, en el caso de calderas de lecho fluidizado circulante. El tipo de alimentador preferido es el gravimétrico, en el que la cinta dispone de una celda de pesaje que registra el flujo másico instantáneo de material y lo regula mediante un lazo de control.

I) Pulverizadores (Pulverizers) – Sólo calderas de carbón pulverizado El pulverizador, en las calderas de carbón pulverizado, recibe los trozos de carbón, a un tamaño máximo típico de 3 – 4 cm (1¼ - 1½ in), y lo muelen hasta convertirlo en partículas finas que son arrastradas por el aire precalentado hacia el quemador.

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De los diferentes tipos de pulverizador, el usado predominantemente es el molino de huso vertical, que viene de los tipos pista y rodillo (también denominado MPS) para plantas grandes, y pista y bolas (también denominado EL) para plantas pequeñas. En la Figura 42 se muestra un esquema de un pulverizador tipo MPS.

Figura 42. Esquema de pulverizador tipo MPS [13]

En la Figura 43 se muestra un esquema de un pulverizador tipo EL.

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Figura 43. Esquema de pulverizador tipo EL [13]

Las características principales de ambos tipos de pulverizador se muestran en el Cuadro 23.

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Cuadro 23. Características de pulverizadores tipo EL y MPS [13]

Tipo MPS (pista y rodillos) EL (pista y bolas) Rango de tamaños MPS-56 a MPS-118 EL-71 a EL-76 Capacidad, TM/h (US ton/h) 15 – 95 (17 – 105) 1,4 – 18 (1,5 – 20) Potencia motor, kW (hp) 149 – 933 (200 – 1.250) 18 – 224 (25 – 300) Nivel de velocidad Bajo Medio Velocidad plato, rpm 32 – 21 231 – 90 Operación Presurizada Presurizada Clasificador Interno, centrífugo Interno, centrífugo Ajuste de clasificación Interno Interno Límite de secado 40% H2O ó

temperatura aire primario 399°C (750°F)

40% H2O ó temperatura aire primario 321°C (700°F)

Corrección carga/humedad Correc. Carga con > 4% humedad superficial

Ninguna hasta límite de temperatura

Máxima temperatura salida 99 °C (210 °F) 121 °C (250 °F) Efecto desgaste sobre operación Consumo + 15% para

desgaste completo Ninguno si se añaden bolas rellenadas

Sistema control aire/combustible Control paralelo flujos aire y carbón

Nivel molino con alimentador de plato. Control paralelo con alimentador de cinta

Relación aire/combustible (peso) 1,75 / 1 a plena carga 1,75 / 1 a plena carga Inventario interior Alto, tras 5 ó 6 minutos

de parada Medio, tras 2 ó 3 minutos

de parada Respuesta a demanda de carga > 10 % / minuto > 10 % / minuto Consumo específico, kWh/TM (kWh/US ton)

Bajo, 15 (14)1 con ventilador de aire primario

Bajo, 15 (14)1 con ventilador de aire primario

Nivel de ruido, dB > 90,85 (atenuado) > 90 Vibración Baja Moderada

Notas: 1. STEAM PRO fija un valor predeterminado de consumo específico de 22,05 kWh/TM

(20 kWh/US ton). Para la simulación, se recomienda mantener el valor predeterminado.

Los pulverizadores típicamente pueden manejar un flujo mínimo del 50% de la capacidad de diseño. Para la operación a carga mínima estable, se recomienda usar dos pulverizadores en operación al 50% de la carga, esto para que si uno de los dos presenta fallas, no se tenga que disparar

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el horno. Mientras más pulverizadores se posean, menor va a ser la carga mínima estable de la caldera, pero mayor va a ser su costo. En EUA es común especificar un pulverizador de respaldo; en algunos diseños europeos, sin embargo, no se especifican pulverizadores de respaldo.

J) Tubería de carbón y quemadores Las tuberías de carbón son típicamente de acero con 12,7 mm (1/2 in) de espesor de pared, y se usan para transportar la mezcla de aire / combustible hacia los quemadores. Los arreglos de quemadores usuales son de dos tipos: quemador en la pared (en el que existen múltiples quemadores a lo largo de la pared) o quemadores tangenciales (en el que existen quemadores en las cuatro esquinas del horno). Los quemadores modernos para las calderas de lecho pulverizado también incluyen ciertas características de diseño que permiten reducir las emisiones de NOx, que se mencionan en la sección 14.6. Las calderas de parrilla no disponen de tuberías de este tipo, ya que el carbón se ubica sobre una parrilla transportadora.

K) Pilotos y quemadores de calentamiento La ignición de la llama, así como los requerimientos de calentamiento, son inherentes a la tecnología de cada fabricante. Por ejemplo: los quemadores de calentamiento son usados sólo por ABB. Los pilotos típicamente usan gas natural o cualquier grado de combustible líquido para mantenerse encendidos, y la ignición se produce por medio de una chispa eléctrica. El gas natural es preferido por su relativamente bajo costo, siempre y cuando haya disponibilidad en el área. También se usa propano en algunas ocasiones, aunque típicamente se evita su uso debido a su relativamente alto costo en comparación con otros combustibles para piloto. Si se elige combustible líquido para alimentar los pilotos, se debe elegir un método de atomización. Típicamente se usa aire para combustibles livianos como el Diesel No. 2, o vapor de agua para combustibles pesados como el Fueloil No. 6.

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Adicionalmente existen pilotos de plasma que funcionan a base de electricidad y no requieren de combustibles, pero sí de equipos adicionales asociados a la subestación eléctrica. La selección del combustible a usar para los pilotos es parte de la conceptualización de la planta, y depende de criterios económicos, así como de la disponibilidad en el sitio. Luego de seleccionar el combustible preferido, el fabricante de la caldera elige el piloto a usar en la caldera.

L) Ductos

Los ductos pueden venir incorporados dentro del paquete de la caldera, o ser comprados separadamente, al igual que los ventiladores de circulación forzada. Es recomendable que ambos vengan incluidos dentro del alcance del fabricante de la caldera. Los ductos en calderas de generación de potencia suelen ser de 6 mm (1/4 in) de espesor, y se pueden construir con acero ASTM A36. Las velocidades recomendadas a máxima carga se muestran en el Cuadro 24.

Cuadro 24. Velocidades recomendadas para ductos [7]

Ductos Velocidad máxima, m/s (ft/min) Ductos de aire 17,8 (3.500) Ductos de gas de escape 17,8 (3.500)

M) Ciclones – sólo calderas de lecho fluidizado circulante En las calderas de lecho fluidizado circulante, se requiere de ciclones para la recuperación de las cenizas, que aún contienen carbono sin quemar, para reciclarlas hasta el horno. Los criterios típicos de diseño de estos ciclones se muestran en el Cuadro 25.

Cuadro 25. Criterios típicos de diseño de ciclones [7]

Criterio Valor Tamaño de partículas removidas > 100 micrones Eficiencia de separación > 90% Los ciclones típicamente se construyen de planchas de acero recubiertas con una o más capas de refractante.

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N) Tolvas de ceniza Se incluye una tolva para la recolección de la ceniza suelta debajo del economizador. En el Cuadro 26 se muestran algunos criterios típicos para la tolva de cenizas.

Cuadro 26. Criterios típicos de diseño de tolvas de ceniza [7] Criterio Valor Capacidad de almacenamiento de cenizas 12 horas de operación Pendiente mínima de las paredes 60° (desde horizontal) Densidad de diseño de la ceniza para el volumen

721 kg/m3 (45 lb/ft3)

Densidad de diseño de la ceniza para la estructura y soportes

1.922 kg/m3 (120 lb/ft3)

El valor más bajo de densidad de la ceniza se usa para el cálculo del volumen de almacenamiento, mientras que el valor más alto se usa para el cálculo de las estructuras y soportes.

14.2.3. Información relevante para la simulación en STEAM PRO

Dónde conseguir información adicional en STEAM PRO y este INEDON:

Información Navegación en STEAM PRO Sección de este INEDON

Datos de entrada

Nueva sesión Comenzar diseño Datos térmicos de la caldera Dimensionamiento de la caldera Medio Ambiente

17.4 17.5 17.13 17.14 17.15

Salidas de Texto Sistema Caldera Medio Ambiente

18.1.1 18.1.2 18.1.6

Salidas Gráficas Sistema Caldera

18.2.1 18.2.2

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• Tipo de caldera (carbón pulverizado, lecho fluidizado circulante o parrilla).

• Con recalentamiento o sin recalentamiento.

• Presión del vapor.

• Tipo de circulación del agua.

• Tipo de tiro.

14.3. Sistema de la Turbina de Vapor

El Sistema de la Turbina de Vapor tiene la función de transformar la energía térmica del vapor de agua presurizado, proveniente del Sistema de la Caldera, en energía eléctrica.

14.3.1. Elementos Principales del Sistema de la Turbina de Vapor Los elementos principales del Sistema de la Turbina de Vapor son (Figura 44):

• Turbina de vapor

• Generador eléctrico

• Excitatriz

Figura 44. Esquema con los elementos principales del Sistema de la Turbina de Vapor.

Turbina

Vapor hacia el Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor

Eje de Salida

Generador Eléctrico

Vapor desde el Sistema del HRSG

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Adicionalmente se requieren las siguientes unidades para mantener a la turbina en operación ininterrumpida:

• Unidad de vapor para sello

• Unidad de aceite para lubricación

Figura 45. Elementos principales del Sistema de la Turbina de Vapor, ejemplo con descarga axial [17]

A) Turbina de vapor (Steam Turbine).

Este tipo de turbina convierte la energía térmica del vapor de agua presurizado en energía mecánica. La eficiencia de las turbinas de vapor es maximizada por medio de la expansión (diminución de presión) del vapor en varias etapas. Existe una multitud de criterios para clasificar a las turbinas de vapor: según su principio operativo, su número de etapas, la dirección del flujo de vapor, la presión de entrada del vapor, la presión de descarga, la fuente del vapor, el arreglo de la carcasa y el eje, la presencia o no de recalentamiento o el arreglo de su descarga. Debido a la gran cantidad de criterios para clasificar a las turbinas de vapor, éste INEDON se enfocará sólo sobre aquellos criterios de clasificación que están relacionados con la configuración del proceso en general, y que resultan de interés para la Disciplina de Procesos en plantas carboeléctricas. La clasificación de las turbinas de vapor se puede observar en la Figura 46.

Turbina de vapor (descarga axial)


Excitatriz

Salida del vapor

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Figura 46. Clasificación de las Turbinas a Vapor

a) Clasificación según la Presión Final.

Las turbinas de vapor se pueden clasificar según su presión final en: a. Turbina de Condensación (Condensing Turbine).

En esta turbina el vapor descarga a la presión de operación del condensador (generalmente una presión de vacío), donde es condensado para ser bombeado nuevamente a la caldera. Es el tipo usado en aplicaciones netamente de generación de potencia.

Clasificación de Turbinas

Según la Presencia de Recalentamiento

Con Recalentamiento

Sin Recalentamiento

Según su Presión Final

Condensación

Contrapresión

Según el Número de Trayectorias del

Vapor en Cada Etapa

Una Trayectoria

Múltiples Trayectorias

Según el Arreglo de la Descarga

Descarga hacia Abajo

Descarga Axial

Descarga Lateral

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b. Turbina de Contrapresión (Backpressure Turbine, Non-Condensing Turbine).

En una turbina de contrapresión el vapor descarga a presiones mayores a la atmosférica, y no es condensado inmediatamente. Este tipo de turbina se usa en aplicaciones en las que se requiere vapor de proceso a media o baja presión, y se utiliza el vapor a la descarga de la turbina para tal fin: típicamente plantas de cogeneración.

b) Clasificación según la Presencia de Recalentamiento.

Esta clasificación se refiere a la presencia o no de extracciones intermedias en la turbina para recalentar y realimentar el vapor. En una turbina con recalentamiento el vapor es extraído a una presión intermedia entre la alimentación y la descarga, recalentado en la caldera y realimentado a la turbina a la presión correspondiente. En una turbina sin recalentamiento el vapor se expande directamente desde la presión a la admisión hasta la descarga, sin la adición de calor intermedia. El efecto termodinámico de recalentar el vapor a una presión intermedia entre la alimentación y la descarga se muestra en la Figura 3.

c) Clasificación según el Arreglo de la Descarga. Esta clasificación se refiere a la dirección que sigue el vapor de descarga de la última etapa de la turbina. Los distintos tipos de arreglo de descarga se mencionan a continuación: a. Descarga hacia abajo (Downward exhaust).

El flujo de salida del vapor en la última etapa es hacia abajo, lo cual genera una desviación del flujo en 90° (Figura 47 y Figura 48) y el condensador está ubicado directamente debajo.

b. Descarga axial (Axial exhaust).

El flujo de vapor de la última etapa es descargado hacia atrás y axialmente con respecto al eje (Figura 48 y Figura 49), esto origina una pérdida de presión menor que con una descarga hacia abajo. El condensador está ubicado detrás de la turbina y tiene la ventaja que se requiere una fundación más baja para la turbina y

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por ende el costo de instalación es menor porque requiere menos concreto reforzado. Este tipo de descarga sólo es posible si el vapor en la turbina de baja presión (LPT) fluye en una sola dirección; para turbinas de baja presión con múltiples direcciones (por ejemplo, cuando el vapor de baja presión es alimentado por el centro y expandido equitativamente hacia lados opuestos), este tipo de descarga es inapropiado.

c. Descarga lateral (Lateral exhaust).

También existen las turbinas con descarga hacia ambos lados en la última etapa de presión, al igual que una descarga axial, la fundación es menos elevada y por ende más económica. En la actualidad, su uso es menos común y recomendada por algunos fabricantes para conectar la turbina con condensadores enfriados por aire [1].

Figura 47. Turbina de vapor con descarga por debajo (Siemens SST-600)

Salida del vapor

Entrada del vapor

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Figura 48. Descargas del flujo en las turbinas de vapor (Shin Nippon Machinery Co., LTD)

Figura 49. Turbina de vapor con descarga axial (Toshiba)

d) Clasificación según el Número de Trayectorias del Vapor en Cada Etapa. Esta clasificación está asociada a la dirección que sigue el vapor en cada etapa de la turbina, y es una característica asociada al arreglo del fabricante. Desde el punto de vista de la Ingeniería, el software STEAM PRO ofrece la posibilidad de seleccionar un número de trayectorias de vapor por cada etapa.

Salida del vapor

Entrada del vapor

Descarga hacia abajo Descarga axial

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a. Una Trayectoria (Single Path).

En una etapa con una trayectoria, el vapor es suministrado en un extremo de la etapa y descarga en el extremo opuesto, mientras que en una etapa con dos trayectorias el vapor es típicamente alimentado por el centro, y se divide en dos partes iguales siguiendo direcciones opuestas.

b. Múltiples Trayectorias (Multiple Paths).

El arreglo con dos trayectorias se usa comúnmente en las etapas de baja presión para reducir el diámetro requerido y balancear las cargas mecánicas. Para reducir el diámetro en la etapa a baja presión en algunos casos también se distribuye el vapor equitativamente entre varias etapas de baja presión idénticas de dos trayectorias; por ejemplo, si se usan 2 turbinas idénticas de baja presión con dos trayectorias, el flujo de vapor por cada trayectoria es 1/4 del flujo total. Como se mencionó anteriormente, en turbinas donde la etapa de baja presión tiene trayectorias múltiples, la descarga del vapor de escape no puede ser axial, y en cambio se dirige hacia abajo.

B) Generador Eléctrico (Electrical generator).

Equipo destinado a la transformación de la energía mecánica en eléctrica. La transformación se consigue por la acción de un campo magnético sobre los conductores eléctricos dispuestos sobre una armadura, denominada también estator. El generador puede requerir enfriamiento según las condiciones de operación y solicitud del fabricante.

C) Excitatriz (Exciter).

Es un pequeño generador usado para estimular los campos de las bobinas del generador principal; sin la excitatriz, el generador no produciría corriente eléctrica.

D) Unidad de vapor para sello (Steam seal unit).

Su función es suministrar vapor a los sellos del eje para prevenir el ingreso de aire en la turbina o al condensador, indiferentemente de las condiciones de operación. Una línea de distribución de vapor de sello es conectada a todos los sellos del eje, la presión del vapor es controlada por

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_mec%C3%A1nica�

http://es.wikipedia.org/wiki/Energ%C3%ADa_el%C3%A9ctrica�

http://es.wikipedia.org/wiki/Campo_magn%C3%A9tico�

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dos válvulas, una que permite la entrada del vapor y otra que permite su salida.

E) Unidad de aceite para lubricación (Lube and jacking oil unit).

Suministra aceite para la lubricación de los rodamientos de la turbina y del generador. Adicionalmente, el aceite retornado transporta calor y restos de los rodamientos hacia el tanque de aceite lubricante.

14.3.2. Arreglos de turbina y condiciones de vapor típicas

En el Cuadro 27 se muestran algunos arreglos de turbina y condiciones de vapor típicos para las plantas de generación de potencia a base de vapor.

Cuadro 27. Arreglos típicos de turbina de vapor [7]

Potencia Bruta

Entregada, MW

Número de Etapas de

Recalentamiento

Presión del Vapor, MPa (psig)

Secciones de Presión de la Turbina

HP IP RH LP Ciclo con combustibles fósiles

50 – 150 0 ó 1 10,1 (1,450) 1SF - - 1SF 150 – 250 1 12,5 (1,800) 1SF 1SF - 1DF 250 – 450 1 16,6 (2,400) 1SF 1SF - 1DF 450 – 600 1 16,6 ó 24,2 (2.400 ó 3.500) 1SF 1SF - 2DF 600 – 850 1 16,6 (2,400) 1DF 1DF - 2DF

1 ó 2 24,2 (3,500) 1SF 1SF 1DF 2DF 850 – 1.100 1 16,6 (2,400) 1DF 1DF - 3DF

1 ó 2 24,2 (3,500) 1SF 1SF 1DF 3DF Ciclos nucleares

600 – 900 - 7,0 (1,000) 1DF - - 2DF 900 – 1.300 - 7,0 (1,000) 1DF - - 3DF

Notas: 1. Los arreglos mostrados son sólo para unidades en tándem. 2. 1SF = 1 turbina de flujo sencillo; 1DF = una turbina de flujo doble; 2DF = dos turbinas

de flujo doble; 3DF = 3 turbinas de flujo doble.

STEAM PRO elige una configuración predeterminada de turbina según la potencia a generar en la central.

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14.3.3. Información relevante para la simulación en STEAM PRO Dónde conseguir información adicional en STEAM PRO y este INEDON:


Datos de entrada

Nueva sesión Comenzar diseño Entradas ST Puertos/Grupos de la ST

17.4 17.5 17.9 17.10

Salidas de Texto Sistema Ciclo de vapor

18.1.1 18.1.3

Salidas Gráficas Sistema Turbina de vapor

18.2.1 18.2.3

14.3.4. Posibles evaluaciones requeridas en la IC El uso de ejes individuales vs múltiples para el acople entre la turbina de gas, su compresor y la turbina de vapor.

14.4. Sistema de Agua de Alimentación a Caldera El Sistema de Agua de Alimentación a Caldera comprende todo el circuito de precalentamiento que inicia con las bombas de agua del condensador, continúa con el desaireador, y posteriormente sigue con una serie de calentadores de agua regenerativos que usan extracciones de vapor de la turbina como fluido de calentamiento.

14.4.1. Elementos Principales del Sistema de Agua de Alimentación a Caldera En la Figura 50 se muestra un arreglo típico del Sistema de Agua de Alimentación a Caldera con sus componentes principales.

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Figura 50. Componentes del Sistema de Agua de Alimentación a Caldera

Los componentes del sistema se describen a continuación.

A) Bombas de condensado (Condensate Pumps)

Las bombas de condensado tienen el objetivo de proveer cabezal para desplazar el agua desde el condensador, que opera a presiones de vacío, hasta el desaireador.

B) Desaireador (Deaerator).

Es el equipo usado para la remoción de oxígeno (del aire) y otros gases disueltos del agua de alimentación (Figura 51); dicha remoción es esencial para evitar la corrosión localizada en los tubos y otras áreas de la caldera. El desaireador usa dos principios para su operación: • El primero es la Ley de Henry, la cual asevera que la solubilidad de

los gases en un líquido es proporcional a la presión del gas sobre el líquido. El efecto en el desaireador es que mientras menor es la presión del vapor sobre el agua, menor la solubilidad de los gases en el agua, esto significa que los gases se pueden remover con mayor facilidad.

Agua desaireada para la alimentación de la caldera

Agua del condensador

Condensado al condensador

Extracciones de vapor de la turbina

Bomba de condensado

Calentadores de agua

Desaireador

Bomba de agua de alimentación

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• El segundo es la relación entre solubilidad y temperatura, mientras mayor es la temperatura del agua, menor es la solubilidad de los gases.

El agua de alimentación es rociada en capas delgadas en el vapor, esto permite que se caliente rápidamente por saturación. El rociado también incrementa el área superficial de contacto del agua con el vapor, lo cual permite una remoción más rápida del oxígeno y gases con concentraciones bajas. Una porción de vapor es inyectada en el agua para aumentar su temperatura y disminuir la solubilidad de los gases disueltos en el agua de alimentación. La dosificación de químicos para ayudar a la desaireación mecánica es descrita en la Sección 14.8.12.

Figura 51. Esquema de un desaireador con domo. En el Cuadro 28 se muestran algunos criterios para especificar los desaireadores.

Cuadro 28. Criterios de diseño típicos para desaireadores [7]

Criterio Valor Contenido máximo garantizado de O2 al flujo de diseño, cc/L 0,005 Presión de diseño de las corazas Mayor a la máxima

presión de la extracción de vapor de la turbina

Tiempo de residencia en zona de almacenamiento, min1 10

Venteo del aire

Agua para la alimentación de la caldera

Vapor para calentamiento

Vapor para desaireación

Agua desaireada para la alimentación de la caldera

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Notas: 1. Al flujo de diseño. El tiempo de residencia puede ser reducido para plantas de gran

capacidad, debido a límites de espacio.

C) Bombas de agua de alimentación (Feedwater pumps). Son las bombas que suministran el agua de alimentación a la caldera, algunas succionan desde el desaireador y otras pueden succionar desde un circuito de presión más baja.

D) Calentadores de agua de alimentación (Feedwater heaters) Los calentadores de agua de alimentación son intercambiadores de coraza y tubo que incrementan la temperatura del agua de alimentación a caldera, usando extracciones de vapor de la turbina como medio de calentamiento. El agua de alimentación recorre el lado de los tubos, mientras que el vapor recorre el lado de la coraza. El objetivo de los calentadores de agua es incrementar la eficiencia del ciclo. Existen múltiples arreglos posibles para el tren de precalentamiento, pero en esencia el intercambio de calor se da a contracorriente entre el vapor y el agua de alimentación: la extracción de vapor a mayor presión (a mayor temperatura) es enviada al último calentador de agua; y el condensado de este es enviado hacia el penúltimo calentador, junto con vapor a menor presión. Así, el condensado de cada calentador es enviado en cascada al calentador previo, hasta ser recogido en el desaireador o en el condensador. En el Cuadro 29 se muestran algunos criterios para el diseño de calentadores de agua de alimentación. Para criterios adicionales, consulte el INEDON “Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor”, N° 903-HM120-P09-GUD-027, o la publicación Standards for Closed Feedwater Heaters, del Heat Exchange Institute (HEI).


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Cuadro 29. Criterios de diseño típicos para calentadores de agua de alimentación [7]

Criterio Valor Diferencia de temperatura entre fluido caliente y fluido frío

Diferencia de temperatura terminal, °C (°F)1 ≥ 1,1 (≥ 2) Acercamiento condensado / agua de alimentación, °C (°F)2 ≥ 5,6 (≥ 10)

Resistencia al ensuciamiento Superficie interna de los tubos, °C.m2/W (h.°F.ft2/Btu) ≥ 7,0x10-9 (≥ 0,0002) Superficie externa de los tubos, °C.m2/W (h.°F.ft2/Btu)3 ≥ 10,5x10-9 (≥ 0,0003)

Velocidades máximas en los tubos Acero inoxidable, monel, inconel, m/s (ft/s) 3,05 (10,0) Níquel cobre, m/s (ft/s) 2,74 (9,0) Admiralty y cobre, m/s (ft/s) 2,59 (8,5) Acero al carbono, m/s (ft/s) 2,44 (8,0)

Temperatura de diseño Lado de la coraza, zona de desobrecalentamiento, °C (°F) Trace línea isentrópica

desde temperatura y presión de operación hasta presión de diseño, y redondee a próximo múltiplo de 5,6 °C (10 °F)

Lado de la coraza, zona de condensación, °C (°F) Al menos igual a la temperatura de saturación a la presión de diseño

Lado de los tubos, zona de desobrecalentamiento, °C (°F) 19,4 °C (35 °F) mayor a la temperatura de saturación a la presión de diseño de la coraza

Lado de los tubos, zona de condensación, °C (°F) Como máximo, igual a la temperatura de saturación a la presión de diseño de la coraza

Temperatura máxima del metal para los tubos Cobre aresenical, °C (°F) 204 (400) Admiralty, °C (°F) 232 (450) Cobre-níquel 90-10, °C (°F) 316 (600) Cobre-níquel 80-20, °C (°F) 371 (700) Cobre-níquel 70-30 templado (annealed), °C (°F) 371 (700)

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Cuadro 29. Criterios de diseño típicos para calentadores de agua de alimentación [7]

Criterio Valor Cobre-níquel 70-30 destensado (stress-relieved), °C (°F) 427 (800) Níquel-cobre 70-30 templado (annealed), °C (°F) 482 (900) Níquel-cobre 70-30 destensado (stress-relieved), °C (°F) 427 (800) Acero al carbono, °C (°F) 427 (800) Acero inoxidable, °C (°F) 427 (800)

Espesores mínimos de las paredes de los tubos Cobre y aleaciones de cobre, mm (in) 1,24 (0,049) Aleaciones de níquel, mm (in) 1,24 (0,049) Acero inoxidable, tubos en U, mm (in) 0,89 (0,035) Acero inoxidable, tubos rectos, mm (in) 0,71 (0,028) Acero al carbono, mm (in) 1,27 (0,050)

Notas: 1. Sin zona de desobrecalentamiento, es decir, diferencia de temperatura entre el agua a

la salida de los tubos y el vapor saturado en la coraza. 2. Cuando se provee un subenfriador del condensado. 3. En las zonas de desobrecalentamiento y subenfriamiento.

