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UNIVERSIDAD AUTONOMA METROPOLITANA IZTAPALAPA .y*

UNIDAD:

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FECHA:

ALUMNO:

MATRICULA:

ASESOREES:

IZTAPALAPA

CIENCIAS BASICAS E INGENIERÍA

SEMINARIO DE PROYECTO II

REPRESENTACI~N Y ANÁLISIS DE LA CENTRAL TERMOELÉCTRICA DE CICLO COMBINADO “IÚ0 BRAVO 450 MW”

LUNES 03 ABRIL DEL 2000

JOSÉ MANUEL BOBADILLA AVILA

9032 1498

ING. CONSTANTINO ALVAREZ MEDINA ING. MARIO HERNANDEZ CASTRO

m\ UNIVERSIDL4D AUTONOML4 METROPOLIT14NA

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Casa abierta al tiempo IZTAPALAPA UNIVERSIDAD AUTONOMA METROPOLiTANfi

REPRESENTACION Y ANALISIS DE LA CENTRAL TERMOELECTRICA DE CICLO COMBINADO

"RIO BRAVO 450 MW"

SEMINARIO DE PROYECTO PARA OBTENER EL TITlJLO DE:

INGENIERO EN ENERGIA

PRESENTA:

BOBADILLA AVILA JOSE MANUEL

ASESORES:

"

EDINA CONSTANTINO ING. MARIO HERNANDEZ CASTRO

k

A mis padres

Por la oportunidad de continuar con mis estudios y pese a toda dificultad nunca me falto su apoyo y compresión.

A mis Asesores:

Que me enseñaron, me guiaron e indicaron muchas de las bases de trabajo en ingeniería, que ahora inicio como parte de mi trabajo

y vida profesional.

Mis más sincero agradecimiento en especial a mi Madre

Bobadilla Avila José Manuel [email protected]

CONTENIDO

INTRODUCCION

Objeto de Trabajo

1. ASPECTOS GENERALES DE LA CENTRAL TERMOELECTRICA

Generación de electricidad Factores básicos de diseño Descripción del sistema de turbina de gas Combustión en la turbina de gas Caldera de recuperación de calor (Generador de vapor) Descripción del sistema de turbina de vapor Combustibles para turbinas de gas

Combustibles pesados

2. FUNDAMENTOS DE LA TERMODINAMICA

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Energía Procesos isentrópicos Ciclo Brayton para la turbina de gas

Combustión en la turbina de gas Análisis de los gases reales de combustión

Ciclos de potencia de vapor

Sobrecalentamiento del ciclo de vapor Equipo para la transferencia de calor Intercambiadores de calor

Equipo sobrecalentador Equipo evaporador Equipo economizador

Relación de formulas

Análisis de Orsat

El ciclo Rankine

1-1 1-3 1-4 1-10 1-1 1 1-13 1-15 1-16

2-1 2-3 2-4 2-5 2-5 2-8 2-8 2-10

2-12 2-14 2-14 2-15 2-16 2-16

2-10

Contenido Termoeléctrica de Ciclo Combinado “Río Bra~o”

3. ESTUDIO DE PLANEACI~N

Estudio del proyecto Descripción del proyecto Requerimientos técnicos particulares

Características de las instalaciones (Antecedentes) Ubicación

Combustible de la Central Características del combustible

Control e instrumentación Eficiencia Agua de suministro

Principios de diseño, normas y reglamentos Arranques, toma de carga de la Central Requerimientos y condiciones de trabajo de los equipos Arreglos generales

4. DETERMINACIdN Y ANÁLISIS DE EQUIPOS Y SISTEMAS TÉRMICOS

Selección de la turbina de gas Hojas de datos para la turbina de gas Diagrama de Flujo de Procesos (DFP) Resultados del ciclo de vapor de Río Bravo de 450 MW Generador de vapor - Caldera de recuperación de calor Hoja de datos para el generador de vapor Transferencia de calor en el generador de vapor

Descripción cid circuito de proceso en el generador Temperatura de rocío Perfil de temperaturas en el generador

3-1 3-3 3 -3 3 -3 3-5 3 -6 3-7 3 -8 3 -8 3 -9 3-10 3-10 3-12 3-14

4-1 4-7 4-9 4-1 1 4-15 4-15 4-18 4-18 4-21 4-21

Contenido Termoeléctrica de Ciclo Combmado “Río Bravo”

5. DESCRIPCION TÉCNICA DE LOS EQUIPOS Y SISTEMAS PRINCIPALES.

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B

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Descripción de la turbina de gas

Proceso de trabajo en la turbina de gas Principales componentes de la turbina de gas

Descripción técnica Etapa de encendido Sistema admisión de aire Sistema de combustible Sistema de control hidráulicoheumático Cambio de combustible de emergencia

Principales componentes de la turbina de vapor

Atemperador Domos

Aerocondensador Condensador enfriado por aire Condensador de una fila Características de diseño Diseño térmico

Controles Automáticos Sistemas de Seguridad

Turbina de Vapor

Caldera de recuperación de calor

Seguridad y monitoreo

6. EVALUACION ECONOMICA

Costos y Factores Económicos m Costos de inversión 8 Costo de equipo

Costo de ingeniería Costos de construcción

m Costos diversos m Costos de generación

5-1 5-2 5-3 5-3 5-3 5-5 5-5 5-6 5-6 5-7 5-8 5-8 5-9 5-1 1 5-12 5-12 5-13 5-14 5-15 5-17 5-17 5-18

