división de ciencias básicas e ingeniería licenciatura en...
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Universidad Autónoma Metropolitana
Unidad Iztapalapa
División de Ciencias Básicas e Ingeniería Licenciatura en Ingeniería en Energía
Proyecto Terminal: Plantas Térmicas e Impacto Ambiental I y II
“Aprovechamiento del Calor Residual de Turbinas de Gas en los Procesos de
una Plataforma Marina de Deshidratación y Desalado de Crudo”
Julio 2016 ______________________________________________________________________________________
i
ii
Agradecimientos
Este nuevo logro es en gran parte gracias a ustedes; he logrado concluir con
éxito un proyecto que en un principio podría parecer tarea titánica e
interminable, hoy reconozco su apoyo incondicional y entusiasmo compartido
dedicando este trabajo a esos seres especiales nuevos y viejos que siguen en
mi vida:
A mi familia, a los colegas de la carrera en energía (profesores, Luis3,
amig@s, y a la PP2), a todos, muchas gracias.
Primero se lucha con la cabeza y después con el corazón,
con afecto, cariño y amor:
BAM, KIVR y EGLL.
i
Contenido
Pág.
Glosario ..................................................................................................................................... 1
Nomenclatura & abreviaturas .................................................................................................... 2
Resumen .................................................................................................................................... 3
Introducción .............................................................................................................................. 4
.- Aceite crudo ............................................................................................................... 5
1.1 Emulsiones de aceite crudo .................................................................................................. 6
1.2 Deshidratación de aceite crudo ............................................................................................ 6
1.3 Desalado de aceite crudo ..................................................................................................... 7
1.4 Clasificación del Aceite crudo ............................................................................................... 8
.-Descripción General del sistema Akal-J ........................................................................ 9
2.1 Descripción del Sistema de Aceite crudo y sistemas de proceso en Akal-J antes de ingresar al
D&D ......................................................................................................................................... 10
2.2 Patín reductor de presión ................................................................................................... 13
2.3 Intercambiadores de calor del sistema aceite crudo ........................................................... 15
2.4 Deshidratación y desalado del crudo .................................................................................. 15
.- Sistema de Aceite Térmico ....................................................................................... 19
3.1 Equipos principales en el sistema de Aceite térmico ........................................................... 21
3.1.1 Tanque de almacenamiento de aceite térmico (TV-3201) ............................................ 21
3.1.2 Bombas de reposición de aceite térmico (GA-3202A-R) ............................................... 22
3.3.3 Tanque de expansión de aceite térmico (TA-3201) ....................................................... 23
3.1.4 Bombas de recirculación de aceite térmico (GA-3201A/B/C-R)..................................... 24
3.1.5 Filtro de cartucho de aceite térmico (FL-3201) ............................................................. 25
3.1.6 Unidades de recuperación de calor (CF3201/2/3/4) ..................................................... 25
3.1.7 Enfriador de aceite térmico (CO-3201) ......................................................................... 26
3.1.8 Intercambiadores de calor de aceite crudo/aceite térmico (CH-3102A/B/C)................. 26
.- Transferencia de Calor .............................................................................................. 28
4.1 Transferencia de calor en un IC........................................................................................... 30
4.2 Método de efectividad- NTU .............................................................................................. 32
4.3 Requerimientos de energía en el intercambio de calor entre los Gases de combustión/AT y
AT/PC ....................................................................................................................................... 34
4.3.1 Consideraciones en el sistema. ........................................................................................ 36
ii
4.3.2 Requerimientos de energía para el primer intercambio calor (gc/AT). ............................. 36
4.4 Cálculo de la capacidad calorífica de los gases de combustión en función de la temperatura.
................................................................................................................................................ 37
4.5 Requerimientos de energía para el segundo intercambio de calor (AT/PC). ........................ 40
.- Combustión .............................................................................................................. 42
5.1 Combustión con exceso de aire .......................................................................................... 43
5.4 Productos de la combustión y TFA ...................................................................................... 47
.- Turbina de Gas de un Eje y Multieje.......................................................................... 49
6.1 Ciclo real de la Turbina de gas de un eje, ciclo Brayton. ..................................................... 50
6.3 Turbina de gas multieje o doble flecha. .............................................................................. 51
6.4 Termodinámica del ciclo Brayton real de doble flecha. ....................................................... 52
Resultados .................................................................................................................. 60
7.1 Análisis paramétrico ........................................................................................................... 60
7.2 Conclusiones ...................................................................................................................... 66
Anexo A................................................................................................................................ 68
Anexo B. ............................................................................................................................... 69
Referencias .............................................................................................................................. 70
iii
Índice de Figuras
Pág.
Figura 1.1 Mapa de la Región Marina Noreste, se localiza dentro de aguas territoriales nacionales
frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. [2] ............................................. 5
Figura 1.2 Emulsión de agua en petróleo, petróleo en agua y compleja. ............................................. 6
Figura 1.3 Desalador electrostático, emplea coalescencia electrostática, es la unión de gotas de agua
que colisionan formando una gota única y más grande inducida por atracciones
electrostáticas entre gotas de cargas opuestas. ................................................................... 7
Figura 2.1 Equipos que intervienen en cada sistema principal del proceso D&D. ................................ 9
Figura 2.2 Esquema general de los sistemas de proceso de Akal-J, [6]. ............................................. 11
Figura 2.3 Patín reductor de presión, se puede ubicar como la válvula PCV-3101 que corresponden a
los estados 1 - 2 del proceso general de Akal-J, [6]. ............................................................ 14
Figura 2.4 Representación de los 4 grupos de sistemas de Intercambiadores de calor, [6]. .............. 16
Figura 2.5 Representación del sistema D&D parte A: Patín reductor, Intercambiadores de Calor CH-
3101/2/3/4, Deshidratador DE-3101 y Desaladores DE-3102/3, [6]. ................................... 18
Figura 3.1 Sección de calentamiento del PC en el centro de procesos Akal-J, el tercer Intercambiador
de calor CH3103A-C corresponde al sistema de aceite térmico, [6]. ................................... 19
Figura 3.2 Esquema del sistema de circuito cerrado de AT, muestra los diferentes equipos y
parámetros en el proceso; Bombas de reposición de AT, intercambiadores de calor
CH3103A-C, recuperadores de calor WHRU, tanque de almacenamiento de AT, etc, [6]. .... 20
Figura 4.1 Intercambiador de calor de tipo carcasa y tubos. .............................................................. 28
Figura 4.2 Intercambiadores de calor de un solo paso: Flujo paralelo y contracorriente. .................. 28
Figura 4.3 Clasificación de un IC de acuerdo al flujo, [7]. .................................................................. 29
Figura 4.4 Clasificación de un IC de acuerdo a su construcción, [8]. .................................................. 29
Figura 4.5 IC un paso de coraza y dos por tubo. ................................................................................ 29
Figura 4.6 Diagrama esquemático del proceso de intercambio de calor. Los gases de salida de la
turbina entran al WHRU (CF-3204), donde los gases del escape son dirigidos a un haz de
tubos (IC-1) transfiriendo su calor al Aceite Térmico por contracorriente, el segundo
intercambio de calor es el AT previamente calentado con el petróleo crudo a
contracorriente. ................................................................................................................. 34
Figura 4.7 Perfil de temperatura-calor teórico en el IC1, gc/AT. ........................................................ 35
Figura 4.8 Perfil de temperatura-calor en el IC1 (Gases de combustión/Aceite Térmico). .................. 38
Figura 4.9 Perfil teórico de temperatura-calor en el IC2 (CH-3103A/B/C), AT/Petróleo crudo. .......... 39
Figura 4.10 Perfil de temperatura-calor (Aceite Térmico/Petróleo Crudo) en el IC2, CF3204. ............ 41
Figura 5.1 Exceso de aire en la cámara de combustión, repercutiendo en la TFA. ............................. 48
Figura 5.2 muestra los productos de la combustión en % volumétrico sujeta al exceso de aire. ........ 48
Figura 6.1 TG-GE de alta resistencia, ciclo simple de un solo eje, serie del modelo 9001E. ................ 49
Figura 6.2 Turbina LM2500 proviene del motor CF6, una familia de motores turbofán de alta
derivación fabricados por la compañía estadounidense General Electric a partir del
modelo GE-TF39. ............................................................................................................... 49
iv
Figura 6.3 Esquema de TG que funciona a ciclo abierto simple: motor de arranque (MA), compresor
(C), cámara de combustión (CC), turbina de gas (TG), acoplamiento para máquina receptora
(A)...................................................................................................................................... 50
Figura 6.4 Diagrama T-s y Diagrama P-V para un ciclo real para una turbina de gas de una sola etapa.
.......................................................................................................................................... 51
Figura 6.5 Esquema de las etapas del proceso joule en una turbina de ciclo abierto ......................... 51
Figura 6.6 Esquema representativo de la turbina de gas de doble flecha o multieje. ......................... 52
Figura 6.7 Diagrama T-S y Diagrama P-V para un ciclo real para la turbina de gas de doble flecha. ... 53
Figura 7.1 Eficiencia térmica en función de la Temperatura de los gases residuales de la TG a
diferentes relaciones de presión (π) y a diferentes temperaturas a la entrada de la TG (T3). 60
Figura 7.2 Eficiencia térmica en función de la relación de presiones. ............................................... 61
Figura 7.3 Eficiencia térmica en función del trabajo motor a diferentes relaciónes de presión y
diferentes temperaturas de los gc a la entrada de la TG. .................................................... 62
Figura 7.4 Flujo de aire y calor suministrado en función de la relación de presiones a diferentes
temperaturas de los gc a la entrada de la TG. . ................................................................... 63
Figura 7.5 Exceso de aire en la CC y flujo de combustible en función de la relación de presiones y de la
temperatura de salida de los gc en la TG. ........................................................................... 64
Figura 7.6 Flujo de aire en la CC y de combustible en función de la temperaturas de los gc en la
entrada y salida de la TG. .................................................................................................. 65
1
Glosario BOPD Barriles de crudo por día (BDP de
crudo).
PAL Alarma de presión baja.
BPD Barriles por día. PCV/PV Válvula de control de presión.
BS&W Sedimentos básicos y agua. PDRIC Controlador indicador de relación de
presión diferencial.
BWPD Barriles de agua por día (BPD de
agua).
PDR Relación de presión diferencial.
CFU Unidad de flotación compacta. PDV Válvula de control de presión diferencial.
CIP Limpieza en sitio. PI Indicador de presión.
CV Válvula de control. PIC Controlador indicador de presión.
D&D Deshidratación y Desalado. PIT Trasmisor indicador de presión.
FAH Alarma de flujo alto. PLC Controlador lógico programable.
FAL Alarma de flujo bajo. PPB Partes por mil millones.
FCV Válvula de control de flujo. PPM Partes por millón.
FIT/FT Trasmisor indicador de flujo. PSI Libras por pulgada cuadrada.
GPM Galones por minuto. PSL Presostato bajo.
GPH Galones por hora. PSV Válvula de seguridad de presión.
HV Válvula manual. PTB Libras por cada mil barriles.
LAH Alarma de alto nivel. PW Agua producida.
LAL Alarma de bajo nivel. PTW Tratamiento de agua producida.
LVC/LV Válvula de control de nivel. RO Ósmosis inversa.
LIC Controlador indicador de nivel. RVP Presión de vapor Reíd.
P Trasmisor indicador de nivel. SP Punto de ajuste.
MCC Centro de control motor. SW Agua de mar.
MBPD Miles de barriles por día. TAH Alarma de temperatura alta.
MMBTU Millones de BTU. TAL Alarma de temperatura baja.
OIW Petróleo en agua. WHRU Unidad de recuperación térmica residual.
PAH Alarma de presión alta. W/O Agua/Aceite.
2
Nomenclatura & abreviaturas
A
AT
cp
gc
&D D
m
pc
IC
P
v
s
2área de intercambio;[m ],
aceite térmico, }
calor específicoa presíon cte; [kJ/kg K],
gases de combustión,
deshidratación ydesalado,
flujo másico;[ kg/s],
petróleocrudo,
intercambiador decalor
2presión; [kg/cm g o bar],
3volumen específico; [kg/m ],
entropía por unidad de masa;[kJ/kgK],
Q
q
T
h
U
v
TG
TAP
TBP
w
W
flujodecalor; [kW],
calor deintercambio; [kW],
temperatura; [°Co K],2coeficientede película;[ W/m K],
2
coeficienteglobaldetransferencia;[W/m K],
velocidad;[m/s],
turbina degas,
turbina de alta presión,
turbina de baja presión,
trabajo por unidad de masa;[kJ/kg],
potencia;[kW].
Subíndices
,c f
5gc
6gc
7at
8at
10pc
11pc
caliente, fríoentrada de los gcen el IC1,salida de los gcen el IC1,
entrada del en el IC1,ATsalida del AT en el IC1,entrada delpcen el IC2,salida delpcen el IC2,
SITSIC
com
a
expansión isoentrópica,compresión isoentrópico,compresión,
aire.
Letras griegas
eficiencia; [-],
relación de presiones; [-],
3densidad;[kg/ ],m
viscosidad;[kg/m s],
índice adiabático; [-].
3
Resumen
Un sector energético importante y cambiante en nuestro país (México) es la industria petrolera, la
cual se debe ajustar a las exigencias del mercado y especificaciones para su venta y refinación del
aceite crudo, esto da lugar a uno de los problemas complejos en la industria, debido a los
requerimientos en el aceite crudo para proceso, cabe destacar que las demandas de energía son
elevadas y el aprovechamiento de calor residual es primordial.
En el capítulo 1, se muestra la localización en aguas territoriales de la región marina, en la cual se
encuentra uno de los yacimientos petroleros más importantes (Cantarell), debido a la extracción del
crudo se forman diferentes tipos de emulsiones y se deben tratar, a parir de ello se deriva los
procesos de deshidratación y desalado de crudo, así como la clasificación del aceite crudo de
acuerdo a su densidad API.
En el capítulo 2 se describe de manera general, el sistema de procesamiento de deshidratación y
desalado de aceite crudo en una plataforma marina (Akal-J), se exponen los diagramas y sistemas
principales de la planta de proceso, se hace énfasis en las especificaciones y equipos que se
requieren en el sistema D&D.
Asimismo, el capítulo 3 muestra minuciosamente el sistema de aceite térmico, equipos operativos,
parámetros y condiciones que se utilizaron para el calentamiento del aceite crudo, a la temperatura
operativa requerida antes de ingresar al sistema de deshidratación y desalado electrostático en el
centro de proceso Akal-J (PEMEX), cabe señalar que, el sistema de AT engloba los procesos de
importancia de este trabajo y a partir de ello se derivan los siguientes capítulos.
El proceso de calentamiento del petróleo crudo es esencial en el sistema D&D, por tal razón el
capítulo 4 introduce los equipos de intercambio de calor, su clasificación y relaciones como: calor
disponible, calor requerido, así como la efectividad y el NTU. A partir de ello se muestra con perfiles
de temperatura–calor, los requerimientos de energía demandada y energía disponible en los
procesos de intercambio de calor de los Gases de Combustión con el AT y el IC de AT con el Petróleo
crudo.
Por otro lado, en el Capítulo 5 se muestran las ecuaciones para una combustión estequiométrica y
combustión con exceso de aire, a partir de ello se obtienen valores como la relación aire-
combustible (rac), el porcentaje volumétrico de los productos de combustión y la cantidad en de
exceso de aire para una determinada temperatura en la salida de la cámara de combustión de la
turbina de gas.
El Capítulo 6, describe el ciclo Brayton ideal y real, así como la descripción de los procesos en una
turbina de gas de doble eje y los modelos matemáticos que rigen los procesos de la TG tales como
la compresión, expansión en la TAP y TBP, etc. los cálculos están en función de la temperatura del
aire a la entrada del compresor, la relación de presiones, la temperatura de los gases a la entrada
de la turbina de alta presión y la relación aire combustible (rac o rca).
En el Capítulo 7 se presentan los resultados y conclusiones con base en el análisis paramétrico.
4
Introducción
En el proceso de producción de petróleo o aceite crudo, el hidrocarburo presenta altos contenidos
de agua y salmuera, los cuales pueden estar de manera libre o emulsionada en el petróleo crudo.
Debido a esto, es necesario implementar procesos de deshidratación y desalado para poder cumplir
con los estándares de calidad de exportación del aceite crudo, entre las especificaciones, se busca
reducir el contenido de agua a 0.5% y una concentración no mayor a 50 PTB ́s de sal (libras de sal
por mil barriles de crudo).
Para lograr cumplir dichos estándares de calidad, la tecnología electrostática es la más utilizada por
su efectividad en el proceso de separación, reducción de agua y sal en el crudo. El proceso de
desalado se realiza a través del empleo de un campo electrostático, mediante el cual se logra la
coalescencia de las gotas de agua en emulsión; La ruptura de una emulsión se compone
fundamentalmente de tres etapas: acercamiento de las gotas de la fase dispersa, entre sí, drenaje
de la interpelícula inter-gota y la ruptura de la película y coalescencia [1], como se muestra en la
Figura 1.0
H2OH2O
Acercamiento de las gotas
(a)
H2O H2O
Drenaje de la película intergota
(b)
H2O
Coalescencia
Aceite Crudo(C)
Figura 1.0 Etapas de la ruptura de una emulsión de agua de petróleo.