14.4.2. Información relevante para la simulación en STEAM PRO

Dónde conseguir información adicional en STEAM PRO y este INEDON:


Datos de entrada

Nueva sesión Comenzar diseño Selección de calentadores de

agua de alimentación Bombas y calentadores de

agua de alimentación

17.4 17.5 17.6 17.11

Salidas de Texto Sistema Calentadores de agua de

alimentación

18.1.1 18.1.4

Salidas Gráficas Sistema Sistema de agua de

alimentación

18.2.1 18.2.4

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Número y arreglo de calentadores de agua de alimentación.

14.5. Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor El Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor comprende el condensador y equipos adicionales requeridos para condesar el vapor proveniente del Sistema de la Turbina de Vapor Los sistemas más comunes involucran el intercambio de calor entre el vapor a la descarga de la turbina y agua de enfriamiento en un condensador de superficie. El agua de enfriamiento puede ser de flujo directo desde una fuente de agua como el mar, un río o un lago (Figura 52); o de un circuito cerrado con una torre de enfriamiento evaporativa (Figura 53).

Figura 52. Esquema del Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor, ejemplo con un sistema de flujo directo

Vapor desde el Sistema de la Turbina de Vapor

Agua fría

Agua caliente Condensado

hacia el Sistema del HRSG

Fuente

Tratamiento

Condensador

Bomba de Condensado

Bomba de Agua de Enfriamiento

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Figura 53. Esquema del Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor, ejemplo con un sistema de circulación y torre evaporativa

También existen las opciones, aunque menos frecuentes, de la condensación con aire por medio de aerocondensadores, o por intercambio directo con agua.

14.5.1. Elementos Principales del Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor A continuación se detallan los elementos principales del sistema. A) Condensador (Condenser).

Es el equipo donde se realiza la condensación del vapor en agua, opera a una presión por debajo de la atmosférica para aumentar la eficiencia del ciclo de Rankine. Existen varios tipos de condensadores, los más comunes son:

Agua fría

Agua caliente

Agua de reposición

Condensador

Aire

Aire caliente

Aire frío Bomba de

Condensado

Bomba de Agua de Enfriamiento

Torre de Enfriamiento

Vapor desde el Sistema de la Turbina de Vapor

Condensado hacia el Sistema

del HRSG

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a) De superficie. Es un tipo de intercambiador de calor con tubos que usa agua como medio de enfriamiento, existen los tipos convencionales (debajo de la turbina, Figura 54), axial (Figura 55) y lateral.

Figura 54. Condensador de superficie convencional (GEA)

Ducto de entrada del vapor hacia el condensador principal

Condensador auxiliar (dump condenser), opcional

Condensador principal

Bombas de condensado Unidades de vacío

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Figura 55. Condensador axial (GEA)

b) Enfriado por aire. Como el título lo indica, es un de intercambiador que usa aire como medio de enfriamiento (Figura 56). Su uso es limitado a los sitios donde la temperatura del aire es adecuada para el enfriamiento o donde el agua no está disponible para usar un condensador de superficie.

c) De contacto directo

En este condensador, el vapor entra en contacto directo con el agua de enfriamiento (Figura 57).

Ducto axial de entrada del vapor

hacia el condensador

Condensador principal

Unidades de vacío

Bombas de condensado

Pozo

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Figura 56. Condensador enfriado por aire (GEA)

Figura 57. Esquema de un condensador de contacto directo

La Figura 58 muestra una comparación de los tipos de condensadores descritos anteriormente y conectados a la turbina de vapor, como se puede observar, para las mismas condiciones de diseño, el condensador enfriado por aire requiere mayor espacio de implantación.

Vapor desde la turbina

Agua hacia el HRSG

Suministro de agua fría

Retorno de agua caliente

Pared contra el viento

Módulo de contra flujo

Módulo de flujo paralelo Ventilador de tiro forzado Sistema de remoción de aire

Tanque de condensado Entrada de vapor

Salida de condensado

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Figura 58. Comparación de las vistas 3D para los tipos de condensador conectados a una turbina de vapor con descarga axial [17]

La presión óptima de operación del condensador debe determinarse según una evaluación económica, tomando en cuenta la potencia entregada por la turbina, la eficiencia del ciclo, y el costo capital. Para los condensadores de superficie, HEI, en su publicación Standards for Steam Surface Condensers, recomienda unas presiones mínimas de operación para distintas temperaturas de entrada del agua de enfriamiento, que se pueden observar en la Figura Y. Adicionalmente, se recomienda que la presión de operación del condensador sea tal que no permita que la diferencia de temperatura terminal sea menor a 2,8°C (5 °F).

Condensador de contacto directo

Condensador enfriado por aire

Condensador de superficie

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a) Límites de presión absoluta para servicio de turbina de vapor. b) Límites de presión absoluta para servicio de turbina de vapor según

contenido de oxígeno.

Figura 59. Límites inferiores de presión para condensadores de superficie [7] B) Torre de enfriamiento (Cooling tower).

Los sistemas de enfriamiento de recirculación abierta o cerrada requieren torres u otros equipos para disminuir la temperatura del agua de enfriamiento cuando sale del condensador.

a) b)

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El INEDON “Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento Evaporativas de Tiro Mecánico”, N° 903-HM120-P09-GUD-076

C) Bombas de agua de enfriamiento

, contiene información adicional sobre ese equipo y otros tipos de torre de enfriamiento.

(Cooling water pumps).

Son las bombas que mueven el agua de enfriamiento desde la fuente, a través del condensador y de retorno a la fuente.

D) Unidad de extracción de aire o

Unidad de vacío (Air extraction or vacuum unit).

El oxígeno, contenido en el aire que puede estar presente en el agua de alimentación del ciclo de vapor, es altamente corrosivo. El aire puede provenir del Sistema de Agua Desmineralizada o entrar al Sistema de Enfriamiento del Ciclo de Vapor debido a su baja presión de operación, ambas fomentan el ingreso de aire desde la atmósfera (succión del aire por efecto de vacío en fugas). La Unidad de Extracción de Aire (y de gases no condensables) puede estar compuesta de un bomba de vacío mecánica, de un eyector de aire con vapor o una combinación de ambos (hibrido). La Unidad de extracción de aire normalmente comprende una unidad en operación continua, para la remoción de incondensables en operación normal, y otra de mayor capacidad usada sólo para arranque. Los requerimientos de extracción de aire mínimos se calculan en base a procedimientos establecidos por el HEI, en su publicación Standards for Steam Surface Condensers. Las capacidades mínimas de extracción para el eyector de arranque (hogger), según recomendaciones del HEI, en su publicación Standards for Steam Surface Condensers, se muestran en el Cuadro 30 para las siguientes condiciones: evacuación del aire desde 1 atmósfera hasta 254 mm Hg (10 in Hg) en 30 minutos, con un volumen estimado de condensador y turbina de baja presión de 1,6 m3/ TM/h de vapor condensado (26 ft3/ 1.000 lb/h de vapor condensado).


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Cuadro 30. Capacidades del eyector de arranque (hogger) [7]

Vapor total condensado, kg/h (lb/h) Capacidad del eyector de arranque, N m3/h (SCFM)1

0 – 45.359 (0 – 100.000) 79 (50) 45.360 – 113.398 (100.001 – 250.000) 158 (100) 113.399 – 226.796 (250.001 – 500.000) 315 (200)

226.797 – 453.592 (500.001 – 1.000.000) 552 (350) 453.593 – 907.185 (1.000.001 – 2.000.000) 1.104 (700)

907.186 – 1.360.777 (2.000.001 – 3.000.000) 1.656 (1.050) 1.360.778 – 1.814.369 (3.000.001 – 4.000.000) 2.208 (1.400) 1.814.370 – 2.267.962 (4.000.001 – 5.000.000) 2.760 (1.750) 2.267.963 – 2.721.554 (5.000.001 – 6.000.000) 3.312 (2.100) 2.721.555 – 3.175.147 (6.000.001 – 7.000.000) 3.864 (2.450) 3.175.148 – 3.628.739 (7.000.001 – 8.000.000) 4.416 (2.800) 3.628.740 – 4.082.331 (8.000.001 – 9.000.000) 4.968 (3.150)

4.082.332 – 4.535.924 (9.000.001 – 10.000.000) 5.520 (3.500) Notas: 1. N m3/h a 1 atm y 0 °C, SCFM a 1 atm y 70°F



Datos de entrada Criterios de planta. Sist. enfriamiento.

17.7 17.8

Salidas de Texto Sistema. Sist. enfriamiento.

18.1.1 18.1.5

Salidas Gráficas Sistema. Sist. enfriamiento.

18.2.1 18.2.5

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14.5.3. Posibles evaluaciones requeridas en la IC • Tipo del sistema de enfriamiento, generalmente el flujo directo vs la torre

evaporativa vs la torre seca.

• Tipo de condensador.

• Presión óptima de operación del condensador.

14.6. Sistemas de Control de Emisiones Los sistemas de control de emisiones involucran todos aquellos equipos o procesos cuyo objetivo es reducir las emisiones de contaminantes que requieren control en las plantas de generación de potencia: monóxido de carbono (CO), óxidos de nitrógeno (NOX), partículas sólidas y óxidos de azufre (SOX).

14.6.1. Contaminantes Los contaminantes a se detallan a continuación. A) Monóxido de carbono, CO:

El monóxido de carbono es un subproducto de la combustión, que se genera cuando el carbono en el combustible no logra oxidarse completamente. Desde el punto de vista humano y animal, es un gas altamente tóxico, y desde el punto de vista térmico, representa una pérdida de energía debido a combustión incompleta.

B) Óxidos de nitrógeno, NOX: El término NOX es usado para englobar el monóxido de nitrógeno (NO) y el dióxido de nitrógeno (NO2), que son considerados gases de efecto invernadero. La mayor cantidad de NOX es producida por la conversión de nitrógeno presente en los combustibles como el carbón. Los NOx se generan cuando hay zonas de alta temperatura, ricas en oxígeno, en la caldera.

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C) Óxidos de azufre, SOX: El término SOX es usado para englobar el monóxido de azufre (SO), el dióxido de azufre (SO2) y el trióxido de azufre (SO3), los cuales son producidos en la quema de combustibles que contienen azufre, lo cual es típico en el carbón y en mayor medida en algunos tipos de coque de petróleo. Para el medio ambiente, el daño más grave se presenta al transformarse el SO2 en lluvia ácida.

D) Partículas sólidas: Las partículas sólidas comprenden la ceniza suelta producida por la combustión del carbón y/o coque, que es arrastrada por los gases de escape. Las partículas por debajo de 10 y 2,5 micrones representan problemas para la salud, puesto que pueden generar problemas respiratorios en la población. Las tecnologías usadas en las plantas de generación de potencia son la precipitación electrostática (ESP, por sus siglas en inglés) y los filtros de manga.

14.6.2. Control de CO La generación de CO está directamente relacionada con el diseño de la caldera y la relación aire / combustible. Las condiciones de operación de la caldera se fijan de manera que exista suficiente aire en exceso para garantizar la combustión completa, minimizando las emisiones de CO.

14.6.3. Control de NOX La reducción de las emisiones de NOX se logra mediante dos métodos: el control en la combustión y el control post-combustión. El control en la combustión se refiere a tecnologías empleadas en la caldera para reducir la cantidad de aire en exceso y/o eliminar la presencia de zonas calientes en la caldera. Esto se logra mediante quemadores bajos en NOX (low-NOX) en calderas de carbón pulverizado. En las calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico, el diseño mismo de la caldera permite que la temperatura en el horno se mantenga lo suficientemente baja para evitar la formación de óxidos de nitrógeno.

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El control post-combustión involucra la reducción de los óxidos de nitrógeno generados durante la combustión, mediante la adición de un reactante al gas de escape. La tecnología más común para control post-combustión de NOX es la reducción catalítica selectiva (SCR, por sus siglas en inglés); y también existe la reducción no catalítica selectiva (SNCR, por sus siglas en inglés). En el Cuadro 31 se muestra una comparación entre los métodos de control de NOX.

Cuadro 31. Tecnologías de Control de NOX

Método de Control

En combustión Post-combustión

Tecnología Quemadores low-NOX

Combustión en lecho fluidizado

SCR SNCR

Aplicabilidad Calderas de carbón pulverizado

Calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico

Todo tipo de calderas

Todo tipo de calderas. Recomendado para calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico

Configuración de la tecnología

Quemadores especiales con bajo aire en exceso, evitando zonas calientes en el horno

Lecho fluidizado con solvente y material inerte que regula la temperatura máxima del horno

Se inyecta amoníaco que reacciona con los NOX sobre un lecho catalítico agregado en el ducto de gases de escape para formar N2 y agua. Figura 60.

Amoníaco o urea se inyectan en las zonas calientes del horno, sin requerir catalizador. Requiere de buena dispersión del reactivo y temperaturas constantes, óptimamente en calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico

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Método de Control


Emisiones de NOX

>0,09 kg/MMkJ (>0,2 lb/MMBtu)

>0,09 kg/MMkJ (>0,2 lb/MMBtu)

>0,02 kg/MMkJ (0,05 lb/MMBtu)

>0,04 kg/MMkJ (0,09 lb/MMBtu) en calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico

Eficiencia en reducción de NOX

1

20 – 60%, dependiendo del fabricante y el combustible

Hasta 50%, dependiendo del combustible. Se puede incrementar hasta 70% con SNCR

Entre 80 y 95% Entre 20 y 80% para calderas de carbón pulverizado. Entre 50 y 70% en calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico

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Método de Control


Parámetros operacionales típicos

Bajo aire en exceso (dependiendo del fabricante, puede llegar a 15 ó 20%)

Vea la sección 14.2.1

Relación molar NH3:NOX ~1,0

Pérdidas de amoníaco entre 2-10 ppm

Temperatura entre 299 y 371 °C (570 y 700 °F)

Pérdida de tiro de hasta 1 kPA (0,18 psi) en ubicaciones con alto polvo

Velocidad superficial de gases ~4,9 m/s (16 ft/s)

Reemplazo de catalizador cada 2 a 4 años (típico), o de 6 a 10 años (últimos).

Relación molar NH3:NOX entre 3,0 y 4,0.

Temperatura entre 816 y 1.204 °C (1.500 y 2.200 °F).

Pérdida de tiro <0,2 kPA (0,04 psi) en condiciones normales, pero puede provocar ensuciamiento

Tiempo de residencia de 0,2 s a 0,5 s

Ventajas Se puede utilizar en calderas nuevas, o en modificaciones a calderas existentes

Dependiendo del combustible, puede eliminar la necesidad de controles de NOX post-combustión

Alta eficiencia en reducción de emisiones.

No oxida el SO2 a SO3.

No requiere de catalizadores

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Método de Control


Desventajas La aplicación a calderas existentes puede requerir cambios en pulverizadores o en la carga mínima operacional.

Algunas variantes de este sistema pueden incrementar las pérdidas por carbón sin quemar

Menos unidades en operación comercial que las calderas de carbón pulverizado

Puede oxidar el SO2 a SO3. Conversiones menores al 1% de SO2 a SO3 se pueden lograr con inyección de amoníaco entre 349 y 371 °C (600 y 700 °F).

El catalizador puede representar entre 20 y 30% del costo total del sistema.

Eficiencia de remoción y pérdidas de reactivo altamente variables.

Mayores requerimientos de reactivo

Sólo remueve el NO, pero no el NO2.

Mayores probabilidades de formación de sales amoniacales debido a exceso de amoníaco.

El amoníaco puede oxidarse N2O, que es un gas de efecto invernadero

Puede generar una pluma visible debido al amoníaco

Notas: 1. En comparación con la quema convencional, sin control de NOX.

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Figura 60. Esquema del Proceso de SCR

14.6.4. Control de SOX Al igual que los NOX, el control de las emisiones de SOX se puede realizar en la combustión, o post-combustión. El control en la combustión, en calderas de carbón pulverizado, incluye la inyección de solvente en el horno (FSI, por sus siglas en inglés), que consiste en la inyección de un solvente rico en calcio (típicamente piedra caliza, dolomita o lechada de cal) en el quemador para capturar los óxidos de azufre. En calderas de lecho fluidizado atmosférico circulante, la piedra caliza se alimenta junto con el carbón y circula en el lecho para capturar azufre. En el método de control post-combustión, la tecnología más común para disminuir la cantidad de SOX producido en la quema de combustibles sólidos, es la desulfurización de los gases de escape (FGD, por sus siglas en inglés). El

Gases de combustión

sin tratar (NOX)


tratados (N2 + H2O)

Capas de catalizador

Vaporizador Soplador de aire

Calentador de aire

Tanque de NH3 acuoso

Mezclador

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FGD a su vez se subdivide en dos tecnologías: absorbedor húmedo y absorbedor seco, que se describen a continuación. A) Inyección de Absorbente

El SOX puede ser recolectado añadiendo polvo seco de una sustancia alcalina en los gases de escape. El SOX es adsorbido en la superficie del polvo y reacciona para formar compuestos de sulfito y sulfuro que son luego atrapados en el control de partículas. Los absorbentes típicos son caliza, cal hidratada (la más común) y dolomita (CaMg(CO3)2). El absorbente puede ser inyectado en la zona de combustión, en el ducto de salida de los gases o en el horno, este último es el sistema más usado en calderas de carbón pulverizado, y es el método empleado por definición en calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico.

B) Absorbedor Húmedo Es el método más usado de FGD debido a su eficiencia alta de remoción de SOX y confiabilidad (Figura 61); consiste en la oxidación forzada de caliza y consta de cuatro pasos: 1) Preparación del reactivo: la caliza es pulverizada en un polvo fino y

mezclada con agua en un tanque. La mezcla caliza-agua es bombeada hacia el tanque de reactivo absorbedor, para ser luego bombeado continuamente hacia uno o más distribuidores con rociadores.

2) Absorción de SO2: los gases de escape entra al absorbedor por la mitad y fluye hacia arriba a través de la mezcla de caliza-agua que es rociada hacia abajo. Durante este proceso, el SO2 contenido en los gases de escape es removido por absorción y reacción con la mezcla de caliza-agua, el agua es vaporizada por los gases de escape, los cuales se saturan con esta.

3) Secado de la mezcla de caliza: El SO2 absorbido es convertido (en varias etapas) en un precipitado de yeso, para lograr esto se usa una oxidación forzada por medio del soplado de aire en el tanque de reacción. Una porción de la mezcla caliza-agua es llevada a un sistema de secado.

4) Disposición final: el producto o sólido de desecho es separado y preparado para su disposición final.

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Figura 61. Esquema de la FGD con Absorbedor Húmedo C) Absorbedor Seco

El absorbente usado en este método es generalmente cal u óxido de calcio (Figura 62). A diferencia del absorbedor húmedo, no se usa agua para la oxidación. La mezcla cal-agua es secada antes de pasar a los rociadores, en la medida que las gotas de la mezcla son secadas, el SOX es absorbido por las gotas y reacciona con la cal disuelta y suspendida. Las gotas secas son arrastradas por los gases de escape y removidas en el control de partículas, en este método de FGD es indispensable que el control de partículas esté aguas abajo.

Caliza

Mezcla caliza-agua

Tanque de mezclado

Aire para oxidación

Secador primario

Secador secundario

Mezcla caliza-agua

Tanque de agua extraída

Rebose Purga

Reposición

Hacia un relleno

Gases de combustión sin tratar Gases de combustión tratados

Despojador (absorbedor)

Recalentador

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Figura 62. Esquema de la FGD de Absorbedor Seco con el Control de Partículas Aguas Abajo

D) Comparación entre los métodos de control de SOX

En el Cuadro 32 se muestra una comparación entre los métodos de control de SOX.

Despojador (absorbedor) Control de

partículas

Monitoreo de temperatura

Monitoreo de SOX

Mezcla cal-agua

Reciclo Hacia la planta de estabilización

Ventilador de tiro

Gases de combustión tratados

Gases de combustión sin tratar

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Cuadro 32. Comparación de métodos para control de SOX

Método de Control

En combustión Post-combustión (FGD)

Tecnología FSI Absorbedor húmedo Absorbedor seco Aplicabilidad Todo tipo de

calderas. La inyección de piedra caliza junto con el carbón es el método empleado por calderas de lecho fluidizado circulante atmosférico

Todo tipo de calderas Todo tipo de calderas

Configuración de la tecnología

Inyección de piedra caliza, cal hidratada y dolomita junto con los quemadores

El absorbente se mezcla con agua y es alimentado a un absorbedor, donde entra en contacto con los gases de escape

El absorbente se mezcla con los gases de combustión sin presencia de agua

Eficiencia en reducción de SOX

1

30 a 50% (70 a 80% con reciclo del

residuo), 90 a 95% en calderas de lecho

fluidizado circulante atmosférico

92 a 98% 85 a 92%

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Cuadro 32. Comparación de métodos para control de SOX

Método de Control

En combustión Post-combustión (FGD)

Parámetros operacionales típicos

Temperatura de operación: 950 a 1.150 °C (2.822 a 2.102 °F) en calderas de carbón pulverizado, 2.822 a 3.002 °C (1.550 a 1.650 °F) en calderas de lecho fluidizado circulante

Absorbente: piedra caliza o cal húmeda

Relación molar calcio/azufre: 1,5 a 4

Residuo: mezcla de sales de calcio

Confiabilidad: 99,90%

Temperatura de operación: 45 a 60°C (113 a 140 °F)

Absorbente: piedra caliza o cal

Relación molar calcio/azufre: 1,02 a 1,1

Residuo: yeso (puede ser vendido)

Confiabilidad: de 95 a 99%

Temperatura de operación: 120 a 200°C (248 a 392 °F)

Absorbente: cal y óxido de calcio

Relación molar calcio/azufre: 1,3 a 2,0

Residuo: mezcla de cenizas, aditivo y CaSO4 (de poco valor comercial)

Confiabilidad: de 95 a 99%

Ventajas En calderas de lecho fluidizado circulante, se puede lograr la remoción deseada de azufre sin requerir de FGD.

Menor consumo de absorbente que absorbedor seco

El producto (yeso) puede ser vendido

Menor consumo de potencia que absorbedor húmedo

Mayor eficiencia de remoción de SO3 que absorbedor húmedo

Desventajas En calderas de carbón pulverizado, genera ensuciamiento y escorificación adicional, incrementa las pérdidas por carbono sin quemar y genera inestabilidad en la llama

Genera agua de desecho

Alto consumo de potencia, en comparación con absorbedor seco

Alto consumo de agua

Alto costo operativo debido al absorbente

El producto no es comercializable

Notas: 1. En comparación con la quema convencional, sin control de SOX.

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14.6.5. Control de Particulados El control de partículas es recomendado cuando el combustible genera más de 0,009 kg/MMkJ (0,04 lb/MMBtu) de cenizas basado en el HHV [30]. Los dos métodos empleados para control de particulados en centrales nuevas son: precipitador electrostático (ESP) y filtros mangas. Anteriormente también se usaba el separador húmedo, pero es una tecnología obsoleta. A) Precipitador Electrostático (ESP)

El ESP emplea fuerzas eléctricas para cargar negativamente a las partículas presentes en el flujo de gas de escape, esto permite que las partículas se muevan hacia unas placas cargadas positivamente (Figura 63). Las placas son “golpeadas” periódicamente para remover el polvo, el cual cae en contenedores. Los ESP pueden alcanzar una eficiencia de recolección de 99,5 %.

Figura 63. Separación electrostática de las partículas

Placas de recolección

Placas de recolección atraen las partículas cargadas y forman una capa de polvo

Electrodo colector con polaridad positiva

Partículas sin carga Tierra

Tierra


sin tratar


Partículas cargadas negativamente

Electrodos de descarga con polaridad negativa

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Figura 64. Esquema del ESP [30] B) Filtro de Mangas (también llamado “casa de bolsas”)

El filtro consta de bolsas de un tejido (de poliéster o de fibra de vidrio) en forma de tubos, a través de las cuales pasa el flujo de gas de escape (Figura 65). Las partículas son capturadas por el tejido. La remoción del polvo es requerida con regularidad para mantener la eficiencia; pero también afecta la vida útil de las bolsas. La eficiencia de remoción reportada por los fabricantes está entre 99 % y 99,9 %.

Figura 65. Esquema del Filtro de Mangas


sin trata


Manejo de polvo

Filtros tubulares de tela

Partículas


sin tratar


Manejo de polvo

Electrodos de colección (placas) y electrodos de descarga (alambres)

Suministro de electricidad

Partícula

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C) Comparación de tecnologías Las tecnologías para control de particulados se comparan en el Cuadro 33. Cuadro 33. Comparación de tecnologías para control de particulados

Tecnología Separador electrostático

(ESP) Filtro de mangas

Aplicabilidad Todo tipo de calderas. Recomendado para potencias > 50 MW

Todo tipo de calderas. Recomendado para potencias < 50 MW

Eficiencia de remoción de partículas < 1 micrón 2 micrones 5 micrones > 10 micrones

> 96,5 > 98,3 > 99,95 > 99,95

> 99,6 > 99,6 > 99,9 > 99,95

Temperatura de operación, °C (°F)

ESP frío: 80–200 (176–392) ESP caliente: 300–450

(572–842)

Poliéster: 150 (302) Fibra de vidrio: 260 (500)

Consumo de energía (% de generación eléctrica)

0,1 a 1,8 % 0,2 a 3%

Pérdida de presión, kPa (psi)

0,15 – 0,3 (0,02 – 0,04) 0,5 – 2 (0,07 – 0,3)

Ventajas Bajo costo de operación, excepto a altas tasas de remoción.

Alta eficiencia de remoción

Desventajas Puede no ser eficiente cuando las partículas tienen una alta resistividad eléctrica

La vida útil de las bolsas disminuye con el incremento del contenido de azufre en el carbón y de la velocidad de filtración

Fallas anuales promedio del 1% de las bolsas instaladas para las bolsas individuales

Altas pérdidas de presión

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14.6.6. Sistema continuo de monitoreo de emisiones El sistema continuo de monitoreo de emisiones (CEMS, por sus siglas en inglés), tiene como objetivo registrar las emisiones atmosféricas de la central para su reporte, de acuerdo a las leyes ambientales del país donde se ubica la planta. El monitoreo continuo de emisiones se puede hacer in situ, tomando las mediciones directamente en la estaca, o en forma extractiva, recolectando una muestra del ducto del gas de escape y analizándola en una ubicación remota. Los sistemas extractivos a su vez se clasifican en sistemas extractivo húmedo, extractivo seco y extractivo en dilución. Las ventajas y desventajas de cada tipo de CEMS se muestran en el Cuadro 34.