6-1 6-3 6-3 6-4 6-4 6-4 6-5

Contenido Termoeléctrica de Ciclo Combmado "Rio Bravo"

APENDICES

I. Normas y reglamentos 11. Convocatoria para la construcción de la Termoeléctrica en Tamaulipas 111. Arreglo de turbinas IV. Materiales y aleaciones para turbinas V. Tabla de Heat Rate V I . Tabla de unidades y conversiones

BIBLIOGRAFÍA

Objeto de Trabajo:

INTRODUCCION

“Representación y análisis de la central termoeléctrica de ciclo combinado Río Bravo 450 MW”

En la representación se muestra los procedimientos a realizar para concebir el diseño de la Central, partiendo de los que llamaremos antecedentes para poder evaluar en el aspecto de diseño, la ingeniería de detalle, la cuestión económica y la operación durante el periodo de vida de la Central.

En los antecedentes se pretende recopilar toda la información sobre las condiciones de contratación, ubicación geográfica, combustibles, normas nacionales e internacionales a cubrir, y cuestiones sobre el diseño civil, eléctrico y térmico de los sistemas.

Recopilando y mostrando información sobre los principales sistemas y equipos. que constituyen la Central y presentar la forma de operación básica y general de todo el sistema en conjunto, detallando tan sólo los Sistemas térmicos de la Central, la turbina de gas. la turbina de vapor y el generador de vapor (recuperador de calor).

En el análisis, se explican los ciclos térmicos que operan en los sistemas de la turbina de gas, turbina de vapor y la transferencia de calor en la cámara de combustión y en el generador de vapor. Esto permite comprender los principales parámetros como fluidos de trabajo, temperaturas, presiones, para operar la Central, a la potencia que es requerida y a su vez determinar, seleccionar y conocer los equipos, tipos y forma de operación dentro de la Central.

El resultado del análisis será aproximado al evaluado por la(s) empresa(s) encargadas de la construcción: financiamiento y operación de la Central.

Contenido Temoel&nca de Ciclo Combinado "Río Bravo"

CAPITULO 1

ASPECTOS GENERALES DE LA CENTRAL TERMOELECTRICA

Generación de electricidad Factores básicos de diseño Descripción del sistema de turbina de gas Combustión en la turbina de gas Caldera de recuperación de calor (Generador de vapor) Descripción del sistema de turbina de vapor Combustibles para turbinas de gas


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Seminario de Proyecto/99 Termoeléctrica de Ciclo Combinado "Río Bravo" 450 MW J. Manuel Bobadilla A. UAM-1, México D.F.

Capítulo 1 Aspectos generales de la central termoeléctrica

GENERACION DE ENERGIA ELECTRICA

La energía eléctrica es en nuestros días una necesidad básica de nuestra sociedad, está energía nos permite utilizar otras formas de energía como: la térmica, la iluminación, los motores eléctricos, los sistemas de computo, el transporte eléctrico, etc. Y la necesidad de abastecer ciudades enteras, poblaciones en crecimiento y pequeños pueblos, son las razones por las cuáles diversas centrales eléctricas utilizan hentes convencionales y alternas de generación eléctrica; buscan proporcionar una forma efectiva de generar electricidad suficiente y en gran cantidad. Entre las centrales que utilizan hentes convencionales y alternas de energía, más importantes se encuentran:

Central fuentes convencionales

Nucleoeléctrica Energía nuclear

Termoeléctrica La caida de agua Hidroeléctrica Energía térmica

Central fuentes alternas

Central Solar 1 La Energía solar (térmica y fotovoltáica)

Eoloeléctrica La Energía eólica La Energía mareo motriz

Estás fuentes alternas,* pretenden contribuir y llegar a sustituir las formas convencionales de generación de energia, aunque para esto pasarán varios años más; para 1997 México contaba con reservas del orden de 40 mil de millones de barriles de petróleo crudo y las reservas mundiales llegaban a un total de 144.76 mil de millones de barriles. Las hentes alternas permitirán dejar la dependencia del combustible como Único recurso y evitar la sobre contaminación del planeta, por los efectos que están causando al clima mundial.

Teniendo en cuenta que no bastará con sustituir unas fuentes de energías por otras, en los siguientes años se deberá generar mucha más electricidad ya sea, combinando las hentes convencionales y alternas o perfeccionando algunas o ambas hentes. También deberán ser más limpias y más baratas, siendo todo un reto para los ingenieros, investigadores e industrias dedicadas a la generación de potencia eléctrica. Las centrales más comunes en la generación eléctrica aun hoy en día son las termoeléctricas, hidroeléctricas y nucleoeléctricas, principalmente, por su capacidad de generación, y con respecto a las termoeléctricas destacan las centrales de Ciclo Combinado.

b. Losfitenres ANernus podrán ser realmente aplicables en gran escala en los próximos afios con el avance de la tecnologia y reducción en los costos.

Seminario de Proyecto/99-BAJM 1-1

Capítulo 1 , k~ec tos generales de la central termoeléctnca

El rendimiento en la generación de electricidad depende en última instancia de las leyes de la termodinámica y basándose en ella, podemos decir que, “al incrementar la temueratura de entrada en las turbinas de gas y vapor mediante la introduccion de nuevos materiales v técnicas de diseño. meiorará la eficiencia del ciclo térmico“.