El Activo Integral Cantarell (AIC) y Ku-Maloob-Zaap (KMZ) administran 25 campos petroleros; once
de estos campos presentan reserva remanente pero no están en producción; los campos en
producción son catorce, de los cuales nueve pertenecen al Activo Integral Cantarell y cinco al Activo
Integral Ku-Maloob-Zaap. PEMEX Exploración y Producción (PEP) desarrolló un proyecto, para que
el sistema D&D reduzca el contenido de agua y sal de la corriente de mezcla de crudos de 19-21
°API, procedente del Activo Integral KMZ, y que garantice que, la mezcla de crudos enviada a
exportación cumpla con las especificaciones comerciales de 0.5% de agua y 50 PTB de sal máximo.
El proceso de deshidratación y desalado de 300 MBD de crudo Maya (DDCM), se efectúa en el Centro
de Proceso (CP) Akal-J, a través de dos sistemas integrales de DDCM, con una capacidad de 150 MBD
cada uno. El Centro de Proceso Akal-J, se encuentra conformado por ocho plataformas marinas, de
los cuales sólo dos plataformas, Akal-J2 y Akal-J3, cuentan con el sistema D&D.
En los capítulos siguientes se presenta la evaluación [análisis] del desempeño en la recuperación del
calor residual, aplicado en el sistema de aceite térmico para la planta de deshidratación y
desalación de crudo Akal-J, con el fin de procesar 150 MBD de crudo.
5
.- Aceite crudo
Antecedentes
La Región Marina Noreste incluye parte de la plataforma continental y del talud del Golfo de México,
abarca una superficie aproximada de 166,000 kilómetros cuadrados y se localiza en aguas
territoriales nacionales, frente a las costas de los estados de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. La
Figura 1.1 muestra la localización geográfica de la región. Actualmente, la Región Marina Noreste
cuenta con dos activos integrales: Cantarell y Ku-Maloob-Zaap (KMZ).
El campo Cantarell cubre un área de 134 kilómetros cuadrados en la Sonda de Campeche y se
encuentra ubicado a 90 km al norte de Ciudad del Carmen; la profundidad del mar en la que se ubica
el yacimiento varía de 35 a 40 metros. Cantarell constituye el yacimiento más grande del país y el
sexto en importancia mundial, desde el inicio de su explotación, hace 30 años, representa una
proporción sustancial de las reservas, la producción y la exportación de México [2].
Figura 1.1 Mapa de la Región Marina Noreste, se localiza dentro de aguas territoriales nacionales frente a las costas de Campeche, Yucatán y Quintana Roo. [2]
6
1.1 Emulsiones de aceite crudo
Formación de emulsión.
Durante las operaciones de extracción y de transporte en el la superficie del aceite crudo se produce
la agitación suficiente para que el agua que coexiste se disperse en el petróleo en forma de
emulsión.
Por lo general, los fluidos de reservorio producidos en un campo petrolífero suelen ser emulsiones
de agua en petróleo que se deben separar. No obstante, y sobre todo si el campo está invadido de
agua, el agua se puede convertir en la fase continua, en la cual, el petróleo es la fase dispersa. Esto
a menudo se denomina "emulsión inversa". [3]
Definición de emulsión.
La emulsión se define como la combinación de dos líquidos, de los cuales uno se dispersa como
pequeñas gotas dentro de la fase continua del otro, en la producción de petróleo y gas existen
principalmente tres tipos de emulsión: Agua en petróleo (directa); Petróleo en agua (inversa) y
compleja, emulsiones por capas, como se muestra en la Figura 1.2
(a) (b) (c)
Figura 1.2 Emulsión de agua en petróleo, petróleo en agua y compleja.
1.2 Deshidratación de aceite crudo
La deshidratación de crudo es el proceso mediante el cual se separa el agua asociada con el crudo,
ya sea en forma emulsionada o libre, hasta lograr reducir su contenido a un porcentaje previamente
especificado. Generalmente, este porcentaje es igual o menor al 1 % de agua.
Una parte del agua producida por el pozo petrolero, llamada agua libre, se separa fácilmente del
crudo por acción de la gravedad, la otra parte del agua está íntimamente combinada con el crudo,
en forma de una emulsión de gotas de agua dispersadas en el aceite, la cual se llama emulsión
agua/aceite (W/O).
Mientras más agua contenga el crudo, mayor será la cantidad de calor que se debe suministrar, para
aumentar la temperatura de la mezcla de agua y aceite crudo requerido para la destilación. Las sales
son responsables de la formación de ácido clorhídrico, que es extremadamente corrosivo. [4]
Petróleo
H2O
H2O
Petróleo
Petróleo
H2O
7
1.3 Desalado de aceite crudo
El proceso de desalado del crudo consiste en la remoción de las pequeñas cantidades de sales
inorgánicas, que generalmente quedan disueltas en el agua remanente, mediante la adición de una
corriente de agua fresca (con bajo contenido en sales) a la corriente de crudo deshidratado.
Posteriormente, se efectúa la separación de las fases agua y crudo, hasta alcanzar las
especificaciones de contenido de agua y sales en el crudo. Las sales minerales están presentes en el
crudo de diversas formas: como cristales solubilizados en el agua emulsionada. La salinidad de la
fase acuosa varía desde 100 ppm hasta la saturación, que es de 300,00 ppm (30 % peso). El
contenido de sal en el crudo, normalmente se mide en libras de cloruro, expresado como cloruro de
sodio equivalente por 1,000 barriles de crudo limpio (Libras por cada Mil Barriles, o en inglés Pounds
per Thousand Barrels, PTB).
“El desalado en campo reduce la corrosión en el sistema de: bombeo, ductos, tanques de
almacenamiento, etc. Adicionalmente, la salmuera producida se puede tratar adecuadamente para
que no cause daños en los equipos y sea inyectada al yacimiento. La sal en el petróleo crudo es
resultado de la composición del agua salada en el yacimiento, que deja algún contenido de sal en el
aceite. La presencia de sal en el petróleo lo hace corrosivo y destructor para la infraestructura del
transporte y el equipo de refinación. La sal en el crudo se puede eliminar desemulsificando el aceite
(hasta 100 libras de sal por cada mil barriles de aceite y 1 % de agua, para manejarse en oleoductos
y 10 libras de sal por cada mil barriles de aceite y 0.1 % de agua, para refinería o exportación)” [4].
El proceso de desalado electrostático emplea el fenómeno conocido como coalescencia electrostática para mejorar la eficiencia de remoción del agua, en la Figura 1.3 se muestra un diagrama de flujo simplificado del proceso de desalado electrostático.
Desalinizador
Transformador
Crudo desalado
LC
Salmuera
Efluente Agua
Recipiente de mezclado
Crudo virgen
Desemulsionante
Agua
1 2
3
4
5
Figura 1.3 Desalador electrostático, emplea coalescencia electrostática, es la unión de gotas de agua que colisionan formando una gota única y más grande inducida por atracciones electrostáticas entre gotas de cargas opuestas.
El desalado se realiza después del proceso de rompimiento de la emulsión en deshidratadores, el
desalinizador es un recipiente cilíndrico horizontal como se representa en la Figura 1.3; el crudo
virgen entra en el estado 1 y se inyecta el desemulsionante junto con agua de lavado que ayuda a
la coalescencia (formación y crecimiento) de las gotas de agua, estado 2, la adición de estas dos
8
corrientes al crudo exige que se mezcla de manera uniforme antes de ingresar al desalado, estado
3, al salir del recipiente de mezclado la emulsión de aceite-agua entra al desalinizador, una vez
ingresado la emulsión al desalinizador, un sistema eléctrico conectado a los electrodos dentro de la
desaladora, el transformador genera un campo electrostático a potenciales que varían de 6000 -
20,000 Voltios aproximadamente, que inducen fuerzas de atracción entre el dipolo de las gotas
vecinas de agua, esto favorece la separación de las fases de petróleo y agua, estado 4, el crudo
desalado se extrae por la parte superior, estado 5, en el fondo de la desaladora, el agua sedimentada
se extrae continuamente del desalinizador y se envía a la salmuera donde se deposita las gotas
resultantes de agua, junto con los sólidos insolubles en agua.
1.4 Clasificación del Aceite crudo
El aceite crudo que estará sometido al proceso de deshidratación y desalado electrostático es
procedente del Activo Integral KMZ, cabe destacar que es una mezcla de crudos de 19-21 °API; de
acuerdo a la industria mundial de hidrocarburos líquidos, clasifica el petróleo de acuerdo con su
densidad API (parámetro internacional del Instituto Americano del Petróleo, que diferencia las
calidades del crudo), éstas se presentan en la Tabla 1.1. [5].
Tabla 1.1 Clasificación de crudo de acuerdo a su densidad.
Existen tres tipos de crudo en México: Maya, Olmeca e Istmo. La principal diferencia entre los
tres es su densidad y contenido de azufre. Por su densidad, los crudos se clasificaron anteriormente
de la siguiente manera, los tres tipos de crudo mexicano poseen diferentes características de
densidad y contenido de azufre [5]. La Tabla 1.2 indica tales diferencias.
Tabla 1.2 Tipos de crudo y su clasificación.
Crudo Azufre (% en peso) Densidad (°API)
Maya (pesado) 3.3 22.0
Istmo (ligero) 1.3 33.6
Olmeca (súper ligero) 0.8 39.3
De acuerdo a las Tabla 1.1 y 1.2, el tipo de crudo procedente del Activo Integral KMZ es: Crudo Maya
y se clasifica como crudo pesado de acuerdo con su densidad en °API.
Extrapesado >1.0 10
Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3
Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1
Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39
Superligero < 0.83 > 39
Aceite
crudo
Densidad
grados API
Densidadg /
9
.-Descripción General del sistema Akal-J
El sistema de procesamiento de deshidratación y desalado electrostático, Akal-J está diseñado para
tratar aceite crudo y agua producida, con el fin de obtener las siguientes especificaciones:
Aceite crudo con menos del 0.5 % BS&W
Aceite crudo con menos de 50 PTB de sal
Aceite crudo con una RPV inferior a 12 psia ó 0.844 kgf /cm²
Temperatura de salida del aceite crudo menor a 90 °C
Descarga de agua producida con un contenido de aceite crudo en agua menor de 15 ppm
Para cumplir las especificaciones anteriores, se requieren de los siguientes sistemas de proceso:
Sistema de aceite crudo
Sistema de aceite térmico
Sistema de agua producida
Sistema de agua de lavado
Los equipos participantes en cada proceso de la planta D&D se presentan en la Figura 2.1; cabe
mencionar que el presente trabajo se centra en el sistema de aceite térmico, principalmente en el
los recuperadores de calor y en los intercambios de calor dentro del sistema de AT.
Figura 2.1 Equipos que intervienen en cada sistema principal del proceso D&D.
10
2.1 Descripción del Sistema de Aceite crudo y sistemas de proceso en Akal-J antes
de ingresar al D&D
Para cumplir con las especificaciones del aceite crudo en el centro de procesos Akal-J [Parte A y B]
se utilizan los equipos principales que se muestran en la Figura 2.2 esquema general del proceso de
D&D y en la Tabla 2.1 se presentan los estados termodinámicos correspondientes.
PARTE A
En la Figura 2.2 se muestra el número de corrientes (Crudo y emulsión, Crudo, Agua congénita,
Agua de lavado, Agua y aceite, Gas y Aceite Térmico) que participan en el proceso de D&D. El
proceso empieza con la corriente de entrada de Crudo y agua congénita, estado 1 (temperatura de
50°C y presión de 38 kg/cm2), entra al patín reductor de presión, reduciendo la presión hasta el
estado 2, y se procede al precalentamiento de la corriente de aceite crudo con una serie de 2 grupos
de intercambiadores de calor antes de la deshidratación, estados 2, 3 y 4. Para finalizar el
calentamiento de crudo se intercambia calor con un sistema de circuito cerrado de aceite térmico,
estado 5, después se ingresa al sistema D&D.
El sistema de Deshidratación y Desalado electrostático posee dos etapas de tratamiento; la primera
consiste en la deshidratación del aceite crudo, estado 6; el agua producida en el deshidratador cede
su energía en el intercambiador de calor con el agua de mar entrante , estado 9, el crudo que sale
del deshidratador, estado 7, pasa a la segunda etapa o de desalado ocurre en dos recipientes de
iguales dimensiones operando en paralelo, el aceite crudo que se va a procesar no posee gas y la
presión de operación del sistema es mayor que la presión de vapor de la mezcla a la temperatura
de operación, estado 10, el crudo procedente de los desaladores realiza un intercambio de calor con
la corriente principal entrante y posteriormente se manda a exportación, estado 11.
Los equipos requeridos en los procesos descritos anteriormente son:
Patín reductor de presión (PCV-3101)
Intercambiadores de calor de aceite crudo/agua producida (CH-3101A/B/C/D)
Intercambiadores de calor de aceite crudo/aceite crudo (CH-3102A/B/C/D/E)
Intercambiadores de calor de aceite crudo/aceite térmico (CH-3103A/B/C)
Intercambiadores de calor de agua producida/agua de mar (CH-3104-R)
Deshidratador (DE-3101)
Desaladores de aceite crudo DF (DE-3102/3)
Bombas (BA-03A/B/R)
11
CH3101 A-D
BA 3102
BA
PCV - 3101
DE PP-AJ-1
CH3102 A-F CH3103 A-C
DE-3102DESALADOR
ACEITE TÉRMICO
BA 3101
DE-3101DESHIDRATADOR
DE-3103DESALADOR
ACEITE TÉRMICO
EXPORTACIÓNCRUDO
P-37DESALACIÓN DESAIREACIÓN
CFU-5101 B
BA 3103 A/B/R
P-62
P-63
DESFOGUE
RECICLAR ACEITE
RECICLARAGUA
AGUA DE MAR
ACEITE CRUDO Y AGUA
CONGENITA
Agua producida
Aceite crudo
CH3104 A/R
DO-4101 B HIDROCICLÓN
UNIDADFLOTACIÓN COMPACTA
Agua de mar
DG-6101DESGASIFICADOR
LEYE
ND
A
ACEITE CRUDO Y EMULSIÓN
CRUDO
AGUA CONGÉNITA
AGUA DE LAVADO
AGUA Y ACEITE
GAS
ACEITE TÉRMICO
DO-4101 AHIDROCICLÓN
CFU-5101 A
SALIDA DE AGUA
TRATADA
POZOS LETRINA
GAS DE FLOTACION
1 2 3 4 5 6
7
10
7
17
13 12
23
20
18
19
10
1615
14 24
22
21
11
9
25
8
Figura 2.2 Esquema general de los sistemas de proceso de Akal-J, [6].
A
B
12
PARTE B: Para mantener y alcanzar la especificación deseada de salida del aceite crudo, se
implementan los equipos secundarios, los cuales son:
֎ Hidrociclón (DO-4101A/ B)
֎ Bombas de recirculación de agua de lavado (BA-3103A/B/R)
֎ Unidad de flotación compacta (CFU-5101A/B)
֎ Desgasificador (DG-6101)
Los efluentes o agua producida, estado 8 y 9, de los desaladores y del deshidratador deben pasar
por una serie de procesos antes de ser reutilizados o desechados, estado 12, estos procesos
corresponden a un intercambio de calor de agua producida/agua de mar, estados 13-14 y 16-17;
posteriormente se trata el agua producida en la unidad Hidrociclón, flotación compacta y
desgasificador, estado 20-22, la salida de agua ya tratada corresponde al estado 23, el sistema de
AT corresponde a los estados 24 y 25.
Tabla 2.1 Estados termodinámicos del proceso Akal-J
1 38 50 Aceite crudo y emulsión
2 15 50 " " "
3 14.49 65.1 " " "
4 13.98 89.6 " " "
5 12.58 129.4 " " "
6 12.54 129.4 Crudo deshidratado
7 10.51 128.3 " " "
8 10.51 128.3 " " "
9 10.78 129.4 " " "
10 9.83 129.1 Crudo desalado
11 9.32 90 " " "
12 8.77 129.1 Agua producida
13 8.77 129.4 " " "
14 8.42 106 " " "
15 8.07 80 " " "
16 12.5 23 Agua de mar
17 12.13 126.9 " " "
18 6.83 80 Agua producida
19 9.73 80 Agua de desecho
20 2.4 80 Agua tratada
21 2.4 80 " " "
22 ---- 70-80 Crudo y agua reciclada
23 1.04 80 " " "
24 5.52 240 Aceite Térmico
25 4.52 160 " " "
Estados Presión Temperatura
°C
Sustancia
13
2.2 Patín reductor de presión
La corriente de aceite crudo/emulsión proveniente del Activo Integral KMZ se encuentra a una
presión mayor a la de operación del sistema D&D, por tal motivo se incluyó una estación de
reducción de presión, válvula PCV-3101, en el diagrama general de Akal-J establece la entrada del
estado 1 a 2, los cuales disminuyen la presión de la corriente entrante en la entrada de la planta; el
patín reductor de presión, ver Figura 2.3, consiste de 3 trenes de control de presión al 50%, que
sirven para reducir la presión del aceite crudo/emulsión desde aproximadamente 38 kg/cm2g hasta
15 kg/cm2g.