Cuadro 34. Comparación entre tipos de CEMS [7]

Tecnología Ventajas Desventajas In situ Tecnología probada

Mide en base húmeda Análisis a tiempo real No hay líneas de muestras

Soporte limitado del fabricante Ubicación vulnerable de equipos Poca accesibilidad a equipos

electrónicos en ducto o estaca Afectado por particulados o gotas en

el gas de escape Limitado para mediciones a baja

concentración Extractiva en

seco Tecnología probada Soporte amplio del fabricante

No mide humedad Potencial condensación de ácido en

aplicaciones altas en azufre El sistema de muestreo requiere de

alto mantenimiento y calentamiento La vida del filtro se reduce por altas

tasas de muestreo Extractiva húmeda

Tecnología probada Mide en base húmeda Bajo mantenimiento

Analizador y líneas de muestreo con calentamiento

Interferencia de humedad con mediciones de NOX.

Soporte limitado del fabricante La vida del filtro se reduce por altas

tasas de muestreo

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Cuadro 34. Comparación entre tipos de CEMS [7]

Tecnología Ventajas Desventajas Extractiva en

dilución Tecnología probada Mide en base húmeda Bajo mantenimiento No requiere de líneas

traceadas Prolonga la vida del filtro con

bajas tasas de muestreo Amplio soporte del fabricante

Requiere de corrección por cambios en temperatura y presión

Requiere de aire limpio para mediciones precisas

Requiere protección contra el congelamiento



Datos de entrada Medio ambiente 17.15

Salidas de Texto Medio ambiente 18.1.6

Salidas Gráficas Control de emisiones 18.2.6

14.6.8. Posibles evaluaciones requeridas en la IC • Selección de tecnología para control de NOX.

• Selección de tecnología para control de SOX.

• Selección de tecnología para control de particulados.

• Selección de tecnología para monitoreo continuo de emisiones.

14.7. Chimenea

Es el equipo final en el flujo de los gases de escape, su principal función es dispersar dichos gases en la atmosfera.

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14.8. Sistemas Auxiliares Los Sistemas Auxiliares (secundarios, de soporte o balance of plant, BOP, en inglés) son aquellos que complementan a los Sistemas Principales. Las designaciones de los sistemas y sus elementos pueden variar en un Proyecto cuando el Cliente tiene establecidos los nombres o cuando el Proyecto se adecuado a la información de los fabricantes. La existencia o no de algún sistema depende de los requerimientos de la Central, las calidades de los insumos o productos, el alcance de inelectra en el Proyecto, etc. Cuando se considera que el Sistema Auxiliar pudiese no ser requerido, es indicado en este INEDON. También existe la posibilidad que algunos de los elementos descritos para un sistema no sean requeridos. El personal del Proyecto es exhortado a determinar cuáles sistemas son requeridos y cuáles elementos en dichos sistemas. Todos los sistemas auxiliares están también conformados por las líneas de interconexión, equipos eléctricos y sistemas de control requeridos para su operación. Las descripciones de los Sistemas Auxiliares, típicamente desarrollados por la Disciplina de Procesos, contienen diagramas de bloques con los elementos principales.

14.8.1. Sistema de Combustible Gaseoso Función: Recibir, regular y acondicionar el gas para que este cumpla con las especificaciones requeridas por el fabricante de la caldera, si se usa como combustible para los pilotos. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye la composición. Las condiciones de entrega en el límite de batería. Las condiciones de entrega a la caldera y el flujo requerido pueden estar disponibles o son determinadas durante la IC. Opción: El alcance de la IC puede incluir la evaluación de combustibles gaseosos (disponibilidad, fuentes de suministro, etc.), en este caso la composición es incorporada a las Bases de Diseño durante la ejecución del Proyecto.

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Elementos principales: • La medición de flujo en la línea de suministro externa.

• La regulación de la presión. • Unidad de Compresión de Combustible Gaseoso, requerido si el

combustible no tiene la presión requerida para el suministro hacia la caldera.

• Filtro de Partículas, para la remoción de partículas líquidas o condensadas de hidrocarburos pesados por medio de un separador con filtros coalescentes. En muchos casos el separador es siempre instalado por precaución.

• Calentador de Combustible, requerido si el combustible no tiene la

temperatura adecuada para el suministro hacia la caldera. Diagrama de bloques:

Figura 66. Diagrama de bloques del Sistema de Combustible Gaseoso Información adicional: Una designación como “Sistema de Gas Combustible” no es adecuada por la diversidad de combustibles gaseosos que pueden ser usados además del denominado como gas combustible en las instalaciones de procesamiento de hidrocarburos.

Fuente de suministro

Instrumento de Medición y Regulación

Unidad de Compresión de Combustible (b)

Caldera (pilotos)

(a) Recomendado (b) Revise si es requerido

Calentador (b) Filtro de Partículas (a)

LLHHVV

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Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Disponibilidad de los combustibles gaseosos.

14.8.2. Sistema de Combustible Líquido Función: Almacenar, acondicionar y suministrar uno o más combustibles líquidos para los pilotos de la caldera, los generadores de emergencia y de arranque en negro, y los equipos con motores de combustión interna (por ejemplo, las bombas con motor diesel para el Sistema de Detección y Extinción de Incendio). Información requerida en las Bases de Diseño de la IC:

Incluye la composición o el tipo del combustible líquido. Las condiciones de entrega a la caldera y el flujo requerido pueden estar disponibles o son determinadas durante la IC. Opción: El alcance de la IC puede incluir la evaluación de combustibles líquidos (disponibilidad, fuentes de suministro, etc.), en este caso la composición sería incorporada a las Bases de Diseño durante la ejecución del Proyecto. Elementos principales: • Medición del suministro.

• Tanque de Almacenamiento de Combustible Líquido (antes de

acondicionar).

• Filtro de Combustible Líquido, es requerido si la calidad del combustible líquido requiere filtrado.

• Bombas de Centrifugado de Combustible Líquido.

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• Centrifugadora de Combustible Líquido, es requerida si la calidad del combustible líquido necesita remoción de partículas finas antes de ser suministrado a la caldera.

• Tanque de Combustible Líquido Filtrado.

• Bomba de Combustible Líquido Filtrado. Diagrama de bloques:

Figura 67. Diagrama de bloques del Sistema de Combustible Líquido Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Disponibilidad de los combustibles líquidos.


Elemento de Medición

Tanque de Almto. de Combustible

Líquido

Caldera (pilotos) y otros usuarios

Filtro (a) Bombas de Centrifugado Centrifugadora (a)

(a) Recomendado

Tanque de Almto. de Combustible Líquido Filtrado

Bombas de Combustible

Líquido Filtrado

LLHHVV

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14.8.3. Sistema de Condensados de Hidrocarburo

Función: Recolectar y almacenar condensados de hidrocarburo, que se pudiesen generar en el Sistema de Combustible Gaseoso, para su disposición. Elementos principales: • Red de recolección, cuando existen varios equipos que generan

condensados de hidrocarburos.

• Recipiente Recolector de Condensados, el cual puede tener la salida de gas conectada al Sistema de Alivio de Presión y la disposición final de los condensados es realizada con una cisterna.

Diagrama de bloques:

Figura 68. Diagrama de bloques del Sistema de Condensados de Hidrocarburo Información adicional: En los Proyectos de procesamiento de hidrocarburos, es llamado “Sistema de Drenaje Cerrado”.

Fuentes de los condensados

Red de recolección de condensados (a)

Recipiente Recolector de Condensados

(a) Revise si es requerido

Sistema de Alivio de Presión

Salida de gas

Cisterna para transporte de los

líquidos

Salida de líquido

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Posible evaluación requerida en la IC: Generalmente no existe algún tipo de evaluación significativa para el diseño de la Central.

14.8.4. Sistema de Suministro y Retorno de Agua Función: Suministrar el agua hacia la Central y su retorno hacia la fuente, por ejemplo pozos subterráneos, ríos, lagos, mares y redes de suministro. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye la calidad y fuente del agua de suministro y las condiciones para el retorno. Las condiciones y el flujo requerido son generalmente determinados durante la IC. Opción: En algunos casos también es requerido determinar la fuente más idónea para el suministro de la Central. Elementos principales: • Bombas de Suministro hacia la Central. Casi todas las fuentes requieren

de bombas para transportar el agua. En el caso de un sistema de enfriamiento con flujo directo, es posible que las bombas de enfriamiento y las de suministro sean las mismas.

• Tanque de Almacenamiento, cuando parte del agua es usada por otros sistemas.

• Bombas de distribución para los diferentes usuarios.

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Figura 69. Diagrama de bloques del Sistema de Suministro y Retorno de Agua Información adicional: • La fuente que se use en el Proyecto dependerá de su disponibilidad y el

requerimiento de agua para la Central, también existe la posibilidad de usar la combinación de varias fuentes.

• Las Centrales que usan agua proveniente de ríos, lagos y mares pueden

requerir del diseño y construcción de la toma y descarga de agua (Figura 96).

• El agua usada en estos sistemas requiere generalmente un tratamiento simple como son la inyección de biocidas para evitar el crecimiento de fauna y flora en los equipos y líneas del sistema de enfriamiento, y si el contenido de sólidos es alto, también una clarificación para evitar la sedimentación de dichos sólidos.

• En varios Proyectos de generación de potencia y procesamiento de

hidrocarburos, el agua de suministro es llamada agua cruda o bruta cuando no es pasada por algún proceso de tratamiento.

Fuente de Agua

Toma de Agua

Filtro (a) y/o Sedimentador (b)

Bombas de Suministro

Descarga de Agua

Usuarios de agua de suministro

Dosificación de Químicos (b)


Fuente de Agua

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Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Disponibilidad de las fuentes de agua.

• Efecto de las diferentes fuentes en el desempeño y costo de la Central.

• Ubicación de la toma y descarga de agua.

• Proceso de tratamiento para el agua (si es requerido).

14.8.5. Sistema de Agua Industrial Función: Producir, almacenar y suministrar agua con la calidad requerida para ser enviada al Sistema de Agua Desmineralizada, Sistema de Agua Potable, Sistema de Detección y Extinción de Incendio; enfriamiento de equipos como bombas, turbinas y unidades de lubricación, y para operaciones de mantenimiento. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye la calidad requerida para el agua industrial. Las condiciones y el flujo requerido son generalmente determinados durante la IC. Elementos principales: Los elementos del sistema difieren del proceso usado para tratar el agua y la calidad de agua que alimenta al sistema, pero se indican algunos a continuación: • Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda, puede ser requerido para

suministrar un flujo constante hacia la Unidad de Tratamiento.

• Bombas del Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda (solo si el tanque es requerido).

• Unidad de Tratamiento.

• Unidades de Dosificación de Químicos, incluye bombas, tanques, mezcladores, etc.

• Tanque Almacenamiento de Agua Industrial.

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• Bombas de Suministro de Agua Industrial. Diagrama de bloques:

Figura 70. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Industrial Información adicional: El sistema puede no ser necesario si existe una fuente con la calidad requerida, por ejemplo el suministro desde una red de agua tratada.

Cuadro 35. Calidad recomendada para el agua industrial (si se desconoce algún requerimiento específico)

Parámetro [unidad] Valor

pH [ - ] 7,5

Alcalinidad total [ppm como CaCO3] 100

Turbidez [NTU] 0,5

Sólidos suspendidos totales [mg/L] 0

Fuente de Agua

Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda (a)

Bombas (a)

Usuarios de agua industrial

Dosificación de Químicos (a)


Unidad de Tratamiento (a)

Tanque de Almacenamiento

de Agua Industrial Bombas

Agua de Desecho (a)

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Cuadro 35. Calidad recomendada para el agua industrial (si se desconoce algún requerimiento específico)

Parámetro [unidad] Valor

Sólidos disueltos totales [mg/L] 140

Dureza Ca [mg CaCO3] 110

Dureza Total [mg CaCO3] 120

Cloruros [mg/L ión] 25

Hierro Total [mg/L ión] 0,1

Cloruro residual [mg/L ión] 0,1

Conductividad [μS/cm] 300

Sulfatos [mg/L ión] 24

Calcio [mg/L ión] 50

Magnesio [mg/L ión] 4,0

Silicio [mg/L ión] 8,0 Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Disponibilidad de una fuente con calidad de agua de industrial para

minimizar costos, al no requerir tratamiento.

• Procesos de tratamiento (si es requerido).

14.8.6. Sistema de Agua Desmineralizada Función: Producir, almacenar y suministrar agua con la calidad requerida para ser usada en la reposición del agua de alimentación del ciclo de vapor. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye la calidad requerida para el agua desmineralizada. Las condiciones y el flujo requerido son generalmente determinados durante la IC.

INEDON




Elementos principales: Los elementos del sistema difieren del proceso usado para desmineralizar el agua y la calidad de agua que alimenta al sistema, pero se indican algunos a continuación: • Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda, puede ser requerido para

suministrar un flujo constante hacia la Unidad de Tratamiento. Si la fuente es agua industrial, el Tanque de Almacenamiento de Agua Industrial hace las veces de tanque de agua cruda.


• Unidad de Desmineralización.

• Unidades de Dosificación de Químicos, incluye bombas, tanques, mezcladores, etc.

• Tanque de Agua de Desmineralizada.

• Bombas de Suministro de Agua Desmineralizada.

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Figura 71. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Desmineralizada Información adicional: El Cuadro 36 muestra la calidad recomendada para el agua desmineralizada cuando no se dispone de un requerimiento específico, el cual varía según el uso que tendrá el agua y las presiones del ciclo de vapor. Los valores del cuadro corresponden con los límites de agua de alimentación para calderas tubulares del ASME y son convenientes para la especificación de la unidad de tratamiento en una IC. Posible evaluación requerida en la IC: Procesos de tratamiento.

Fuente de Agua

Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda (b)

Bombas (b)

Usuarios de agua desmineralizada

Dosificación de Químicos

(a) n/a (b) Revise si es requerido

Unidad de Tratamiento

Tanque de Almto. de Agua

Desmineralizada Bombas

Agua de Desecho

μμSS//ccmm

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Cuadro 36. Calidad del agua desmineralizada (si se desconoce algún requerimiento específico).

Parámetro [unidad]

0 kP

a a

2068

kPa

(0

psi

g a

300

psig

)

2075

kPa

a 3

103

kPa

(301

psi

g a

450

psig

)

3110

kPa

a 4

137

kPa

(451

psi

g a

600

psig

)

4144

kPa

a 5

171

kPa

(601

psi

g a

750

psig

)

5178

kPa

a 6

205

kPa

(751

psi

g a

900

psig

)

6212

kPa

a 6

895

kPa

(901

psi

g a

1000

psi

g)

6902

kPa

a 1

0 34

2 kP

a (1

001

psig

a 1

500

psig

)

10 3

49 k

Pa a

13

790

kPa

(150

1 ps

ig a

200

0 ps

ig)

Oxígeno disuelto [ppm O2]

< 0.007 < 0.007 < 0.007 < 0.007 < 0.007 < 0.007 < 0.007 < 0.007

Hierro total [ppm Fe] ≤ 0.1 ≤ 0.05 ≤ 0.03 ≤ 0.025 ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.01 ≤ 0.01

Cobre total [ppm Cu] ≤ 0.05 ≤ 0.025 ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.015 ≤ 0.01 ≤ 0.001 ≤ 0.001

Dureza total [ppm CaCO3]

≤ 0.03 ≤ 0.03 ≤ 0.02 ≤ 0.02 ≤ 0.1 ≤ 0.05 ND ND

pH [ - ] a 25 °C (77 °F)

8.3 a

10.0

8.3 a

10.0

8.3 a

10.0

8.3 a

10.0

8.3 a

10.0

8.3 a

9.6

8.3 a

9.6

8.3 a

9.6

Carbono orgánico total no volátil [ppm O2]

< 1 < 1 < 0.5 < 0.5 < 0.5 < 0.2 < 0.2 < 0.2

Materia aceitosa [ppm] < 1 < 1 < 0.5 < 0.5 < 0.5 < 0.2 < 0.2 < 0.2

Notas: (a) Porcentaje del agua de reposición: hasta 100 % del agua de alimentación. (b) Se considera la presencia de un desaireador. (c) Condiciones: incluye sobre calentadores, accionadores de turbinas o procesos con

restricción en la pureza del vapor. (d) ND: no detectable.

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14.8.7. Sistema de Agua Potable

Función: Producir, almacenar y suministrar agua con la calidad para el consumo humano. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye la calidad requerida para el agua potable según la legislación local o como mínimo lo establecido por la Organización Mundial de la Salud en las “Guías para la calidad del agua potable”. Las condiciones y el flujo requerido son generalmente determinados durante la IC. Elementos principales: Los elementos del sistema difieren del proceso usado para tratar el agua y la calidad de agua que alimenta al sistema, pero se indican algunos a continuación: • Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda, puede ser requerido para

suministrar un flujo constante hacia la unidad de tratamiento. Si la fuente es agua industrial, el Tanque de Almacenamiento de Agua Industrial hace las veces de taque de agua cruda.


• Unidad de Potabilización, incluye el suministro de químico (generalmente

hipoclorito de sodio).

• Tanque de Agua de Potable. • Bombas de Suministro de Agua Potable.

• Paquete Hidroneumático, el cual incluye un acumulador presurizado,

bombas de distribución y un compresor de aire (si no existe el suministro de aire desde la red de la Central).

http://www.who.int/water_sanitation_health/dwq/gdwq3rev/es/index.html�

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Figura 72. Diagrama de bloques del Sistema de Agua Potable Información adicional: • El sistema puede no ser necesario si existe una fuente de agua potable,

por ejemplo el suministro desde una red externa.

• La Figura 73 es un ejemplo de integración de los varios sistemas que usan agua.

Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Disponibilidad de una fuente con calidad de agua potable para minimizar

costos, al no requerir tratamiento.

• Proceso de tratamiento (si es requerido).

Fuente de Agua

Tanque de Almacenamiento de Agua Cruda (a)

Bombas (a)

Usuarios de agua potable


Paquete Hidroneumático

Tanque de Almacenamiento de Agua Potable

Bombas

Unidad de Potabilización

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Figura 73. Ejemplo de un diagrama de bloques con los sistemas de agua integrados

Fuente de Agua

Toma de Agua

Filtro (a) y/o Sedimentador (b)

Bombas de Suministro

Descarga de Agua

Usuarios de agua de

suministro

Dosificación de Químicos (b)


Tanque de Almto. de

Agua Cruda (b) Bombas (b)

Usuarios de agua industrial

Dosificación de Químicos

Unidad de Tratamiento de Agua Industrial

Tanque de Almto. de

Agua Industrial Bombas

Usuarios de agua desmineralizada

Unidad de Ttmto de Agua

Desmineralizada

Tanque de Almto. de Agua

Desmineralizada Bombas

Usuarios de agua potable

Paquete Hidroneumático

Tanque de Almacenamiento de Agua Potable

Bombas Unidad de Potabilización

μμSS//ccmm

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14.8.8. Sistema de Aguas de Desecho

Función: Recolectar y tratar aguas de desecho6

A) En todas las etapas del Proyecto, se desconoce la composición exacta del agua de desecho, especialmente las designadas como accidentalmente contaminadas. El diseño puede incluir rangos (incluso de varios órdenes de magnitud) para la concentración de los contaminantes; pero esos rangos son razonables para un diseño económicamente viable.

antes de su disposición en el medio ambiente según la legislación local o para la reutilización en la Central. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye los límites permitidos de los contaminantes para la disposición hacia el medio ambiente según la legislación local y un estimado de los contaminantes presentes en las aguas de desecho. Las condiciones y el flujo son generalmente determinados durante la IC. El diseño conceptual del Sistema de Aguas de Desecho considera las recomendaciones siguientes:

B) El sistema considera el flujo de gravedad en la medida de lo posible para

evitar la incorporación de equipos de transporte, ejemplo: bombas.

C) El documento emitido por el Proyecto recomienda el uso de cámaras con un volumen pequeño (tanquillas, cárcamos, etc.) para la recolección de aguas aceitosas, lubricantes, etc. en áreas donde la instalación de un sistema de recolección con líneas enterradas no sea adecuado. Las cámaras pueden ser vaciadas por medio de camiones de vacío en la medida que los operadores lo consideren conveniente.

D) El tratamiento adecuado del agua desecho puede permitir la reutilización

del agua en la Central, por ejemplo como suministro de los Sistemas de Agua Industrial, Desmineralizada o Potable. Una Central con “descarga cero” puede ser económicamente viable y es ambientalmente bien recibida. Adicionalmente a la reutilización del agua, otra alternativa para lograr una descarga cero es con el uso de fosas de evaporación, esto es

6 Este INEDON evita el uso de la palabra “efluente” como el agua que procede de una instalación industrial, porque el efluente no es necesariamente un agua contaminada que requiera tratamiento.

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posible en sitios donde la tasa de evaporación es mayor a la tasa de lluvia durante la mayor parte del año.

Clasificación de las aguas de desecho: A) Aguas accidentalmente contaminadas.

Compuestas por las aguas de lluvia o agua del Sistema de Detección y Extinción de Incendio provenientes de: • Las áreas del Sistema de Combustible Gaseoso.

• Los diques de los tanques y áreas del Sistema de Combustible

Líquido.

• Los diques de los tanques y áreas del Sistema de Químicos.

• Las áreas de Sistemas Principales o Auxiliares que usen lubricantes, químicos y otros líquidos que pueden considerarse contaminantes.

B) Aguas continuamente contaminadas.

Son aguas de desecho producidas por los Sistemas Principales y Auxiliares.

C) Aguas no contaminadas.

Aguas provenientes de la vialidad y áreas verdes.

D) Aguas servidas (sanitarias, negras, cloacales, fecales, etc.).

Aguas provenientes de las distintas edificaciones de la Central. Elementos principales: Los elementos del sistema difieren del proceso usado para tratar el agua, los contaminantes y la calidad requerida para la disposición final o la reutilización; pero se indican algunos a continuación: • Redes de drenaje y/o estaciones de recolección.

• Almacenamiento de agua de desecho en un tanque o una fosa.

• Bombas de Transferencia.

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• Unidad de Tratamiento.

• Almacenamiento del agua tratada en un tanque o una fosa.

• Bombas de agua tratada.

• Almacenamiento del contaminante para su posterior disposición. Diagrama de bloques:

Figura 74. Diagrama de bloques del Sistema de Agua de Desecho

Fuentes de Agua de Desecho

Red de Recolección

Fosa de Agua de Desecho


Fosa de Agua Tratada (a) Bombas (a)

Unidad de Tratamiento (a)

Fuentes de Aguas

Aceitosas

Red de Recolección

Separador de Aguas

Aceitosas

Disposición del Aceite

Bombas (a) Dosificación de Químicos (a)

Disposición del Agua Tratada

Disposición del Sólidos (a)

Reutilización del Agua Tratada

(opcional)

Fuentes de Aguas

Servidas

Red de Recolección

Unidad de Tratamiento

Disposición del Agua Tratada

Fosa y Bombas (a)

Fosa Séptica (otra opción)

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Información adicional: • Las aguas de desecho de las Centrales contienen usualmente

hidrocarburos usados para la operación de los equipos (por ejemplo, lubricantes, combustible líquido y aceite de los transformadores eléctricos); pero a diferencia de una refinería, el contenido de hidrocarburos es menor en el agua de desecho. Esto permite el uso de unidades sencillas de tratamiento, las cuales se pueden limitar a la separación de la fase aceitosa del agua; la cantidad remanente de aceite en el agua dependerá del destino final y la legislación local.

• Las aguas servidas (provenientes de las instalaciones sanitarias) pueden

ser dispuestas en una fosa séptica o tratada en un equipo tipo paquete que incluye generalmente cámaras de digestión anaeróbica y aeróbica, sedimentación y desinfección (ejemplo: con hipoclorito de sodio).

Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Procesos de tratamiento.

• Sitio de descarga del agua tratada. Evaluaciones recomendadas para la IC: • Factibilidad de la reutilización del agua tratada.

• Factibilidad de una descarga cero.

14.8.9. Sistema de Manejo de Desechos Sólidos Función: Recolectar y tratar los desechos sólidos antes de su disposición según la legislación local. Desechos sólidos generados en una central a carbón: Los desechos sólidos típicos de una central termoeléctrica a carbón incluyen:

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A) Ceniza Suelta Es la ceniza de menor densidad que es levantada por los gases de escape. Se recoge en la tolva debajo del economizador y en el precipitador electrostático o filtro de manga. No suele catalogarse como desecho tóxico (se debe verificar la legislación local), por lo que puede disponerse en rellenos sanitarios o incluso venderse para la fabricación de concreto.

B) Ceniza de Fondo Es la ceniza de mayor densidad que se recoge en la tolva al fondo del horno de la caldera. No suele catalogarse como desecho tóxico (se debe verificar la legislación local), por lo que puede disponerse en rellenos sanitarios.

C) Desechos de Desulfuración Los desechos de la desulfuración, compuestos por sales de calcio y azufre, se recolectan en la etapa de desulfuración: en el FGD, en la tolva de fondo de la caldera o en el separador ciclónico, dependiendo del tipo de caldera y método de desulfuración empleado. No se considera un desecho tóxico. Algunos de estos residuos, como el yeso generado en la FGD, se pueden comercializar.

Elementos principales: Los elementos del sistema básicamente comprenden: • Tolvas de recolección (incluidas en los equipos respectivos: caldera,

FGD).

• Sistema de transporte dentro de la central, que puede comprender transporte por cinta transportadora para sólidos densos con poca humedad (ceniza de fondo, sales de calcio y azufre), transporte neumático para sólidos secos de baja densidad (ceniza suelta), o bombeo para lodos con alto contenido de agua.

• Almacenamiento de desechos, típicamente en silos, con tiempo de

almacenamiento de pocos días.

• Disposición final, sea por camiones, trenes, barcos u otros medios de transporte, a conveniencia de la central.

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Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Procesos de tratamiento (si aplican).

• Sitio de descarga de los desechos sólidos y medio de transporte. Evaluaciones recomendadas para la IC: • Factibilidad de la comercialización de los desechos sólidos.

14.8.10. Sistema de Muestreo del Vapor y Condensado Función: La captación, toma de muestras y análisis para obtener la información necesaria y detectar desviaciones en los límites de calidad y realizar un correcto y estricto seguimiento al rendimiento del ciclo vapor, condensado y agua de alimentación. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente, solo se describe el sistema en algún documento de la IC. Elementos principales: • Enfriamiento.

• Líneas y accesorios.

• El enlace con el Sistema de Instrumentación y Control de la Central.

• Panel de control. Información adicional: Las muestras son tomadas en varios puntos en la Central y conducidas, por medio de líneas de acero inoxidable, a un panel de toma muestra; en dicho panel, la reducción de presión es realizada por válvulas reductoras de presión. La reducción de temperatura es realizada por un enfriador de muestra el caso de que sea necesario. Luego, de este proceso se toma una muestra y se lleva al laboratorio para su análisis; también la muestra se toma de manera continua y directa a través de analizadores.