Si los gases de combustión generados en la turbina de gas son dirigidos a un intercambiador de calor para generar el vapor a fin de alimentar una turbina de vapor, este sistema se denomina “Ciclo Combinado”, con un rendimiento generalizado de conversión del calor en un trabajo de aproximadamente 60% de rendimiento total. En el Ciclo Combinado, los gases de escape de la turbina que se dirigen hacia una caldera denominada generador de vapor por recuperación de calor, como aquí denominaremos “Caldera de recuperación de calor” o “Generador de vapor” l . Las centrales de ciclo combinado que hncionan con gas, están sustituyendo con rapidez a las de carbón y petróleo en todo el mundo. Un incentivo para su construcción es el menor impacto ambiental con la reducción y emisión de contaminantes a la atmósfera.

De los proyectos que en cuestión de generación eléctrica en México se realizan, está la ”Termoeléctrica de Ciclo Combinado de Río Bravo” que tendrá una potencia de 450 M W . La central de generación eléctrica completa, está constituida principalmente por:

Sistema de suministro de combustible, agua y aire 0 Equipos especializados:

Dos turbinas de gas 0 Una turbina de vapor 0 Caldera de recuperación de calor 0 Aerocondensador

0 Paquetes de equipos diversos

En el año 2001 está planeado tener en hncionamiento la Central, que tienen a su cargo un grupo de empresas de la construceion. La Comisión Federal de Electricidad (CFE), lanza a concurso la construcción de la Central y una empresa es la encargada del proyecto, financiamiento, construcción y operación de la Central que a su vez contrata a otras empresas para distintos trabajos. La empresa licitante venderá a la CFE la energía generada para su comerciaiización durante su periodo de operación.

Dentro de los requerimientos iniciales para la Central solicitados por parte del contratista (CFE), se deben incluir todos los equipos yio componentes de las instalaciones, las interconexiones con los sistemas de la Comisión, y deberá cumplir con las normas, criterios de diseño, comportamiento, puesta en servicio, operación y mantenimiento de la Central. Las instalaciones serán diseñadas para una vida útil de 25 años, debiendo cumplir las normas y códigos aplicables en las fechas en que se realiza la construcción. El diseño de las instalaciones deberá estar probado, y construido con normas, códigos y regulaciones internacionales reconocidas y nacionales’. Los equipos propuestos serán de tecnología de punta y respaldados por la disponibilidad de partes de repuesto. 1. Caldero de recuperacldn de calor: Es el término que utilizaremos cuando se hable de los gases de combustión generados en la

t u r b i n a de gas. Generador de vapor: Es el término que aplicaremos cuando se hable del vapor generado y enviado a la turbina de vapor.

2. Apéndice I: Normas y Reglamentos.

1-2 Seminario de Proyecto/99-BAJM


Desde la propueda hecha a la Comisión, se debe considerar las bases ofrecidas por está misma corno son: el sitio geográfico, las condiciones ambientales, el manejo del combustible, entre otros, y con ciertos estudios como base’, se determinan los equipos principales (turbinas de gas y vapor, el condensador, el recuperador de calor “HRSG”3, etc.) para obtener la potencia requerida.

FACTORES BL~SICOS DE DISEÑO.

Las turbinas de gas se instalan individualmente o en grupo para el suministro de energía térmica, es decir, se puede instalar dos o más turbinas en la Central4. Alcanzan potencias del orden de 746 kW hasta 235 720 kW, esto dependiendo del fabricante y modelo de turbina. Hay parámetros tales como la relación de compresión, temperaturas máximas, combustibles empleados, flujos de trabajo etc., que son factores característicos de operación de la Central y los factores básico? en la fase de diseño.

Figura 1.1. - Factores básicos para la fase de diseño de una Central de ciclo combinado

1. Apéndice 11: Penniso para la construccion de la tmoel8ctrica “Rio Bravo” 2. Capítulo 3: Estudio del planeación 3. HeatRecovery Steam Generutor: Siglas en inglés de Generación de vapor por recuperación de calor 4. Aphdice 111: Arreglo de Turbinas 5. Estos factores están más relacionados a la ubicación geografica de la Central, por los cambios climaticos y abastecimiento de

cnmhllrtihle

Seminario de ProyectoI99-BAJM 1 -3


Estos factores son tres principalmente:

1. La localización de la planta debe estar planeada de manera que suministre la energía a la(s) ciudad(es) de interés, así también, que está reciba u obtenga el agua necesaria, que servirá como fluido de trabajo (después de ser tratada) y demás sistemas de servicios. La altura sobre el nivel del mar, influye en la presión que se maneja en la turbina de gas.

2. El combustible deberá ser transportado hasta la central siendo importante la localización de está, y el tipo de combustible para la(s) turbina(s) de gas, según el fabricante, siendo el gas natural el combustible más indicado.

3. Las condiciones del sitio, son factores que intervienen en la operación de la Central, por que los parámetros con que trabaja el ciclo térmico determinan la potencia a obtener, que es afectada por la temperatura de entrada del aire a la turbina de gas y la temperatura de enfriamiento en los aerocondensadores. Las variaciones en el clima deberán contemplarse para hacer los ajustes en los parámetros que operan el ciclo térmico.

La eficiencia total de la turbina de gas, depende de las eficiencias individuales del compresor y la turbina. Con la tecnología actual, la eficiencia del compresor y la turbina han llegado alrededor del 90%, y no se considera probable poder aumentarla.

DESCRIPCION DEL SISTEMA DE TURBINA DE GAS.

La turbina de gas (ciclo Brayton) utiliza el flujo de gases de combustión, como medio de trabajo para convertir energía térmica en energía mecánica.