El control de este proceso se describe en la Figura 2.3, se observan los diferentes PLC
(Programmable Logic Controller) utilizados en la reducción de la presión, cada tren de presión
incluyen transmisores de presión (PIT), controlador de presión (PIC), indicadores de presión baja o
alta (AL), válvulas de control de presión (PV).
El sistema monitorea la presión alta y baja corriente abajo de las válvulas de control de presión, que
iniciarán el cierre de la válvula de parada de entrada cuando el ajuste programado se bloquee. La
Tabla 2.2 muestra los dispositivos y su parámetro de ajuste (SP); también muestra la válvula de
control en cada tren de presión junto con las alarmas de ajuste. Todo lo descrito anteriormente se
encuentra configurado en PLC.
Tabla 2.2. PLC (controladores lógico programable) del sistema reductor de presión.
- - PAH= 55
- - PAL= 30
- - TAH= 65
- - TAL= 45
AIT-3101 - - AAH =30
PAH= 28.4
PAL = 18.5
PAH= 16.2
PAL= 8
- - PAHH=16.7
- - PAH= 16.2
- - PAL= 8
- - PALL=7
SP de alarma
TIT-3101
Dispositivos CV
PIT-3101
SP de
controlador
PIT-3108
PIT-3102/4/626.5
PV-3102/4/6
PIT 3103/5/715
PV-3103/5/7
kg/ kg/ °C %
14
LEYENDA
CRUDO Y EMULSIÓN
PY3102
PIC3102
P = 38.0 Kg / cm2
T = 50.0 °C
P = 15.0 Kg / cm2
T = 50.0 °C
Crudo- Agua
PIT3101
TIT3101
AL3101
PIT3102
PY3103
PIC3103
PTI3103
PY3104
PIC3104
PIT3104
PY3105
PIC3105
PIT3105
PY3106
PIC3106
PIT3106
PY3107
PIC3107
PIT3107
PIT3108
A Intercambiadores de calor CH-3101 A-D
XV3101
PV3104
PV3105
PV3102
PV3103
PV3106
PV3107
P-2
P-3
Figura 2.3 Patín reductor de presión, se puede ubicar como la válvula PCV-3101 que corresponden a los estados 1 - 2 del proceso general de Akal-J, [6].
15
2.3 Intercambiadores de calor del sistema aceite crudo
Se emplea una serie de 4 grupos de intercambiadores de calor separados para calentar el aceite
crudo antes de la deshidratación. Los cuales son:
Intercambiadores de calor de aceite crudo / agua producida (CH-310A/B/C/D)
La corriente de aceite crudo que sale del patín reductor de presión y el agua producida proveniente
del deshidratador y desaladores (DE-3101 y DE-3102/3) pasan a través de 4 intercambiadores de
calor tipo tubo coraza al 25% (CH-3101A/B/C/D), ver Figura 2.4.
Intercambiadores de calor de aceite crudo / aceite crudo (CH-3102A/B/C/D/E/F)
El aceite crudo que sale de los intercambiadores de calor de aceite crudo/agua (CH-3101A/B/C/D)
se dirige a un grupo de 6 intercambiadores de calor de tubo y coraza (CH-3102A/B/C/D/E/F) al 17%
(capacidad total del 100%), que manejan el aceite crudo caliente de los desaladores (DE-3102/3103)
como medio de calentamiento, ver Figura 2.4.
Intercambiadores de calor de aceite crudo / aceite térmico (CH-3103A/B/C)
La última etapa de calentamiento del aceite crudo sin tratar se realiza por medio de los
intercambiadores de calor de aceite crudo/aceite térmico (CH-3103A/B/C). Los 3 intercambiadores
de calor de tubo y coraza al 33% (capacidad total del 100%). El medio de calentamiento (aceite
térmico) es proporcionado por el sistema de aceite térmico de la instalación, ver Figura 2.4.
Intercambiadores de calor de agua producida / agua de mar (CH-3104-R)
El agua de mar desalinizada que se produce en el paquete de agua de lavado se debe calentar antes
de ingresar en los desaladores (DE-3102/3). Los intercambiadores de calor de agua producida/agua
de mar (CH-3104A-R) son 2 intercambiadores de calor de placas al 100%, que emplean el agua
producida del deshidratador y los desaladores como medio de calentamiento.
2.4 Deshidratación y desalado del crudo
Deshidratador de aceite crudo DF (DE-3101). Contiene precipitadores electrostáticos de doble
frecuencia, “un campo eléctrico a una frecuencia F1 modulada en intensidad a una frecuencia F2
donde F1 es mayor que F2, recibe el nombre de doble frecuencia” [7], que reciben el aceite crudo
proveniente de los intercambiadores de calor de aceite crudo / AT (CH-3103A/B/C).
Desaladores de petróleo crudo DF DE 3102/3
El crudo que sale del deshidratador se divide en dos manifold (sistemas de válvulas), donde se
mezcla con agua de lavado por medio de una válvula de mezcla antes de ingresar a los 2 desaladores
de precipitación electrostática DF al 50% (DE3102/3), ver Figura 2.5.
16
CH-3101A
CH-3101B
CH-3101C
CH-3101D
CH-3102A
CH-3102B
CH-3102C
CH-3102D
CH-3102E
CH-3102F
CH-3103A
CH-3103B
CH-3103C
INTERCAMBIADOR DE CALOR CRUDO / AGUA
TIT FITFIC
TIC
TIT FITFIC
TIC
TIT FITFIC
TIC
CRUDO CON AGUA
DE-3101
ACEITE TERMICO
CRUDO DE-3102/3
AGUA DE LAVADOBA-3312 A/B
Agua congenitaDE-3101/2/3
CH-3104 R
CH-3104 A
AGUA DE LAVADODE-3102/3
CRUDO CON AGUA
PCV-3101
PW TREAT TMENTSYSTEM VIA
BA-3101 A/B/R
PW TREAT TMENTSYSTEM VIA
BA-3101 A/B/R
INTERCAMBIADOR DECALOR CRUDO / CRUDO
HEATING MEDIUM
INTERCAMBIADOR DECALOR CRUDO / ACEITE
TERMICO
LEYENDA
CrudoAgua congenitaCrudo y EmulsiónAgua de lavadoAceite Térmico
Intercambiador de calor Agua L /Agua C
Figura 2.4 Representación de los 4 grupos de sistemas de Intercambiadores de calor, [6].
17
En la Figura 2.4 se presenta todos los intercambiadores de calor que se emplean en el centro de
proceso Akal-J para el sistema D&D, el primer intercambio de calor son las unidades (CH-
3101A/B/C/D), donde la corriente de petróleo crudo entra a una temperatura de 50°C y al
intercambiar calor con la corriente de agua producida sale de estas unidades con una temperatura
de 65°C; posteriormente este petróleo crudo ingresa a las unidades (CH-3102A/B/C/E/F) e
intercambian calor con el petróleo crudo que sale de un proceso posterior (Desalado) e incrementa
su temperatura a 90°C; para finalizar el calentamiento del petróleo crudo pasa al tercer intercambio
de calor en las unidades (CH-3103A/B/C), donde el aceite térmico eleva la temperatura del
petróleo crudo de 90°C a 130°C y éste se manda al sistema D&D. Las unidades (CH-3104A-R) son
intercambiadores de calor los cuales emplean el agua producida del deshidratador y desaladores
como medio de calentamiento, elevando la temperatura de 23°C a 127°C del agua desmineralizada
y después se ingresa al desalado junto con el crudo.
La Figura 2.5 muestra la instrumentación de control y los parámetros operativos en los siguientes
dispositivos: Patín reductor de presión, en el sistema de calentamiento (IC) del petróleo crudo, cada
IC posee un bucle de control de temperatura y flujo; el IC (CH-3103A/B/C) de petróleo crudo/aceite
térmico está equipado con una válvula de control de flujo con derivación (FV-3201); el
deshidratador tiene un bucle de control de nivel interfaz, LIC-3102, que mantiene un nivel constante
en el deshidratador variando el flujo de salida de agua producida. Además, las unidades de potencia
de doble frecuencia se detienen cuando el nivel de líquido es bajo. Los desaladores están equipados
con un control de nivel de interfaz de cascada para garantizar un caudal y una presión de descarga
constante, de igual manera, cuentan con un trasmisor para ejecutar que las unidades de potencia
de doble frecuencia se detengan cuando el nivel de líquido sea bajo.
Los controles, las alarmas descritos anteriormente y expuestos en la Figura 2.5 están configurados
en PLC.
18
CH-3101A-D
CH-3102A-F
CH-3103 B
DE-3102
BA-3101
DE-3101
DE-3103
P= 10.51 kg / cm2
T= 129.1 °C
P= 12.13 kg / cm2
T= 129.2 °C
DEMINERALIZACIÓN DESALACIÓN
P = 14.49 kg / cm2
T = 65.1 °C P= 13.98 kg / cm2
T= 89.6 °C
P = 8.42 kg / cm2
T = 106 °C
P = 9.83 kg / cm2
T = 129.1°C P = 10.78 kg / cm2
T = 129.5 °C
P =12.54 kg /cm2
T =129.4 °C
P = 12.5 kg / cm2
T = 23.0 °C
P = 9.32 kg / cm2
T = 90 °C
CH3104 A/B P = 8.77 kg / cm2
T = 129.4 °C
P = 8.77 kg / cm2
T = 129.1 °C
LEYE
ND
A
CRUDO Y EMULSIÓN
CRUDO
AGUA CONGÉNITA
AGUA DE LAVADO
PIC PIT PIC PIT
PIC PIT PIC PIT
PIC PIT PIC PIT
P = 38.0 kg / cm2
T = 50.0 °C
PLATAFORMAPP-AJ-1
P = 15.0 kg / cm2
T = 50.0 °CCH-3103 C
CH-3103 AFICFIT
FICFIT
FICFIT
P = 12.58 kg / cm2
T = 129.4 °C
LIC
LIT
TRATAMIENTO DE AGUA CONGÉNITA
EXPORTACIÓNCRUDO
PDIC
PDIT
P =10.51 kg /cm2
T =128.3 °C
PIT PIC
FIT
FICPIT
FIC FIT
LIC
PITPIC
FIT
FIC
|
LIT
DPIC
DTP
BA-3102
LIC
FIC FIT
FIC
FIT
FIC
FIT
P = 12.13 kg /cm2
T = 126.9 °C
REAJUSTAR
REAJUSTAR
AGUA DE MAR
Figura 2.5 Representación del sistema D&D parte A: Patín reductor, Intercambiadores de Calor CH-3101/2/3/4, Deshidratador DE-3101 y Desaladores DE-3102/3, [6].
19
.- Sistema de Aceite Térmico
El uso de diferentes fluidos para la transferencia de calor es una parte integral de todo el sistema
de procesamiento de petróleo y gas. La producción inicial, transporte, refinación, y el reciclaje
requieren el uso de fluidos de transferencia de calor para calentar el petróleo. La plataforma marina
del centro de proceso Akal-J utiliza Therminol 55 como fluido de transferencia de calor en fase
líquida para la calentar la corriente de crudo y emulsión.
La transferencia de calor es determinante en este punto del proceso, dado que el calentamiento del
fluido principal depende de ésta, en este caso, la temperatura operativa del aceite crudo es de
130°C antes de ingresar al sistema D&D. Se dispone de un circuito cerrado de aceite térmico, basado
en Therminol 55, se acopla adicionalmente el aprovechamiento térmico de las corrientes de
efluentes de planta para cubrir las especificaciones operativas.
El sistema de aceite térmico comprende los estados 4-5 de la etapa final de calentamiento del
petróleo crudo y las unidades de intercambio de calor son: CH-3103A/B/C, se puede observar en la
Figura 3.1 la corriente del AT (estados 24-25) del esquema general de los sistemas de proceso de
Akal-J.
CH3101 A-DPCV - 3101
DE PP-AJ-1
CH3102 A-F CH3103 A-C
ACEITE TÉRMICO
DE-3101DESHIDRATADOR
ACEITE TÉRMICO
CRUDO Y EMULSIÓN
LEYE
ND
A
CRUDO Y EMULSIÓN
CRUDO
AGUA CONGÉNITA
ACEITE TÉRMICO
1 2 3 4 5 6
8
10
14 24
11
25
2H O producidam
crudo desalado y deshidratadom
pcm
ATm
Figura 3.1 Sección de calentamiento del PC en el centro de procesos Akal-J, el tercer Intercambiador de calor CH3103A-C corresponde al sistema de aceite térmico, [6].
En la Figura 3.2 se presenta el esquema completo del sistema de aceite térmico y enseguida una
descripción del funcionamiento de estos equipos y dispositivos en el proceso.
20
P = 1.0345 kg/cm2
T = 207 °C
CF-3204
GASES DE ESCAPE TURBINATV-4201 D
TC
P = 1.0645 kg/cm2
T = 515 °C
CF-3203
GASES DE ESCAPETURBINATV-4201 C
TC
DESCARGAS ATMOSFERICAS
CF-32-03
GASES DE ESCAPE TURBINATV-4201 B
TC
DESCARGAS ATMOSFERICAS
CF-3201
GASES DE ESCAPE TURBINA TV-4201 A
TC
DESCARGAS ATMOSFERICAS
DESCARGAS ATMOSFÉRICAS
FI FIC
FL-3201
GA-3201 R
GA-3201 C
GA-3201 B
GA-3201 A P = 9.94 kg/cm2
T = 160 °C
P = 7.91 kg/cm2
T = 240 °C
TC
P = 2.0 kg/cm2
T = 160 °C
CO-3201
P = 2.0 kg/cm2
T = 160 °C
PAQUETE DE TRATAMIENTO
DE GAS
ACEITE TÉRMICO
P = 4.0 Kg/cm2
T = 160 °C
P = 2.0 kg/cm2
T = 160 °C
GAS ADESFOGUE
PC
CAPA DE GAS
TC
CONSUMIDOR DE GAS
P = 7.91 kg/cm2
T = 240 °C
P = 2.0 kg/cm2
T = 160 °C
SUMINISTRO DE GAS PLATAFORMA CA-AJ-1
TORREDE TEG
TC
TEG:- SISTEMA DE TRATAMIENTO DE GAS
TEG:-PLATAFORMA
CA-AJ-1
P = 5.52 kg/cm2
T = 240 °C
P = 2.0 kg/cm2
T = 160 °C
P = 7.91 kg/cm2
T = 240 °C
CH-3103 C
FC
TC
ACEITE/AGUAELMULSIÓN:-CH-3102 A-F
CH-3103B
FC
TC
ACEITE/AGUAELMULSIÓNCH-3102 A-F
CH-3103A
FC
TC
ACEITE /AGUAEMULSIÓN:-
DE-3101
T= 89.9 °C
ACEITE/AGUAELMULSIÓNCH-3102 A-F
P = 7.91 kg/cm2
T = 260 °C
TA-3201
T = 129.4 °C
P = 4.52 kg/cm2
T = 160 °C
Figura 3.2 Esquema del sistema de circuito cerrado de AT, muestra los diferentes equipos y parámetros en el proceso; Bombas de reposición de AT, intercambiadores de calor CH3103A-C, recuperadores de calor WHRU, tanque de almacenamiento de AT, etc, [6].
21
3.1 Equipos principales en el sistema de Aceite térmico
Tanque de almacenamiento de aceite térmico (TV-3201)
Bombas de reposición de aceite térmico (GA-3202A-R)
Tanque de expansión de aceite térmico (TA-3201)
Bombas de recirculación de aceite térmico (GA-3201A/B/C-R)
Filtro de cartucho de aceite térmico (FL-3201)
Unidades de recuperación de calor (CF3201/2/3/4)
Enfriador de aceite térmico (CO-3201)
Para tener el petróleo crudo a condiciones operativas antes de ingresar al sistema D&D debe pasar por esta etapa final de calentamiento (sistema de AT, Figura 3.2), el AT (Therminol 55) debe tener al final una temperatura de 240°C para que se lleve a cabo el intercambio de calor con el petróleo crudo, para esto, se tiene un tanque de almacenamiento de AT (TV-3201), se bombea el AT con las unidades de recirculación (GA-3201A/B/C-R) en el circuito, pero debe pasar por el filtro (FL-3201), posteriormente ingresa en las unidades de recuperación de calor (CF3201/2/3/4) y con ello eleva su temperatura de 160°C a 240°C. Las unidades de recuperación de calor (Waste Heat Recovery Units,WHRU), son componentes instalados en la salida de las turbinas de gas, para recuperar el calor de los gases de escape. Esto incrementa la eficiencia del ciclo de operación, sobre todo con una reducción de emisiones de carbono. Los gases de salida provenientes de las turbinas (turbocompresores GE LM2500) entran al WHRU a través de un dámper, donde los gases del escape son dirigidos al intercambiador de calor y cede su energía al AT, el AT sale del WHRU y es dirigido a los intercambiadores de calor de petróleo crudo (CH-3103A/B/C), una vez concluido el intercambio de calor, el AT pasa al tanque de expansión (TA-3201) y comienza nuevamente el ciclo. Para controlar la temperatura del AT se cuenta con la unidad de enfriamiento (CO-3201); además, existen otros sistemas que se benefician con el sistema de AT para dar servicio a otro proceso, tal es el caso de las plataformas consumidores de gas y el sistema de tratamiento de gas.