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Posibles evaluaciones requeridas en la IC: Generalmente no existe algún tipo de evaluación significativa para el diseño de la Central.

14.8.11. Sistema de Aire Comprimido Función: Producir aire de servicio (también llamado aire de planta) y aire con calidad para ser usado en los instrumentos. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Incluye la calidad y condiciones requeridas para el aire de instrumentos, generalmente según la ANSI/ISA−7.0.01 “Quality Standard for Instrument Air”. Elementos Principales: • Compresores con filtrado del aire y enfriamiento.

• Filtros en la descarga de los compresores para la remoción de partículas

sólidas y de aceite proveniente del compresor.

• Recipiente de Almacenamiento de Aire de Servicio.

• Secadores de Aire para eliminar la humedad y producir un aire con calidad requerida por los instrumentos.

• Recipiente de Almacenamiento de Aire de Instrumentos. Información adicional: Si no se dispone de suficiente información para estimar el flujo de aire de instrumentos, se recomienda realizar una estimación de costos del sistema de aire comprimido con información de Proyectos anteriores.

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Figura 75. Diagrama de bloques del Sistema de Aire Comprimido Posible evaluación requerida en la IC: Análisis de disponibilidad y confiabilidad debido a que el aire de instrumentos es un servicio critico.

14.8.12. Sistema de Químicos Función: Almacenar y suministrar productos químicos hacia unidades de menor tamaño dentro de los Sistemas Principales y Auxiliares. En algunas Centrales y sobre todo las que tienen mucha capacidad de generación, la dosificación de químicos es separada como un sistema propio debido al gran consumo. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente no incluye información. Los requerimientos son determinados durante la IC.

Unidad de Compresión

Aire Filtro Compresor

Usuarios de aire de servicio

Recipiente de Aire de Servicio

Enfriador por Aire

Recipiente de Aire de

Instrumentos

Filtro de Partículas Secador Usuarios de aire

de instrumentos

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Elementos principales: • Tanques de Almacenamiento con un largo tiempo de inventario.

• Bombas de Suministro de Químico. Diagrama de bloques:

Figura 76. Diagrama de bloques del Sistema de Químicos (ejemplo para un solo producto químico)

Información adicional: Adicionalmente a los químicos usados en los Sistemas de Agua Industrial, Desmineralizada y Potable, se requieren químicos para el tratamiento del agua de alimentación y del condensado, los más comunes son:

• Solución de amoníaco (NH3) para mantener un alto valor pH, su

dosificación se realiza en proporción al flujo circulante y está supeditada a la conductividad específica resultante después de la inyección.

• Solución de hidracina (N2H4) como secuestrante de oxígeno para minimizar la corrosión por medio de la reducción del oxígeno disuelto en el agua.

Posible evaluación requerida en la IC: Análisis de disponibilidad y confiabilidad debido a que los químicos son un servicio crítico.


externa

Tanque de Almacenamiento

Bomba de Suministro

(a) Revise si es requerido Red de

distribución del químico (a)

Usuarios del químico

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14.8.13. Sistema de Captura de Dióxido de Carbono Función: Remover el CO2 presente en los gases de escape y generado por la combustión. El sistema consta de un proceso usado para remover parte del CO2 contenido en los gases de escape y disminuir las emisiones atmosféricas de este gas de efecto invernadero. El CO2 “capturado” o recuperado puede ser usado en otros procesos, vendido o inyectado en pozos. Uno de los procesos más usados es la absorción del CO2 con un solvente (solución de amina o de carbonato) para luego desabsorverlo y obtener CO2 de alta pureza, dicho proceso es muy similar al empleado para el endulzamiento (remoción del CO2) del gas natural. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Indica si el Sistema de Captura de CO2 es requerido.

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Figura 77. Diagrama de bloques del Sistema de Captura de Dióxido de Carbono

Información adicional: • El uso de programas de simulación de procesos como PRO/II® o Aspen

HYSYS® no es exigido para la simulación del proceso de captura de CO2 al nivel de una IC. Si bien esos programas pueden simular mejor el proceso, no suministran un estimado de costos y sería necesario

Gases de escape


Compresor Enfriador

Sistema de Condensados

Separador

Torre de Absorción

Gases de escape tratados

Salida de gas

Salida de líquido

Bomba

Salida de gas

Salida de líquido

Intercambiador Solvente Rico/ Solvente Pobre

Torre de Despojamiento

Bomba

Enfriador

Rehervidor

Condensador Tambor de Reflujo y Bomba

Compresor

Salida de gas

Salida de líquido

Salida de líquido

Salida de gas

CO2 “Capturado”

CCOO22

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considerar el balance térmico con el resto de la Central, lo cual sí realiza STEAM PRO. El uso de los programas de procesos es sólo recomendado si la Disciplina de Procesos desea comparar resultados como los consumos de agua para enfriamiento, vapor para el rehervidor y la reposición del solvente. La recomendación de este párrafo considera que el Sistema de Captura de CO2 no tiene un impacto significativo en costo comparado con los Sistemas Principales.

• El uso de procesos para la captura de CO2 ha aumentado en los últimos años debido al calentamiento global, el cual es provocado por los gases de efecto invernadero como el CO2. En el año 2007, las emisiones mundiales de CO2 fueron estimadas en 27 Gt/y (27 mil millones de toneladas métricas al año). Existen varios países que tiene proyectos para la disminución de sus emisiones de CO2 provenientes de centrales de generación de potencia.

Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Sitios o industrias para la disposición y/o venta del CO2. • Procesos para la captura de CO2.

• Los tipos de solventes para la captura de CO2.

14.8.14. Sistema de Monitoreo y Control Función: Manejo de la regulación, protección, control, monitoreo, alarma e información de la Central. Es un sistema centralizado de información que permite al personal, la supervisión efectiva de la Central y a tomar decisiones correctas a tiempo y asegura una operación sin fallas. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente solo incluye la normativa aplicable al Proyecto. Consúltese a la Disciplina de Automatización y Control.

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Información adicional: El tipo de Sistema de Control y Monitoreo puede ser seleccionado, entre otras variables, en función del tamaño de la Central. Posible evaluación requerida en la IC: Tipo de sistema de control.

14.8.15. Sistema de Detección y Extinción de Incendio Función: Detectar y extinguir posibles incendios producidos en la Central debido a la cantidad de combustibles y energía manejada, para salvaguardar al personal (propio y terceros), las instalaciones y garantizar la continuidad de la operación dentro de marco de seguridad aceptable. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente solo incluye la normativa aplicable al Proyecto. El requerimiento es determinado durante la IC. Consúltese a la Disciplina de Diseño Mecánico. Elementos principales: • Instrumentos de detección y de alarma de incendio, conectados con en el

Sistema de Monitoreo y Control. • Tanque de Almacenamiento de Agua para Extinción de Incendio.

• Bombas de Agua para Extinción de Incendio. • Red de distribución de agua para extinción de incendio con hidrantes. • Unidades de Espuma para Extinción de Incendio.

• Equipos portátiles para la extinción de incendio, en áreas de la Central y

en las edificaciones.

• Protección con agua pulverizada en áreas o equipos específicos.

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• Paredes corta fuego, generalmente para los transformadores eléctricos.

• Los pisos técnicos no accesibles de edificios eléctricos o de control habitados, cuentan con sistemas de protección con agente limpio como ser CO2 u otros.

• Los edificios eléctricos son protegidos con sistemas de rociadores de pre acción o sistemas de agente limpio para reducir los daños por agua.


Figura 78. Diagrama de bloques del Sistema de Extinción de Incendio, sección con uso de agua para la protección de áreas externas

Posible evaluación requerida en la IC: Fuente para la reposición del agua en el Tanque de Almacenamiento de Agua para Extinción de Incendios. En la mayoría de los casos se busca una fuente alterna al Sistema de Suministro y Retorno de Agua o al Sistema de Agua Industrial, cuando estos no tienen suficiente capacidad para una reposición rápida.

Fuente agua Tanque de Almto. de Agua para Extinción

de Incendios

Bombas de Agua para Extinción de

Incendios


Unidad de Espuma para Extinción de

Incendios (a)

Áreas protegidas Red de distribución

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14.8.16. Sistema de Alivio de Presión Función: Recolección, separación y disposición segura de los fluidos de alivio. La Central contiene fluidos a presión, especialmente en el Sistema de Combustible Gaseoso (si existe), cuyos recipientes tienen que ser protegidos por sobrepresión. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Existen Proyectos en los cuales el Cliente pudiese no estar de acuerdo con un sistema de alivio de presión como los diseñados para una instalación de procesamiento de hidrocarburos, si este es el caso y si la legislación local lo permite, es muy probable que las válvulas de alivio de presión descarguen directamente hacia la atmósfera y se recomienda colocar en la descripción del Sistema de Alivio de Presión de la IC lo siguiente: todas las válvulas de alivio de presión que liberen fluidos tóxicos o inflamables serán evaluadas por radiación y dispersión en las etapas posteriores del Proyecto (es decir, la Ingeniería Básica y de Detalle). Véase el INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041

• Red de recolección.

, para más información. Elementos principales (cuando es diseñado para la recolección y disposición de los fluidos de alivio):

• Separador de los Fluidos de Alivio.

• Bombas del Separador de los Fluidos de Alivio.

• Equipo final de Alivio y Venteo.


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Diagrama de bloques (cuando es diseñado para la recolección y disposición de los fluidos de alivio):

Figura 79. Diagrama de bloques del Sistema de Alivio de Presión Posible evaluación requerida en la IC: La descarga individual de las válvulas de alivio que manejen fluidos inflamables y tóxicos vs un sistema de recolección y disposición.

14.8.17. Sistema Eléctrico de Distribución Función: Transformar y distribuir la energía eléctrica hacia terceros (sistema externo de distribución) y hacia los equipos eléctricos de la Central. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente solo incluye la normativa aplicable al Proyecto. Consúltese a la Disciplina de Ingeniería Eléctrica. Elementos principales: • Interruptores de potencia asociados a los generadores eléctricos.

Fuentes de los fluidos de alivio Red de recolección Separador de los

Fluidos de Alivio

Salida de gas

Equipo Final de Alivio y Venteo

Recipiente Recolector de Condensados

Salida de líquido

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• Transformadores elevadores para entregar la energía al sistema eléctrico externo.

• Transformador de servicios auxiliares para la alimentación de potencia en la Central.

• Centros de distribución de potencia (switchgear) y centro de control de

motores.

• Distribuciones eléctricas primarias y secundarias en la Central.

• Cargas eléctricas, clasificadas en: o Cargas vitales: relacionadas con la seguridad del personal y de la

Central.

o Cargas esenciales: asociadas a la continuidad de la producción de energía eléctrica para la entrega al sistema eléctrico externo.

o Cargas no esenciales: que no tienen efecto sobre la seguridad del

personal y la Central, ni sobre la continuidad de producción de energía eléctrica, pero que son necesarias para el funcionamiento normal de la Central.

• Generadores de emergencia de bajo voltaje y accionados con motores diesel.

Adicionalmente, se asocian los subsistemas siguientes: • Iluminación.

• Toma corriente de uso general y de toma corriente para soldadura.

• Puesta a tierra.

• Protección contra descargas atmosféricas.

• Protección catódica.

• Potencia ininterrumpida (UPS).

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• Corriente directa (DC). Diagrama de bloques:

Figura 80. Diagrama de bloques con los elementos principales del Sistema Eléctrico de Distribución, ejemplo con una turbina de vapor


(ST)

Transformador Elevador

Generador de Arranque Negro (a)

Generador de Emergencia

(a) Revise si es solicitado

Sistema de Transmisión de

Potencia

Servicios Auxiliares

Motor de Arranque

Transformador Eléctrico de

Servicios Aux.

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Posibles evaluaciones requeridas en la IC: Generalmente no existe algún tipo de evaluación para el diseño de la Central.

14.8.18. Sistema de Ventilación y Aire Acondicionado Función: Proveer confort para el personal del Central, adecuación de la temperatura del aire en las áreas de equipos eléctricos y electrónicos. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente, sólo se describe el sistema en algún documento de la IC. Áreas de uso: Las áreas siguientes requieren de ventilación o aire acondicionado: • Ventilación de áreas operativas cerradas.

• Ventilación de áreas para mantenimiento.

• Ventilación para baños y áreas de servicios y limpieza.

• Acondicionamiento de aire para la sala de control, las salas de

comunicaciones, salas de servidores para voz y datos.

• Acondicionamiento de aire para el laboratorio.

• Acondicionamiento de aire para las oficinas y comedores. Adicionalmente, se requiere extracción de aire en: • Zonas donde se deban desalojar gases, como salas de baterías.

• Baños y áreas de servicio de limpieza, que no posean ventilación natural.

• Cocinas industriales, cafetería.

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Posibles evaluaciones requeridas en la IC: Generalmente no existe algún tipo de evaluación para el diseño de la Central.

14.8.19. Sistema de Telecomunicaciones Función: Proveer la infraestructura para las telecomunicaciones internas y externas de la Central. Información requerida en las Bases de Diseño de la IC: Generalmente, solo se describe el sistema en algún documento de la IC. Elementos posibles: • Cableado estructurado.

• Red de datos administrativos.

• Red WAN (wide area network).

• Videoconferencia.

• Sistema de voceo.

• Telefonía.

• Circuito cerrado de televisión (CCTV).

• Perimetral.

• Control de Acceso. Posibles evaluaciones requeridas en la IC: Generalmente no existe algún tipo de evaluación para el diseño de la Central, en la IC es donde se establecen los requerimientos.

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14.9. Misceláneos Los siguientes elementos misceláneos de una Central pueden o no pertenecer a algún Sistema Principal o Auxiliar. A) Edificaciones.

• Caseta de control de acceso (vigilancia).

• Oficinas, sala de control y laboratorio.

• Almacén y taller.

• Conjunto turbina-generador.

• Caseta de mando de la sub-estación.

• Depósito de materiales peligrosos.

• Cuarto de tableros eléctricos de los Sistemas Auxiliares. Posibles evaluaciones requeridas en la IC: • Ubicación de las edificaciones.

• Cantidad de edificaciones.

B) Otras obras civiles.

• Fundaciones para los equipos.

• Distribución de agua en las edificaciones.

• Cerca perimetral.

C) Equipos de izaje.

• Grúas puente, ubicados en las edificaciones de las turbinas de

vapor, en el taller de mantenimiento y donde lugares con equipos de mucho peso y que requieran mantenimiento periódico.

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• Pórticos grúas, similares a las grúas puentes; pero es el pórtico el que se desplaza.

• Monorrieles, en áreas recomendadas por los fabricantes de los equipos que contengan elementos removibles y/o reemplazables debido a la operación continua, por ejemplo, filtros, motores, cajas de engranajes.

• Aparejos de izaje portátiles, disponibles el taller para facilitar las labores de mantenimiento.

En algunos lugares es posible usar grúas externas y los equipos de izaje locales no son requeridos.

Bases de Diseño: Generalmente no incluye información. Consúltense las Disciplinas de Ingeniería Civil, Ingeniería Mecánica y Diseño Mecánico.

15. APLICACIONES DE LOS PROGRAMAS DE THERMOFLOW La empresa Thermoflow, Inc. dispone de varios programas con aplicaciones específicas [4] y para las cuales inelectra tiene licencia de uso: A) GT PRO.

Automatiza el proceso de diseño de una central de generación con ciclo combinado o con solo la turbina de gas, es particularmente efectivo para crear nuevos diseños y encontrar su configuración

óptima y parámetros de diseño.

B) GT MASTER.

Simula el desempeño de una central de generación con ciclo combinado o con solo la turbina de gas para diferentes

condiciones de operación, por ejemplo, condiciones ambientales y cargas. Véase también la Sección 19.2.

C) STEAM PRO.

Automatiza el proceso de diseño de una central convencional de generación de potencia con turbina de vapor.

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D) STEAM MASTER.

Simula el desempeño de una central convencional de generación de potencia con turbina de vapor para diferentes condiciones de

operación.

E) RE-MASTER.

Diseña y simula la repotenciación (repowering) de una central convencional de generación de potencia con turbina de vapor usando turbinas de gas.

F) THERMOFLEX.

Programa modular con interfaz gráfica que permite ensamblar un modelo con iconos que representan las diferentes unidades operativas de la central de generación de potencia. El programa

incluye el diseño y la evaluación del desempeño. La Figura 81 muestra un resumen de los procesos térmicos de generación de potencia eléctrica y las posibles áreas de aplicación de los programas de Thermoflow, Inc. La Figura 82 contiene los sistemas, equipos e información más relevantes que suministran los programas de Thermoflow, Inc.

IMPORTANTE: Los programas de Thermoflow, Inc. son herramientas para la conceptualización de centrales térmicas, y sus resultados son sólo ESTIMADOS. En ningún caso debe considerarse a los resultados de los programas mencionados como sustituto de los datos proporcionados por los fabricantes de los equipos, ni de los cálculos hidráulicos rigurosos con ruteos de línea definidos, ni de las evaluaciones y cálculos requeridos a nivel de una ingeniería básica o de detalle. De igual forma, los esquemas emitidos por los programas no deben considerarse como planos definitivos; sólo son dibujos referenciales para tener una idea estimada de la configuración de los equipos, mas no necesariamente representan las dimensiones finales, que serán definidas por los fabricantes.

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Figura 81. Resumen de los procesos en los programas de Thermoflow, Inc.

(De manera indirecta)

Procesos para la Generación Térmica de Potencia Eléctrica

STEAM PRO / STEAM MASTER

GT PRO / GT MASTER

Ciclo de vapor Ciclo Combinado IGCC Solar Geotérmica Turbina de Gas

THERMOFLEX

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Figura 82 (continúa). Resumen de los sistemas y equipos diseñados y evaluados, e información de los programas de Thermoflow, Inc.

Combustibles

Gaseosos

Líquidos

Sólidos

Gasificación

Turbina

Gas

Vapor

Generación de Vapor

Caldera

HRSG

Aire para Combustión

Compresor

Ventilador de Tiro Forzado

Generación


Calentador

Calentadores

Convencional

Lecho Fluidizado

De Parrilla

Ciclo Nuclear

Nota: la disponibilidad de los equipos varía entre los programas.

Biomasa

Materiales de Desecho

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Figura 82 (continuación). Resumen de los sistemas y equipos diseñados y evaluados, e información de los programas de Thermoflow, Inc.


Flujo directo Abierto Cerrado

Torre húmeda Torre seca

Tiro forzado Tiro inducido Tiro natural

Control de Emisiones

SCR (NOX)

FGD (SOX)

Partículas

Chimenea

Estimación de Costos

Dimensionamiento de Equipos

Esquemáticos

Balance Térmico

Información

Condensador Sistema

Captura de CO2

ESP

Filtro de Manga

Desalación

MSF

RO

MED

Nota: la disponibilidad de los equipos varía entre los programas.

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16. INFORMACIÓN BÁSICA PARA EL MODELO A continuación, se muestra la información básica requerida para la elaboración de un modelo para el diseño conceptual de la Central. A) Antes de comenzar.

• A diferencia de otros programas de simulación en los cuales el

personal de la Disciplina de Procesos tiene que armar el modelo y suministrar datos de entrada, STEAM PRO tiene datos por defecto. Sin embargo, el usuario es exhortado a revisar detalladamente los datos de entrada e instruirse en las áreas que desconozca.

• El programa permite incluir sistemas adicionales para mejorar el

desempeño de algunos equipos. Al momento de hacerlo, se debe considerar el desempeño total de la Central, ya que en algunos casos una mejora en el desempeño de un equipo trae consigo la disminución en la eficiencia de otro ó de la eficiencia global.

B) Datos del sitio.

• Las condiciones del medio de enfriamiento (agua o aire) para el

condensador afectan principalmente el desempeño de la turbina de vapor.

• La disponibilidad de agua como medio de enfriamiento puede formar parte de los estudios requeridos en el desarrollo de la IC.

C) Selección de la caldera

El tipo de caldera puede no estar disponible al comienzo de la IC, y esta selección puede formar parte de un estudio requerido en el desarrollo de la misma. Técnicamente hablando existen varios factores que deben ser evaluados al momento de seleccionar la caldera de la central, y se debe verificar que estos parámetros estén acorde con los requerimientos del cliente, el Cuadro 37 muestra algunos de estos factores.

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Cuadro 37. Factores técnicos en la selección de la caldera

D) Selección de la turbina de vapor.

• La cantidad requerida de turbinas puede formar parte de un estudio

requerido en el desarrollo de la IC y por tal motivo, es posible que la información no esté disponible al comienzo de la IC.

Aspecto General Factor Definición

Eficiencia y Combustibles

Eficiencia energética Eficiencia térmica de la conversión de energía primaria en electricidad

Flexibilidad en el uso de combustibles (calidad)

Capacidad para usar diferentes calidades y tipos de combustibles. Considera que no hay cambios importantes en el equipamiento y sistemas de la Central

Aspectos Constructivos y de Ejecución del Proyecto

Modularidad Mide el nivel de facilidad para construir en forma modular la Central

Tiempos de entrega de la Central

Mide el grado de complejidad relacionado con el suministro de equipos y materiales, basado en su tiempo de entrega y el impacto que estos pudieran tener sobre el período de ejecución del Proyecto

Aspectos Técnicos de Operación y Mantenimiento

Facilidad en el Mantenimiento

Mide el nivel de dificultad en el mantenimiento de la central, con base en el número y características de los equipos.

Flexibilidad Operativa

Mide la capacidad de la central de operar, sin restricciones o con muy pocas, para satisfacer los requerimientos de operación ante los escenarios de operación que se pueden presentar

Requerimientos de Insumos Mide los requerimientos de insumos de la planta para operar normalmente

Disponibilidad Mide, en líneas generales, la capacidad de la Central de estar entregando energía a la red

Madurez en la Tecnología

Mide el nivel de conocimiento del producto, o también el conocimiento que se tiene sobre el tipo de planta en el mercado

Impacto Ambiental

Mide el grado de impacto en el ambiente de aquellas variables sobre las cuales no hay una regulación vigente, pero que sin embargo se quieren minimizar.

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• La potencia de la Central determinará los requerimientos en capacidad de la turbina que se debe emplear, en general una aproximación es mostrada en el Cuadro 38.

Cuadro 38. Tabla del tipo de turbina en función de la capacidad

Capacidad

de la Central Turbina de

Contrapresión.

Turbina de Condensación. Sin RC.

1 Carcasa Sin RC.

2 Carcasas Con RC. Doble RC.

<30MW X X 30-120MW X X X X >120MW X X X X X

RC. = Recalentamiento En el Cuadro 27 se muestran algunos arreglos típicos según la literatura.

E) Control de emisiones.

• La legislación local, del sitio donde se construirá la Central,

establece los límites permitidos. F) Estimado de costos.

• La Disciplina de Procesos no es la responsable de realizar los

estimados de costos. Si bien el programa tiene un módulo para la estimación de costos y es la Disciplina de Procesos quien usa el programa, esto no significa que sea su responsabilidad dicha estimación.

• El apoyo de la Disciplina de Estimación de Costos en conveniente y solicitado en la mayoría de los Proyectos, aun cuando el programa provee información del estimado de costos.

• El programa no estima costos para todos los elementos que conforman la Central, en estos casos es conveniente hacer consultas a los fabricantes.

• El programa tiene ventanas con pestañas verdes y los datos de

entrada suministrados allí solo tienen un impacto en el estimado de costos, más no en el desempeño de la Central. Las unidades y/o equipos mostrados en esas pestañas no pueden ser manipulados

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por el usuario para evaluar condiciones de operación o modelar elementos existentes.

G) Sistemas auxiliares.

El diseño y por ende la estimación de costos de los Sistemas Auxiliares son dependientes de los requerimientos de los Sistemas Principales y de la interdependencia entre los Sistemas Auxiliares.

17. INTRODUCCIÓN DE DATOS EN STEAM PRO

El programa dispone de suficientes valores por defecto para realizar un diseño básico, sin embargo, este INEDON puede recomendar otros valores, indicar de dónde pueden ser obtenidos o cuando se requieren estudios para determinar valores adecuados al Proyecto. Las primeras secciones suministran varios análisis de sensibilidad sencillos para mostrar como las variables afectan el diseño. Es importante resaltar que los resultados de esos análisis aplican a los valores de entrada usados para este INEDON y no necesariamente son aplicables directamente a otros diseños.

17.1. Recomendaciones Los datos requeridos para el diseño de un Central son extensos y para muchos de ellos no se dispone de información en un diseño nuevo, por tal motivo se muestran las recomendaciones siguientes: • Recomendación Véanse las Bases de Diseño.

Cuando se considera que los datos tienen que estar incluidos en las Bases de Diseño u otro documento del Proyecto, se le informa al usuario que use los valores disponibles en los documentos. Dentro de los otros documentos del Proyecto pueden estar los emitidos por la Disciplina de Estudios y las otras Disciplinas de Ingeniería.

• Recomendación Consúltense las Bases de Diseño.

Es posible que la información requerida esté incluida en las Bases de Diseño.

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• Recomendación (Recomendación escrita). Algunos datos pueden no estar disponibles en las Bases de Diseño del Proyecto, cuando esto se considera así, seguido del símbolo de arriba se indicará la recomendación para el usuario.

• Recomendación (Evaluación).

En algunos casos una recomendación directa no es posible, sino que se requiere una evaluación de varias opciones para tomar una decisión. Es posible que la evaluación no sea alcance de la Disciplina de Procesos, sino por ejemplo de la Disciplina de Estudios.

• Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO.

Cuando no se dispone de mejor información, se indicará que el usuario puede utilizar los valores por defecto del programa.

• Recomendación Véase la ayuda de STEAM PRO.

El programa dispone de una ayuda muy completa y lo indicado arriba es mostrado cuando se considerada suficiente para guiar al usuario y tomar una decisión. La ayuda puede ser accedida de las maneras siguientes: o Oprimiendo del botón F1 del teclado, esta acción abre el módulo de

ayuda en el tema específico que haya sido seleccionado con el cursor.

o A través de la barra de menús: Help/Contents, abre el módulo de

ayuda en la introducción o Help/Current Topic (F1), la misma acción que oprimir la tecla F1.

o En la sección inferior de las ventanas (Figura 85), aparecen guías

sobre el tema que haya sido seleccionado con el cursor. Las recomendaciones, evaluaciones, valores por defecto y la ayuda del programa consideran que la información necesaria no está disponible en las Bases de Diseño u otro documento del Proyecto. La Figura 83 muestra los niveles de prioridad para las fuentes de las cuales el usuario puede extraer información para suministrar datos al programa. Cualquier dato usado en el diseño que no esté sustentado en algún documento

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del Proyecto, es incluido como criterio, base o premisa adicional en los documentos que sustenten el diseño de la Central (Sección 21).