La turbina de gas esta compuesta por tres elementos principales: un compresor, cámara de combustión y turbina. El compresor eleva la presión del aire que es inyectado junto con la cantidad correspondiente de combustible para su quemado. Los gases de combustión que se producen en la cámara de combustión como resultado de la combustión de gas natural (como combustible ideal) y aire, son enviados a los álabes (paletas) de la turbina, por medio de las toberas estacionarias, e impulsan y hace girar el eje, que se encuentra acoplado con un generador eléctrico.' Finalmente los gases se descargan en la atmósfera (para un ciclo abierto) o se utiliza en otros equipos.

Existen básicamente tres tipos de turbinas de gas:

l . Turbina de gas de ciclo simple (Gas turbine) 2. Turboreactor (Turbojet) 3. Turboventilador (Turbofan)

* El compresor, la turbina y el generador eléctrico acoplados sobre el mismo eje o flecha se le conoce como Turbogrupo.

1-4 Seminario de Proyectol99-BAJM

Figura 1.2. - Corte de una turbina de gas de Avco Lgcoming, modelo T55-L-11

Cub

Hilice

Estator de Turbina \

lierta del estator 1

"T3C" Rotor de la Turbma

-\ P

Bastidor principal

Figura 1.3. - Componentes de turbina de gas, modelo LM 350 de General Electric Co.


Capítulo 1 Aspectos generales de la central termoeléctnca

Figura 1.4. - Corte de un Turbo-reactor con postquemador, modelo 585-21 de General Electric Co.

Las turbinas de gas se emplean para propulsar barcos, trenes y aviones en los que se usa una forma modificada de la turbina de gas (o turbina de combustión), el Turbo-reactor.

Figura 1.5. - Corte de un Turbo-ventilador, modelo CF6-50 de General Electric Co.



Una turbina de gas de ciclo simple’ (figura 1.6), está compuesta por:

1. Un compresor recibe aire lo comprime y lo suministra a la cámara de combustión 2. Se mezcla con el combustible a presión y temperatura similares a la del aire (evitando un

choque térmico en la mezcla) 3. Se producen gases con alta energía por la temperatura y presión que alcanzan, siendo

enviados a la turbina donde se expanden produciendo trabajo mecánico que a su vez genera electricidad

4. Y finalmente salen los gases’ (diagrama Ts en la figura 1.7).

I Combustible I

Figura 1.6. - Esquema del ciclo de la turbina de gas (ciclo Brayton).

3

S Figura 1.7. - Diagrama temperatura - entropía del ciclo de la turbina de gas

(ciclo Brayton).

1. C~clo smple: Llámese a este “ciclo abierto”, por que los gases de escape o combustión se desechan a la atmósfera. 2. Los gases de escape que salen se pueden enviar una generador de vapor para aprovechar la energia térmica que aun llevan.


Capítulo 1 Asvectos generales de la central termoeléctrica

La figura 1.7, en los puntos 2, y 4r, hacen referencia a los estados reales de compresión y expansión para el compresor y la turbina respectivamente, esto implica una eficiencia asociada al equipo y es distinta según el fabricante.

Las turbinas de gas emplean como combustible gas natural de refinería y alto homo, aceite de petróleo destilado (son los más indicados) o combustibles líquidos como queroseno y diesel. También puede usarse carbón una vez transformado en gas (en un gasificador). El combustor debe llevar el gas a una temperatura uniforme controlada con un mínimo de impurezas y pérdidas de presión. La liberación de calor es de 5 a 20 veces mayor que la caldera de vapor de alta producción.

En algunos países las turbinas de gas pesadas, tanto de ciclo simple como ciclo combinado, ocupan un lugar importante en la generación de electricidad a gran escala. Es posible obtener una potencia por unidad superior a los 235 MW, esto dependiendo del diseño de los distintos tipos de turbinas y de la potencia de la misma. Los compresores giratorios se consideran entre las máquinas de trabajo y las turbinas entre las máquinas de fuerza. Hace más de 30 años, las turbinas de gas se utilizaron en gran número como unidades motrices en refinerías de petróleo.

Las diferencias por las cuales las turbinas de gas se utiiizan mayormente que las turbinas de vapor con condensación, es por las siguientes razones:

Las turbinas de gas son unidades integradas. No necesitan calderas, condensadores, sistemas de agua de alimentación o enfriamiento. Producen alta potencia a una alta velocidad, con gran confiabilidad, fácil mantenimiento, y ocupan poco espacio. Las turbinas de gas tienen eficiencias térmicas mucho mas elevadas que las de vapor con condensación para procesos. No producen una contaminación ambiental con su escape y cuentan con un sistema de drenado de combustible líquido que no fue quemado durante un arranque fallido.

En cuanto a sus componentes, el compresor (de tipo axial), cuenta generalmente con álabes directrices, con filas de álabes fijos y álabes móviles, estos últimos unidos al rotor, y a cada conjunto de álabes fijos y móviles, se le denomina etapa, tanto para una turbina o compresor.

Gran parte del aire comprimido (80% dependiendo del fabricante) es utilizado para enfriamiento de las partes mismas de la turbina de gas. El gas llega a los álabes fijos que cambian su dirección hacia los álabes móviles que impulsan el eje del equipo.

Máquinas muy grandes emplean compresores y turbinas con varias etapas.

Los álabes móviles proporcionan la fkerza necesaria para comprimir el aire en cada etapa y los álabes fijos guían el aire a la siguiente etapa con el ángulo apropiado.