Los equipos mencionados anteriormente se rigen por los parámetros operativos que se presentan
en las Tablas 3.1, 3.3, 3.5, 3.7, 3.10, 3.12; también se presentan en las tablas 3.2, 3.4, 3.9 y 3.13 los
dispositivos de control que tiene cada sistema, estos dispositivos de control están configurados en
PLC.
3.1.1 Tanque de almacenamiento de aceite térmico (TV-3201)
El tanque de almacenamiento de aceite térmico (TV-3201) tiene la capacidad de suministrar todo el
sistema de aceite térmico. El tanque sirve para el llenado inicial y también para la reposición, cuando
hay pérdidas en el sistema.
Tabla 3.1. Condiciones operativas del tanque de almacenamiento de aceite térmico.
Parámetro Condición
Presión operativa, 0.1
Temperatura operativa, Ambiente
Volumen del tanque, 32
kg/
°C
22
El tanque de almacenamiento se mantiene bajo presión por medio de la adición de gas-combustible
seco.
Tabla 3.2. Controladores, alarmas y los disparos del tanque de almacenamiento están configurados en PLC.
3.1.2 Bombas de reposición de aceite térmico (GA-3202A-R)
Las 2 bombas de alimentación de aceite térmico al 100 % (GA-3202A-R) se utilizan para llenar el
sistema de aceite térmico.
Tabla 3.3. Parámetros operativos de las bombas (GA-3202A-R).
Las bombas GA-3202A-R no están controladas por un PLC, sino que éste proporciona la orden de
FUNCIONAMIENTO PERMITIDO, que le permite al operador accionar la bomba desde el MCC o la
estación de arranque/parada del patín.
Tabla 3.4. El sistema de alarmas y los disparos de las bombas (GA-3202A-R) configurados en PLC.
SP de
LAH = 2822
LAL = 949
LALL = 849
Dispositivo
PIT 3103/5/7
PIT-3212
----
CV SP de alarma
PIC-3212 a
0.09
PIC-3212 a
0.11
PV- 3212A PAH= .15
PAL= 0.085
-----
PV-3212B
kg/ kg/ mm
Parámetro Condición
Presión de succión, 0.1
Presión de descarga, 2
Caudal de proceso (por bomba), 50
2 a 50Caudal y altura nominal de la bomba
(por bomba),
kg/
kg/
GPM
GPM
PAL= 0.085
PAL= 1.8PIT-3213
PIT-3214
PIT-3212
Dispositivo
TAH = 105
SP de alarma
PAH= 1.4
kg/ °C
23
3.3.3 Tanque de expansión de aceite térmico (TA-3201)
El tanque expansión de aceite térmico horizontal (TA-3201) está dimensionado de manera que, el
volumen de aceite térmico se expanda desde la temperatura mínima ambiente hasta la temperatura
máxima de operación.
Tabla 3.5. Condiciones operativas del tanque de expansión de aceite térmico (TA-3201).
El tanque de expansión se mantiene bajo presión por medio de la adición de gas combustible seco.
Tabla 3.6 Controladores, las alarmas y los disparos del tanque de expansión (TA-3201) están configurados en PLC.
Parámetro
Presión operativa, 2
Temparatura operativa, 2Volumen del tanque, 68
Nivel operativo normal, 2743
Condición
Configuración de válvula de alivio, 4
kg/
kg/
°C
mm
LAH = 2926
LAL = 924
TAH = 170
TAL= 1.8
LSHH-3201 3108
LSLL-3201 731
----- -----
----- -----
PIC-3207 a 2.1 PV-3207B PAL= 1.8
LT-3201 ----- -----
PIC-3207 a 1.9 PV-3207A
SP de
controlador SP de alarma
PAH= 2.2
Dispositivo CV
PIT-3207
TIT-3203
kg/ kg/ mm°C
24
3.1.4 Bombas de recirculación de aceite térmico (GA-3201A/B/C-R)
Las 4 bombas de recirculación de aceite térmico al 33% (GA-3201A/B/C-R) hacen recircular el aceite
térmico a través del sistema de aceite térmico de circuito cerrado.
Tabla 3.7. Condiciones operativas de las bombas de recirculación (GA-3201A/B/C-R).
Las bombas térmicas GA-3201A/B/C-R no están controladas por un PLC, sino que éste proporciona
la orden de FUNCIONAMIENTO PERMITIDO, que permite al operador arrancar la bomba desde el
MMC o la estación de arranque / parada del patín.
Tabla 3.8. Sistema de alarmas y los disparos de las bombas de recirculación (GA-3201A/B/C-R) están configurados en PLC.
Parámetro Condición
Presión de descarga, 2
Presión de succión, 9.94
Caudal de proceso (por bomba), 51100
kg/
kg/
BDP
PAH= 2.2
PAL = 1.8
TAH= 0.085
TAL= 1.8
PAH= 10.94
PAL = 8.94
PAH= 10.94
PAL = 8.94
TAH=170
TAL= 150
FAH = 155
FAL= 50
SP de alarma
TAH= 105
FV-3201
----- -----
DispositivosSP de
controlador
CV
----- -----
----- -----
FIC-3201 a
50 MBPDFIT-3201
TAH = 1.5
PIT-3203/4/5/5R ----- -----
PIT-3201 ----- -----
PSL-3201A/B/C-R ----- -----
TIT-3201
----- -----
TSH-3201A/B/C-R ----- -----
PSH-3201A/B/C-R ----- ----- PAH = 2.1
PSL-3201A/B/C-R
PIT-3212
PIT-3213
LAL = 152
kg/ °C MBPD mm
25
3.1.5 Filtro de cartucho de aceite térmico (FL-3201)
El propósito del filtro es eliminar las impurezas del sistema de aceite térmico para mantener la
eficiencia máxima. Para las bombas GA-3201A/B/C-R, 0.9 % del flujo total se desvía por medio del
filtro FL-3201 y posteriormente se suministra a la corriente principal.
Tabla 3.9. Alarmas del filtro de cartucho (FL-3201) están configurados en PLC.
3.1.6 Unidades de recuperación de calor (CF3201/2/3/4)
Las WHRU´s (CF3201/2/3/4) recuperan el calor residual de los gases de combustión que sale de las
turbinas (turbocompresores GE LM2500), al intercambiar calor los gases de combustión y el aceite
térmico.
Tabla 3.10. Temperatura operativa y sistema de alarmas en las unidades WHRU´s (CF3201/2/3/4).
La temperatura de salida del aceite térmico está controlada mediante una regulación de la válvula
de desvío o dámper interno que, a su vez, controla el caudal del gas de escape a través de la WHRU.
No hay disparos asociados con los paquetes, sino que el operador debe responder a las alarmas.
FAH=1500
FAL= 1000
PDIT-3201 PDAH = 0.3
FIT-3213
Dispositivos SP de alarma
kg/ BDP
TAH = 170
TAL = 150
PAH= 8.91
PAL= 6.91
PAH = 10.94
PAL = 8.94
TAHH = 260
TAL = 230
TAH = 550
TAL = 520
TAH = 250
TAL = 230
Temperatura
PDIT-3208/9/10/11
TIT-3206/9/12/15
TIT-3207/10/13/16
TIT-3217/18/19/20
PIT-3208/9/10/11B
SP de alarma
TIT-3205
Salida (aceite térmico )
515
240
Salida (gases de escape ) 207
Entrada (aceite térmico ) 160
PIT-3208/9/10/11A
Dispositivos
Entrada (gases de escape )
PDAH= 0.5
°C°C kg/
26
3.1.7 Enfriador de aceite térmico (CO-3201)
El CO-3201 se activa cuando la temperatura de descarga de aceite térmico de la WHRU excede la
temperatura máxima de 260 °C, entonces, una corriente lateral de aceite térmico se envía por el
enfriador de aire y regresa al tanque de expansión de aceite térmico a 160 °C.
Tabla 3.11 Los controladores y las alarmas en el enfriador de aceite térmico (CO-3201) están configurados en PLC.
3.1.8 Intercambiadores de calor de aceite crudo/aceite térmico (CH-3102A/B/C)
Los intercambiadores CH-3102A/B/C usan aceite térmico para calentar el aceite crudo a la
temperatura operativa requerida de 130 °C.
Es la última etapa de calentamiento del aceite crudo sin tratar, se realiza por medio de los
intercambiadores de calor de aceite crudo/aceite térmico (CH-3103A/B/C). Los 3 intercambiadores
de calor de tubo y coraza al 33% (capacidad total del 100%). El medio de calentamiento es
proporcionado por el sistema de AT de la instalación.
Tabla 3.12. Parámetros operativos de los intercambiadores de calor (CH-3102A/B/C).
Cada intercambiador de calor posee un bucle de control de temperatura y flujo; los controladores
y disparos a continuación están configurados en el PLC.
El arreglo de tubos consiste de varias bobinas/espirales en paralelo. Las bobinas están conectas a
un cabezal de entrada y a un cabezal de salida. El medio de calentamiento entra en el cabezal de
entrada localizado en la parte fría del arreglo de tubos, y el calor de los gases de escape es
transferido al medio de calentamiento un IC a contra-corriente, calor transferido a la WHRU. La
temperatura de salida del medio de calentamiento está controlada por el damper ajustable
TAH = 170
TAL = 150
TAH = 170
TAL = 150
TIT-3221 TIC-3221 a 260TV-3217
TIT3204 TIC-3204 a 160Controles de la paleta del
venti lador TY-3201A2
y TY3201B2
SP de controlador SP de alarmaCVDispositivos
°C°C
Entrada Salida Entrada Salida
14 12.5 90 130
Aceite térmico
(tubo) 5.5 4.5 240 160
Presión Temperatura
Aceite crudo
(coraza)
kg/ °C
27
mediante el ajuste de la válvula de compuerta para llevar la cantidad correcta de gases de escape al
conjunto de tubos (IC).
Tabla 3.13. Controles de temperatura, flujo y disparos en el intercambiador (CH-3102A/B/C) están configurados en PLC.
El patín del intercambiador de aceite crudo/aceite térmico está equipado con una válvula de control
de flujo de derivación (FV-3201).
El AT (Therminol® 55) es un fluido sintético de transferencia de calor diseñado para proporcionar,
el rendimiento de transferencia de calor uniforme y de larga durabilidad, el AT tiene un rango de
funcionamiento económico-óptimo de -25 ° C a 290 ° C (-15 ° F a 550 ° F), en dicho rango proporciona
fiable y eficiente calor de proceso uniforme sin necesidad de altas presiones. El punto ebullición alto
de Therminol 55 ayuda a reducir la volatilidad y problemas de fugas de fluidos, se muestra en la
Tabla 3.14 las propiedades del AT y se puede ver el punto de inflamación relativamente alto, pero
no se clasifica como una transferencia de calor resistente al fuego fluido. En consecuencia, hay que
hacer uso de dispositivos de protección para reducir al mínimo el riesgo de incendio.
Tabla 3.14 Propiedades del aceite térmico.
FAH = 104.0
FAL = 73.0
TAH= 140
PAL= 120
PIT-3118 ----- -----PAH = 14.7
TAH = 140
TAL = 8.94
TV- 3111/2/3
TIT-3114 ----- -----
CV SP de alarma
FIT-3111/2/3FIC-
3111/2/3 A FV-3111/2/3
Dispositivos SP de
controlador
TIT-3111/2/3TIC-
3111/2/3 a
kg/ MBPD °C
PAL=6.5
Therminol 55
Apariencia l íquido Transparente de color amarillo
Composición Mezcla de hidrocarburos sintéticos
Temperatura máxima 290 ° C (550 ° F)
Extendido uso de temperatura máxima 315 ° C (600 ° F)
Máximo de la película de temperatura 335 ° C (635 ° F)
Punto de ebullición normal 351.0 ° C (664,0 ° F)
Capacidad de bombeo
Bombeabilidad
Punto de congelación -40
Punto de inflamación COC (ASTM D-92) 177 ° C (350 ° F)
Temperatura de *autoignición (ASTM E-659) 366 ° C (691 ° F)
Temperatura de autoignición (DIN 51794) 382 ° C (719 ° F)
El punto de fluidez (ISO 3016) -54,0 ° C (-65,0 ° F)
Cp 2.68 kJ/ kg K @ (T= 240 °C)
Vicosidad 0.538 (cP) @ (T= 240 °C)
-8°C
-28°C
°C
28
.- Transferencia de Calor
Las necesidades de calentamiento en los procesos industriales, u otros requisitos en planta, donde
el calor puede ser eliminado o recuperado para realizar funciones útiles en otro proceso, existen
equipos y métodos de recuperación de energía, que dan la posibilidad de recuperar algo de este
calor residual y cubrir con ello una demanda de energía, dando como resultado el ahorro
considerable de combustible primario, por lo general, sí mayor es la temperatura, mayor será la
calidad y más rentable es la recuperación de calor.
Figura 4.1 Intercambiador de calor de tipo carcasa y tubos.
La mayoría de los gases de combustión genera en calderas, hornos o procesos como los gases de
escape de una turbina de gas; la energía perdida en los gases residuales no se puede recuperar por
completo; sin embargo, gran parte del calor podría ser recuperado y la pérdida minimizada
mediante el empleo de unidades recuperadoras de calor residual o intercambiadores de calor, ver
Figura Figura 4.1, en cualquier estudio de recuperación de calor residual, es necesario que debe
haber algún usuario del calor recuperado; en el proceso de D&D el uso sería el calentamiento del
AT y posteriormente el precalentamiento del PC.
Los intercambiadores de calor normalmente se clasifican de acuerdo con el arreglo del flujo Figura
4.3, y el tipo de construcción, Figura 4.4. El intercambiador de calor más simple es aquel en que los
fluidos caliente y frío se mueven en la misma dirección o en direcciones opuestas en una
construcción de tubos concéntricos (o doble tubo). En el arreglo de flujo paralelo de la Figura 4.2(A),
los fluidos caliente y frío entran por el mismo extremo, fluyen en la misma dirección y salen por el
mismo extremo; en el arreglo de contra flujo de la Figura 4.2 (B), los fluidos entran por extremos
opuestos, fluyen en direcciones opuestas, y salen por extremos opuestos.
T2
T1
t2 t1
t1= Entrada del fluido frio. t2 = Salida del fluido frio.
T1= Entrada del fluido caliente. T2 = Salida del fluido caliente.
T1
t2 t1
T2
A) Flujo paralelo B) Contracorriente
Figura 4.2 Intercambiadores de calor de un solo paso: Flujo paralelo y contracorriente.
29
Figura 4.3 Clasificación de un IC de acuerdo al flujo, [7].
Figura 4.4 Clasificación de un IC de acuerdo a su construcción, [8].
La mayoría de los intercambiadores de calor son construidos a partir de tubos circulares, sin
embargo, éstos varían de acuerdo a la superficie de intercambio, diámetro, longitud, arreglo de
tubos, etc. Este tipo de intercambiadores generalmente se utilizan cuando ambos fluidos de trabajo
son líquidos y se pueden clasificar en coraza y tubos, de doble tubo, etc., en la Figura 4.5 se muestra
un IC, el primer paso por los tubos y el fluido de la coraza están en contracorriente, mientras que el
segundo pase por los tubos y el fluido por la coraza están en paralelo.
Figura 4.5 IC un paso de coraza y dos por tubo.
Paso simple
•Contracorriente
•Paralelo
•Flujos cruzados
•Flujo dividido
•Flujo partido
Multipaso
•Superficie extendida: Cruzado-Contracorriente, cruzado-paralelo, Flujo compuesto
•Carcasa y tubos: Paralelo, Contracorriente( m=carcasa, n=tubos) flujo partido, flujo dividido
•Planos: Fluido 1 m-Pasos, Fluido 2 n-pasos
Tipo de construcción:
Tubular: Doble tubo, carcasa y tubos(paralelo o contraflujo) , tubos en espiral, pipe coils (tubos enrrollados)
Tipo placa plana: PHE, espiral, plate coils(plato enrrollaldo, circuito impreso)
Superficie extendida: Aletas planas y de tubos
Regenerativo: Rotativo, matriz compleja, rotating hoods
30
Estos IC a su vez se clasifican por letra (C, R, B) de acuerdo con el estándar dictado por ASME, los
intercambiadores se construyen de acuerdo con tres estándares que especifican: mecánica de
diseño, fabricación, y los materiales de intercambiadores de calor de carcasa y tubos.
IC de clase C: Definida como “para requisitos generalmente moderados o para aplicaciones de
procesos comerciales y generales”.
IC de clase R: Definida como “para los requerimientos, generalmente severos de la industria
petrolera y aplicaciones de procesamiento relacionadas”. Los intercambiadores pertenecientes a
esta clase están diseñados buscando el máximo de confiabilidad y durabilidad en condiciones de
servicio rigurosas.
IC de clase B: Para la industria química de procesos.
“Los intercambiadores de clase C y B están diseñados buscando lograr un equipo más compacto y
económico que los de clase R. Las normas TEMA (Tubular Exchangers Manufactures Association)
complementan y definen el código ASME para aplicaciones de intercambiadores de calor. Además,
se deben cumplir los códigos estatales y locales aplicables a la ubicación de la planta” [9].