Figura 83. Prioridades de las fuentes para las recomendaciones

17.2. Sobre los Resultados Mostrados Muchos de los resultados donde se comparan esquemas, configuraciones y datos de entrada, consideran que los otros datos son los que tiene el programa por defecto. Los resultados no son siempre aplicables a otros diseños debido a las múltiples variables que afectan dichos diseños y el desempeño de la Central. Los resultados mostrados son obtenidos de las secciones “Salidas de texto”, “Salidas gráficas” y “Salidas de PEACE” (estas últimas para los estimados de costo).

17.3. Estableciendo las Preferencias La ventana de una “Nueva sesión” (Figura 85) aparece luego de abrir el programa; pero antes de comenzar a introducir datos es recomendable establecer las preferencias del usuario (Figura 84), la cual se abre a través de la barra de menú Options/Set Preferences… La primera opción es seleccionar el juego de unidades de medición entre los disponibles y el que más se ajuste a las unidades establecidas para el Proyecto: • British with lb/s, F, psia.

• British with kpph, F, psia, donde kpph es kilo pound per hour.

Bases de Diseño y otros documentos el Proyecto

Recomendaciones de este INEDON y de las otras Disciplinas. Evaluaciones sugeridas en este INEDON

1

2

Literatura especializada, valores por defecto y ayuda de STEAM PRO 3

Información de los fabricantes (si está disponible)

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• SI with kg/s, K, bar, donde la presión es absoluta.

• SI with kg/s, C, bar, donde la presión es absoluta.

• SI with t/h, C, bar, donde la presión es absoluta y el flujo másico en toneladas métricas (1 t = 1000 kg). (Selección usada en este INEDON).

• Metric Engineering with t/h, C, ata. En la pestaña de Language puede escoger español, pero la selección es solo válida para las ventanas donde el usuario introduce datos, y no para las ventanas de resultado ni para el módulo de ayuda.

Figura 84. Ventana de preferencias

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17.4. Nueva Sesión La Figura 85 muestra la ventana “Nueva sesión”, donde el usuario selecciona el “modo” de operación de STEAM PRO e introduce los datos básicos del diseño.

Luego de seleccionar las opciones de la ventana “Nueva sesión”, podrá pasar a la ventana “Comenzar diseño”; pero debe ser cuidadoso en las selecciones, porque si desea entrar otra vez a la “Nueva sesión”, el programa le indicará que reiniciará toda la información que haya suministrado en las demás ventanas (Figura 86).

Figura 85. Ventana “Nueva sesión”.

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Figura 86. Mensaje de advertencia cuando se retorna a la “Nueva sesión” después de haber entrado en otras ventanas.

17.4.1. Nuevo Diseño

Recomendación Véanse las Bases de Diseño En esta parte de la ventana se define el tipo de caldera que producirá el vapor en la central, la selección del tipo de caldera debe venir especificada en las bases de diseño y es un factor característico del proyecto. Para tener mayor información sobre cada tipo de caldera consulte la sección 14.2.1.

17.4.2. Archivo Existente Esta sección le da la opción de abrir archivos existentes.

17.4.3. Modo

Recomendación Opción por defecto de STEAM PRO y PEACE.

17.4.4. Número de Unidades por planta Permite indicar el número de unidades (turbinas de vapor + caldera) presentes en la central, considerando que el diseño todas las unidades es el mismo.

Recomendación Véanse las Bases de Diseño

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17.4.5. Potencia de Planta Aproximada por Unidad Permite especificar el rango dentro del cual está el requerimiento de potencia del Proyecto. Al seleccionar el rango, el programa le ayudará luego en la configuración de la turbina de vapor en la sección “Comenzar diseño” (Sección 17.5) y cambiará valores por defecto en otras ventanas. Por ejemplo, para potencias hasta 30 MW, el programa solo permite al usuario seleccionar el tipo de Turbina de Vapor entre una turbina de contrapresión sin condensación y una de recalentamiento sencillo. A medida que se aumenta la potencia, seleccionando un rango mayor, es posible seleccionar más opciones del tipo de turbina de vapor (Sección 17.5.1).

Recomendación Véanse las Bases de Diseño para conocer la potencia

total requerida por unidad y seleccione el rango más apropiado.

17.4.6. Balance Costo / Eficiencia Las dos opciones disponibles permiten que el programa use valores por defecto que resulten en un costo capital más bajo o una eficiencia más alta. El Cuadro 39 muestra un ejemplo sencillo cuando se selecciona una u otra opción, el ejemplo fue obtenido dejando todos los demás datos de entrada por defecto en el programa.

Cuadro 39. Comparación del balance costo/eficiencia

Parámetros Resultado para diseño de bajo

costo

Resultado para diseño de alta

eficiencia

Costo para el propietario [$/kW] 2.124,3 2.177

Eficiencia eléctrica neta (LHV) [%] 38,69 40,81 Si bien se puede pensar que diseñar para bajo costo capital es la mejor opción en una Central, la mayor eficiencia resulta en una mayor producción de energía, la cual puede compensar en el futuro, el costo capital y resultar en ganancias mayores. La Figura 87 muestra para ambos casos de diseño, la inversión inicial y el flujo de caja neto acumulado durante 30 años para los mismos datos usados en el

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Cuadro 39. A largo plazo, el diseño con mayor eficiencia es más rentable, sin embargo no olvide que los resultados dependen de varios factores como vida del proyecto, costo de combustibles e insumos, tasa de descuento para el valor presente neto, etc. En resumen, la decisión de usar la opción para diseño con bajo costo o alta eficiencia requiere una evaluación económica. Las Bases de Diseño de los Proyectos para Centrales suelen tener dentro de los criterios básicos que el diseño será de bajo costo y con alta eficiencia; pero el programa no permite hacer un diseño básico para ambas opciones, por tal motivo se recomienda realizar una evaluación con los datos propios del Proyecto y para ambas opciones y luego comparar el flujo de caja. Generalmente, esto último es realizado por la Disciplina de Estudios.

Recomendación Si no dispone de datos suficientes o si la diferencia en el flujo de caja no es significativa para tomar una decisión, seleccione la opción de diseño de bajo costo, porque el costo inicial será lo primero que vea el Cliente.

Figura 87. Flujo de caja neto acumulado para un diseño de bajo costo y otro de alta eficiencia

100

136.64

102.72

140.90

Inversion Inicial Flujo de Caja Acumulado - 20 años

Diseño para bajo costo Diseño para alta eficiencia

NOTA: Valores expresados como % de la inversión inicial en el caso Diseño para bajo costo.

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17.4.7. Incluir captura de CO2. Al activar esta opción, el programa incluirá en el estimado de costos una unidad de captura de CO2. Esto permite disminuir las emisiones de CO2, el cual es un gas de efecto invernadero.

Recomendación Véanse las Bases de Diseño para verificar este requerimiento.

17.4.8. Frecuencia del Generador.

La frecuencia de la línea depende del estándar del país, la regla general es 50 Hz para un estándar europeo y 60 Hz para uno estadounidense. Si el valor no está establecido en las Bases de Diseño del Proyecto, lo puede consultar con la Disciplina de Ingeniería Eléctrica.

Recomendación Véanse las Bases de Diseño.

17.5. Comenzar el Diseño

La ventana “Comenzar el diseño” (Figura 88) está enfocada en la configuración de la turbina de vapor.

17.5.1. Tipo de Turbina de Vapor En función del rango de potencia seleccionado en la ventana “Nuevo Diseño”, el usuario puede escoger el tipo de turbina de vapor que más se ajuste a las especificaciones del proyecto.


Recomendación En algunas etapas de la IC puede no conocerse el tipo de turbina a utilizar y se debe realizar una evaluación de las diferentes opciones. La Figura 89 muestra los esquemas básicos de cada tipo de turbina de vapor.

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Figura 88. Ventana “Comenzar diseño”

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Figura 89 (continúa) Esquemas de las posibles configuraciones de la turbina de vapor

Contrapresión, sin condensación. 3600 rpm

Condensación, sin recalentamiento, una carcasa. 3600 rpm

Condensación, sin recalentamiento, dos carcasas. 3600/3600 rpm

Condensación, con recalentamiento. 3600 + 3600/1800 rpm ó 3600 + 3600/3600 rpm

Tipo de Turbina Esquema

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Figura 89 (continuación) Esquemas de las posibles configuraciones de la turbina de vapor

Condensación, con recalentamiento. 3600 + 1800/1800 rpm

Condensación, con doble recalentamiento. 3600 + 3600+3600/3600 rpm 3600 + 3600 + 3600/1800 rpm

Condensación, con doble recalentamiento. 3600 + 3600+1800/1800 rpm

Tipo de Turbina Esquema

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17.5.2. Tipo de Accionamiento del Motor de la Bomba de Agua de Alimentación Esta opción permite seleccionar el tipo de accionamiento que tendrá el motor de la bomba de alimentación a la caldera, presentando las siguientes opciones: motor eléctrico, turbina de condensación ó turbina de contrapresión. La selección de uno u otro depende fundamentalmente de la capacidad de la caldera, de hecho, en función de la potencia de la unidad seleccionada en el menú “Nueva sesión” se activa por defecto una opción diferente. Según STEAM PRO se podría generalizar que para centrales con capacidad menor a 300 MW se recomienda el uso de motores eléctricos, y para capacidades mayores el uso de turbinas de vapor para las bombas de agua de alimentación.

17.6. Selección de Calentadores de Agua de Alimentación Esta ventana (Figura 90) está enfocada en la selección del tren de calentadores del agua de alimentación a la caldera. Las opciones a modificar dependerán del grado de participación deseado por el usuario, pues como se verá más adelante, si se selecciona el modo Automático no hay posibilidad de editar ningún valor.

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Figura 90. Ventana “Selección de los calentadores de agua de alimentación”

17.6.1. Configuración del Calentadores de Agua de Alimentación Existen tres opciones a seleccionar en esta ventana que definen la posibilidad de modificar todo lo demás que se presenta en ella. - Automático: el tren de calentadores se define con los valores por defecto

que tiene el programa, quedando deshabilitadas todas las demás opciones de la ventana.

- Automático (N° Calentadores definido por el usuario): en esta opción los

únicos valores que se pueden modificar son el número de calentadores presentes en el tren y el punto de donde será extraído el vapor para calentamiento.

- Definido por el usuario: cuando se selecciona esta opción el usuario debe

especificar: el número de calentadores, la ubicación de la bomba de alimentación, el tipo de calentador y la especificación del calentador.

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Recomendación Al iniciar cualquier modelo, realice primero una corrida dejando los valores por defecto, es decir, usando la configuración “Automático”, una vez obtenidos los primeros valores, regrese al modelo y edítelo como sea necesario.

17.6.2. Selección del Número de Calentadores de Agua de Alimentación La función de éstos intercambiadores es precalentar el agua que entra en la caldera, adicionalmente el uso de extracciones de vapor de la turbina permite reducir las pérdidas de calor en el condensador; y en conjunto estos dos factores permiten mejorar la eficiencia del ciclo. La selección del número de calentadores dependerá entre otras cosas del tamaño de la turbina, las condiciones del vapor principal y el exhausto y principalmente de un estudio económico. Los factores económicos se pueden ver como sigue: la inclusión de calentadores, si bien aumenta el costo inicial y el de mantenimiento de la central, reduce el consumo de combustible en la caldera, por ejemplo un combustible muy costoso puede justificar plenamente la inclusión de un calentador adicional. La (Figura 91) muestra un ejemplo de una turbina que produce aproximadamente 360 MW, en la cual se varió el número de calentadores de agua de alimentación a la caldera. Si bien mientras aumenta el número de intercambiadores, la inversión inicial se incrementa, el flujo de caja neto también es mayo a medida que hay más calentadores. En un estudio a largo plazo, comparando el flujo de caja neto acumulado en 20 años, se observa que el incremento en ganancias entre el caso 3 y 9 intercambiadores es mayor que el incremento de inversión inicial en los mismos casos.

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Figura 91. Ejemplo de la variación de la inversión inicial y el flujo de caja en función del número de calentadores

Recomendación Puede dejar que STEAM PRO realice un estimado del número de calentadores, que tomará en cuenta solo la capacidad de la central ó se puede llevar a cabo una Evaluación Económica del caso para sugerir el número de calentadores, sin embargo variables como el precio del combustible que pueden sufrir grandes variaciones a lo largo del tiempo deben ser tomadas en cuenta.

17.6.3. Tipo de Calentador de Agua de Alimentación En líneas generales se puede decir que existen dos tipos de calentadores de agua de alimentación, los “Abiertos” en los cuales el agua que se desea calentar entra en contacto directo con el vapor de calentamiento y los “Cerrados” que son intercambiadores del tipo tubo – carcasa, y el agua circula

100%

105%

110%

115%

120%

125%

130%

3 4 5 6 7 8 9Numero de Calentadores

Inversion Inicial Flujo caja neto acumulado 20 años

$ (R

elat

ivos

ala

Inve

rsió

n In

icia

l del

cas

o de

3

Cale

ntad

ores

)

INEDON




por los tubos mientras que el vapor pasa por la carcasa, sin entrar en contacto directo. Estos dos tipos de intercambiadores a su vez se subdividen en los 7 modelos que son mostrados en la Figura 92, y como se puede observar el parámetro que marca la diferencia es el destino que recibe el vapor luego de ser condensado o en algunos casos desobrecalentado. La selección de un tipo de intercambiador dependerá de la función que va a desempeñar, los intercambiadores de “Contacto Directo” ó “Abiertos” se usan con una doble función, calentar el condensado y eliminar los gases incondensables que puedan estar disueltos en el agua (“Desairear”, de allí el otro nombre con el que son conocidos: “Desaireador”). Adicionalmente otro factor típico de este tipo de intercambiadores es que brindan las condiciones de succión óptimas para la bomba de alimentación de agua a la caldera, razón por la cual, como se verá en la próxima sección, la bomba se ubica siempre aguas abajo del intercambiador de contacto directo ó Desaireador. Por su parte los intercambiadores cerrados son ventajosos ya que físicamente son más pequeños que los abiertos, y no requieren una bomba para llevar el agua a la etapa siguiente. En general los arreglos del tren de calentamiento poseen un Desaireador y el resto de los intercambiadores son cerrados.

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Figura 92. Tipos de Calentadores de Agua de Alimentación

C: Calentador de Contacto Directo.

D: Calentador con enfriador de Drenaje.

F: Calentador con descarga aguas abajo.

P: Calentador con bomba aguas arriba.

S: Enfriador de sobrecalentado externo.

E: Enfriador externo tipo flash con drenajes.

L: Enfriador fase líquida con drenajes.

INEDON




17.6.4. Ubicación de la bomba de alimentación a la caldera En el caso de que el arreglo del tren de precalentamiento sea definido por el usuario, éste debe seleccionar la ubicación de la bomba de alimentación, que generalmente aguas abajo del Desaireador, como se indicó anteriormente. En el caso que no haya Desaireador, la bomba de alimentación se coloca aguas arriba de todos los calentadores, y se debe considerar que ésta reemplazará la bomba de condensado.

Recomendación Véase la ayuda de STEAM PRO.

17.6.5. Opciones de calentamiento del agua de alimentación En el caso que se haya seleccionado una turbina de vapor con recalentamiento, y el tren de precalentamiento tenga más de 5 intercambiadores, se debe seleccionar la fuente de vapor de calentamiento, que puede ser: a) el recalentado frio ó b) una extracción de vapor de la turbina de alta presión. La escogencia de una u otra fuente dependerá principalmente de la disponibilidad de puertos de extracción en la turbina de vapor y de la capacidad calórica que tenga el recalentado frío.

Recomendación Se deben evaluar las dos opciones para ver con cuál de las dos se obtiene mejor rendimiento.

17.6.6. Tipo de especificación para los calentadores de agua de alimentación El cálculo de los calentadores de agua de alimentación requiere fijar criterios para su diseño, el programa permite especificar éstos criterios de tres maneras diferentes: a) La temperatura de salida de los calentadores es calculada automáticamente

a partir de la máxima diferencia de temperatura permitida especificada y los cálculos de pérdida de presión.

b) La temperatura de salida del calentador y las pérdidas de presión son dictadas por el criterio de máxima temperatura de salida especificada.

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c) Se fija la temperatura de salida, la máxima diferencia de temperatura y las pérdidas de presión, y en base a estos valores se ajusta la cantidad y calidad del vapor usado para calentamiento.

17.7. Criterios de Planta Las bases sobre los datos ambientales, el combustible y la estimación de costos forman parte de la ventana “Criterios de planta” (Figura 93)

Figura 93. Ventana “Criterios de planta”

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17.7.1. Condiciones Ambientales

Recomendación Véanse las Bases de Diseño, el programa tiene condiciones ISO por defecto. • La presión atmosférica (ambiente) puede ser calculada conociendo la

altitud del sitio o viceversa.

• La temperatura de bulbo húmedo puede ser calculada con la temperatura del aire (ambiente), la altitud (o la presión) y la humedad relativa.

El botón “Mostrar datos clima ASHRAE” (American Society of Heating, Refrigenerating and Air-Conditioning Engineers, Inc.), abre una ventana con datos climatológicos de varias ciudades de los EUA y algunas principales ciudades de otros países. En los países diferentes a los EUA, los datos de la ASHRAE son una opción recomendada solo si no se disponen de datos más específicos y la ciudad disponible tiene un clima comparable con la locación donde se construirá la Central. Algo que no es recomendable hacer es usar datos de una ciudad costera para una locación de montaña a varios kilómetros de distancia.

A) Temperatura del aire (ambiente). La temperatura del aire afecta los equipos principales de la central, en los siguientes puntos se resumen los aspectos más importantes.

a) Equipos de intercambio de calor con aire.

El aumento de la temperatura del aire aumenta también la temperatura de salida del fluido enfriado. Véanse los INEDON:

Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor, N° 903-HM120-P09-GUD-027

Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento Evaporativas con Tiro Mecánico, N°

.

903-HM120-P09-GUD-076

b) Temperatura de diseño.

.

Recomendación: Consúltense las Bases de Diseño del Proyecto.




INEDON




En los sitios con cambios en la temperatura del aire, por ejemplo debido a las estaciones de verano e invierno, se evalúa el diseño para las condiciones extremas, si bien la temperatura de verano disminuye la eficiencia de la turbina de gas, la temperatura de inverno, mucho más fría, afecta el diseño de otros equipos.

B) Altitud y presión atmosférica

a) Turbina de Vapor b) Caldera c) Equipos de intercambio de calor con aire.

Véanse los INEDON: • Guía para la Especificación de los Intercambiadores de Calor,

N° 903-HM120-P09-GUD-027

.

• Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento Evaporativas con Tiro Mecánico, N° 903-HM120-P09-GUD-076

.

C) Humedad relativa ambiente y temperatura de bulbo húmedo.

a) Turbina de Vapor b) Caldera c) Torres de enfriamiento

Véase el INEDON:

• Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento

Evaporativas con Tiro Mecánico, N° 903-HM120-P09-GUD-076

.




INEDON




17.7.2. Selección del Combustible

Recomendación Véanse las Bases de Diseño para conocer el combustible principal de la caldera. El combustible puede ser seleccionado de una base de datos como se indica en la Figura 94, ó puede ser especificado con la opción “definido por el usuario” como lo muestra la Figura 95, donde se puede indicar una composición si está disponible en las Bases de Diseño.

Figura 94. Ventana para la selección de combustibles sólidos.

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Figura 95. Ventana para definición de combustibles sólidos

17.7.3. Selección del Sistema de Enfriamiento

Recomendación Véanse las Bases de Diseño El sistema de enfriamiento puede estar definido en las Bases de Diseño, ó el alcance del Proyecto puede solicitar la evaluación de dos o más sistemas de enfriamiento antes de tomar una decisión y continuar el resto del diseño. La selección más básica es entre un sistema de flujo directo y otro que incluya algún equipo para el enfriamiento del agua, las consideraciones son:

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a) Sistema con flujo directo.

• Este sistema requiere la disponibilidad de una fuente de agua con suficiente capacidad para suministrar el agua de enfriamiento. Las fuentes típicas y sus consideraciones son:

o Ríos, el caudal disponible puede variar con las estaciones

del año, por ejemplo, un caudal bajo durante la época de sequía. Si el río es represado aguas arriba de la Central, se puede considerar que río suministrará el flujo requerido de agua durante todo el año.

o Lagos, se considera que puede suministrar un flujo constante de agua de enfriamiento; pero el volumen de agua debe ser lo suficientemente grande para evitar que al agua de retorno (más caliente) afecte la temperatura del agua de suministro.

o Mares, las mismas consideraciones que los lagos.

o Pozos subterráneos, el caudal producido debe cumplir con el requerimiento de enfriamiento. El flujo usado para el enfriamiento del ciclo de vapor no puede afectar la disponibilidad de agua para otros usuarios posibles, por ejemplo el riego agrícola.

• La cercanía con la fuente puede afectar la disponibilidad

cuando la distancia aumenta significativamente el costo capital y de operación.

• Si se crea un lago artificial para suministrar el agua de enfriamiento del ciclo de vapor. La diferencia entre la intensidad de lluvia y la evaporación garantiza que no exista el riesgo que el lago se seque.

• La fuente de agua determina su calidad y los requerimientos para el tratamiento y selección de los materiales de construcción del condensador. Ejemplos:

o Si se usa un río con agua dulce, los materiales de

construcción son más económicos que al usar agua salada.

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o El agua proveniente de un río con alto contenido de

sólidos suspendidos requiere clarificación. b) Sistemas con torres evaporativas.

• La capacidad de enfriamiento está limitada principalmente por la temperatura del aire, la de bulbo húmedo y la humedad relativa.

• El agua requiere tratamiento y ciclos de purga, así como un

flujo de reposición constante.

• Es una de las alternativas más usadas cuando no existe una fuente de agua que permita el uso del sistema de flujo directo.

• El flujo de agua de enfriamiento puede ser mucho menor que

un sistema de flujo directo si la temperatura de retorno de agua es muy exigente (diferencia de temperatura muy baja).

• Además de las bombas de suministro de agua de enfriamiento,

existen ventiladores que consumen energía eléctrica, la cual es restada de la potencia total generada en la Central.

Véase también el INEDON “Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento Evaporativas de Tiro Mecánico”, N° 903-HM120-P09-GUD-076

c) Sistemas con torres secas y condensadores mecánicos.

.

• La temperatura máxima del aire limita la capacidad de

enfriamiento.

• Son sistemas cerrados sin pérdida de agua y el tratamiento continuo es mínimo.

• Su principal desventaja es el alto consumo de potencia

requerido para los ventiladores en las torres secas, esto disminuye la potencia neta que puede exportar la central.


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El Cuadro 40 muestra un resumen los tipos de sistemas de enfriamiento disponibles en el programa y sus esquemas básicos. Información detallada puede ser obtenida de la ayuda del programa.

Cuadro 40. Tipos de sistemas de enfriamiento y los esquemas básicos

Tipo de sistema de enfriamiento Esquema básico

Agua de enfriamiento flujo directo circuito abierto7

Agua de enfriamiento con torre de tiro mecánico

Agua de enfriamiento con torre seca/húmeda (hibrida) de tiro mecánico

7 Los programas de Thermoflow, Inc. usan el término “circuito abierto” para el sistema de flujo directo; pero un sistema de enfriamiento que tenga una torre de enfriamiento evaporativa, también es un sistema abierto debido a la pérdida de agua en la torre.

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Agua de enfriamiento con torre tiro natural

Agua de enfriamiento con torre seca

Condensador seco enfriado por aire

Condensador enfriado por aire pre-enfriado

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Condensador enfriado por aire saturado continuamente

Condensador enfriado por aire con superficie húmeda

17.7.4. Otras Variables del Sistema de Enfriamiento

a) Temperatura del agua de enfriamiento del sitio. Esta variable está disponible solo cuando se selecciona un sistema de flujo directo (once-through) para el enfriamiento del ciclo de vapor. Como se indicó en la sección anterior, las posibles fuentes son ríos, lagos y mares, la posibilidad de usar alguna de éstas es incluida en las Bases de Diseño del Proyecto o puede ser una de evaluaciones solicitadas en el alcance. La temperatura del agua de enfriamiento del sitio es una de las variables que establecen la mínima temperatura del agua que sale del condensador y por ende también la temperatura y presión de saturación del ciclo de vapor. En un diseño nuevo, el programa establece una diferencia entre la temperatura de salida del agua de enfriamiento y la temperatura de operación del condensador. Mientras mayor sea la temperatura en el condensador, mayor será la presión de saturación (igual a la de

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operación), y por ende la turbina de vapor requerirá mayor flujo de vapor para producir la misma cantidad de energía, ya que la expansión es menor. Si el diseño de la Central considera una toma de agua para el sistema de enfriamiento que está ubicada mar adentro, es importante tener presente que la temperatura del agua disminuye con la profundidad, lo cual a su vez disminuye el flujo requerido de agua de enfriamiento. Revise si las Bases de Diseño reportan a temperatura del mar en la superficie o a la profundidad de la toma.

b) Aumento de temperatura permitido para el agua en el sitio. Esta variable está solo disponible cuando se selecciona un sistema de flujo directo (once-through) para el enfriamiento del ciclo de vapor. El valor del aumento de temperatura es una diferencia que proviene de la legislación vigente para el país o el sitio donde se construirá la Central y tiene que estar incluida en las Bases de Diseño del Proyecto. Las legislaciones más exigentes establecen una diferencia máxima de 3 °C por encima de la temperatura del reservorio al cual se descarga el agua, las menos exigentes permiten alrededor de 10 °C de diferencia. La diferencia establece la máxima temperatura que puede tener la temperatura del agua de enfriamiento que sale del condensador:

MAXTTT ∆+= 12 Ec. 24 Donde: T2 es la temperatura del agua de enfriamiento (agua caliente) que sale

del condensador y será retornada hacia la fuente; T1 es la temperatura del agua de enfriamiento del sitio y que será

suministrada hacia el condensador; ΔTMAX es la diferencia máxima permitida en la legislación local vigente. Algunas legislaciones indican que el valor de T2 es determinado a una distancia definida desde la descarga, esto permite incluso usar en el

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programa un valor de ΔTMAX mayor si se considera el efecto de enfriamiento que tiene la masa de agua donde se realiza la descarga. Otro aspecto importante para considerar en un sistema de flujo directo es que la toma de agua está ubicada a una distancia de la descarga del agua, donde la temperatura de la última (más caliente) no afecte la temperatura de la toma (Figura 96). Si la fuente es un río, la descarga es ubicada aguas abajo; pero si la fuente es un lago o un mar, la ubicación definitiva de la toma y descarga requiere estudios de batimetría y corrientes.