Figura 1.8. - Representación de la colocación de los álabes de una turbina de flujo axial.

Los compresores de flujo axial se emplean en grandes instalaciones de turbinas de gas con flujos de 48 O00 Tonlhr y los compresores centríhgos se utilizan en instalaciones de baja relación de compresión y un flujo bajo.



COMBUSTIbN EN LA TURBINA DE GAS

La combustión es un proceso de oxidación rápida de una sustancia, acompañado de un aumento de calor y frecuentemente de luz. En el caso de los combustibles comunes, el proceso consiste en una combinación química con el oxígeno de la atmósfera que lleva a la formación de dióxido de carbono (CO*), monóxjdo de carbono (CO) y agua (H20), junto con otros productos como dióxido de azufre (SO*), que son componentes menores del combustible. Para que se realice la combustión del gas combustible y el aire completamente, se necesita una cantidad de aire, y está la obtenemos de la ecuación estequiométrica de combustión.

El gas metano ((2%) reacciona de la siguiente forma:

La combustión real se realiza con un exceso de aire resultando compuestos como monóxido de carbono (CO), y la ecuación química, nos permite obtener: La temperatura adiabática de combustión, la relación aire - combustible “ra/;’, con la cual podemos conocer y manejar el flujo de aire y combustible utilizado en el ciclo.

Es importante en la turbina de gas (ciclo Brayton), saber con detalle a que temperatura se obtienen los productos de la combustión, por que existe un límite en los materiales utilizados en la turbina; esta se conoce como Temperatura Adiahatica de Combustión, de los gases.

Dependiendo de la cantidad de exceso de aire que se utiliza en la combustión se obtendrá una determinada temperatura de combustión y esto permite que el exceso sea un control de está.


Capítulo 1 Asnectos generales de la central termoeléctrica

CALDERA DE RECUPERACION DE CALOR (GENERADOR DE VAPOR)

En la mayoría de los sistemas de turbina de gas, existe un sistema recuperador de calor de los gases de escape como son las calderas, generadores de vapor, calentadores, etc. Se puede utilizar los gases de escape, como fuente de calor para equipos y en diversos procesos, ayudando a compensar el costo del combustible.

Para las centrales de ciclo combinado, el generador de vapor (HRSG)’ se diseña para absorber el calor desechado por los gases de escape de la turbina de gas (TG) o turbina de combustión (TC), para generar el vapor requerido en la turbina de vapor (TV). El generador de vapor está diseñado para flujos de doble o triple presión.

Siglas de los flujos para cada presión

A P : Alta presión PM: Presión media’ BP: Baja presión

El recuperador de calor está compuesto de bancos de tubos verticales3, el calor se transfiere del gas de descarga (gases de combustión) hacia el agua que fluye a través de la tubería. La caldera es del tipo de tubos de agua, es decir, los gases de combustión fluyen alrededor del tubo y el agua y vapor en la coraza (en la parte interior).

En el plano DFPGV-PS 4, se presenta el esquema de la caldera de recuperación (HRSG), donde los gases de escape pasan primero por el sobrecalentado? (AP) y recalentador de alta presión, y un poco más lejos están el economizador y evaporador de baja presión (BP). Las secciones de los intercambiadores de calor se ubican de tal manera que permitan aumentar al máximo la eficiencia de la generación de vapor en el calentamiento de agua. Un diseño común de la caldera de recuperación es construirla en secciones verticales.

Aunque la descarga del gas de escape está a temperaturas muy altas (600 a 1000 “C) se colocan quemadores posteriores en el ducto principal del recuperador de calor, quemando el exceso de aire de los gases de combustión y esto permite que la capacidad de generación de vapor sea la adecuada según el diseño.

1. La Caldera de Recuperation de Color” es la traducción técnica al español de Hear Recover Steam Generator, (HRSG), por lo cual también llamaremos Generador de Vapor sencillamente. El tkmino de caldera es más utilizado en los sistemas de quemado de combustible donde a d e m de encontrarse una serie de bancos de tubos por donde circula el agua de alimentación y por consiguiente, vapor hacia la turbina, también está contenido el horno dentro de la caldera.

2. Para Calderas de recuperacih de dos flujos de presiones no se utiliza el t imino (PM) 3. Ver plano CTHRSG-P6, Sección transversal del generador de vapor. Diseñado para la Central Termoeléctrica de “Río Bravo” 4. Capitulo 4: Detenninación y análisis de equipos y sistemas termicos. Sección: DFP para el generador de vapor: Plano DFPGV-PS, 5. Capítulo 2: Fundamentos de termodinámica Sección: Intercambiadores de calor.


Capítulo 1 Aspectos generales de la central termoeléccuica

Figura 1.9. - Central de potencia Deeside Weighbridge Road Deeside Industrial Estate DEESIDE Clwyd

CH5 2UL.

Figura 1.10. - Vista interior de una central de ciclo combinado con recuperador de calor. A carga completa, convierte 280 Tu& de agua a vapor. La altura de este recuperador en particular es de 22 m de

altura. Central de potencia Deeside

La caldera de recuperación también está provista con una reducción catalizadora selectiva (SCR), amoniaco ( N H 3 ) es suministrado para reducir el volumen de óxidos de nitrógeno (NO,) en el gas de descarga, en las últimas etapas del recuperador de calor hacia la chimenea. El NO, es producido durante la combustión con altas temperaturas que ocurren en la cámara de combustión (durante la operación).