4.1 Transferencia de calor en un IC
En casi toda industria de procesos es común el uso de IC, con el objeto de producir calentamiento o enfriamiento de una corriente o bien modificar su estado físico en operaciones de evaporación o de condensación, a menudo el ingeniero se encuentra en la posición de seleccionar un intercambiador de calor, que logre la tarea de cambio de temperatura específica de una corriente, o bien, de predecir las temperaturas de salida de las corrientes de fluido caliente y del fluido frío en un IC específico, a continuación se presenta dos métodos usados en el análisis de los intercambiadores de calor; Diferencia media logarítmica de temperatura (o LMTD) es el más apropiado para la primera tarea y el método de la efectividad – NTU, para la segunda. Consideraciones generales.
El IC se encuentra en estado estacionario (un IC suele operar durante largos periodos sin cambios en sus condiciones de operación), por lo tanto, se pueden considerar como un aparato de flujo estable, como tal, el flujo másico de ambas corrientes permanece constante junto con las propiedades de los fluidos, como la temperatura y la velocidad, en cualquier entrada o salida, siguen siendo las mismas. Así mismo, las corrientes de fluido experimentan poco o ningún cambio en sus velocidades y cambios de altura y, como consecuencia, los cambios en la energía cinética y en la potencial son despreciables. En general, el calor específico de un fluido cambia con la temperatura, pero, en un intervalo específico de temperaturas, se puede considerar como constante en algún valor promedio, con poca pérdida en la exactitud. La conducción axial de calor a lo largo del tubo suele ser insignificante y se puede considerar despreciable. Por último, se supone que la superficie exterior del intercambiador de calor está perfectamente aislada, de modo que no se tiene pérdida de calor hacia el medio circundante y cualquier transferencia de calor sólo ocurre entre los dos fluidos.
31
Para que exista transferencia de calor entre dos fluidos es necesario:
I) Una diferencia de temperatura entre ellos, cuanto mayor sea esta diferencia de
temperaturas la velocidad de trasmisión de calor es mayor.
II) Que ambos fluidos estén separados por una superficie a través de la cual pueda transferir
el calor. A esta superficie se la llama área de transferencia.
Las dos afirmaciones anteriores se pueden expresar de manera análoga a la ley de enfriamiento de
Newton:
.
s mQ UA T ( 1 )
Donde, U es el nombre de coeficiente global de transmisión de calor, As es el área de transferencia
de calor y ΔT es la diferencia de temperatura entre los dos fluidos. Cuando los dos fluidos circulan
intercambiando calor en contracorriente o en corrientes paralelas como en los intercambiadores de
doble tubo, Figura 4.2, el calor de intercambio se puede calcular por medio de la anterior ecuación,
donde
1 2
1 2ln( )mT TTT T
( 2 )
es la diferencia de temperaturas media logarítmica, que es la forma apropiada de la diferencia de
temperatura promedio que se debe usar en el análisis de los intercambiadores de calor. En este
caso, ΔT1 y ΔT2 representan la diferencia de temperatura entre los dos fluidos en ambos extremos
(de entrada y de salida) del intercambiador.
El coeficiente global de trasmisión de calor se puede calcular a partir de los coeficientes de película
de cada uno de los fluidos, por medio de las siguientes expresiones:
1 1f
c
RU U
( 3 )
1 1 1
c c ioU h h
( 4 )
iio i
o
Dh h
D
( 5 )
U coeficiente global deTrasmisióndecalor.
cU coeficientelimpio global deTrasmisióndecalor.
.fR resistencia de ensuciamientocombinada
.ioh coeficientede películadel fluidodel tuboreferidoal áeraexterna
.iD diámetrointerno
.oD diámetroexterno
32
4.2 Método de efectividad- NTU
Se puede predecir cómo se comportará un equipo dado, cuando se trabaja en condiciones distintas a las de diseño, cuando se piensa adaptar un equipo existente a un nuevo requerimiento de proceso, o bien cuando las temperaturas de salida son desconocidas, el análisis por medio LMTD requiere un proceso de ensayo y error. En tales circunstancias es recomendable utilizar el análisis denominado: Método de efectividad – NTU (Número de unidades de transferencia de calor). La efectividad de un intercambiador se define como la relación de transferencia de calor en el
intercambiador de calor dado, con la relación máxima posible de intercambio de calor. Esta última
se obtendría en un intercambiador de calor en contraflujo con un área de transferencia de calor
infinita; esto se puede expresar de la siguiente manera:
max
q Transferencia de calor realq Máxima transferencia de calor posible
( 6 )
Donde, q se refiere al calor intercambiado por los fluidos frío y caliente, y qmax se refiere al máximo calor que se puede transferir en el intercambiador, es decir, al del intercambiador de doble tubo operando en contracorriente, que posee un área de intercambio infinita. Para esta circunstancia se cumple que la máxima diferencia de temperatura que puede adquirir uno de los fluidos, ΔTmax, dependerá de sus capacidades caloríficas.
. .
c fc ce cs f fs feQ m cp T T m cp T T ( 7 )
. .
c fc c f fQ m cp T m cp T ( 8 )
Esto implica que el fluido que adquiere una diferencia de temperatura mayor (ΔTmax) es el que tiene la menor capacidad calorífica:
. . .
min ;c c fc c fc m cp si m cp m cp ( 9 )
. . .
min ;f f cf f cc m cp si m cp m cp ( 10 )
De manera que satisface que:
max min maxQ c T ( 11 )
Así, la efectividad del IC se puede expresar, dependiendo de cuál de las capacidades caloríficas sea más pequeña.
c ce cs
min c fee
cp T Tc T T
( 12 )
f fs fe
min c fee
c T T
T Tc
p
( 13 )
33
Se define un parámetro llamado NTU y un parámetro Cr (razón de capacidades caloríficas) como:
min
UANTUc
( 14 )
max
minr
cc
c
( 15 )
Las soluciones propuestas para la eficacia de un intercambiador dependen del tipo de equipo y efectividad , rf NTU c , ver Tabla 4.1.
Tabla 4.1 Efectividad de intercambiadores de calor, [7].
Tipo de Equipo Expresión de la efectividad
a) Flujo paralelo 1 exp (1 )1
r
r
NUTc
c
b) Flujo contracorriente
1 exp (1 )1
1 exp (1 )r
rrr
NUT cparac
Nc UT c
11r
NUTNUT
para c
) / (1 )ln (11r
rcNUT
c
c) Intercambiador 1-2 (un paso por coraza, 2, 4, 6….pasos en tubos) 2
2
2
1 exp (1
1 ex
1) 1
p
2
1
r
r r
r
cc c
c
NUT
NUT
d) Intercambiador n-2n (n pasos por coraza, 2n, 2n+2, 2n+4….pasos por tubos)
(1 ) (1 )1
(1 ) (1 )
n na r a
rn na r r a
cpara c
c c
1
1 ( 1) a
ra
npara c
n
Donde εa se calcula según: C) intercambiador 1-2 con NUT=NUT/n
34
4.3 Requerimientos de energía en el intercambio de calor entre los Gases de
combustión/AT y AT/PC
El intercambio de calor que se encuentra entre el escape de la TG turbo compresores GE LM2500 y
el sistema cerrado de aceite térmico (Therminol 55) en las unidades Waste Heat Recovery Units
(WHRU), posteriormente se transfiere el calor al petróleo crudo.
Salida de los gc
AT AT
Salida del AT
Petróleo Crudo Salida de Petróleo crudo
IC2. AT (Therminol 55) / Petróleo Crudo
CC
TG1
C
TAP
MA A
TBP
Admisión
Combustible
IC1. Gases de Combustión /AT (Therminol 55)
1
2
3
4
5
6
7
89
10 11
Proceso D&D
Figura 4.6 Diagrama esquemático del proceso de intercambio de calor. Los gases de salida de la turbina entran al WHRU (CF-3204), donde los gases del escape son dirigidos a un haz de tubos (IC-1) transfiriendo su calor al Aceite Térmico por contracorriente, el segundo intercambio de calor es el AT previamente calentado con el petróleo crudo a contracorriente.
Se analiza el perfil de temperatura en el IC1 para identificar los requerimientos de energía,
asegurando el calentamiento del petróleo crudo a la temperatura operativa demandada, y enviar al
sistema de deshidratación y desalado electrostático en el centro de proceso Akal-J (PEMEX), en la
Tabla 4.2 se presentan las propiedades operativas en las corrientes de proceso del IC1.
35
Tabla 4.2. Propiedades operativas de las corrientes participantes en el IC1 unidades WHRU´s (CF3201/2/3/4), gc/ AT.
Perfil de temperatura-calor teórico en el IC1, la Figura 4.7 muestra la trayectoria a contra flujo de
los gases de combustión/AT (Therminol 55), la temperatura de los gc que salen de las turbinas
(turbocompresores GE LM2500) es elevada, por tal razón, en las unidades WRHU (CF3201/2/3/4) se
recupera el calor residual y se cede su calor al AT (Therminol 55), los cambios en la temperatura
para el IC1 de tamaño finito “ideal”, operando sin pérdidas energéticas se muestra a continuación.
gc gc at atm cp m cp
Y gc atT T
Tgc4 =515 °C
Tgc5 = 207 °CTat2 = 240°C
Tat1 = 160 °C
∆T2 = 80 °C
∆T1 = 308°C
∆T1 > ∆T2
Tgc4-Tat2= 275°C
Tgc5-Tat1 = 47 °C
Gases de combustión
Aceite térmico
°C °C
200225250275300325350375
400425450475500525
200225250275300325350375
400425450475500525
100125150175
100125150175
0 21000[ ]Q kW
Figura 4.7 Perfil de temperatura-calor teórico en el IC1, gc/AT.
Tgc5 , °C 515 Tat7 , °C 160Tgc6 , °C 207 Tat8 , °C 240Pgc5 , kgf /cm2 ---- Pat7 , kgf /cm2 9.94Pgc6 , kgf /cm2 ---- Pat8 , kgf /cm2 7.91
cpgc ,kJ/kgK 1.087-1.178 cpat , kJ/kgK (160 °C) 2.68kg/s 70.5 kg/s 97.5
ΔT1 , °C 308 ΔT2 , °C 80
Gases de combustión Aceite Térmico
.,gcm
.,atm
36
4.3.1 Consideraciones en el sistema.
I) Sistema de IC nuevo (Tubos sin incrustaciones).
II) Las pérdidas de calor son despreciables.
III) Calor específico del AT (Therminol 55).
IV) El calor específico de los gases de combustión.
La pérdida de calor neta de los gases de combustión es igual al calor neto que gana el aceite
térmico (Therminol 55).
4.3.2 Requerimientos de energía para el primer intercambio calor (gc/AT).
El balance de energía en la unidad de recuperación de calor (CF3204) es:
. . .
5 6 8 7gc atgc gc gc at at attotalQ m cp T T m cp T T ( 16 )
Los requerimientos de energía son los parámetros teóricos para determinar el flujo de calor total
transferido entre los gases de combustión y el aceite térmico.
. .Q mcp T
( 17 )
En un IC la corriente participante con el producto mcp menor, será el que sufra una mayor
diferencia de temperatura, por lo tanto:
.(70.5)(1.21) 85.31gc gc
kWm cpK
( 18 )
.(97.5)(2.68) 261.30at Pat
kWm cK
( 19 )
. .
gc atPgc Patm c m c , en esta situación la ganancia de temperatura del aceite será menor que la caída
de temperatura de los gases de combustión. Ver perfil de temperatura Figura 4.7 , la cantidad ideal
o teórica máxima posible de trasferencia de calor es;
. .
5 7 30,283.3g Pg gc acmáximoQ m c T T KW ( 20 )
Requerimientos de energía para el intercambio de calor son:
. .
5 6 26,273.9gc gc gc gcdisponibleQ m cp T T KW ( 21 )
. .
8 7( ) 20,904.0at Pat at atrequeridoQ m c T T KW ( 22 )
De acuerdo a los datos que se reportan en el manual de akal-J son viables los requerimientos de
energía en el IC1.
37
4.4 Cálculo de la capacidad calorífica de los gases de combustión en función de la
temperatura.
Los productos de la combustión de la combustión de gas natural son importantes, ya que la
composición de éstos repercute en el calor de intercambio disponible en las unidades WHRU, por
tal razón se propone variar la temperatura de entrada a la turbina y con ello tener una concentración
de los gases de combustión diferente y calcular su capacidad calorífica correspondiente ver Figura
4.8.
El proceso de combustión ideal, en el cual un combustible se quema por completo con aire teórico,
se conoce como combustión estequiométrica. La cantidad estequiométrica de oxidante es sólo la
cantidad necesaria para quemar completamente una cantidad de combustible. Si se suministra
menos de la cantidad estequiométrica de oxidante, la mezcla se denomina rica en combustible en
caso contrario la mezcla es pobre en combustible.
La ecuación que expresan el pC
en función de la temperatura, es la ecuación 23 y los valores
reportados en la Tabla 4.3. son fracciones y pesos moleculares de los compuestos resultantes de la
combustión de gas natural, para el cálculo del calor específico la temperatura debe estar en grados
kelvin.
Para el cálculo del calor específico en función de la temperatura de los componentes resultantes de
una combustión rica se opta por el siguiente polinomio:
2 3pC a bT cT dT
( 23 )
Donde las contantes a, b, c, d se muestran en la Tabla 4.3. [10]
Tabla 4.3 Muestra la fracción molar de cada compuesto de los gc y las constantes para el cálculo Cp, [10].
Compuesto [x]i PM kg/kmol
a b c d Rango [K]
CO2 0.022957 44.01 22.26 0.05981 -0.00003501 7.469E-09 273-1500 H2O 0.0554 18.01528 32.24 0.001923 0.00001055 -3.595E-09 273-1501 N2 0.763279 28.0134 28.90 -0.001571 0.000008081 -2.873E-09 273-1502 O2 0.15726 31.9988 25.48 0.0125 -0.000007155 1.312E-09 273-1503 CO 0.000085 28.01 28.16 0.001675 0.000005372 -2.222E-09 273-1504 CH4 0.000011 16.04 19.89 0.05024 0.00001269 -1.101E-08 273-1505 NO 0.000959 30.0061 29.34 -0.0009395 0.000009747 -4.187E-09 273-1506 NO2 0.00005 46.1 22.9 0.05715 -0.0000352 7.87E-09 273-1507
Los gases de combustión provenientes de la combustión de gas natural contienen ciertos
compuestos en determinada fracción, la fracción o concentración volumétrica de cada compuesto
resultante puede variar con la temperatura de entrada en la TG (T3 °C), en la Tabla 4.4 las diferentes
concentraciones en % volumétrico de los compuestos obtenidos de la combustión de gas variando
la temperatura de entrada en la TG (T3=700-1400°C), con el polinomio anterior se calcula la
capacidad calorífica de cada compuesto para tener un Cp representativo de los gc.
38
Tabla 4.4 Concentraciones en % volumétrico de gases de combustión de gas natural.
El calor disponible de los gases de combustión cubre los requerimientos de energía en el IC1, con la
opción de recuperar más calor si fuera necesario, por lo tanto satisface el calor requerido por el AT,
en la Figura 4.8 se muestra la variación de temperatura-calor de los fluidos: caliente (gc) y frío (AT)
en un intercambiador de calor a contraflujo. Nótese que los gc y el AT entran en el intercambiador
por los extremos opuestos y, en este caso, la temperatura de salida del fluido frío supera la de salida
del fluido caliente, además, difiere al perfil temperatura-calor teórico, Figura 4.7, esto es coherente
ya que el Cp está en función de la temperatura para ambas corrientes, cabe resaltar que el aumento
en la temperatura en la CC repercute en la concentración de los componentes resultantes en los gc
y esto genera que las temperaturas en los gc puedan ser no aptos para operar el IC1, una combustión
rica con una T4= 560.5 °C satisface los parámetros operativos para el IC1.
0 4000 8000 12000 16000 20000 24000100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
Tem
pera
tura
[°C
]
Perfil de temperatura de los gc (T4 = 560°C) " " "(T4 = 617°C) " " "(T4 = 673°C) " " "(T4 = 728°C) " " "(T4 = 783°C) " " "(T4 = 838°C) " " "(T4 = 892°C) " " "(T4 = 947°C) " " "(T4 = 1001°C) Perfil de temperatura del AT
[ ]Q kW
Figura 4.8 Perfil de temperatura-calor en el IC1 (Gases de combustión/Aceite Térmico).
1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000
560.5 617.6 673.0 728.3 783.3 838.2 892.8 947.1 1001.0
Gases de combustión
Bioxido de carbono CO2 2.2957 4.2474026 4.82111 5.41338 6.02538 6.66001 7.32380 8.02990 8.80273
Agua H2O 5.54 9.3579264 10.43243 11.54167 12.68788 13.87648 15.11968 16.44213 17.88956
Nitrógeno molecular N2 76.3279 74.7348419 74.30844 73.86826 73.41340 72.94172 72.44838 71.92359 71.34920
OxÍgeno molecular O2 15.7265 11.5774438 10.34450 9.07169 7.75647 6.39259 4.96608 3.44863 1.78777
Monóxido de carbono CO 0.008 0.0377624 0.04286 0.04813 0.05357 0.05921 0.06511 0.07139 0.07826
Inquemados CnHm 0.0011 0.0017794 0.00202 0.00227 0.00252 0.00279 0.00307 0.00336 0.00369
Óxido nítrico NO 0.0959 0.0407013 0.04620 0.05187 0.05774 0.06382 0.07018 0.07695 0.08435
Bioxido de nitrógeno NO2 0.005 0.0021422 0.00243 0.00273 0.00304 0.00336 0.00369 0.00405 0.00444
Total 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0 100.0
% Volumétrica
Temperatura de entrada en
HWRU,T4 (°C) =
Temperatura de entrada en
la TG, T3 (°C) =
39
El AT que sale del IC1 con una temperatura 240°C se envía a la etapa final de calentamiento, donde
cede su energía al PC, elevando su temperatura de 90 a 130°C en el IC2, las propiedades operativas
(temperatura, presión, capacidad calorífica, flujo másico) de las corrientes en el IC2 (AT / PC) se
muestran en el la Tabla 4.5.