Figura 96. Ejemplo de la separación entre la toma y la descarga de agua Mientras mayor es el valor de ΔTMAX, menor es el flujo requerido de agua de enfriamiento para mantener una potencia definida de la turbina de vapor.

17.7.5. Tipo de Sistema de calefacción urbana

Recomendación Véase la ayuda de STEAM PRO.

17.7.6. Exportar / Importar Corrientes En esta ventana, que se ilustra en la (Figura 97) se permite indicar la presencia en la planta de corrientes adicionales para la inyección/extracción de vapor y/o agua del ciclo.

Condensador

Tierra firme

Toma Descarga (agua caliente)

Fuente de agua

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Las funciones de estas corrientes son variadas, pero entre ellas se pudieran mencionar: envío de vapor hacia algún proceso ó extracción de agua para alguna aplicación fuera del ciclo. Note que la especificación de las corrientes se hace en la ventana Corrientes Misceláneas.

Figura 97. Ventana “Corrientes de Vapor auxiliares y externas”

17.7.7. Fuentes Externas de Vapor Al igual que en la sección anterior, se puede definir una corriente de vapor de origen externo, en este caso para ser suministrado a los calentadores de agua de la alimentación en remplazo o complemento del vapor extraído de la turbina. Para seleccionar la conexión de éstas corrientes al proceso, se debe hacer en la sección FWH/Bombas, en la que se especifican todas las condiciones de los calentadores de agua de alimentación.

INEDON




17.7.8. Fuente de Agua de Desobrecalentamiento y Punto de Adición del Agua de Reposición El agua de desobrecalentamiento para el vapor de proceso se usa para bajar la temperatura del vapor sobrecalentado y facilitar su condensación, generalmente se inyecta en el Desaireador. Por otro lado, el agua de reposición se usa para reponer las pérdidas en el ciclo debido a fugas en la turbina, extracción de vapor y/o agua, entre otras. Se considera que la calidad del agua de reposición es acorde con lo requerido.

17.7.9. Suposiciones de pérdidas de presión en las líneas La ventana de pérdidas en las líneas (cañerías) de vapor permite establecer los criterios para el dimensionamiento de dichas líneas (Figura 98).

Recomendación 1) Véanse las Bases de Diseño, 2) Valores por defecto de STEAM PRO, estos últimos son considerados (al momento de la emisión de este INEDON) incluso más apropiados que los mostrados en el INEDON “Bases y Criterios de Diseño”, N° 903-HM120-P09-GUD-013, para las líneas de vapor en una Central.


INEDON




Figura 98. Ventana “Premisas de pérdidas de cañerías”

INEDON




17.7.10. Suposiciones Misceláneas Como se muestra en la Figura 99, el programa permite las dos opciones siguientes para el estimado del consumo de potencia de los equipos o sistemas auxiliares: A) Usar potencia de auxiliares definida por usuario.

La opción es recomendada cuando se dispone de información, por ejemplo en la evaluación de una Central existente o las potencias suministradas por los fabricantes de los equipos.

B) Usar potencia de auxiliares calculada por STEAM PRO y PEACE.

Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO. Si no dispone de información precisa, permita que el programa realice el estimado de consumo de potencia de los auxiliares. Sin embargo, los valores siguientes pueden ser ajustados si la Disciplina de Ingeniería Eléctrica dispone de información: • Factor de corrección estimación HVAC + carga iluminación.

• Pérdida en transformador principal (% potencia generador).

INEDON




Figura 99. Ventana “Suposiciones Misceláneas”

INEDON




17.7.11. Costos Regionales La ventana “Costos regionales” (Figura 100) es la primera que verá con una pestaña de color verde, lo cual indica que la información contenida allí es usada solo para el estimado de costos suministrado por el módulo PEACE.

Figura 100. Ventana “Costos regionales” El programa dispone de multiplicadores de costo para varias ciudades en los EUA y algunos países. Cuando se selecciona un país, el programa muestra un cuadro con las advertencias siguientes: • La estimación con costo internacional tiene más incertidumbre que los

costos estimados en los EUA.

• La variación de la tasa de cambio aumenta la incertidumbre del costo estimado.

INEDON




• Si la tasa de cambio actual difiere de la tasa de referencia mostrada, el

usuario debe ejercer gran discreción.

Recomendación Las opciones principales para la estimación de costos que tiene un Proyecto son: A) El uso de los resultados del módulo PEACE para todos los sistemas de la

Central con los ajustes que la Disciplina de Estimación de Costos considere convenientes, esto es aconsejable para una Ingeniería Conceptual y un estimado de Clase IV o V (ejemplo de clasificación según la práctica en Venezuela).

B) El uso de los resultados del módulo PEACE para los Sistemas Principales con los ajustes que la Disciplina de Estimación de Costos considere convenientes. El costo de los Sistemas Auxiliares puede ser estimado con los programas disponibles para la Disciplina de Estimación de Costos. Esto es aconsejable cuando se requiere un estimado mejor que Clase IV o V (ejemplo de clasificación según la práctica en Venezuela).

C) El uso de los resultados de STEAM PRO para la elaboración de

especificaciones y/o requisiciones de los Sistemas Principales y obtener un costo suministrado por fabricantes. El costo de los Sistemas Auxiliares puede ser estimado con los programas disponibles para la Disciplina de Estimación de Costos. Esto es aconsejable cuando se requiere un estimado mejor que Clase IV o V (ejemplo de clasificación según la práctica en Venezuela).

D) En las Ingenierías Básicas y de Detalle, se recomienda elaborar

especificaciones y/o requisiciones de materiales para obtener información de los fabricantes de los Sistemas Principales y Auxiliares.

La opción que se usará en el Proyecto depende del rango de precisión establecido en el alcance.

INEDON




Cuadro 41. Resumen de las opciones principales para obtener información para el estimado de costos

Opción Fuentes para el estimado de costos

Sistemas Principales Sistemas Secundarios

A PEACE PEACE

B PEACE Disciplina de Estimación de Costos

C Fabricantes Disciplina de Estimación de Costos

D Fabricantes Fabricantes

17.7.12. Características del Sitio La Figura 101 muestra algunas variables relacionadas con el sitio donde está ubicada la Central, y que deber ser especificados ya que son de interés para el estudio económico y el estimado de costo.

INEDON




Figura 101. Ventana “Criterios de planta/ Características del sitio”. A) Clima del sitio.

Recomendación El programa tiene las opciones de “Cold/Northely”, “Temperate" y “Hot/Tropical”, seleccione la más adecuada al sitio donde se construirá la Central. La información es usada para ajustar el costo de las edificaciones y de excavación requerida para las líneas subterráneas.

B) Longitud de cada tramo de línea…

Recomendación 1) Consúltese a la Disciplina de Diseño Mecánico, o 2) Use los valores por defecto.

INEDON




C) Capacidad mínima del sistema de tratamiento de agua

Recomendación 1) Consúltense las Bases de Diseño, o 2) Use el valor por defecto de 12 h.

D) Clasificación del suelo del sitio.

Recomendación Consúltese a la Disciplina de Ingeniería Civil. E) Incluir sistema de tratamiento para el agua de reposición.

Recomendación Véanse las Bases de Diseño. La selección de esta opción, la calidad del agua y turbidez permiten al programa estimar un costo para el tratamiento de agua con el flujo requerido para el agua de reposición del ciclo de vapor (agua desmineralizada).

Recomendación Actualmente no se dispone de costos

comparativos en función de la información de fabricantes de unidades de tratamiento de agua. Por tal motivo y si el tiempo de desarrollo del Proyecto lo permite, se recomienda consultar con los fabricantes.

17.7.13. Edificios y Chimenea En la ventana mostrada en la Figura 102, el usuario puede indicar si la caldera, la turbina de vapor y el tratamiento de agua serán instalados dentro de edificios.

Recomendación El uso de edificios es el siguiente si las condiciones climáticas lo permiten:

Equipo ¿Se recomienda la instalación dentro de un edificio?

Caldera Sí

Turbina de vapor Sí

Tratamiento de agua No

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El espacio adicional de los edificios requeridos es consultado con la Disciplina de Ingeniería Civil.

Figura 102. Ventana “Edificios y Chimeneas”

Recomendación En cuanto a la selección de la chimenea, dependerá del tamaño de la Central. Según los valores de STEAM PRO, en las Centrales de menos de 80 MW se recomienda chimenea de acero, mientras que en las Centrales de más de 80 MW se recomienda chimenea de concreto.

17.8. Sistema de Enfriamiento La ventana mostrada en la Figura 103 y sus pestañas permiten definir los parámetros de diseño del sistema de enfriamiento, previamente seleccionado en la ventana “Criterios de planta/Sitio” (17.7).

INEDON




Figura 103. Ventana “Sistema de enfriamiento”

17.8.1. Entradas Principales del Sistema de Enfriamiento

La ventana de la Figura 103 varía según el tipo de sistema de enfriamiento seleccionado en la ventana “Criterios de planta/Sitio”. Los sistemas de enfriamiento no son tratados con profundidad en este INEDON porque se considera que los conocimientos de intercambio de calor son parte de la formación básica del personal de la Disciplina de Procesos y existen otros INEDON donde se puede obtener información, véase la Sección 5 y el INEDON “Guía para la Especificación de las Torres de Enfriamiento Evaporativas de Tiro Mecánico”, N° 903-HM120-P09-GUD-076. Sin embargo, es importante mencionar que la ventana permite al usuario elegir entre el uso de agua dulce o agua de mar, esto afecta el requerimiento de agua de enfriamiento debido a la diferencia de conductividad térmica y más adelante, la selección de materiales del condensador.


INEDON




17.8.2. Diagrama de Temperatura y Calor Transferido El programa permite visualizar el diagrama de temperatura y calor transferido en el condensador.

Figura 104. Ventana “Sist. Enfriamiento /Mostrar diagrama T-Q”

17.8.3. Condensador Para el diseño del condensador (Figura 105), el programa permite un diseño automático usando los valores por defecto, o que el usuario suministre los datos para el diseño.

Recomendación Permita que STEAM PRO realice el diseño automático.

INEDON




Figura 105. Ventana “Sist. enfriamiento/Condensador”

17.8.4. Condensador - Premisas Misceláneas Mediante esta pestaña (Figura 106), el programa permite cambiar otros datos para el diseño del condensador.

Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO.

Figura 106. Pestaña “Condensador – premisas misceláneas”.

INEDON




17.8.5. Opciones de Equipo En esta ventana (Figura 107) se especifica el material de la línea de agua de enfriamiento.

Recomendación Debido a que las líneas de agua de enfriamiento pueden tener un gran diámetro, es recomendable consultar a la Disciplina de Diseño Mecánico.

Figura 107. Ventana “Sist. enfriamiento/Opciones de equipamiento”

17.9. Entradas de la Turbina de Vapor La ventana mostrada en la Figura 108 permite editar las principales características de la turbina de vapor.

Recomendación Permita que STEAM PRO realice el diseño automático. Se requiere mucha experiencia o tener un equipo existente para reproducirlo con un modelo.

INEDON




Figura 108. Ventana “Turbina de Vapor – Entradas”

17.9.1. Entradas Principales a la Turbina de Vapor A) Especificación: se puede seleccionar el criterio de diseño de la turbina de

vapor, por ejemplo si se desea una potencia específica, el programa calculará la cantidad de vapor del ciclo, o viceversa si se conoce la cantidad de vapor (capacidad de la caldera) se puede calcular la potencia generada en la turbina.

Recomendación Véanse las Bases de Diseño. B) Presión y temperatura de cada nivel: en esta ventana se especifican los

niveles de presión de las diferentes entradas de la turbina, mientras mayor sea la capacidad de la turbina, mayor será la presión en la entrada, y mayor la expansión. Esto se ilustra en la Figura 109.

INEDON




Figura 109. Presión de la turbina de vapor, en función de la potencia generada. C) Caminos de Vapor: se puede especificar cuantos hay para cada nivel de

presión, generalmente se tiene un camino para las turbinas de alta e intermedia presión, sin embargo para la turbina de baja presión la presencia de dos o más caminos puede ser requerida debido a que el sistema trabaja a muy baja presión y el volumen ocupado por el vapor es grande. El número de caminos es función de la potencia de la central y de la cantidad de vapor en la turbina.

Recomendación Véanse las Bases de Diseño, y si es un diseño nuevo deje las opciones de Diseño Automático en STEAM PRO.

17.9.2. Suposiciones de Diseño

Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO y véase la ayuda de STEAM PRO, la cual contiene información sobre cada parámetro.

0

50

100

150

200

250

300

- 200 400 600 800

Pres

ión

a la

ent

rada

de

la T

urbi

na V

apor

(ba

r)

Potencia Bruta de la Turbina de Vapor (MW)

INEDON




Figura 110. Ventana “Suposiciones de diseño”

17.9.3. Generador

Recomendación Ítems 1 a 4: valores por defecto de STEAM PRO.

Recomendación Ítems 5 a 11: 1) Véanse las Bases de Diseño, o 2) Consúltese a la Disciplina de Ingeniería Eléctrica.

INEDON




Figura 111. Ventana “Generador”

17.9.4. Diseño del Extremo de Salida (Descarga) El desempeño de una turbina con condensamiento es afectado por el desempeño de la última etapa. Las pérdidas de presión en la descarga reducen típicamente de 2 % a 3 % la potencia nominal generada por la turbina. Para un flujo volumétrico definido de descarga, un anulo de gran tamaño significa una menor velocidad de descarga y menor pérdida Esta ventana permite editar las opciones relacionadas con la salida de la turbina de vapor, en primer lugar, la velocidad de rotación en la última etapa de la turbina, aunque el valor por defecto es 3600 rpm éste valor depende del flujo volumétrico de vapor en esta última etapa y puede ser sobre-escrito una vez que el programa realiza el cálculo. Otro factor que puede ser modificado es el factor de corrección en las pérdidas de vapor a la descarga, éstas pérdidas pueden ser calculadas por el programa STEAM PRO, introducidas por el usuario mediante una curva, o introducidas como un valor constante, como se indica en la Figura 112.

INEDON




Recomendación 1) Consúltense los datos del fabricante si están disponibles. 2) Valores por defecto de STEAM PRO.

Figura 112. Ventana “Diseño extremo descarga”

17.9.5. Pérdidas en la Turbina de Vapor En esta ventana (Figura 113) se especifican las pérdidas de vapor que hay a lo largo de la turbina.

Recomendación 1) Valores por defecto de STEAM PRO.

INEDON




Figura 113. Ventana “ST Pérdidas”

17.9.6. Opciones de Equipo La ventana “Opciones de Equipo” (Figura 114) permite especificar las variables relacionadas con el estimado de costos.

INEDON




Figura 114. Ventana “Opciones de equipo” A) Presión nominal / valor actual.

Define la presión nominal de la turbina como un múltiplo del valor actual del balance de calor.

Recomendación Valor por defecto de STEAM PRO. B) Tipo del ducto de descarga de la turbina.

El tipo de ducto seleccionado afecta la ubicación del condensador, la escogencia de uno u otro modelo se verá reflejado en el estimado de costos, y no tiene influencia en los cálculos termodinámicos: a) Axial, el condensador es ubicado “detrás” de la turbina de vapor. La

ubicación tiene un diseño más económico de la fundación de la turbina porque no requiere que esté elevada por lo cual el gasto de concreto es menor (Figura 115).

INEDON




b) Hacia abajo, el condensador es ubicado debajo de la turbina de vapor (Figura 115).

También existe la posibilidad de una descarga lateral con un condensador de dos entradas y ubicado a ambos de la turbina, sin embargo, esta opción no está disponible en STEAM PRO.

Recomendación Indique una descarga axial para disminuir el costo de la fundación de la turbina.

Figura 115. Vista 3D de una turbina de vapor con descarga axial o hacia abajo y ubicación del condensador [17]

C) Descuento del precio de la turbina de vapor.

Recomendación Consúltese a la Disciplina de Estimación de

Costos. D) Número de puentes grúa por cada turbina de vapor.

Cero (0) indica que no se incluirá en el estimado de costos un puente grúa, de allí en adelante se pueden colocar tantos puentes grúa como turbinas de vapor existan.

Turbina con la descarga axial

Turbina con la descarga hacia abajo

Condensador

INEDON




Recomendación Seleccione un solo puente grúa para todas las turbinas de vapor, especialmente si serán ubicadas en el mismo edificio. Aunque también existen diseños que permiten a la grúa desplazarse a través de varios edificios y minimizar la cantidad de esos equipos.

17.10. Puertos / Grupos de la Turbina de Vapor

17.10.1. Puertos de la Turbina de Vapor Un puerto es una conexión para realizar la extracción de vapor de la turbina de vapor. En caso de que sea necesario el usuario puede indicar el número de puertos que desea en cada sección de la turbina (Figura 116). Algo que se debe considerar es la relación de presiones entre un puerto y otro debe ser mayor a 1,2 como lo recomienda la ayuda del programa STEAM PRO.

Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO

Figura 116. Ventana “Definición de Puertos”

INEDON




17.10.2. Separación de Humedad En esta ventana (Figura 117) se indica si se ubican o no separadores de humedad internos en la turbina de vapor, la proporción de vapor removido, y el destino de este vapor.


Figura 117. Ventana “Separación de humedad”

INEDON




17.10.3. Diseño de grupos Un grupo consiste en todos los equipos (boquillas estacionarias o diafragmas, paletas rotatorias y engranaje del control de la válvula) entre dos puertos consecutivos en el mismo camino de vapor. La ventana (Figura 118) permite hacer dos selecciones básicas: A) La selección del tipo de control para la presión de entrada de cada grupo.

Las opciones de control afectan el desempeño de la turbina de vapor cuando se realiza un diseño fuera de punto (uso de STEAM MASTER); pero no afecta el desempeño en STEAM PRO. También afecta el tamaño, peso y costo estimado de la turbina.

B) La selección de cómo se realiza el cálculo de la eficiencia, que sí tiene un efecto significativo en los resultados de STEAM PRO. Véase la ayuda del programa para más información.


Figura 118. Ventana “Diseño de grupos”

INEDON




17.11. Bombas y Calentadores de Agua de Alimentación

17.11.1. Conexión de los Calentadores de Agua de Alimentación En esta ventana se especifican las fuentes de calentamiento para los intercambiadores de calor.


Figura 119. Ventana “Conexión de calentador de agua de alimentación”

INEDON




17.11.2. Parámetros Térmicos de los Calentadores de Agua de Alimentación Luego de especificar la fuente de calentamiento se especifican los parámetros térmicos mostrados en la Figura 120, los valores a especificar dependerán del tipo de intercambiador: a) Diferencia de temperatura terminal, es la diferencia entre la temperatura de

saturación del vapor usado en el calentamiento y la temperatura de salida del agua de alimentación de ese intercambiador.

b) Diferencia de temperatura en el enfriador con drenajes, estos intercambiadores tienen una sección donde el intercambio de calor se da entre el vapor condensado justo antes de salir y el agua de alimentación entrante, por ser un intercambio agua-agua, la diferencia de temperatura permitida es mayor que en el intercambio vapor-agua.

c) Sobrecalentamiento residual: es la temperatura por encima de la

temperatura de saturación del vapor de calentamiento después de pasar por la sección de desobrecalentamiento del calentador de agua.

d) Pérdida de presión en la tubería de vapor de calentamiento.


INEDON




Figura 120. Ventana “Parámetros térmicos”

17.11.3. Suposiciones de los Calentadores de Agua de Alimentación De ser requerido el usuario puede modificar estas variables, aunque lo recomendable es usar los valores por defecto del programa seleccionando el método “Automático” ya que aunque se especifiquen valores coherentes para todas las variables esto puede conducir a un diseño que no cumpla con los requisitos mecánicos que debe tener, por ejemplo, obtener un número menor de tubos, pero de una longitud fuera del rango normal. Sin importar las modificaciones aquí realizadas, no afectarán el balance de energía, solamente tienen influencia en las dimensiones de los intercambiadores y por ende en la estimación de costos.

Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO (Figura 121).

INEDON




Figura 121. Ventana “Suposiciones de los calentadores de agua de alimentación”

17.11.4. Suposiciones Misceláneas

Esta ventana (Figura 122) permite especificar algunos parámetros necesarios para la especificación de los intercambiadores:

Figura 122. Ventana “Suposiciones misceláneas”

INEDON




A) Ubicación de la válvula de regulación del agua de alimentación: la válvula puede ser ubicada antes del economizador, o después de la bomba de alimentación. Más adelante (punto 6) se puede modificar la pérdida de presión en esta válvula, para exigir mayor diferencial de presión y potencia en la bomba de alimentación.

B) Incluir bomba de refuerzo para la alimentación de la caldera: en caso de desear incluir una bomba de refuerzo, se debe especificar la altura a ser suministrada.

C) Elevación del desaireador: especificar la elevación del desaireador sobre el

nivel de piso, ya que esta columna de líquido contribuye a la presión de succión de la bomba.

D) Diferencia de temperatura mínima en los calentadores de agua de

alimentación: es el valor mínimo de delta de temperatura explicado anteriormente, como referencia, el valor mínimo permitido es 1,1°C. Recuerde considerar que si la diferencia de temperatura es menor se aprovecha mas el vapor de calentamiento, pero se requiere mayor área de transferencia, intercambiadores más grandes y más costosos.

Recomendación Consulte la ayuda de STEAM PRO para la descripción del resto de las variables.


INEDON




17.11.5. Bombas

Figura 123. Ventana “Bombas” La lista desplegable en el extremo derecha de la pestaña (Figura 123) permite seleccionar las bombas en el circuito de agua. Una vez seleccionada la bomba, el usuario puede ajustar variables como: • Tipo de bomba

• Porcentaje de flujo mínimo.

• Margen para la altura de bombeo.

• Eficiencia isentrópica.

• Margen de diseño para el flujo.

• Etc.

INEDON




Recomendación Véanse las Bases de Diseño y el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903-HM120-P09-GUD-030

17.11.6. Opciones de Equipo

, para las variables típicamente definidas por la Disciplina de Procesos. Valores por defecto de STEAM PRO para las variables asociadas a la velocidad, el motor y las series.

Esta ventana (Figura 124) permite especificar datos adicionales para la bomba de arranque de alimentación a la caldera, aunque no tiene efecto en el balance de masa y energía tiene efectos en el estimado de costos.

Recomendación Valores por defecto STEAM PRO.

Figura 124. Ventana “Opciones de equipo”

17.12. Corrientes Misceláneas

17.12.1. Corrientes de Proceso Esta ventana (Figura 125) permite completar los datos de las corrientes de vapor hacia proceso que se especificaron anteriormente en la ventana Criterios de Planta / Corrientes de Vapor Auxiliares. Esta opción es útil cuando se tienen


INEDON




ciclos de cogeneración (la central produce vapor y electricidad al mismo tiempo).

Figura 125. Ventana “Corrientes de Proceso”

Recomendación En caso de ser necesario especificar una salida de vapor, consulte la ayuda de STEAM PRO.

17.12.2. Adiciones de Vapor Al igual que en la sección anterior eésta ventana (Figura 126) permite completar los datos de las adiciones de vapor que se especificaron anteriormente en la ventana Criterios de Planta / Corrientes de Vapor Auxiliares. Esta opción es útil cuando el usuario desea especificar una entrada de vapor adicional a la caldera.

INEDON




Figura 126. Ventana “Adiciones de vapor”

17.12.3. Extracción y Adición de Agua Esta ventana (Figura 127) se pueden especificar adiciones y extracciones de agua del tren de calentamiento de agua de alimentación a la caldera, especificando el punto de adición/extracción, el flujo, la presión y la temperatura.

INEDON




Figura 127. Ventana “Extracción y adición de agua”

17.12.4. Turbina de la bomba de alimentación (opcional) Esta ventana se activa si en la ventana Comenzar Diseño, se ha especificado una turbina como accionador del motor de la bomba de alimentación. De ser así el usuario debe especificar de qué parte de la Turbina de Vapor Principal será extraído el vapor que servirá de fuente a la Turbina de la bomba de alimentación.

Recomendación Valores por defecto STEAM PRO.

INEDON




Figura 128. Ventana “Turbina de bomba de alimentación”

17.12.5. Condensador de la Turbina de la bomba de alimentación En el caso que la 17.12.4 aplique, la turbina requerirá un condensador para recuperar el vapor. Si el enfriamiento es con agua, las especificaciones del condensador se suministran en la ventana mostrada en la Figura 129 y al igual que en el condensador principal, las condiciones de operación están marcadas por la temperatura de suministro y retorno del agua de enfriamiento.

INEDON




Figura 129. Ventana “Condensador de la Turbina de la bomba de agua de alimentación”

17.13. Datos Térmicos de la Caldera

17.13.1. Principal

En esta ventana se especifican los principales datos relacionados con los parámetros térmicos de operación de la caldera.

Recomendación En la opción “Automático” STEAM PRO fija todos los parámetros. En caso de que el usuario desee especificar los datos se recomienda realizar al menos una corrida con la opción “Automático” para generar valores de base.

INEDON




Figura 130. Ventana “Datos térmicos de la caldera – Principal” La descripción de algunos de los parámetros mostrados en la (Figura 130) se muestra a continuación: A) Máxima eficiencia: el programa calcula la eficiencia de la caldera, pero el

usuario puede especificar un valor límite, definido como el máximo valor permitido en la relación entre la tasa de transferencia de calor al vapor y la energía suministrada a la caldera


B) Exceso de aire: se refiere al exceso de aire en relación a la proporción estequiometrica, y viene dado por el tipo de combustible utilizado, por ejemplo STEAM PRO asume los valores del Cuadro 42.

INEDON




Cuadro 42. Exceso de aire, valores por defecto de STEAM PRO

Fase del Combustible

Exceso de oxígeno recomendado

Gas 10% Líquido 15% Sólido 20%


C) Mínima temperatura de salida de los gases: con este valor se pone límite a

la temperatura de salida de los gases, aguas arriba de los sistemas de manejo de efluentes. Este valor puede afectar la eficiencia de la caldera, mientras menor sea la temperatura de salida hay mayor capacidad para los gases en la carcasa de la turbina, y la eficiencia aumenta (Figura 131). Sin embargo, se debe considerar que a menor temperatura se incrementan los riesgos de corrosión, por lo que mientras más limpio es el combustible, más baja la temperatura permitida en los gases de salida.