Amoniaco vaporizado se inyecta en el flujo de gas de descarga, aumentando la corriente del evaporador de alta presión. El amoniaco se mezcla con catalizador que induce una reacción química entre el amoníaco y cualquier NO, en el gas de descarga y producen nitrógeno ( N 2 ) y vapor de agua (HzO). La caldera de recuperación, se debe diseñar de manera que reduzca el volumen de NO, en un 85% y dentro del recuperador se tiene un control de la temperatura para que no se forme agua líquida impidiendo que se alcance el punto de rocío', para evitar crear ácidos con el azufre que puedan tener los gases de combustión y dañen al mismo recuperador.

*. Capítulo 4: Determinacion y Análisis de los equipos y sistemas termicos. Srccion: Transfaencia de calor en el generador de vapor.



DESCRIPCI6N DEL SISTEMA DE TURBINA DE VAPOR

Las turbinas de vapor tienen la misma fbnción que las turbinas de gas, proporcionar el trabajo mecánico de rotación al generador eléctrico para que este genere electricidad. Los sistemas de turbinas de vapor, se diferencian de los sistemas turbinas de combustión por que la sustancia de trabajo pasa por distintos dispositivos separados, tales como el generador de vapor (caldera de recuperación de calor), condensador o aerocondensador, bombas y por la misma turbina. La turbina de vapor (ciclo Rankine) es uno de los principales sistemas de generación eléctrica en las centrales termoeléctricas y su clasificación esta basándose en:

0 La capacidad 0 El flujo o Regulación de velocidad

La presión está basada en sus condiciones de operación. La unidad Turbina - Generador (Turbogenerador) es capaz de operar con variaciones de temperatura y presión. Las variaciones permisibles están previstas para operaciones de emergencia y es de esperar que tal operación anormal se mantendrá al mínimo, especialmente la ocurrencia de variaciones simultáneas en presiones y temperaturas. En las aplicaciones de cogeneración que requieran calor (utilizado en un proceso industrial) para producir electricidad, se extrae vapor desde la turbina a la temperatura y la presión que necesita el proceso industrial. Las turbinas de vapor pueden utilizarse en plantas de ciclos escalonados* con un generador de vapor que recupera el calor de los gases de combustión a distintas presiones. Las unidades industriales se utilizan para poner en movimiento máquinas, bombas, compresores y generadores eléctricos.

Figura.l.11. - Turbina de vapor de la compañía Elliott de 45,000 hp (33,600 kW) que cuenta con un compresor para refrigeración.

* Un clclo escalonado es aquel donde el fluido pasa por varios recalentamientos y flujos de presión que se manejen (por el diseño).

Seminario de Proyectol99-BAJM 1-13


Las turbinas de vapor son máquinas simples que ti:.:nen prácticamente una sola parte móvil, el rotor. Sin embargo, requieren de algunos componentes auxiliares para funcionar, como: cojinetes de contacto plano para sostener el eje, cojinetes de empuje para mantener la posición del eje, un sistema de lubricación de los cojinetes, chumaceras que sostienen y mantienen fija la turbina, sistemas de sellos de vapor para mantener la presión dentro de la misma turbina, etc. La velocidad de rotación se controla con válvulas en la admisión de vapor, (válvulas de estrangulación).

Figura.l.12. - Turbina de vapor de la compañía Shin Nippon Machinery, que maneja tres flujos de presión de vapor.

La eficiencia de expansión de las turbinas modernas de varios escalones es alta, dado el avanzado estado de desarrollo de los componentes utilizados en las turbinas y la posibilidad de recuperar las pérdidas de un escalón en los siguientes, con un sistema de recalentamiento.



COMBUSTIBLES PARA TURBINAS DE GAS

La quema de combustibles en el sistema de la turbina de gas, proporciona la liberación de energía térmica contenida en los gases de combustión. Los combustibles que trataremos contienen principalmente carbono e hidrógeno, y el oxidante puede ser aire u oxígeno, siendo el dióxido de carbono (COZ) y el agua ( H z O ) ~ , los productos primarios, y el nitrógeno (N2) no participa en la combustión y solo se considera su presencia para altas temperaturas en la combustión.

La combustión completa requiere la presencia del oxígeno suficiente para que todo el carbono y el hidrógeno del combustible se conviertan en bióxido de carbono y vapor de agua, mientras que en la combustión incompleta aparecen productos, como el monóxido de carbono CO y otros compuestos con el nitrógeno como los (NO,) y con el azufre (SO,). En la industria, por lo general la quema de combustibles se lleva a cabo con aire, junto con pequeñas cantidades de otros gases.

Las turbinas de gas pueden trabajar con una gran variedad de combustibles: gaseosos y líquidos. + * Tipos de combustibles

I Líquidos 1 1 Gaseosos 1 Los gaseosos pueden ser:

Butano (C&~O) Hidrógeno (H2) Propano (C3Hg) gas de homo de coque gas natural monóxido de carbono (CO)

Los combustibles líquidos pueden ser desde destilados ligero, combustible diesel, gasoil, combustóleo, etc.

El tipo de combustible empleado depende de factores tales como:

I Precio Demanda de la planta 0 Funcionalidad de.! 0 Controles de cmtaminación.

sistema

Combustibles apropiados para UM turbina de gas, aun que existan combustibles sólidos no se utilizan en turbinas directamente.