Tabla 4.5 Propiedades operativas de las corrientes de AT y PC, IC2.
Los cambios en la temperatura para las corrientes en el IC2 de tamaño finito “ideal”, operando sin
pérdidas energéticas se muestra en la Figura 4.9 (Perfil teórico de temperatura-calor) cuya
trayectoria es a contra flujo, AT (Therminol 55)/Petróleo crudo.
Tat8 =240 °C
Tat9 = 160°C
Tpc11 = 130°C
Tpc10 = 90 °C
∆T4 = 40 °C
∆T3= 80°C
∆T3 > ∆T4
160170180190200210220230
240250260
120130140150
160170180190200210220230
240250260
120130140150
100110
8090
100110
9080
Tat8-Tpc11= 110°C
0 12000
Tat9-Tpc10= 70°C
°C °C
Petróleo crudo
Aceite térmico
[ ]Q kW
Figura 4.9 Perfil teórico de temperatura-calor en el IC2 (CH-3103A/B/C), AT/Petróleo crudo.
La energía de necesaria para para incrementar la temperatura del petróleo crudo en esta última
fase es aproximadamente de 10,000 kW y se tiene una energía disponible aproximada de 13,000
kW.
Tat8 , °C 240 Tpc10 , °C 90Tat9 , °C 160 Tpc11 , °C 130Pat8 , kgf/cm2 9.94 Pat10 , kgf/cm2 14Pat9 , kgf/cm2 7.91 Pat11 , kgf/cm2 12.5cpat , kJ/kgK (160 °C) 2.68 cpc , kJ/kgK 2.082
kg/s 26 kg/s 60ΔT3 , °C 80 ΔT4 , °C 40
Aceite Térmico Petróleo Crudo
.,atm
.
pcm
40
4.5 Requerimientos de energía para el segundo intercambio de calor (AT/PC).
El balance de energía en las unidades de intercambio de calor (CH-3103A/B/C) es:
. . .
2 3 2 1at pcPat at at pc pc pctotQ m c T T m c T T ( 24 )
El calor transferido total .
TOTQ entre el aceite térmico y el petróleo crudo es:
. .Q mcp T
( 25 )
En un intercambiador de calor, el fluido de trabajo con la capacidad calorífica menor, será el que
sufra una mayor diferencia de temperatura, por lo tanto:
.(115.44)(2.082) 240.35pc pc
kWm cK
( 26 )
.(63)(2.68) 69.68at Pat
kWm cK
( 27 )
. .
pc atPc Patm c m c , en esta situación, la ganancia de temperatura del PC será menor que la caída de
temperatura del AT. Ver perfil de temperatura Figura 4.9, la cantidad ideal o teórica máxima posible
de trasferencia de calor es;
. .
2 1 10,452.0at at at pcmáximoQ m c T T kW ( 28 )
Los requerimientos de energía para el intercambio de calor son:
. .
2 3 13,507.2at at at atdisponibleQ m c T T kW ( 29 )
. .
2 1( ) 9,613.8pc pc pc pcrequeridoQ m c T T kW ( 30 )
41
En cualquier situación de recuperación de calor es esencial conocer la cantidad de calor recuperable,
como se muestra en la Figura 4.10, la variación en el perfil de temperatura-calor de los fluidos
caliente (AT, con una temperatura de entrada de 240°C) y frío (PC, con una temperatura de entrada
de 90°C) en el IC2 a contraflujo, la energía requerida en el intercambio es de 9,613 kW con ello el
petróleo crudo incrementa su temperatura en 40 °C. Nótese que los fluidos AT y PC entran en el IC2
por los extremos opuestos y, en este caso, la temperatura de salida (130 °C) del fluido frío no
sobrepasa la de salida del fluido caliente (160 °C), tal es el caso del IC1. Sin embargo, la temperatura
de salida del fluido frío nunca puede ser mayor que la de entrada del fluido caliente, ya que esto
sería una violación de la segunda ley de la termodinámica, ambas temperaturas presentan un
comportamiento casi lineal y es evidente que los requerimientos de energía se cumplen
garantizando que el PC alcance la temperatura operativa requerida (130 °C) antes de ingresar al
sistema de D&D.
0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 1400050
75
100
125
150
175
200
225
250
275
Tem
pera
tura
[°C
]
Perfil de temperatura del AT Perfil de temperatura de PC
[ ]Q kW
Figura 4.10 Perfil de temperatura-calor (Aceite Térmico/Petróleo Crudo) en el IC2, CF3204.
42
.- Combustión
Para integrar el proceso de combustión, es necesario definir al combustible, se denomina como combustible al material que al quemarse libera energía. La mayoría de los combustibles conocidos se componen principalmente de hidrógeno y carbono (hidrocarburos) y se denotan por n mC H .
El gas natural (hidrocarburo gaseoso), es una mezcla de metano y cantidades más pequeñas de otros
gases, en este caso se puede tratar como metano por simplicidad: 4CH .
La combustión es una reacción química durante la cual se oxida un combustible y se libera una gran
cantidad de energía. El oxidante empleado con mayor frecuencia en los procesos de combustión es
el aire. El aire en una base molar se puede considerar aproximadamente como 21 % de oxígeno y
79 % de nitrógeno en números molares. Por consiguiente, cada mol de oxígeno que entra a una
cámara de combustión será acompañado por 3.76 mol de nitrógeno, por lo tanto: [
2 21 3.76 4.76kmol O kmol N kmol arie ]. Durante un proceso de combustión, los componentes antes
de la reacción son llamados reactivos y los componentes después de la reacción son llamados
productos; se debe mencionar que para llevarse la combustión del combustible, por lo tanto la
temperatura minina necesaria para que la materia combustible arda es; una aproximación mínima
de ignición de aire atmosférico para el metano es de 630 °C. Además, las proporciones de
combustible y aire deben de estar en un nivel adecuado para que comience la combustión, el gas
natural no se quemará en el aire en concentraciones menores al 5% o mayores al 15%
aproximadamente, [10].
De acuerdo a lo anterior, una cantidad utilizada para cuantificar las cantidades de combustible y aire
es la relación aire-combustible, rac;
aire
comb
mracm
( 31 )
Cabe mencionar que el reciproco de rac se conoce como relación combustible-aire ( rca ).
Se considera una combustión completa cuando, todo el carbono en el combustible se transforma en 2CO , y todo el hidrógeno se transforma en 2H O y todo el azufre (si lo hay) se transforma en 2SO
, es decir todos los componentes combustibles se queman por completo. Ahora, si los productos de la combustión contienen algo de combustible o componentes no quemados, como 2, , ,C H CO OH ,
se considera una combustión incompleta, existen razones inmediatas para este caso: el oxígeno es insuficiente, la mezcla escasa en la cámara de combustión durante el tiempo limitado que el oxígeno y el combustible entran en contacto, la disociación (a altas temperaturas). El proceso de combustión estequiométrica o teórica para el metano es la cantidad mínima de aire necesaria para que la combustión sea completa, de manera que no existe la presencia de oxígeno sin combinar en los productos:
4 2 2 2 2 22( 3.76 ) 2 7.52CH O N CO H O N ( 32 )
La ecuación anterior en sus productos de combustión no contiene metano sin quemar ni
2 2, , ,C H CO OH uO libre, [10].
43
Para los cálculos posteriores, específicamente del ciclo Joule (Brayton) se deben acoplar con los cálculos que cubran los requerimientos operativos expuestos en el sistema D&D antes mencionado, por tal razón, el proceso de combustión se debe considerar real para no perturbar los análisis paramétricos en el sistema.
5.1 Combustión con exceso de aire
En una combustión real es común emplear más aire, con esto se logra tener una combustión completa, pero además se controla la temperatura de la cámara de combustión, la cantidad de aire que está de más a la relación teórica se llama exceso de aire, cantidades menores a la teórica se llama deficiencia de aire, para el presente trabajo sólo se aplicará exceso de aire en la combustión y se realizara la predicción de la composición de los productos, a continuación se tiene la ecuación de combustión para un hidrocarburo del tipo general n mC H con exceso de aire.
2 2 1 2 2 2 3 2 4 21 3.764n m
mC H n O N CO H O O N
( 33 )
Ecuación estequiométrica con exceso de aire, donde es el exceso de aire necesario para llevar
cabo la combustión.
Para poder obtener la expresión n mC H se hace el cálculo de n y m
i in Y C
i im Y H
( 34 )
Que son el promedio de carbono e hidrógeno, respectivamente.
La composición del gas natural del que se hace uso en este trabajo está basada en una cromatografía
cuyo porcentaje de hidrocarburos se muestra en la Tabla 5.1, cabe destacar que no se muestra la
composición total del gas, debido a que existen trazas de otros compuestos que no se queman,
como el dióxido de carbono y el nitrógeno.
Tabla 5.1 Hidrocarburos que componen la muestra de gas natural
Componente Fórmula química % PM (kg/kgmol)
Metano CH4 92.5% 16
Etano C2H6 4.13% 30
Propano C3H8 1.17% 44
De acuerdo a la composición presentada en la literatura para el metano se tiene que:
1.04284.0418
nm
44
Cabe mencionar que dichos valores de carbonos e hidrógenos son imposibles de tener en un
compuesto, sin embargo se usan como una aproximación.
De acuerdo a la relación estequiométrica se obtienen el siguiente sistema:
1 n
2 2
m
3 4
mn
4 3.76 14
mn
( 35 )
Para encontrar se hace un balance de energía en la cámara de combustión a partir del cambio de
entalpía, donde se considera a la cámara de combustión como adiabática
R PH H
25
3
2
3
2
25
25
14
1 3.764
PREC C
n m
f TRC H
f T CO
f T CN
H h h h
mn h h h
mn h h h
( 36 )
4 4
2 2
4
2
4
2
25 25
25
25
2
4
3.76 14
f T C f T CPCO H O
f T CO
f T CN
mH n h h h h h h
mn h h h
mn h h h
( 37 )
la entalpía de formación del O2 y del N2 son cero, debido a que son compuestos que se encuentran
en estado normal (en el estado de agregación y forma alotrópica más estable a la que dichos
elemento se hallan en condiciones estándar) en la naturaleza por lo que
45
25
32
32
25
25
14
1 3.764
PREC C
n m
f TRC H
T CO
T CN
H h h h
mn h h
mn h h
( 38 )
4 4
2 2
4
2
4
2
25 25
25
25
2
4
3.76 14
f T C f T CPCO H O
T CO
T CN
mH n h h h h h h
mn h h
mn h h
( 39 )
Además se considera que la temperatura del gas natural entra a 25°C, entonces se tiene que
3
2
3
2
25
25
14
1 3.764
n m
f T CR OC H
T CN
mH h n h h
mn h h
( 40 )
La entalpía de formación del gas natural con la composición mostrada en la Tabla 1.1 se calcula de
acuerdo a la siguiente relación
4 2 6 3 8
0.9251 0.0431 0.0117n mf C H f f f
CH C H C H
h h h h
( 41 )
En la Tabla 5.2 se muestra la entalpía de formación de distintos compuestos.
Tabla 5.2 Entalpías de formación de distintas compuestos.
Componente Fórmula química Entalpía de formación
kJ/kgmol
Metano CH4 -74850
Etano C2H6 -84680
Propano C3H8 -103850
Dióxido de carbono CO2 -393520
46
Vapor de agua H2O -241820
Con base a los datos anteriores se obtiene la entalpía de formación del gas natural, ecuación 41.
73956.06n mf C H
kJh
kgmol
Para el cálculo de la entalpía a la temperatura T3 se usan las ecuaciones del anexo A.
Teniendo el valor de la temperatura de entrada a la turbina de alta presión se usa ese dato para
encontrar el exceso de aire.
Además se considera que la cámara de combustión es adiabática entonces HR=HP de donde se
despeja λ, por lo tanto el exceso de aire es:
2 2 2 2 2 2 2
2 2
3 3 4 4 4 4 4
1
4 4
3.76 3.76 3.76 3.76
4 2 n m
T T T T T T TO N N O N N O
f f fT TCO H O C H
h h h h h h h
m mn n h h h h h
( 42 )
2 2
2 2 2
2 2 2 2
4 4
3 3 4
3 3 4 4
2 3.76 3.76
43.76 3.76
n m
f f fT TCO H O C H
T T TO N N
T T T TO N N O
mn h h h h hh h h
mn
h h h h
( 43 )
Donde
3 253 T CTh h h
4 254 T T CTh h h
Una vez obtenido las diferencias de entalpia 3 4,T Th h y teniendo el valor de la temperatura de
entrada en la turbina, se obtienen las diferentes constantes correspondientes a los productos de la
reacción de combustión en función. Como ejemplo, para una temperatura de entrada a la turbina
1000°C, se obtienen los siguientes resultados y se sustituyen los valores en la ecuación
estequiométrica:
1
2
3
4
2.053251.04282.02096.4078031.8135
47
Debido al exceso de aire aplicado en los productos de la combustión existe 2O sin combinar, la
correspondiente ecuación de la combustión con exceso de aire es:
1.0428 4.0418 2 2
2 2 2 2
8.46105 3.761.0428 2.0209 6.40780 31.81355
C H O NCO H O O N
( 44 )
5.4 Productos de la combustión y TFA De acuerdo al modelo utilizado para el análisis de la combustión se basa en metano, principal
componente del gas natural, y como oxidante el aire, constituido por oxígeno y nitrógeno. Se
desprecia el argón y trazas de otros constituyentes. Las condiciones de los reactantes, son 298.15 K
y 1atm. Con base en la energía liberada en una reacción química en un reactor estacionario se
manifiesta en dos maneras: Calor expulsado hacia los alrededores y el aumento de la temperatura
en los productos. En consecuencia, el aumento de la temperatura de los productos se relaciona con
la cantidad de calor perdido a los alrededores, entre mayor pérdida de calor a los alrededores menor
será el aumento de temperatura de los productos.
En la combustión a la máxima temperatura de los productos que éstos alcanzan se llama
temperatura de flama adiabática (TFA), la metodología para calcular la flama adiabática se presenta
en el anexo B.
Tabla 5.3 Muestra la variación de los productos de la combustión para diferentes temperaturas de los gases de combustión a la entrada a la turbina.
En la Tabla 5.3, se presenta el porcentaje volumétrico de los productos de la reacción de combustión y se observa como varía, dependiendo el exceso de aire (%) , a partir de ello se calcula la
capacidad calorífica de los gases de combustión en función de la temperatura (capitulo 4.4) y en consecuencia se puede obtener el perfil de temperatura por ejemplo la Figura 4.8 Perfil de temperatura-calor en el IC1 (Gases de combustión/Aceite Térmico).
800 529.02 1.66882 3.23410 77.71426 17.38282 107.69
900 400.77 2.08755 4.04557 77.39377 16.47311 85.73
1000 312.08 2.52585 4.89499 77.05828 15.52087 70.55
1100 247.10 2.98503 5.78485 76.70682 14.5233 59.42
1200 197.45 3.46657 6.71805 76.33825 13.47713 50.92
1300 158.27 3.97218 7.69791 75.95125 12.37866 44.22
1400 126.57 4.50381 8.72818 75.54433 11.22368 38.79
1500 100.40 5.06363 9.81309 75.11584 10.00744 34.30
Combustión completa 100.00 0.09505 0.19011 0.714828 0 17.26
% Volumétrico
λ [%] molesde
molesde
molesde
rac
[
]
molesde
48
Figura 5.1 Exceso de aire en la cámara de combustión, repercutiendo en la TFA.
Con el exceso de aire se regula la temperatura máxima (TFA en la cámara de combustión) en los
productos de combustión, la temperatura disminuye cuando el exceso de aire aumenta, cabe
señalar que una reacción de combustión estequiométrica se tiene una TFA aproximada de 2160°C
en la CC, Figura 5.1.
Los porcentajes volumétricos de CO2 y H2O de los gases de combustión disminuyen con relación al
aumento de exceso de aire, por otra parte el % N2 se mantiene constante y por razones obvias el %
de O2 aumenta con el exceso de aire aplicado, Figura 5.2
Figura 5.2 muestra los productos de la combustión en % volumétrico sujeta al exceso de aire.
700
850
1000
1150
1300
1450
1600
1750
1900
2050
2200
1 1.5 2 2.5 3 3.5 4 4.5 5 5.5
Tem
per
atu
ra d
e fl
ama
adib
átic
a °
C
Exceso de aire λ
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
0 5 10 15 20
Exce
so d
e ai
re λ
[%
]
% Volumétrico de gases de combustión
CO2
H2O
O2
N2 * 10
1 215, 0.88, 0.9, 25 , 420.67sic gT C T C
49
.- Turbina de Gas de un Eje y Multieje
Una turbina de gas es una turbomáquina de combustión interna que consta de ciertas unidades; un compresor dinámico (axial o centrífugo), una o más cámaras de combustión, y una turbina (axial o centrífuga), se diseñó para convertir la energía de un combustible en alguna forma de energía útil, por ejemplo: potencia mecánica (en un eje) o el impulso a alta velocidad de un reactor. La Figura 6.1 representa una turbina de gas de alta resistencia, General Electric-serie 9001E, con un ciclo simple y una flecha o eje, que se conforma de cuatro procesos: compresión, combustión, expansión y escape.