Figura 131. Ejemplo de variación de la eficiencia de la caldera con la

temperatura de salida de los gases para un combustible sólido

83

84

85

86

87

88

89

90

91

92

170 220 270

Efic

ienc

ia d

e la

Cal

dera

(%

) LH

V

Temperatura de Salida de los Gases (°C)

INEDON




D) Configuración

El programa permite seleccionar dos arreglos para la caldera; en uno de ellos los gases de combustión fluyen verticalmente por el horno y son luego redirigidos a la zona de intercambiadores por convección: Caldera de Tipo Dos Pasos. En la otra opción hay un solo paso de los gases de combustión a través de una estructura conocida como “Torre” que da nombre al modelo. La selección de una u otra configuración no tiene ningún efecto en el balance térmico de la planta, solamente afecta las dimensiones y el costo del equipo.

Recomendación 1) Bases y Criterios de Diseño / 2) Valores por

defecto de STEAM PRO.

Figura 132. Configuración de la Caldera: Tipo Torre o de Dos pasos

E) Circulación en el evaporador: puede ser de circulación natural, circulación

forzada o de paso directo (sin evaporador) para el caso de calderas con presiones supercríticas.

b) Caldera de Tipo Torrea) Caldera de Tipo Dos Pasos

INEDON




17.13.2. Sistema de Aire y Combustible

Figura 133. Ventana “Manejo de aire y preparación del combustible” La Figura 133 muestra las opciones que deben especificarse respecto al manejo del aire para combustión en la caldera y la preparación del combustible en caso de ser requerida (pulverización de combustibles sólidos). A continuación una breve descripción de las mismas. A) Configuración: se pueden especificar diversos arreglos respecto al

calentamiento del aire.

B) Tipo de calentador de aire: existen dos tipos de calentador de aire, de tipo Rotativo (recomendado para calderas convencionales) y de tipo Tubular (recomendado para calderas de lecho fluidizado y de Parrillas).

Recomendación 1) Véanse las Bases y Criterios de Diseño 2) Consulte la ayuda de STEAM PRO.

INEDON




C) Manejo de Combustible: para el caso de combustible sólido, como se explicó previamente en la Sección 12.2.1, es necesario incluir un sistema para pulverizar el combustible, y las opciones son presentadas en esta ventana.

Recomendación Valores por defecto de STEAM PRO y véase la ayuda

de STEAM PRO, la cual contiene información sobre cada parámetro.

17.13.3. Premisas termodinámicas


Figura 134. Ventana “Premisas termodinámicas”

INEDON




17.14. Dimensionamiento de la Caldera Todas las opciones mostradas en esta sección se activan cuando el usuario decide llevar a cabo el diseño de la caldera y desactiva el modo automático indicado en la sección anterior.

Recomendación Permita que STEAM PRO realice el diseño automático. Se requiere mucha experiencia o tener un equipo existente para reproducirlo con un modelo.

17.14.1. Principal En esta ventana (Figura 135) se especifican los parámetros de diseño del horno.


Figura 135. Ventana “Dimensionamiento de Caldera - Principal”

INEDON




17.14.2. Horno y elementos radiantes En esta ventana (Figura 136) se introducen datos específicos para el dimensionamiento del horno, tales como: coeficientes de transferencia de calor, factores de ensuciamiento, etc.


Figura 136. Ventana “Horno y elementos radiantes”

17.14.3. Desobrecalentamiento En esta ventana (Figura 137) se especifica el desobrecalentamiento para la caldera: el flujo (como porcentaje del flujo de vapor principal), la fuente, y la ubicación.


INEDON




Figura 137. Ventana “Desobrecalentamiento”

17.14.4. Calentadores de aire En esta ventana (Figura 137) se especifican los calentadores de aire en caso de haberlos seleccionado en la sección anterior.


INEDON




Figura 138. Ventana “Calentadores de aire”

17.14.5. Elementos Convectivos En esta ventana (Figura 139) se presentan las variables relativas a la especificación de los intercambiadores presentes en la caldera. Al igual que en la especificación de los intercambiadores del tren de calentamiento de agua de alimentación se recomienda dejar a STEAM PRO el dimensionamiento, ya que la introducción de variables por el usuario podría conducir, por ejemplo a diseños desproporcionados, con materiales o tamaños no estándar.


INEDON




Figura 139. Ventana “Elementos convectivos”

17.14.6. Chimenea En esta ventana (Figura 140) se presentan las variables relativas a la especificación de la chimenea de la Central.


INEDON




Figura 140. Ventana “Chimenea”

17.14.7. Opciones de equipo Finalmente, esta ventana permite indicar algunas condiciones para el estimado de costo.


INEDON




Figura 141. Ventana “Opciones de Equipo”

17.15. Medio Ambiente

17.15.1. Emisiones – Instrumentación

Las legislaciones aplicables al Proyecto, con los límites permitidos de las emisiones de contaminantes hacia la atmósfera, tienen que estar incluidas en las Bases de Diseño.

Lo primero que el usuario puede notar en la ventana (Figura 142) es la selección entre el método automático o definido por el usuario para la especificación del Control de Emisiones.

Recomendación Seleccione la opción Automático, la cual toma lo valores por defecto de STEAM PRO.

INEDON




Figura 142. Ventana “Emisiones – Instrumentación” Si se desea especificar el sistema y no tomar los valores automáticos, los siguientes parámetros deben ser especificados:

A. Incluir control de NOx Al solicitar la inclusión de un sistema para el control de NOx, se debe indicar la producción de los mismos. Por defecto el programa considera que no hay producción de NOx en la combustión, si se desea especificar la presencia de los mismos el usuario debe conocer el valor y colocarlo en la casilla indicada. En la ayuda de STEAM PRO, se indica un rango típico entre 1 y 0,8lb/MMBTU HHV, aunque depende del tipo de combustible y la configuración de los quemadores. El método de control a seleccionar es sólo uno: Reducción Catalítica Selectiva (SCR por sus siglas en inglés). La selección de este método no

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tiene efectos en los balances térmicos, pero es usado por el módulo PEACE ya que la SCR requiere un sistema de inyección de amoníaco en los gases de combustión de tal manera que se mezclan antes de pasar por el catalizador. El espacio necesario entre el punto de inyección del amoníaco y el catalizador, y el espacio que necesita cada uno, requieren alargar conducto de salida de la caldera. El PEACE también considera la inclusión de tanques de almacenamiento de amoníaco entres otros equipos adicionales necesarios.

B. Incluir control de particulados

Al incluir el control de particulados se debe seleccionar entre un Precipitador Electrostático ó un Filtro de Tela. En ambas opciones se requieren especificaciones acerca de la cantidad de partículas a remover y los criterios de dimensionamiento del equipo.


Recomendación Véase la Sección 14.6.5 para la descripción de estos sistemas.

C. Incluir desulfuración de gases (FGD)

La Figura 143 muestra las variables a especificar en estos sistemas.


Recomendación Véase la Sección 14.6.4 para la descripción de estos sistemas.

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Figura 143. Ventana para especificación del proceso de desulfuración.

D. Instrumentación

• Sistema de Monitoreo Continuo de Emisiones (CEMS): las emisiones requieren un monitoreo continuo para conocer la cantidad de contaminantes que son descargados a la atmosfera. Esto es logrado con una muestra de los gases de escape que es transportada a una probeta en el CEMS, donde es filtrada y secada antes de pasar a los diferentes analizadores y establecer el contenido de los contaminantes. El punto de toma de muestra para las emisiones atmosféricas es en la chimenea después de los equipos de control.

Recomendación Deje seleccionada la opción de incluir el CEMS,

aun cuando el combustible no tenga compuestos de azufre o los

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quemadores sean LOW-NOX, el monitoreo es requerido, por ejemplo para conocer la eficiencia de la combustión.

• Sistema de Control Distribuido:

Recomendación Consulte con la Instrumentación la inclusión de

este sistema en el estimado de costos.

17.15.2. Contabilidad del Agua En la ventana mostrada en la Figura 144 se pueden cambiar los porcentajes de las descargas de agua en los usuarios, fuentes o retornos posibles de la Central.


Figura 144. Ventana “Consumo de agua”

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La ventana mostrada en la permite cambiar los porcentajes de los consumos de agua en los usuarios, fuentes o retornos posibles de la Central.


Figura 145. Ventana “Descarga de agua”

17.15.3. Captura de Dióxido de Carbono STEAM PRO tiene la posibilidad de incluir un modelo para la captura de CO2 presente en los gases de escape (Figura 146). La selección de incluir este proceso debe ser hecha al iniciar la simulación, ya que el proceso requiere grandes cantidades de vapor, obtenido de las extracciones de la turbina, y por ende la presión de los puertos es fijada en función de estos requerimientos. Solicitar la inclusión del proceso de captura de CO2 después de haber especificado los puertos de la turbina puede conducir a errores.

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El proceso de separación es modelado como una “caja gris”, es decir que incluye algunos detalles adicionales a los usados en una “caja negra”; pero no modela detalladamente los equipos internos del proceso de separación, sino que se enfoca en las interacciones entre la Central y el proceso de separación, esto permite un modelo totalmente integrado de la Central y el proceso de separación, y facilita el análisis del impacto que la captura de CO2 tiene en la potencia y eficiencia total y neta del ciclo combinado, el costo capital y la economía de la Central con condiciones especificas de diseño y operación.

Recomendación Consúltese las Bases de Diseño, la legislación local puede exigir el uso de un proceso para la captura de CO2. También existe la posibilidad que se solicite el estudio del costo y desempeño de la Central con y sin el proceso de captura. El INEDON carece de información adicional sobre este tema porque se considera que la misma puede ser obtenida en la literatura especializada.

Figura 146. Ventana “Captura de CO2”

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17.16. Otros PEACE La ventana (Figura 147) permite introducir o modificar los datos para el estimado de costo.

17.16.1. Electricidad

Recomendación Consúltense las Bases de Diseño o a la Disciplina de Ingeniería Eléctrica.

Figura 147. Ventana “Otros – PEACE / Electricidad”

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17.16.2. Protección Contra Incendio El sistema contra incendio siempre es requerido en una Central, pero dependiendo del alcance del Proyecto es posible que sea diseñado por la Disciplina de Diseño Mecánico.

Recomendación Consúltense las Bases de Diseño o a la Disciplina de Diseño Mecánico.

Figura 148. Ventana “Protección contra incendio”

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17.16.3. Tanques

Recomendación Véanse las Bases de Diseño para conocer los tiempos de almacenamiento requeridos en el Proyecto.

Figura 149. Ventana “Almacenaje”

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17.16.4. Opciones de Enfriamiento En la ventana mostrada en la Figura 150 se muestran los sistemas de enfriamiento de: - Aceite lubricante del generador y la caja de la turbina de vapor - Generador de la turbina de vapor - Aceite lubricante de la bomba de alimentación a la caldera - Compresor de aire de instrumentos/planta.

Recomendación 1) Véanse las Bases de Diseño para algún requerimiento especial / 2) Valores por defecto de STEAM PRO.

Figura 150. Ventana “Otros PEACE/Opciones enfriamiento”

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17.17. Economía La ventana sobre economía (Figura 151) y las diferentes pestañas permiten suministrar información adicional para el costo capital y operativo de la Central, así como determinar el flujo de caja y por ende la rentabilidad.

Recomendación Consúltense las Bases de Diseño y a la Disciplina de Estimación de Costos.

Figura 151. Ventana “Economía/Entradas principales”

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18. RESULTADOS DE STEAM PRO Esta sección muestras los resultados principales que se pueden obtener con STEAM PRO y cómo interpretarlos cuando es necesario.

18.1. Salidas de texto Muestra los resultados tabulados y pueden ser enviados a un archivo con formato CSV para luego ser usados en Microsoft® Office Excel® (Figura 152).

Figura 152. Exportación de los resultados de texto al formato CSV

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18.1.1. Sistema A. Resumen de planta

Figura 153. Salidas de texto – Sistema – Resumen de planta

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B. Resumen del ciclo de Vapor

Figura 154. Salidas de texto – Sistema – Resumen del ciclo de vapor

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18.1.2. Caldera A. Resumen

Figura 155. Salidas de texto – Caldera – Resumen

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B. Balance de Energía

Figura 156. Salidas de texto – Caldera – Balance de Energía

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C. Combustible

Figura 157. Salidas de texto – Caldera – Combustible

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D. Pulverizador

Figura 158. Salidas de texto – Caldera – Pulverizador

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E. Especificación del Economizador

Figura 159. Salidas de texto – Caldera – Especificación del Economizador

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F. Calentador de aire

Figura 160. Salidas de texto – Caldera – Calentador de Aire

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G. Estaca

Figura 161. Salidas de texto – Caldera – Estaca

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18.1.3. Ciclo de Vapor A. Resumen del ciclo de vapor

Figura 162. Salidas de texto – Ciclo de Vapor – Resumen del Ciclo de Vapor

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B. Resultados por Grupo

Figura 163. Salidas de texto – Ciclo de Vapor – Resultados por Grupo

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18.1.4. Calentadores de Agua de Alimentación A. Resumen del sistema

Figura 164. Salidas de texto – Calentadores Agua – Resumen del Sistema

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B. Configuración física de los calentadores

Figura 165. Salidas de texto – Calentadores Agua – Configuración física de los Calentadores

C. Reporte por calentador

Figura 166. Salidas de texto – Calentadores Agua – Reporte por Calentador

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18.1.5. Sistema de Enfriamiento

A. Resumen del sistema de enfriamiento

Figura 167. Salidas de texto – Sist. Enfriamiento – Resumen del Sistema

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B. Reporte por condensador

Figura 168. Salidas de texto – Calentadores Agua – Reporte del Condensador

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18.1.6. Medio Ambiente

A. Emisiones

Figura 169. Salidas de texto – Medio Ambiente – Emisiones

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B. Balance de Agua

Figura 170. Salidas de texto – Medio Ambiente – Balance de Agua

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C. Especificación del Precipitador Electrostático

Figura 171. Salidas de texto – Medio Ambiente – Esp. Precipitador Electrostático

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D. Especificación del sistema de remoción de azufre

Figura 172. Salidas de texto – Medio Ambiente – Esp. Sistema Remoción Azufre

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E. Balance en el sistema de remoción de azufre

Figura 173. Salidas de texto – Medio Ambiente – Balance Sist. Remoción Azufre

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18.1.7. Misceláneos

A. Balance de energía en las bombas

Figura 174. Salidas de texto – Misceláneos – Balance de Energía en Bombas

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B. Balance de energía en las tuberías

Figura 175. Salidas de texto – Misceláneos – Balance de Energía en Tuberías

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18.2. Salidas gráficas Las salidas gráficas contienen los mismos resultados de las salidas de texto. Alguna inconsistencia entre ambos modos de mostrar los resultados no ha sido detectada, como si ha ocurrido en el pasado con otros programas de simulación usados por la Disciplina de Procesos. Sobre los gráficos mostrados y sus resultados: • La información y cantidad equipos mostrados varía según las selecciones

del usuario.

• El gráfico sólo muestra una turbina y una caldera, cuando existe más de una se indica sobre las líneas por ejemplo: 2 x.

• Los flujos másicos con la letra M (mayúscula) indican flujos totales, por ejemplo si existen dos turbinas el flujo de vapor de 2.628,9 M es el total para las dos turbinas.

• Al hacer click sobre las figuras, se abren los resultados de texto, por ejemplo si hace click sobre la turbina de vapor se mostrara el resumen de la misma.

• El programa mantiene un código de colores para todos los resultados, tanto gráficos como de texto. Ejemplos: Rojo: gases (aire y los gases de escape).

Azul oscuro: agua (condensado, agua de alimentación).

Azul claro: circuito de vapor.

Naranja: combustibles.

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18.2.1. Sistema

A. Resumen de la central La Figura 176 muestra resumidamente el desempeño de la central, cantidad de calderas, cantidad de turbinas de vapor y las condiciones más relevantes del ciclo.

Potencia generada por la Central, tasas de calor, eficiencias, suministro de combustible, etc.

Resumen de las condiciones ambientales.

Potencia generada por la turbina de vapor.

Condensador.

Bomba de condensado.

Calentadores de agua de alimentación a la caldera.

Bomba de agua de alimentación a la caldera.

Caldera.

Flujo de combustible.

Flujo de aire a la caldera.

Condiciones del gas a la salida de la caldera.

Condiciones del gas exhausto a la atmósfera.

12

11

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

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Figura 176. Salida gráficos – Sistema - Resumen de la central

1 2

3

4

5 6 6 7

8

9

10 11

12

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B. Esquemático del Ciclo

La Figura 177 muestra las condiciones del vapor y del agua del ciclo.

Figura 177. Salida gráficos – Sistema – Esquemático del ciclo

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C. Balance de Energía de la Central

El gráfico muestra la energía que entra y sale de la Central.

Figura 178. Salida gráficos – Sistema – Balance de energía de la central

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D. Auxiliares Se muestra una gráfica de torta con los consumos de los sistemas y equipos auxiliares, así como el porcentaje que representa cada consumo dentro del total.

Figura 179. Salida gráficos – Sistema - Auxiliares

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18.2.2. Caldera A. Esquemático de la caldera

La Figura 180 muestra un esquema más detallado de la sección de la caldera, donde se pueden observar: las condiciones del combustible, flujos de ceniza, temperatura a lo largo de la caldera, etc.

Figura 180. Salida gráficos – Caldera – Esquemático de la caldera

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B. Diagrama T-Q de la caldera El diagrama muestra en la ordenada la temperatura y en la abscisa el calor de la caldera, es útil para visualizar las diferencias de temperatura entre:

• el flujo caliente de los gases, en la medida que se van enfriando a lo

largo de la línea roja de derecha a izquierda en el diagrama, • y el agua y vapor, los cuales se calientan a lo largo de las líneas azules

de izquierda a derecha.

La línea roja es la relación temperatura vs calor de los gases. Los números sobre la línea son las zonas en las cuales se ha divido el HRSG.

Las abreviaturas usadas para los equipos de intercambio de calor en la caldera son iguales en todo el programa y sus resultados.

Los valores y líneas de color azul corresponden al condensado, el agua de alimentación y el vapor.

3

2

1

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Figura 181. Salida gráficos – Caldera – Diagrama T-Q de la caldera

1

2

3

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C. Turbina de la bomba de alimentación a la caldera En caso de que el accionador de la bomba de agua de alimentación a la caldera sea una turbina de vapor, se muestra un esquema con las variables más importantes a tomar en cuenta (Figura 182).

Figura 182. Salida gráficos – Caldera – Turbina de la bomba de alimentación

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D. Diagrama T-Q en el Economizador 1

Al igual que en el apartado B de esta sección, la Figura 183 muestra la variación de la temperatura con el calor transferido para el Economizador 1 de la caldera.

Figura 183. Salida gráficos – Caldera –Diagrama T-Q en el Economizador 1

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18.2.3. Turbina de vapor A. Datos de la turbina de vapor

La Figura 184 muestra las condiciones del vapor en cada una de las entradas y salidas de la turbina de vapor.

Figura 184. Salida gráficos – Turbina de Vapor – Datos de la turbina

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B. Pérdidas de la turbina de vapor La Figura 185 muestra esquemáticamente las pérdidas de vapor que se tienen a lo largo de la turbina y el destino que reciben las mismas.

Figura 185. Salida gráficos – Turbina de Vapor – Pérdidas

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C. Curva de las pérdidas en la salida La pérdida de la descarga es una pérdida de energía cinética e incremento de la entalpía asociada con el vapor que deja la última etapa de paletas en la sección de baja presión. La pérdida de la descarga es una función del área de la descarga y la velocidad del vapor. La Figura 186 es una curva típica de pérdida de la descarga, la cruz indica el punto final de expansión y es llamado también el punto final de la turbina o punto final de la energía usada, ese punto es usado para determinar la potencia generada por la sección de baja presión de la turbina.

Figura 186. Salida gráficos – Turbina de Vapor – Curva de las pérdidas en

la salida

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D. Expansión de la turbina de vapor El gráfico muestra los estados termodinámicos de entrada y salida de cada sección de la turbina de vapor en un gráfico de Mollier. Ayuda a visualizar algunos indicadores clave como la humedad del vapor (nivel de condensación a la salida de la turbina, la extensión de la incongruencia entre el vapor que se expande y el vapor añadido en puertos intermedios. También muestra isotermas, isóbaras y líneas de calidad del agua.

Figura 187. Salida gráficos – Turbina de Vapor - Expansión en la turbina de vapor

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18.2.4. Sistema de agua de alimentación A. Resumen del sistema

En la Figura 188 se muestra el esquema del tren de calentadores de agua de alimentación a la caldera, en cada intercambiador se puede observar las condiciones del vapor de calentamiento y el condensado de salida (línea azul) y las condiciones del agua de alimentación a la caldera después de ser calentada.

Figura 188. Salida gráficos – Sistema de Agua de Alim. - Resumen

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B. Diagrama T-Q de los calentadores de agua de alimentación Al igual que los otros diagramas T-Q vistos en este inedon el diagrama muestra en la ordenada la temperatura y en la abscisa el calor transferido en los intercambiadores.

Figura 189. Salida gráficos – Sistema de Agua de Alim. – Diagrama T-Q

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C. Diagrama T-Q por calentador

Es una ampliación del diagrama del apartado B, para cada uno de los intercambiadores.

Figura 190. Salida gráficos – Sistema de Agua de Alim. – Diagrama T-Q por intercambiador

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18.2.5. Sistema de enfriamiento A) Resumen del sistema de enfriamiento para un ejemplo con flujo directo

(Figura 191). El esquema contiene los parámetros principales del sistema de enfriamiento.

Condiciones del vapor que deja la turbina.

Retorno del condensado de la turbina de vapor de la bomba de alimentación a la caldera.

Bomba de condensado, y condensador hacia tren de calentamiento.

Suministro y retorno del agua de enfriamiento.

Figura 191. Salida gráficos – Sistema de Enfriamiento – Resumen

4

3

2

1

1

2

3

4

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A. Diagrama T-Q del condensador El diagrama ayuda a visualizar las diferencias de temperatura entre el condensador y el agua de enfriamiento.

Figura 192. Salida gráficos – Sistema de Enfriamiento – Diagrama T-Q

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18.2.6. Control de emisiones A. Diagrama del circuito para control de emisiones

En la Figura 193 se muestra un diagrama de bloques para el sistema de control de emisiones.

Figura 193. Salida gráficos – Sistema de Control de Emisiones

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18.2.7. Gráficas de energía A. Diagrama de energía para la Central

El gráfico muestra la energía que entra y sale de la Central.

Figura 194. Salida gráficos – Gráfico de Energía para la Central

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B. Diagrama de energía para la caldera El gráfico muestra la energía que entra y sale de la Caldera.

Figura 195. Salida gráficos – Gráfico de Energía para la Caldera

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C. Diagrama de energía para el ciclo de vapor

El gráfico muestra la energía que entra y sale del ciclo de vapor.

Figura 196. Salida gráficos – Gráfico de Energía para el Ciclo de Vapor

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18.2.8. Misceláneos Las gráficas misceláneas muestran las curvas características de las bombas de alimentación a la caldera y de condensado. Véase el INEDON “Guía para la Especificación de las Bombas”, N° 903-HM120-P09-GUD-030

, para más información. La Figura 197 muestra un ejemplo.

Figura 197. Salida gráficos – Misceláneos – Curva de la bomba de alimentación a la caldera.


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18.3. Salidas de PEACE Los resultados del módulo PEACE contienen tanto información financiera como los mismos resultados gráficos y de texto descritos anteriormente. Debido al extenso contenido, solo se describen brevemente los resultados. Con respecto a los costos estimados por el programa, cuando el usuario entra por primera vez en una sesión a los resultados de PEACE, se muestra una ventana que indica: “El estimador Ingeniería de Planta y Construcción (PEACE) estima costo de diseños de plantas de generación desarrolladas con programas de Thermoflow. Los métodos usados para estimar tipos, cantidades, medidas y costos de equipos, material y mano de obra no son aplicables a todos los equipos. PEACE no provee resultados suficientemente seguros para ingeniería final, finanzas y desarrollo de proyecto.’ ‘El usuario debe revisar y cambiar donde sea necesario cualquier variable iniciada por el programa para asegurar precisión y adecuación dados los detalles específicos del proyecto.”

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18.3.1. Ingeniería preliminar A) Esquemas

Plano de implantación de la Central (Figura 198), si el alcance del Proyecto considera el apoyo de la Disciplina de Diseño Mecánico es conveniente que esta revise lo suministrado por el programa.

Figura 198. Salida PEACE - Ingeniería Preliminar – Esquemas - Plant/Site

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• La vista 3D de la Central, aunque permite tener una idea de la ubicación de los equipos; existen elementos que no se muestran en ésta vista, por ejemplo las líneas, el Sistema de Gasificación, el Sistema de Captura de CO2 ya que son equipos solamente considerados para el estimado de costos.

• Diagrama unifilar (Figura 199), si el alcance del Proyecto considera

el apoyo de la Disciplina de Ingeniería Eléctrica es conveniente que esta revise lo suministrado por el programa.

Figura 199. Salida PEACE - Ingeniería Preliminar – Esquemas – Diagrama Unifilar

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18.3.2. Financiero 18.3.3.

A) Informe de costo Existe una variedad de pestañas internas para obtener desde un resumen del costo (Figura 200) como también cada uno de los elementos considerados por el programa para el estimado. En esta subsección también existe la posibilidad de enviar todo el informe a Microsoft® Office Excel®.

Figura 200. Salida PEACE/Financiero/Informe de costo/Resumen costo proyecto.

B) Flujo de caja.

Contiene los datos tabulados usados para los gráficos del mismo título.

18.3.4. 18.3.5. 18.3.6. Balance térmico

La sección contiene los mismos gráficos que “Salidas gráficas” (Sección 18.2) y los mismos textos que “Salida de texto” (Sección 18.1).

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19. OTRAS OPCIONES DE STEAM PRO Al final de la barra de navegación, STEAM PRO tiene tres botones adicionales con las funciones descritas en esta sección.

19.1. Corridas Múltiples Este módulo permite realizar estudios paramétricos (también llamados análisis de sensibilidad), en donde el usuario suministra varios valores para una o más variables y el programa realiza varias simulaciones para luego mostrar los resultados con los valores introducidos. En resumen, el uso del módulo es como sigue: a) El usuario selecciona uno o más datos de entrada (Figura 201), los que

tienen color gris no están disponibles para elección.

b) Se editan los datos (Figura 202), es decir se suministran los valores para la variable seleccionada. El módulo permite introducir varios casos y en cada caso los valores, bien sea como un rango con incrementos o valores individuales.

c) Luego de oprimir el botón “Compute”, el módulo ejecuta los casos con los

valores suministrados en las variables de entrada y muestra los resultados en forma tabular (Figura 203).

d) También existe la opción de generar gráficos entre las variables, entre los

resultados y las combinaciones de ambos (Figura 204).

e) Luego de seleccionar las variables y/o resultados, y oprimir el botón “Show Plot” podrá visualizar el gráfico, el cual puede ser copiado con el menú “Edit/Copy Drawing” en la ventana del gráfico u oprimiendo las teclas “control + C”. En “Options/Format” puede editar el gráfico e incluso escribir en español la etiqueta de los ejes. Aunque la selección de muchas variables para la ordenada puede dificultar la visualización de los resultados si la diferencia de escalas es importante.