Seminario de Proyectol99-BAJM 1-15

Capitulo 1 Aspectos generales de la central termoeléctrica

Un concepto importante asociado a los combustibles es el poder calorífico del cual tenemos:

El poder calorífico superior, es el calor total desarrollado durante la combustión. El poder calorífica inferior, es el calor neto desarrollado en la combustión, restando el calor perdido en la evaporación del agua.

Una turbina alimentada con gas puede ofrecer a una planta de procesos una gran libertad para su operación mayor que la turbina de vapor.


Para obtener una duración razonable en la operación de las turbinas de gas con combustibles liquidos pesados, hay que modificar la turbina y agregar instalaciones para el manejo y tratamiento del combustible. Las modificaciones incluyen diseños en las cámaras de combustión (combustores), toberas y álabes, el empleo de materiales y revestimiento especiales para el manejo del combustible que se va a utilizar y reducción en la potencia nominal.

El tratamiento con combustibles pesados es más complicado, puede incluir, precalentamiento, etapas de lavado con aguas centríhgas y el empleo de aditivos e inhibidores; y siempre se debe cumplir con las especificaciones establecidas del combustible.

En la práctica, una turbina puede estar equipada con un sistema doble o triple de combustible, se puede arrancar con gas natural, y pasar a un sistema de gas de proceso*, o combustible líquido como el diesel, para no ver interrumpido el proceso.

* Por ejemplo: un suministro de combustible de emergencia puede ser el propano o deslilado ligero.


CAPITULO 2

FUNDAMENTOS DE LA TERMODINAMICA

m

B

m

m

m

Energía Procesos isentrópicos Ciclo Brayton para la turbina de gas

Combustión en la turbina de gas Análisis de los gases reales de combustión

Ciclos de potencia de vapor

Sobrecalentamiento del ciclo de vapor Equipo para la transferencia de calor Intercambiadores de calor

Equipo sobrecalentador Equipo evaporador Equipo economizador

Relación de formulas

Análisis de Orsat

El ciclo Rankine

2-1 - 3-3

2-4 - 3-j

2-5 2-8 2-8 2-10 2-10 2-12 2-14 2-14 2-15 2-16 2-16

Seminario de Proyecto/99 Termoeléctrica de Ciclo Combinado “Rio Bravo” 450 MW J. Manuel Bobadilla A. UAM-I, México D.F.

Capítulo 2 Fundamentos de Termodináxmca

La Termodinámica siendo una ciencia, nos permite estudiar y aplicar las transformaciones de energía y las propiedades fisicas de las sustancias proporcionándonos métodos de análisis. Implícitamente la termodinámica nos indica el intercambio de calor y la fberza que la impulsa a realizar este cambio.

La Energía denota la “habilidadpara realizar un trabajo”, manifestándose de muy diversas formas y usos. A partir de la Revolucion Industrial donde surgen los motores de combustión interna, máquinas de vapor, motores eléctricos, motores a reacción principalmente; permitiendo el desarrollo de las grandes ciudades en sus medios de transportes, de producción eléctrica y de calor.

En todas estás formas de trabajo, está implícito el intercambio de energía de un cierto tipo a otro tipo de energía, mismo que es estudiado por la l a Ley de la Termodinámica y con la observación de la 24 Ley de la Termodinámica que nos indica los cambios que son posibles en la realidad, y esto nos conduce al concepto de exergía o disponibilidad.

La Ingenieria denota la “capacidad de crear algo útil”, como todas las máquinas y sistemas antes mencionados, se han realizado logrando comprender la interacción y conversión de las formas potenciales de energía hacia una forma útil para su aprovechamiento y lograr que los recursos naturales tengan un beneficio para la humanidad.

Entre todas las aplicaciones que la ingeniería puede dar a la energía, se encuentran la centrales de potencia o generación eléctrica, el presente Seminario de Proyecto, está enfocado a estudiar el diseño industrial y la termodinámica (básica) utilizada de una central termoeléctrica de ciclo combinado específicamente.


Capítulo 2 Fundamentos de Termodmhnica

La termodinámica en una ciencia (teoría fisica de contenido universal) que nos permite analizar los procesos de interacción entre sistemas.

La ]"Ley de la Termodimimica o ley de conservación de la energía, nos dice: L a energía no puede crearse o destruirse. Sólo puede cambiarse de una forma a otra, o se puede agregar al sistema o a sus alrededores. Los tipos de energia que son base para nuestro estudio son:

Calor:

Trabajo:

Energía Interna:

Energía Potencial:

Energía Cinética:

Es la transferencia de energía de un cuerpo caliente a un cuerpo fiío

Es el cambio de energía por la acción de una reacción química, una diferencia de voltaje (eléctrico), de empuje, elástico, mecánico, etc.

Resulta del cambio de energía debido a cambios de temperatura, fase, molecular o atómica, etc.

Es debido al cambio de posición en un sistema afectado por la gravedad, por un campo eléctrico o magnetico, que aumenta con la distancia al centro de atracción.

Es el resultado por el cambio respecto a la velocidad, que se incrementa conforme más rápido se mueva un objeto.