Figura 6.1 TG-GE de alta resistencia, ciclo simple de un solo eje, serie del modelo 9001E.
En 1970, General Electric decidió utilizar el motor FC6 como la base para otras aplicaciones (para
mover un compresor, para una bomba e impulsar un fluido, o un generador eléctrico) empleando
el nombre comercial actual, LM2500®, ver Figura 6.2, por tal razón se cataloga como turbina
Aeroderivada.
Las turbinas de esta categoría se pueden emplear en plataformas marinas o en plantas de
cogeneración; por ejemplo, el proceso D&D usa los efluentes de gases de escape de las cuatro
turbinas LM2500 instaladas en el centro de procesos Akal-J para cubrir algunos de sus
requerimientos de energía. Esencialmente, la turbina Aeroderivada cuenta con cámara de
combustión anular y multieje.
Figura 6.2 Turbina LM2500 proviene del motor CF6, una familia de motores turbofán de alta derivación fabricados por la compañía estadounidense General Electric a partir del modelo GE-TF39.
50
6.1 Ciclo real de la Turbina de gas de un eje, ciclo Brayton.
La turbina de gas en su esquema más sencillo es cuando los gases de combustión se envían al medio ambiente, entonces se tiene un ciclo abierto o Brayton. El esquema de la Figura 6.3 funciona de la siguiente manera: el compresor “C” toma aire atmosférico, el cual es accionado por la unidad turbina de gas “TG”, lo comprime y lo envía a una CC donde se inyecta gas natural y se produce la combustión, a continuación los gases a alta temperatura que dejan la CC se mezclan con el volumen principal de aire que fluye al rededor. Estos gases a alta velocidad son dirigidos contra los álabes de la TG, así, la energía cinética del gas hace girar la flecha motriz que desarrolla la potencia necesaria para el accionamiento del compresor y la potencia neta adicional al eje, al cual se puede acoplar un alternador o cualquier otra máquina receptora “A” (bomba, compresor, etc.), [11].
14
TG1
C
TG
CC
2
3
MAA
Admisión Escape
Combustible
Estado
Estado
Estado
Estado
Figura 6.3 Esquema de TG que funciona a ciclo abierto simple: motor de arranque (MA), compresor (C), cámara de
combustión (CC), turbina de gas (TG), acoplamiento para máquina receptora (A).
El ciclo Brayton ideal está compuesto por los siguientes estados; compresión de 1-2 y la expansión 3-4, se pueden considerar adiabáticas e isentrópicas. De 2 a 3 el gas sufre una evolución a presión constante (se mezcla con combustible en el quemador) y se expande a la presión atmosférica (punto 4), de 4 a 1 los gases de combustión se ventilan a la atmosfera. Es un ciclo sencillo pero existen multitud de ciclos y esquemas que involucran este proceso con mayor complejidad por ejemplo el ciclo Brayton regenerativo y regenerativo con calentamiento, en los que se combinan gran variedad de elementos: uno o varios compresores, una o varias turbinas e intercambiadores de calor de diversos tipos, etc. La representación del ciclo real Brayton al igual que el ciclo ideal consta de cuatro estados termodinámicos, la Figura 6.4 muestra el diagrama temperatura-entropía donde se muestran los estados del ciclo real, se observa también que el trabajo útil es proporcional al área del ciclo real [1-2-3-4-1].
3
4
4s
51
Figura 6.4 Diagrama T-s y Diagrama P-V para un ciclo real para una turbina de gas de una sola etapa.
Las etapas del proceso real se ejemplifican en la Figura 6.5 y son las siguientes: 1-2. Compresión politrópica 2-3. Adición de calor al fluido de trabajo a presión constante en una cámara de combustión (CC) 3-4. Expansión politrópica en una turbina 4-1. Enfriamiento a presión constante
TG
C
Admisión Compresor CC Turbina de Gas Escape
Figura 6.5 Esquema de las etapas del proceso joule en una turbina de ciclo abierto
6.3 Turbina de gas multieje o doble flecha.
Una turbina Aeroderivada: En este caso la LM2500 cuenta con cámara de combustión anular y
multieje, dividida generalmente en dos partes: por un generador de gas y una turbina de potencia
o de baja presión, forman parte del equipo la bomba de aceite, el sistema de suministro de
combustible, las secciones de aire de entrada y gases de escape, y el sistema de control. La potencia
total es aproximadamente de 20-34 MW, dependiendo del modelo, la velocidad de giro del
generador es de 6500 rpm (depende del modelo), la velocidad de la turbina de potencia es variable
y el rendimiento es mayor al 37% en condiciones ISO.
El generador de gas, que incluye el compresor, la cámara de combustión y la turbina de alta presión.
Las entradas de este generador de gas son el aire comburente y el combustible. El eje del compresor
y de la turbina de alta presión, de dos etapas, están unidos y rotan solidarios a la misma velocidad.
La salida son gases a cierta velocidad, que todavía pueden generar trabajo mecánico.
P
V
2
1
3
4
52
La turbina de potencia tiene como entrada los gases a temperatura y presión intermedia, ya que,
éstos han perdido una buena parte de su energía en el accionamiento del compresor. La energía de
estos gases se emplea para producir movimiento mecánico rotativo en el eje de dicha turbina, que
es independiente del eje del generador de gas.
6.4 Termodinámica del ciclo Brayton real de doble flecha.
La Figura 6.6 muestra los principales componentes que intervienen en la turbina de gas de doble flecha, los cuales son: motor de arranque (MA), compresor (C), cámara de combustión (CC), turbina de alta presión(TAP), turbina de baja presión (TBP) y acoplamiento para máquina receptora (A).
14
CC
TG1
C
TAP
2
3
MA A
TBP
5
Admisión Escape
Aire &
combustible
Estado
Estado
Estado
Estado
Estado
Figura 6.6 Esquema representativo de la turbina de gas de doble flecha o multieje.
A continuación se muestra los diagramas de Temperatura-Entropía y Presión-Volumen de la turbina
de gas de doble flecha, Figura 6.6, donde se presentan los siguientes procesos: compresión
politrópica, 1-2, suministro de calor, 2-3, expansión en la turbina de alta presión, 3-4, expansión en
la turbina de baja presión, 4-5, enfriamiento, 5-1. Se considera la caída de presión en la cámara de
combustión respectivamente, diagrama P-V estado 2-3.
53
Figura 6.7 Diagrama T-S y Diagrama P-V para un ciclo real para la turbina de gas de doble flecha.
Consideraciones I. El aire es un gas ideal.
II. Capacidad calorífica de ambos procesos de compresión son iguales (real e ideal). III. Temperatura de referencia (T1= 15°C) y presión atmosférica (P1=1.01325 bar). IV. Debido a los requerimientos de energía en el proceso D&D (sistema de aceite térmico) la
temperatura de los gases de escape en la entrada de la TGAP debe ser tal que los gases de combustión de este ciclo salgan a una temperatura de 515 °C aproximadamente, por lo tanto, se deduce que T3=1260°C.
V. La relación de presiones (P2 /P1) propuesta es de 18. VI. La eficiencia de compresión, 90%, y una eficiencia mecánica de 95%.
VII. La eficiencia de la turbina AP y BP, 90%. VIII. Caída de presión en la cámara de combustión del 3%.
IX. De acuerdo a la condición I, es aplicable la ecuación del gas ideal, _
PV nRT . Las relaciones básicas para la predicción de los estados termodinámicos del ciclo joule real de doble flecha son las siguientes, [12]. Estado 2 La razón de los trabajos de compresión isentrópico entre el politrópico se define como la eficiencia de compresión isentrópico, por lo tanto se expresa de la siguiente manera:
2 1
2 1
( )( )
scom ssic
com
w T Tw T T
( 45 )
Aplicando las consideraciones (I, II), se despeja a la T2
2 12 1
s
sic
T TT T
( 46 )
54
La relación de temperaturas para una compresión isoentrópica del aire es:
2
1c
s xom
TT
( 47 )
Sustituyendo la ecuación (47) en (46), y se despeja la T2
2 1
11
x
SIC
T T
( 48 )
“x” se define como (γ es una constante se le asocia el nombre de índice adiabático, cuyo valor para el aire es de 1.4):
1ax
( 49 )
Estado 3, suministro de calor a presión constante, 3 2 *(% )P P caída de presión .
Estado 4
com TG
a com gc TG
W W
m W m W
( 50 )
. .
13( 1) 1gca XX
g gca com gc SIT TGsic
c cTm p m p T
( 51 )
Donde
2
1
4
3
com
TG
PP
PP
( 52 )
Sustituyendo las relaciones de presiones, ecuación (52) en la ecuación (51), se despeja la presión 4, por lo tanto:
1/
4 3
.1
.3
1 1( 1)
gc
gca
X
Xa
sicSIT
Xacom
gcgcP P
Tcpmcp Tm
( 53 )
A partir de ello se puede encontrar la temperatura T4
44 3
3
1 1gcX
SITPT TP
( 54 )
55
Entonces la relación de presión en la turbina de alta presión es:
3
4TAP
PP
( 55 )
De acuerdo a los datos anteriores el índice politrópico de la turbina de alta presión es:
4
3
4
3
1
ln1
ln
TAPnTTPP
( 56 )
Estado 5
La presión del estado 5 está dada por:
5 a TBPP P P ( 57 )
La temperatura se calcula con la siguiente expresión:
5 4 411TBP
gcSIT xT T T
( 58 )
La relación de presiones en la turbina de baja presión es:
4
5TBP
PP
( 59 )
Por lo tanto el índice politrópico de la turbina de baja presión es:
5
4
5
4
1
ln1
ln
TBPnTTPP
( 60 )
Proceso de compresión.
De acuerdo a la ecuación 45, se tiene la expresión para el trabajo de compresión real.
2 1( )compw cp T T ( 61 )
Por lo tanto la ecuación anterior en función de la relación de presiones y del rendimiento
isoentrópico de compresión es:
11 ( 1)x
c a comsic
w cp T
( 62 )
56
La variación de entropía en el proceso de compresión es igual a
22 1
1
ln lngc cTs s cp RT
( 63 )
O bien, el cambio se puede expresar en función de la relación de presiones y del rendimiento
isoentrópico de compresión, entonces la expresión del incremento en la entropía en el proceso de
compresión es:
2 11ln 1 1 lnx
gc com csic
s s cp R
( 64 )
Proceso de expansión
La eficiencia isoentrópica de expansión de los gases en la turbina es:
3 4
3 4SIT
s
h hh h
( 65 )
La expresión del trabajo producido por la turbina en función de la eficiencia isoentrópica de expansión y del
trabajo de expansión isoentrópico es:
3 4( )TG SIT sw h h ( 66 )
y escribiendo ph c T , se encuentra la siguiente expresión del trabajo de expansión.
3 4( )TG gc SIT sw cp T T ( 67 )
Para una expansión isoentrópica de los gases en la turbina se tiene la relación de temperaturas
4
3
1( )
sxTAP
TT
( 68 )
Entonces, el trabajo generado por la expansión de los gases en la turbina en función de la relación de presiones y del rendimiento isoentrópico de expansión.
311TG gc SIT xTAP
w cp T
( 69 )
La variación de entropía en el proceso de expansión El incremento de entropía en el proceso de expansión se tiene la expresión
43 4
3
1ln lngcTAP
Ts s cp RT
( 70 )
Y en función de la relación de presiones y del rendimiento isoentrópico de expansión se tiene
3 41 1ln 1 1 lngc SIT X
TAPcom
s s cp R
( 71 )
57
Cámara de combustión [CC]
Es importante considerar la relación rac o rca en el análisis paramétrico de nuestro proceso real,
una manera de conocer el valor directamente es por el proceso de combustión (sección 5.3) o bien,
realizando los balances de masa y energía en la CC. El balance de masa en la CC está dado por:
a f gcm m m ( 72 )
Donde, los flujos de masa am , fm , gcm respectivamente son: aire, combustible y gases de escape.
La ecuación anterior en términos de la relación aire-combustible (rac), ecuación (31), se define como entonces se tiene que el flujo de gases de escape es
11gc am mrac
( 73 )
El balance de energía en la cámara de combustión, despreciando los cambios en la energía cinética
y potencial, además se considera que la entalpía de reacción corresponde aproximadamente con el
poder calorífico inferior, para el calentamiento se tiene:
2 3a f f f sum gc ccm h m h m q m h Q ( 74 )
Considerando una CC adiabática ( 0ccQ ), sustituyendo la ecuación (66) en la ecuación (67) y
despejando el calor suministrado se tiene
3 2
11 f
sum
hq rac h h
rac rac
( 75 )
La eficiencia de la combustión en la CC es la fracción de la energía química del combustible que se
libera en ella, y se puede expresar como:
sumB
qPCI
( 76 )
donde, PCI es el poder calorífico inferior. A partir de la eficiencia de la combustión, y reordenando
la ecuación (68), la relación de aire-combustible en términos de la entalpía y rac puede expresarse
como:
3
3 2
f Bh PCI hrac
h h
( 77 )
Por lo tanto
2 3
3 2
f B gc
gc a
cp T PCI cp Trac
cp T cp T
( 78 )
Algunos parámetros, por ejemplo, el trabajo motor, el calor suministrado pueden estar en función
del rac o bien del rca, por tal motivo es conveniente usar esta relación.
58
Trabajo de la turbina de baja presión.
2 411TBP g SIT xTBP
w cp T
( 79 )
Trabajo motor
Una parte del trabajo producido por la turbina es para impulsar al compresor y la otra parte es el
trabajo motor. El trabajo motor se escribe como sigue:
M TG Cw w w ( 80 )
El trabajo en función de los rendimientos isoentrópicos de compresión y expansión, de la relación
de presiones y de las temperaturas del aire a la entrada del compresor y de los gases a la entrada
de la turbina es
3 11 11 ( 1)X
M SIT CXSICT
w cpT cpT
( 81 )
La ecuación anterior se puede escribir en función de la relación aire-combustible.
11 1(1 ) 1 ( 1)X
a SIT CXSICT
P m cpT rca y
( 82 )
Donde 3
1
Ty
T
Calor suministrado
De este modo, el calor suministrado es el calor necesario para calentar el aire en la cámara de combustión, y se expresa mediante la siguiente ecuación que proviene de la definición de calor
sensible.
3 2( )sumq cp T T ( 83 )
Sustituyendo la ecuación para la encontrar la T2 se tiene
111 1x
sum g cSIC
q cp T y
( 84 )
El calor suministrado se puede expresar en función de la relación combustible-aire
111 1 1x
g csumSIC
Q mcp T rca y
( 85 )
59
Eficiencia térmica
La eficiencia térmica del ciclo, es la relación entre el trabajo motor y el calor suministrado al fluido en la cámara de combustión.
MTH
SUM
wq
( 86 )
En función de las ecuaciones anteriores y simplificando se tiene:
1 1(1 ) 1 ( 1)
11 1 1
XSIT comX
SICTBPTH
xcom
SIC
rca y
rca y
( 87 )
4 2
1
11
11 1
SIT XTBP
THxcom
SIC
T
T y
( 88 )
Calor rechazado
El calor rechazado en función de la relación de presiones, del parámetro y y de la eficiencia de
expansión isoentrópica se expresa de la siguiente manera;
1 4 1 3 3 4( )RECH g SIT sq cp T T cp T T T T ( 89 )
Agrupando términos, se obtiene la siguiente expresión del calor rechazado:
111 1RECH g SIT XTBP
q cp T y y
( 90 )
Potencia
La potencia generada es el producto del flujo de aire suministrado a la cámara de combustión por el trabajo motor, entonces:
a mP m w
( 91 )
60
Resultados
7.1 Análisis paramétrico
Para satisfacer las demandas energéticas en el proceso de calentamiento del petróleo crudo
(sistema D&D), se requiere que los gases de escape tengan una temperatura mínima de 515°C, por
lo tanto, la temperatura de los gc es un parámetro imprescindible para el IC1, que al mismo tiempo
repercute en el IC2, a partir de ello, se establece un rango de operación de la turbina de gas, con la
finalidad de cumplir con las necesidades energéticas del proceso, en los capítulos anteriores se
exponen los requerimientos energéticos y operativos; con base en ello, se presenta el siguiente
análisis paramétrico. Basado en una eficiencia del compresor del 90% y una eficiencia de la TG del
90%.
En la Figura 7.1 se muestra la variación de la eficiencia térmica en función de la temperatura de los
gases residuales a diferentes relaciones de presiones y a diferentes temperaturas a la entrada de la
TG , la temperatura de salida requerida para los gc es de 515 °C, se deduce, que con una relación
de presiones de 18 y una temperatura de los gc a la entrada de la TG, de 1260 °C, se obtiene dicha
temperatura de salida de los gc , obteniendo una eficiencia térmica del 38%. Así mismo, se muestra
en la misma Figura 7.1 que al aumentar la relación de presiones, también aumenta la eficiencia
térmica, para una relación de presión de 20, la eficiencia térmica aumenta un 2% -
Figura 7.1 Eficiencia térmica en función de la Temperatura de los gases residuales de la TG a diferentes relaciones de presión (π) y a diferentes temperaturas a la entrada de la TG (T3).