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Figura 201. Corridas múltiples: selección de variables

Figura 202. Corridas múltiples: edición de los datos

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Figura 203. Corridas múltiples: salidas de texto

Figura 204. Corridas múltiples: selecciones para generar un gráfico

f) El botón “STEAM PRO OUTPUT” le permite ver los resultados de alguno de los casos calculados.

g) Para regresar a STEAM PRO, oprima el botón “Return to STEAM PRO”.

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19.2. Diseño Fuera de Punto El botón “diseño fuera de punto” (off-desgin) se activa luego de haber calculado el modelo y exporta el diseño de STEAM PRO a STEAM MASTER. STEAM PRO es un programa de diseño para centrales con ciclo combinado y cogeneración. El programa genera los balances de calor, esquemáticos de flujo y diseño preliminar de los equipos mayores según los datos de entrada suministrado por el usuario. Luego que el modelo ha sido elaborado con STEAM PRO, el diseño puede requerir evaluación “fuera de punto” (off-design), por ejemplo con varias condiciones ambientales y cargas, esto es realizado con STEAM MASTER. En resumen: STEAM PRO realiza el diseño y STEAM MASTER evalúa el diseño como si se tratase de un equipo existente. Ejemplo: Cuando se disponen de varias condiciones de operación como condiciones ambientales debido a los cambios de estación o diferentes combustibles; si el usuario usa STEAM PRO con cada condición diferente, es muy probable que obtenga también diseños diferentes. La recomendación es de elaborar el diseño en STEAM PRO con la condición más exigente o la más probable y luego cambiar a STEAM MASTER para evaluar el desempeño con otra condición de operación. Otro ejemplo del uso típico de STEAM MASTER es para la evaluación del desempeño con combustibles diferentes. En varios Proyectos se realiza el diseño con el combustible principal (ej. gas natural) y la evaluación con el combustible secundario (ej. fueloil). La razón por la cual Thermoflow, Inc. ofrece dos programas diferentes es porque los datos de entrada conocidos o razonablemente asumidos para la elaboración de un diseño nuevo difieren considerablemente del tipo de información conocida cuando el diseño está completo y necesita ser evaluado para varias condiciones de operación. STEAM PRO y STEAM MASTER tienen cada uno más de 1800 datos de entrada, un programa que convine los dos, requeriría casi el doble de datos, haciéndolo difícil de usar.

19.3. Enlace con Excel En la barra de menú se encuentra la opción “Conexión a Excel”, esto es básicamente un complemento (add-in) similar a las “Corridas múltiples”; pero

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usando Excel como interfaz. Una ventaja es la generación de gráficos usando las bondades de la hoja de cálculo. Sin embargo, las instrucciones para la instalación del complemento (add-in) son para la versión 97-2003 de Excel.

19.4. Comparación de Archivos En la barra de menú también se encuentra la opción “Compare Files”, esto permite comparar dos archivos de STEAM PRO o de STEAM MASTER. La Figura 205 muestra un ejemplo.

Figura 205. Ejemplo del resultado de una comparación de archivos

20. RESUMEN DE LOS SERVICIOS INDUSTRIALES REQUERIDOS PARA LA CENTRAL Los requerimientos de los servicios industriales permiten definir varios de los Sistemas Auxiliares, esta sección muestra donde se puede obtener información en los resultados de STEAM PRO y cuando es conveniente solicitar o hacer un estimado externo. El Cuadro 43 muestra los posibles usuarios (sistemas, equipos, etc.) para los servicios industriales, los usuarios definitivos son determinados durante la IC.

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Cuadro 43. Resumen de los posibles usuarios de los servicios industriales.

Servicio Industrial Sistema Principal o Auxiliar como usuario Equipo o uso específico

Combustible sólido Caldera (a) Combustible principal

Combustible gaseoso Caldera Combustible pilotos

Alivio de Presión -

Combustible líquido

Caldera Combustible pilotos

Eléctrico de Distribución Generador de Arranque en

Negro

Generador de Emergencia

Detección y Extinción de Incendio

Bombas con motores de combustión interna

Agua de suministro


Como agua de enfriamiento(a)

Como agua de reposición en torres evaporativas(a)

Agua Industrial Como alimentación

Agua Desmineralizada Como Alimentación

Agua Potable Como Alimentación

Principales y Auxiliares Como medio de

enfriamiento, por ejemplo en las bombas

Agua industrial


Como agua de reposición en torres evaporativas(a)

Agua Desmineralizada Como Alimentación

Agua Potable Como Alimentación

Principales y Auxiliares Como medio de

enfriamiento, por ejemplo en las bombas

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Agua desmineralizada Generador de Vapor por Recuperación de Calor

Como de agua de reposición(a)

Agua potable --- Para consumo humano

Aire comprimido

Principales y Auxiliares Para los instrumentos

-

De servicio para herramientas neumáticas y

actividades de mantenimiento

Productos químicos

Generador de Vapor por Recuperación de Calor

Para el control de corrosión

Amoníaco para el SCR(a)

Suministro y Retorno de Agua Unidad de Tratamiento(c)

Agua Industrial Unidad de Tratamiento(c)

Agua Desmineralizada Unidad de Tratamiento

Agua Potable Unidad de Tratamiento(c)

Aguas de Desecho Unidad de Tratamiento(d)

Captura de CO2 Solvente(a)

Piedra caliza Caldera Caldera de lecho fluidizado

circulante atmosférico(a)

FGD -

Electricidad Principales (a) y Auxiliares (e)

Vapor Principales y Auxiliares

Para uso interno, el cual es generalmente recuperado como

condensado(a)

--- Para uso externo de la Central (cogeneración)

Catalizadores Generador de Vapor por Recuperación de Calor

SCR (b)

Reducción de CO (a)

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Hidrógeno Turbina de Vapor Si el generador es enfriado por H2

Notas: (a) El requerimiento puede ser obtenido de los resultados de STEAM PRO. (b) El requerimiento puede ser inferido de los resultados de STEAM PRO. (c) El requerimiento (uso, flujo y tipo de productos químicos) depende de la calidad

del agua suministrada el sistema y el proceso de tratamiento seleccionado. (d) El requerimiento (uso, flujo y tipo de productos químicos) depende de la calidad

del agua suministrada el sistema y los límites de contaminantes en el efluente. (e) STEAM PRO realiza un estimado para algunos Sistemas Auxiliares basado en

un porcentaje de la potencia total generada en la Central

20.1. Combustible Sólido El flujo de combustible sólido requerido para la caldera es mostrado en los resultados siguientes: • Salidas gráficas/Sistema/Caldera (Figura 206). El flujo mostrado

corresponde a una caldera.

20.2. Combustible Gas El requerimiento de gas combustible en los Sistemas Auxiliares es determinado por el usuario, debido que el programa no contabiliza el uso de ese servicio. Por ejemplo, el Sistema de Alivio de Presión (Sección 14.8.16) puede ser diseñado para recolección y disposición de los fluidos de alivio con un equipo final de alivio y venteo, y puede requerir la inyección de gas combustible para purga o barrido, véanse los INEDON “Guía de Diseño para los Sistemas de Alivio de Presión”, N° 903-HM120-P09-GUD-041, y “Guía para el Diseño de los Equipos Finales de Alivio y Venteo”, N° 03-HM120-P09-GUD-0469 .



INEDON




Figura 206. Flujo de combustible sólido en los resultados gráficos

INEDON




20.3. Combustible Líquido

El requerimiento de combustible líquido para los Sistemas Auxiliares es determinado por el usuario, debido que el programa no contabiliza el uso de ese servicio. Por ejemplo, si existen generadores eléctricos de emergencia y para arranque en negro (Sección 14.8.17) accionados por un motor diesel y el combustible líquido para la caldera no es el mismo, al menos se indica su requerimiento y equipos de almacenamiento y transporte en los documentos de la IC.

20.4. Agua de Suministro En las Centrales con sistema de enfriamiento de flujo directo, el flujo requerido de agua de enfriamiento se puede obtener en los resultados siguientes: • Salida de texto/Sistema enfriamiento/Cooling system summary (Figura

207).

• Salidas gráficas/ Sistema enfriamiento /Esquema sistema de enfriamiento (Figura 208).

Si existen otros usuario del agua de suministro, además del condensador, estos son estimados separadamente y añadidos al flujo total requerido, en el caso que usen las bombas de agua de suministro/enfriamiento. También es posible que el análisis de confiabilidad de los equipos haya determinado que se usarán bombas independientes para los usuarios de agua de suministro aun cuando la fuente sea la misma.

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Figura 207. Flujo de agua de suministro para el condensador en los resultados de texto

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Figura 208. Flujo de agua de suministro para el condensador en los resultados gráficos

20.5. Agua Industrial

STEAM PRO no genera un consumo de agua con calidad de agua industrial, el usuario tiene la obligación de saber cuál es la calidad del agua requerida en los diferentes sistemas de la Central; pero se dan algunas guías a continuación: • Si se usa agua industrial para producir agua desmineralizada, la

reposición esta última equivale a la primera. • Si se usa agua industrial para la reposición del agua en un sistema de

enfriamiento con torre evaporativa, la reposición mostrada para la torre es también un requerimiento de agua industrial.

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20.6. Consumos y Desechos de Agua La Salida de texto/Environment/Balance de agua muestra los flujos másico de agua que se requieren de entrada y los salen como desecho (Figura 170); pero es importante tener presente cuál es la calidad del agua requerida para reposición en los diferentes sistemas de la central, más delante de muestran algunos casos específicos. En cuanto la unidad de enfriamiento para el generador eléctrico tipo TEWAC, el programa solo realiza un estimado de costos; pero el requerimiento de agua para reposición por pérdidas es generalmente muy bajo y no es contabilizado para una IC.

20.7. Agua de Reposición para las Torres de Enfriamiento Evaporativas Las torres de enfriamiento evaporativas son modelas con detalle en STEAM PRO, por tal motivo el resultado del agua de reposición puede diferir considerablemente si es estimado con heurísticas, una de las cuales (usada ampliamente en la industria) es que la reposición de agua para la torre es aproximadamente igual al flujo de vapor que descarga la turbina de vapor. Si bien esta heurística es un estimado de orden de magnitud, puede tener una diferencia de 30 % o más en casos prácticos. El consumo del agua de reposición para las torres de enfriamiento evaporativas puede ser obtenido de:

• Salida de texto/Sistema enfriamiento/Cooling system summary (Figura

209). • Salida de texto/Environment/Balance de agua (Figura 210) y también en

Contabilidad aguas. • Salidas gráficas/Sistema enfriamiento/Esquema sistema de enfriamiento

(Figura 211).

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Figura 209. Flujo de agua de reposición para las torres de enfriamiento evaporativas en los resultados de texto, opción 1.

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Figura 210. Flujo de agua de reposición para las torres de enfriamiento

evaporativas en los resultados de texto, opción 2.

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Figura 211. Flujo de agua de reposición para las torres de enfriamiento evaporativas en los resultados gráficos

20.8. Reposición del Agua Desmineralizada

La reposición del agua desmineralizada establece las bases para el diseño del Sistema de Aguas Desmineralizada, a continuación donde se puede obtener información: A) Reposición para el ciclo de vapor.

• Salida de texto/Environment/Balance de agua (Figura 212) y también

en Contabilidad aguas.

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Figura 212. Flujo de agua desmineralizada de reposición para el ciclo de vapor

en los resultados de texto.

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20.9. Aire Comprimido El programa no estima flujos de aire comprimido, véase la Sección 14.8.11. En los resultados de PEACE/Financiero/Informe de costo/Otros equipos se puede ver un costo estimado para la compresión de aire; pero está basado en prorrateo de capacidad con información de la base de datos de Thermoflow, Inc.

Figura 213. Costo del Sistema de Aire Comprimido en los resultados de PEACE

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20.10. Productos Químicos A) Amoníaco para el SCR.

El consumo de es mostrado en Salida de texto/Environment/Emissions (Figura 214) para el amoníaco puro y la solución acuosa.

Figura 214. Consumo de amoníaco para el SCR en las salidas de texto B) Dosificaciones de Químicos para Tratamiento de Agua.

Los Sistemas Auxiliares siguientes pueden requerir la inyección de químicos para su operación. Ejemplos: • Sistema de Suministro y Retorno de Agua (Sección 14.8.4). • Sistema de Agua Industrial (Sección 14.8.5). • Sistema de Agua Desmineralizada (Sección 14.8.6), es muy

probable que requiere el uso de químicos.

• Sistema de Agua Potable (Sección 14.8.7). • Sistema de Agua de Desecho (Sección 14.8.8). • Sistema de Químicos, obviamente requiere químicos para

suministrarlos a otros sistemas y no por consumo propio (Sección 14.8.12).

STEAM PRO realiza estimados de consumos de químicos para los procesos de desalación: anti-incrustante, anti-espumante, ácido sulfúrico, soda caústica y cloro. Cuando un procesos de desalación ha sido seleccionado, el consumo estimado de químicos es mostrado en “Salida de texto/Desalinización”, cerca del final se encuentra la sección “Chemical Consumption (100 % equivalent)”, (Figura 215).

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Figura 215. Ejemplo del consumo estimado de químicos para la desalación con ósmosis inversa

C) Solvente para el proceso de captura de CO2.

El programa realiza un estimado del flujo de reposición del solvente (dimetil-éter de polietileno glicol, Selexol) usado en ese proceso, el valor es mostrado en “Salidas de texto/Environment/CO2 Capture” (Figura 216) y también en “Salidas gráficas/System/ CO2 Capture” (Figura 217). Véase también la Sección 14.8.13.

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Figura 216. Flujo estimado requerido para la reposición del solvente en “Salidas de texto/Environment/CO2 Capture”

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Figura 217. Flujo estimado requerido para la reposición del solvente en “Salidas gráficas/System/ CO2 Capture”

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20.11. Electricidad STEAM PRO realiza el estimado de consumo de potencia eléctrica de los usuarios de mayor capacidad de la Central y también considera un porcentaje para los que no puede calcular. El resultado se puede ver en Salidas de texto/Sistema/Resumen de planta (Figura 218), la sección “Estimated Plant Auxiliaries” muestra el consumo de potencia, el cual es restado a la potencia generada total para obtener la potencia neta.

Figura 218. Estimado de consumo de potencia eléctrica de la Central

20.12. Vapor para Uso Interno

La Central puede usar vapor internamente, el cual es generalmente recuperado como condensado. Como ejemplo, el vapor usado para los calentadores de agua de alimentación:

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Figura 219. Consumos de vapor para calentadores de agua de alimentación

20.13. Vapor para Uso Externo Algún requerimiento de vapor para uso externo (fuera de la Central) es introducido por el usuario, con lo cual la Central sería de cogeneración.

20.14. Catalizadores El requerimiento de catalizadores para el SCR y la reducción de monóxido de carbono puede ser inferida del peso indicado para las secciones de control de emisiones en el SCR, disponible en “Salidas de PEACE/Ingeniería Preliminar/ Datos de equipos/Ambiente”. Se considera que el peso para el SCR incluye

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también el sistema de amoníaco acuoso y recomienda disminuir en 20 % (recuerde que es un estimado para una IC).

20.15. Hidrógeno El enfriamiento de los generadores eléctricos puede ser realizado con hidrógeno. Las unidades para tal propósito consisten en circuitos cerrados. En una IC no es requerido estimar la cantidad de hidrógeno requerida para el enfriamiento.

21. INFORMACIÓN MÍNIMA SOBRE LOS RESULTADOS DEL DISEÑO DE LA CENTRAL Los productos (documentos, planos, etc.) que soportan el diseño de la Central son varios, algunos coordinados por la Disciplina de Procesos o por otras Disciplinas; pero todos los productos siguen la estructura de los documentos emitidos por inelectra (INE-DOCUMENTO) o el formato solicitado por el Cliente. Debido a la diversidad de posibles documentos, sus contenidos, formatos y adaptaciones para cada Proyecto y/o Cliente, esta sección indica la información mínima requerida sobre los resultados del diseño de la Central. A) Resumen ejecutivo.

El reporte comienza con un resumen del alcance del Proyecto, los resultados, conclusiones y recomendaciones más importantes.

B) Introducción.

C) Ubicación geográfica de las facilidades de producción. Por ejemplo, una descripción breve de la ubicación con un mapa.

D) Premisas y criterios de diseño. Esta sección es añadida para complementar al documento Bases de Diseño del Proyecto, si este no muestras las bases, premisas y criterios principales considerados en el diseño de la Central. Es importante mencionar que no se espera que el documento contenga todos los datos de entrada usados en el programa.

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E) Características principales de la Central. El Cuadro 44 muestra las características principales de la Central. Las unidades de medición son las establecidas en las Bases de Diseño del Proyecto. El cuadro contiene columnas designadas Caso 1 y Caso 2 para suministrar información en condiciones estacionales de operación, uso de varios combustibles u otros casos de diseño.

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Cuadro 44. Características principales de la Central.

Configuración de la Central Número de módulos Cantidad de calderas Capacidad de calderas [TM/h] Cantidad de turbina de vapor módulo Combustible principal [ej. carbón el Cerrejón] Combustible alternativo [ej. fuel oil] Condiciones Ambientales Verano Invierno Temperatura del aire [°C] Altura sobre el nivel del mar [m] Presión atmosférica [bar] Humedad relativa del aire [%] Temperatura de bulbo húmedo [°C ] Medio de enfriamiento --- [ej. agua, aire] Temperatura del medio de enfriamiento [°C]

Frecuencia de la línea [Hz] Datos de Desempeño Caso 1 Caso 2 Cantidad de vapor generado [TM/h] Potencia total generada por la turbina de vapor [kW]

Potencia generada total [kW] Potencia generada neta [kW] Potencia consumida por los auxiliares y pérdidas [kW]

Tasa de calor neta (LVH) [kJ/kWh] Eficiencia eléctrica neta (LHV) [%] Combustible suministrado [kWth] Calor neto suministrado al proceso [kWth]

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F) Características principales de la caldera.

Cuadro 45. Características principales de la caldera

Configuración de la Central Número de módulos

Cantidad de calderas

Capacidad de calderas [TM/h]

Datos de Desempeño Caso 1 Caso 2

Cantidad de vapor generado [TM/h]

Eficiencia térmica total (LHV) [%]

Tasa de calor total (LVH) [kJ/kWh]

Flujo de los gases de escape [t/h]

Temperatura de los gases de escape [°C]

G) Características principales del ciclo de vapor.

Cuadro 46. Características principales del ciclo de vapor.

Configuración de la Central Número de módulos

Cantidad de turbinas de vapor por módulo

Datos de Desempeño Caso 1 Caso 2

Potencia generada por unidad [kW]

Potencia generada total [kW]

Eficiencia total de la turbina de vapor [%]

Eficiencia general del ciclo [%]

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H) Gráficos. Los gráficos recomendados para ser incluidos en la sección principal de un documento son: • Salida gráficas/System/Principal

• Salida gráficas/Sistema/Esquemas ciclo flujos.

• Salida gráficas/Sistema/Plant Energy Balance.

• Salida gráficas/Sistema enfriamiento/Esquema sistema de

enfriamiento.

• Salida gráficas/Energy Charts/plant. Otros gráficos y los esquemas del módulo PEACE pueden ser incorporados como anexos. La adición de gráficos en los documentos lleva la aclaratoria sobre la cantidad de equipos, recuerde que los gráficos solo muestran un equipo de los varios que pueden estar considerados en el diseño.

I) Descripciones de los Sistemas Principales. Las descripciones de los Sistemas Principales mostradas en este INEDON son adaptadas a un Proyecto específico más información adicional que pudiese ser solicitada en el alcance del Proyecto.

J) Descripciones de los Sistemas Auxiliares. Las descripciones de los Sistemas Auxiliares mostradas en este INEDON son adaptadas a un Proyecto específico más información adicional que pudiese ser solicitada en el alcance del Proyecto.

K) Listas de equipos mayores. Los equipos mayores de los Sistemas Principales y Auxiliares son listados para el suministro de la información requerida en el estimado de costos.

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En los alcances de algunas Propuestas, se ha incluido la emisión de “hojas de datos conceptuales” para los equipos mayores. Sin embargo, se recomienda el uso de lista de equipos generada por STEAM PRO para minimizar el esfuerzo requerido cuando no existe un formato solicitado por el Cliente. La lista puede ser obtenida de STEAM PRO en “Salidas de PEACE/Ingeniería preliminar/Datos de equipos”, esto puede ser exportado a un archivo de Microsoft® Office Excel®.

Los precios son eliminados manualmente y para cada equipo, si el Proyecto establece que la estimación de costos no será realizada con el modulo PEACE. Adicionalmente, se recomienda que los datos para los equipos eléctricos sean revisados por la Disciplina de Ingeniería Eléctrica.

L) Potencia estimada consumida por los Sistema Auxiliares.

Véase la sección “Estimated Plant Auxiliaries” en la “Salida de texto/Sistema/Resumen de planta”.

M) Consumos estimados de los servicios industriales. La información es similar a la mostrada en el documento “Sumario de Servicios Industriales”, el cual es elaborado por la Disciplina de Procesos.

N) Balance de agua. El balance de agua obtenido de STEAM PRO es incorporado para conocer los requerimientos de suministro y pérdidas de agua no recuperables.

22. REFERENCIAS Leyenda de la ubicación de las referencias: Biblioteca de Especializada de inelectra. Subscripción IHS para acceso a las Normas Internacionales a través de

la página de intranet de la Biblioteca de Especializada. [1] ALSTOM Air Preheater Company. Air Preheater Basics.

http://ineweb/biblioteca/Coleccion/Coleccion-Normas.html�

http://www.airpreheatercompany.com/Data/DownloadDocuments/014%20-%20Air%20Preheater%20Basics.pdf�

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[2] ALSTOM Steam Turbines. [3] ANSI/API Standard 560 (ISO 13705:2006). Fired Heaters for General

Refinery Service. Fourth Edition, August 2007. [4] API Standard 617. Axial and Centrifugal Compressors and Expander-

compressors for Petroleum, Chemical and Gas Industry Services. Seventh Edition, July 2002.

[5] ASME PTC 4.4-2008. Gas Turbine Heat Recovery Steam Generators. [6] ASTM D 388 – 05. Standard Classification of Coals by Rank. [7] Black & Veatch. Power Plant Engineering. Springer, 1996. [8] Bokook Corporation. SIMPORTER Mechanical Ship Unloaders. [9] CEMA. CEMA Belt Book Chapter 6 “Belt Tension, Power, and Drive

Engineering”, 5a edición, [10] CHP Focus. [11] Diccionario de la Lengua Española, vigésima segunda edición. Real

Academia Española. [12] Energy Information Administration. Assumptions to the Annual Energy

Outlook 2009 – With Projections to 2030. Número de reporte: DOW/EIA-0554(2009). Marzo 2009.

[13] Fernández Díez, Pedro, Centrales Térmicas, Libros Redsauce, 2000-

2009. [14] Fuente: IPCC, Working group 1, 2007. Obtenido en: United Nations

Environment Programme (UNEP). [15] GE Energy. GE H System. [16] GPSA. Section 11 – Cooling Towers. Volume II. 11th Edition – FPS,

1998. [17] STEAM PRO versión 19.0.1. Thermoflow, Inc.

http://www.bokook.kr/vigan_asc.html�

http://chp.defra.gov.uk/cms/�

http://www.rae.es/rae.html�

http://es.libros.redsauce.net/index.php?folderID=14�

http://maps.grida.no/go/graphic/greenhouse-gas-ghg-emissions-by-source-2004�



http://www.gepower.com/prod_serv/products/gas_turbines_cc/en/h_system/index.htm�

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[18] Heyl & Patterson, Inc. [19] Indian Bureau of Energy Efficiency, BEE Manual, Chapter 2, Section 2

Boilers. [20] IUK. Crane & Materials Handling. [21] JVI Vibratory Equipment. [22] Kaltim Prima Coal. Coal Main Source of Energy for Power Plants.

[23] Kamal USA LLC. Air Preheater.

[24] Maritime Cabotage Task Force. Photo Gallery.

[25] MEE Industries, Inc.

[26] NAVCO ®.

[27] PG Environmental & Thermal Technologies, LLC. Introduction to HRSG

Design.

[28] Ribolla 2004. La lignite.

[29] Stenzel, W. et al. SEPRIL. Repowering Existing Fossil Steam Plants (sin fecha de publicación).

[30] Thermoflow, Inc.

[31] US DoD. UFC-3-430-02FA. United Facilities Criteria – Central Steam Boiler Plants. 15 de Mayo de 2003 con cambio 1 de Diciembre de 2007.

[32] Van Aart, F. KEMA Power Generation & Sustainables. Energy Efficiency in Power Plants.

[33] Verstegen. Ship unloaders.

[34] Wikipedia. Bituminous coal.

[35] Wikipedia. Coal.

[36] Wikipedia. Pulverized coal-fired boiler.

http://www.heylpat.com/�

http://www.iuk.co.jp/english/crane/bulk_material_handling.html�

http://www.jvivibratoryequipment.com/�

http://kaltimprimacoal.wordpress.com/2007/11/08/coal-main-source-of-energy-for-power-plants/�

http://www.kecindustries.com/air_preheater.html�

http://www.mctf.com/gallery/p_self_unloading.shtml�

http://www.meefog.com/�

http://www.navco.org/�

http://www.hrsgdesign.com/�

http://www.ribolla2004.it/testi03/la_lignite.php�

http://www.thermoflow.com/�

http://www.verstegen.net/ship-unloader.php�

http://en.wikipedia.org/wiki/Bituminous_coal�

http://en.wikipedia.org/wiki/Coal�

http://en.wikipedia.org/wiki/Pulverized_coal-fired_boiler�

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A N E X O 1 – FORMATO DE ANÁL IS IS DE CARBÓN Y CENIZA PARA SUMINISTRAR AL FABRICANTE DE LA CALDERA

( 903-HM120-P09-GUD-089-1 )

http://ineweb/k3100proceso/IntranetProcesos2008/Manual/INEDON/903-HM120-P09-GUD-089-1.xls