61
aproximadamente en comparación con el anterior caso, donde la temperatura de los gc a la entrada
de TG es de 1300°C, o bien, con una relación de presión de 15 y una temperatura de entrada en la
TG de 1260°C, se obtiene una disminución en la eficiencia térmica del 2% y una temperatura de
salida de los gc de 550°C. Para fines prácticos, se pueden hacer diferentes combinaciones entre π y
la T3 y cumplir con los parámetros operativos, aunque, resulta que lo idóneo es una temperatura
alta en a la entrada de la turbina, para obtener eficiencias térmicas superiores.
En la Figura 7.2 se muestra la variación de la eficiencia térmica en función de la relación de
presiones para una temperatura dada de los gc a la entrada de la TG. En general, al incrementar la
relación de presión, la eficiencia térmica también aumenta; sin embargo, se debe tener presente
que existe una relación de presiones máxima para un eficiencia térmica máxima; como se muestra
en la misma Figura 7.2, que a medida que la relación de presión sigue aumentando, la eficiencia
térmica comienza a disminuir, después de un punto máximo; ocurre el mismo comportamiento para
las demás curvas que están a diferentes temperaturas a la entrada de la TG. Por ejemplo, una
temperatura de entrada de los gc a la TG de 900°C, si se incrementa la relación de presiones mayor
a 13 la eficiencia térmica empieza a disminuir, de tal manera que, al incrementar la relación de
presiones a 40 se obtiene una eficiencia térmica del 15% aproximadamente.
Figura 7.2 Eficiencia térmica en función de la relación de presiones.
62
La Figura 7.3 muestra la variación de la eficiencia térmica en función del trabajo motor, a diferentes relaciones de presiones y diferentes temperaturas de los gc a la entrada de la TG, siguiendo con las condiciones planteadas, se tiene que, para una temperatura a la entrada de la TG de 1260°C con una relación de presiones de 18, se obtiene un trabajo motor de 341.27 kJ/kg y una eficiencia térmica mayor al 35%, sin perder de vista que se puede elevar la temperatura a la entrada de la TG (1400°C) y con la misma relación de presiones, con esto se incrementa el trabajo motor en un 20%, con una eficiencia térmica de 38% aproximadamente; cabe destacar que, con base en el trabajo motor se puede determinar la generación de potencia que entrega la TG, como se sabe; la potencia generada es el producto entre el flujo de aire y el trabajo motor.
Figura 7.3 Eficiencia térmica en función del trabajo motor a diferentes relaciones de presión y diferentes temperaturas de los gc a la entrada de la TG.
En la Figura 7.4 se muestra el flujo de aire y el calor suministrado en función de la relación de presiones a diferentes temperaturas de los gc a la entrada de la TG, las curvas correspondientes al flujo de aire presentan un punto mínimo y enseguida empiezan a incrementarse, a medida que la relación de presión se incrementa, además se aprecia como las curvas del flujo de aire disminuyen conforme la temperatura a la entrada de la turbina aumenta, esto se logra con la reducción del
63
exceso de aire en la cámara de combustión. También la Figura 7.4, muestra la variación de las curvas de calor suministrado en función de la relación de presión a diferentes temperaturas de los gc a la entrada de la TG; a medida que se incrementa la relación de presiones las curvas de calor suministrado presentan una tendencia decreciente; para el caso de estudio, es decir, para una relación de presión de 18, con una temperatura de entrada a la turbina de 1260°C se requiere un flujo de aire de 58.5 kg/s y un suministro de calor de 937 kJ/kg. De acuerdo con los resultados y parámetros establecidos se está generando una potencia aproximada de 20 MW.
Figura 7.4 Flujo de aire y calor suministrado en función de la relación de presiones a diferentes temperaturas de los gc a la entrada de la TG. .
En la Figura 7.5 se muestra el exceso de aire y el flujo de combustible en función de la temperatura
de los gc a la salida de la TG a diferentes relaciones de presiones, ambos parámetros a una
temperatura constante a la entrada de la TG (T3=1260°C); se muestra que al aumentar la
temperatura de salida de los gc el exceso de aire requerido y la relación de presiones disminuyen,
es decir, la temperatura de salida de los gases de combustión se incrementa al reducir la relación
de presión y el exceso de aire; por otra parte, en la misma Figura 7.5 se muestra la variación del
flujo de combustible, se muestre que, el comportamiento es contrario a la curva del exceso de aire,
dicho de otra manera, al reducir la relación de presiones e incrementar la temperatura de salida de
los gc, el flujo de combustible aumenta, por ejemplo; para una temperatura de salida en los gc de
515°C y una relación de presiones de 18 se requiere un exceso de aire de 168.4% y un flujo de
combustible de 1.22 kg/s, sin embargo si la relación de presión es de 10 se requiere un exceso de
64
aire del 140% y un flujo de combustible de 1.56 kg/s con una temperatura de salida de los gc de
635°C, con estos resultados es posible cumplir los requerimientos de energía para los procesos
dependientes (IC1 y IC2).
Figura 7.5 Exceso de aire en la CC y flujo de combustible en función de la relación de presiones y de la temperatura de salida de los gc en la TG.
En la Figura 7.6 se muestra el flujo de aire y flujo de combustible en función de la temperatura a la
entrada de la TG y cómo repercute en la temperatura de los gc a la salida de la TG, para una relación
de presiones constante (π=18); se muestra que existe un comportamiento similar a la anterior
Figura 7.5; el flujo de aire disminuye a medida que la temperatura de salida de los gc aumenta, la
diferencia radica en el flujo de combustible, ya que muestra un comportamiento lineal, donde la
variación en el parámetro (temperatura de entrada a la TG) no repercute en la demanda o
disminución de combustible; por ejemplo, con una temperatura a la entrada de la TG de 1260°C,
con una relación de presiones de 18 se requiere un flujo de aire de 57 kg/s y un flujo de combustible
1.29 kg/s, donde los gc a la salida de la TG presentan una temperatura de 515°C, por otra parte, con
una temperatura a la entrada de la TG de 1400°C, con la misma relación de presiones se requiere
un flujo de aire de 45 kg/s, el flujo de combustible se mantiene constante en 1.29 kg/s y se obtiene
una temperatura de salida de los gc de la TG de 610°C, es decir, el aumento o disminución en la
relación de presiones si requiere un flujo de combustible diferente.
65
Figura 7.6 Flujo de aire en la CC y de combustible en función de la temperaturas de los gc en la entrada y salida de la TG.
66
7.2 Conclusiones
La comprensión de un proceso industrial, como es el caso del proceso de Deshidratación y Desalado
electrostático del aceite crudo, es esencial para el desarrollo de un sistema de recuperación de calor
residual para cogeneración. Esto se puede lograr mediante la revisión de los diagramas de flujo de
procesos, diagramas de distribución, isométricos de tuberías, cables eléctricos y de instrumentación
de conductos etc., la revisión detallada de estos documentos ayuda en la identificación de zonas de
aprovechamiento de energía y a partir de ello ocuparse en los requerimientos de energía.
El uso de la cogeneración es una ventaja importante en el proceso D&D, los sistemas de intercambio
de calor aplicados, a partir de ello ayudan en el precalentamiento y al mismo tiempo disminuyen su
resistencia a fluir del aceite crudo repercutiendo en la baja de los costos del calentamiento.
El proceso D&D se aplica en la industria petrolera “Plataformas Marinas”; el aceite crudo requiere
reducir las sales que se encuentran en él; es evidente que al ejecutar estos procesos se abate la
corrosión e incrustaciones de las tuberías y de los equipos, esto es; para cumplir con dichas
exigencias del proceso. Los parámetros operativos como presión y temperatura se deben acatar
para el aceite crudo, antes de entrar en cualquier equipo; para ello, la transferencia de calor es
determinante en estos casos, ya que el calentamiento de los fluidos principales dependen de ello,
las industrias a causa de esto han implementado ciertos métodos de transferencia de calor para el
precalentamiento de sus corrientes principales por ejemplo; el uso de fluidos térmicos en
intercambiadores de calor, donde el calor de intercambio se puede obtener de alguna corriente
residual.
La composición química de los gases de combustión, si influye directamente en la calidad o cantidad
de calor disponible y por lo tanto, la composición de la corriente en general repercute en el proceso
de recuperación de calor, esto se debe en gran medida en la selección de la temperatura operativa
a la entrada de la turbina de gas; por supuesto, también influye el parámetro de la relación de
presiones, aunque éste ya está especificado por diseño en función del modelo de la TG, dichos
parámetros como se muestra en el análisis paramétrico causan las características en la corriente de
calor de desecho y a partir de ello se determina los factores, tales como la conductividad térmica y
la capacidad de calor, que tendrá un impacto en la efectividad del intercambiador de calor en el
proceso receptor. Por otra parte, la composición química del proceso de gases de salida tendrá un
importante impacto en los diseños de los intercambiadores de calor, en las limitaciones de los
materiales y en los costos.
Es indispensable como ingeniero en energía conocer los parámetros concluyentes en una Turbina
de Gas, ya que la industria, en la generación de energía y las industrias privadas se ha multiplicado
en los últimos años el uso de estas turbomáquinas, se sabe por operación y sentido común ingenieril
que una turbina altamente eficiente es fundamental, para ello, la temperatura del gas en la sección
a la entrada de la turbina debe ser alta, el compresor y las secciones de turbina deben funcionar
con alta eficiencia, a la par los desarrollos metalúrgicos deben tratar de operar y elevar
continuamente esa temperatura a la entrada de la TG.
67
Sin duda alguna el uso de combustible (gas natural, petróleo, gasolinas, etc... actualmente, el gas
natural tiene las mejores cualidades técnicas, ambiental y económico) en plantas de proceso, para
la obtención de energía mecánica (típicamente energía eléctrica) sigue siendo la opción más
recurrida en cualquier industria, a pesar del auge de las fuentes renovables. Por tal razón, la
producción de energía mecánica a partir de un motor o turbina deben tener complementos o
equipos en zonas estratégicas y cogenerar para la obtención de energía térmica (Calor), con ello, se
aprovecha el calor que se pierde en los sistemas convencionales, además, la eficiencia global de
energía, es decir, la relación entre la energía producida y la que se consume, es mayor la eficiencia
global de energía que en los sectores tradicionales.
68
Anexo A
El cambio de entalpía de los componentes (reactivos y productos) en la ecuación de reacción se calcula a partir de las siguientes expresiones: El cambio de entalpía para los reactivos. (Entalpía de los reactivos con exceso de aire, se le asigna el
valor de cero a las entalpías de formación para los elementos que se encuentran estables a una
temperatura y a una presión estándar de referencia: 25°C y 1 atm).
El cambio de entalpía para el oxígeno a la entrada de la cámara de combustión es:
2
2 22 2
2
298.152846.9 36 298.15 0.00163
298.15 2g g
O g
T Th Log T
(A.1)
Para el Nitrógeno
2
2 22 2
2
298.156172 38.486 298.15 0.0000912
298.15 2g g
N g
T Th Log T
(A.2)
Cambio de entalpía para los productos. La temperatura T3 (salida de la CC) que se establece a las necesidades operativas, la cual depende de la TG. Para el CO2
2
3211810.6 66.204 298.15
298.15g
CO g
Th Log T
(A.3)
Para el H2O
2
2 2 2 23 3
3
298.15 298.1526.188 298.15 0.0177 0.00000266
2 3g g
H O g
T Th T
(A.4)
Para el oxígeno y el nitrógeno, como productos de la combustión el cambio de entalpía es,
2
2 23 32
3
298.152846.9 36 298.15 0.00163
298.15 2g g
O g
T Th Log T
(A.5)
2
2 23 3
3
298.156172 38.486 298.15 0.0000912
298.15 2g g
N g
T Th Log T
(A.6)
Una vez calculado los términos correspondientes a los cambios de entalpía de los reactivos y productos, se sustituyen en la ecuación (43), con esta operación se tiene el exceso de aire para una determinada T3.
69
Anexo B.
Temperatura de flama adiabática
La temperatura de flama adiabática (Tfa)es un proceso de combustión de flujo estacionario y se determina al establecer la ausencia de trabajo, despreciando la variación en la energía cinética y potencial, la energía liberada se va a los alrededores, además, es una consideración importante en el diseño de las CC y de las TG, al suministrar un exceso de aire (λ) en la zona de mezcla de la CC se disminuye la Tfa, y repercute en la temperatura de los gases de combustión a la entrada de la turbina de gas, T3, la cual se limita a las condiciones metalúrgicas de los álabes de la turbina de gas.
r pH H (B.1)
,298 298 ,298 298, ,
i f K T K i f K T KP i r i
n h h h n h h h (B.2)
Se define la expresión de la entalpía
,298 298 ,298298
T
i f K T K f Kh h h h h Cp dT (B.3)
El cálculo para la capacidad calorífica ( Cp ), ecuación (23) y para las constantes, ver Tabla A1,
2 3pC a bT cT dT
(B.4)
Con base en lo anterior, los valores in de los productos son conocidos a partir de la química de la
reacción, además, los valores de ,298f Kh para cada uno de los productos se obtienen a partir de las
tablas de datos termodinámicos (entalpias de formación), de esta forma, las únicas incógnitas en la ecuación son los valores de Th para cada uno de los productos a la temperatura de combustión
adiabática desconocida. Dado que los valores de Th aparecen tabulados contra la temperatura, la
solución de la ecuación se halla por iteración. Por lo tanto, se debe suponer una temperatura, y luego se hallan los valores de entalpía de los productos a esa temperatura a partir de las tablas respectivas. Si la temperatura supuesta es correcta, entonces los miembros numéricos izquierdo y derecho de la ecuación deben ser iguales. Con la metodología descrita se obtiene la temperatura de flama adiabática, en el segundo término de la ecuación (IX) se encuentra el parámetro buscado. [13]
Tabla A1. Coeficientes para el cálculo de la capacidad calorífica.
Compuesto a b c d Rango [K]
CO2 22.26 0.05981 -0.00003501 7.469E-09 273-1500 H2O 32.24 0.001923 0.00001055 -3.595E-09 273-1501 N2 28.90 -0.001571 0.000008081 -2.873E-09 273-1502 O2 25.48 0.0125 -0.000007155 1.312E-09 273-1503 CO 28.16 0.001675 0.000005372 -2.222E-09 273-1504 CH4 19.89 0.05024 0.00001269 -1.101E-08 273-1505 NO 29.34 -0.0009395 0.000009747 -4.187E-09 273-1506 NO2 22.9 0.05715 -0.0000352 7.87E-09 273-1507
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Referencias
[1] J. G. Delgado-Linares, «Aplicación de conceptos clásicos de la Física en la práctica ingenieril. La ley
de Stokes como herramienta conceptual en el análisis de procesos de deshidratación del
petróleo,» Educación Química, nº 24, p. 59, 2012.
[2] SENER, «Dictamen Técnico del Proyecto de Explotación Cantarell (Modificación Sustantiva),» Julio
2013. [En línea]. Available:
http://www.cnh.gob.mx/_docs/dictamenes/dictamen_modificacion_sustantiva_cantarell_julio_20
13.pdf.
[3] S. M. y. J. L. Salager, «Teaching Aid in Surfactant Science & Engineering,» Mayo 2004. [En línea].
Available: http://www.firp.ula.ve/archivos/cuadernos/S853PP_Deshidratacion.pdf.
[4] J. J. M. Quiroz, Deshidratación de Crudo Pesado en la Terminal Marítima Dos Bocas, Ciudad de
México: UNAM, 2009.
[5] SENER, «Instituto Mexicano del Petróleo,» 9 Diciembre 2014. [En línea]. Available:
http://www.imp.mx/petroleo/?imp=tipos.
[6] PEMEX, Eploración y Producción, Sistema de Deshidratación y Desalado de AKAL-J (Manual de
Operador), México: MAXOIL, Process Solutions, 2014.
[7] R. K. a. M. A. C. Modified from Shah, Ullmann´s Encyclopedia of industrial Chemestry, Unit
Operations II, vol. B3, Weinheim: VCH Plubishers, 1988.
[8] S. D. P. a. R. K. Shah, Fundamentals of Heat Exchanger Design, New Jersey: JHN WILEY & SONGS,
INC, 2003.
[9] E. Cao, Transferencia de Calor en Ingeniería de Procesos, Argentina: ADRIQUIM, 2004.
[10] M. A. B. Yunus A. Cengel, Termodinámica, México: McGraw-Hill Companies, Inc., 2009.
[11] W. W. Bathie, Fundamentos de Turbinas de Gas, México: LIMUSA, S.A. de C.V., 1987.
[12] R. Lugo Leyte y M. Toledo Velázquez , Termodámica de las Turbinas de gas, México: Alfaomega,
IPN, 2004.
[13] I. Aguilar Adaya, «TESIUAMI,» Julio 2013. [En línea]. Available:
http://tesiuami.izt.uam.mx/uam/aspuam/presentatesis.php?recno=16823&docs=UAMI16823.pdf.