A l r e d e d O r e S Volumen de calor

/ control

""""""""""""

AdiciBn de calor

Figura 2.1. - Existen dos tipos de sistemas básicamente sistema cerrado y sistema abierto

2-2 Seminario de FVoyecto/99-BAJM

Capitulo 2 Fundamentos de Termodinámm

PROCESOS ISENTROPICOS

Un proceso internamente reversible se puede utilizar como un estándar contra el cual comparar todos los procesos reales (irreversibles), tanto para sistemas abiertos o cerrados. Para evaluar en un proceso isentrópico la temperatura, presión o volumen específico del fluido a trabajar, utilizaremos la ecuación adecuada para el cálculo:

k-1

(2.1)

( k - l ) / k

(2.2)

Si sustituimos la ecuación del gas ideal, en cualquiera de las dos ecuaciones anteriores, obtenemos:

k

(2.3)

Nota: Las ecuaciones son bastante exactas si el cambio de temperatura durante el proceso no excede unos cientos de grados y representan el cambio de estado isentrópico de los gases ideales. Las relaciones son válidas para cualquier masa constante de un gas ideal que efectúe un proceso a entropía constante.

S Figura. 2.2. - Modelo isentrópico de un proceso real con un cambio de presión.

En el diagrama Ts de la figura 2.2, se muestra un proceso real (1-2r)en el que interviene un aumento de presión, y para el proceso internamente reversible (1 -2) ocurre adiabáticamente,: en el estado 2 que se encuentra directamente sobre el estado inicial l .

* Proceso Adiabutico: es un proceso en el cual intervienen exclusivamente interacciones de trabajo.

Seminario de Proyecto/99-BklM 2 -3

Capítulo 2 Fundamentos de Termodinámica

C,H,, y los valores de los subindices x, y dependen de la familia de hidrocarburos a la que pertenezcan.

Los combustibles gaseosos presentan una combustión casi completa y de mayor limpieza, sin presentar cantidades considerables de productos contaminantes y peligrosos como el azufre.

Para determinar los constituyentes del proceso de combustión, se plantea una ecuación química que lo describe, aplicando la ley de conservación de la masa. La mayor parte de los procesos se llevan a cabo con aire que es filtrado por el sistema de admisión de aire* (en una turbina de gas) para su utilización. La composición voiumétrica o molar del aire atmosférico, es aproximadamente de:

r

Composición molar del aire atmosférico

21% de oxígeno ( 0 2 )

78% de nitrógeno (Nz) 1% de argón y otros gases más.

Por lo que, si tuviéramos 100 moles de aire, tendríamos 21 moles de oxigeno, 78 moles de nitrógeno y 1 mol de argón. Normalmente el nitrógeno y el argón no reaccionan químicamente con otros elementos, pero a ciertas temperaturas el nitrógeno reacciona con el oxígeno formando óxido de nitrógeno (NO) y dióxido de nitrógeno (NO?). Si consideramos que el aire esta compuesto principalmente de 21% de 0 2 y 79% de Nz, por ser los principales gases que componen el aire, podemos decir, que la relación entre estos elementos es:

79 - = 3.76 moles de nitrógeno / moles de oxigeno 21

De este aire que se admite en la turbina de gas, la cantidad minima de aire necesario para oxidar los reactivos es el aire lebrico, esto idealmente. Pero para que una reacción real se lleve a cabo se requiere de adicionar un exceso de aire, ambos expresados en porcentaje. Al hablar de un exceso de aire (u oxígeno), significa que se utiliza más del 100% de aire tecirico, por ejemplo: con 400% de aire tedrico, hablamos de un 300% de excesu de aire.

Cuando se presenta una combustión completa, se define como una reacción teórica o estequiométrica, resultando importante la cantidad de aire que se consume. Para 1 mol de metano Cb, tenemos la ecuación:

coeficientes esteauiométricos

CH4 + X (O2 A 3.76 N2) + 011 COZ + 012 Hz0 + 013 N2

* Capitulo 5. Descripcion técnica de los equipos y sis!emas principales. Seccion: Sistemas de admision de aire.

2-6 Scminario de Proyectol99-BAJM

Capítulo 2 Fundamentos de Termoddmica

Aplicando el principio de conservación de masa, obtenemos, un sistema de ecuaciones:

Elemento Solución Sistema de ecuaciones C:

U3=7.52 3.76 X = C L ~ N: x = 2 2 X = 2 a 1 + a2 O: az= 2 4 = = 2 a z H: a1 = 1 1 =a1

:. Las cantidades que aparecen en los productos se determinan mediante el balance de masa; (de igual forma para casos de combustión real que involucra más hidrocarburos como el CO y un mayor exceso de aire u oxígeno 0 2 ) , para este sistema la ecuación resultante es:

Ecuación estequiométrica:

C& + 2 (O2 + 3.76 N2) + COZ + 2 Hz0 + 7.52 N2

Si el exceso de aire es insuficiente para permitir una combustión completa, quedara carbono en forma de monóxido de carbono, es decir, aparecen hidrocarburos no quemados en los productos.

Otra definición importante es la relación aire - combustible “Y cI/c)’, que representa la cantidad de aire suministrado al proceso de combustión, por unidad de masa de combustible (proporción aire - combustible).

Para el metano C&, en la ecuación anterior, se necesita:

.. Relación r 9.52 moles de aire / 1 mol de combustible &re - combustible

y su recíproco:

r da= 1 mol de combustible / 9.52 moles de aire Relación Combustible - aire

en términos de masa:

9.52) (28.97 kgknmol) a‘c’ ( 1 (16.04 kgikgmol) = 17.19 kg. aire k g . comb.

1 (16.04 k.dkczmo1) r (9.52) (28.97 kgikgmol) = 0.058 kg. aire k g . comb.

Seminario de Proyecto/99-BAN 2-7

Capítulo 2 Fundamentos de Tennodmimica

Un factor importante que afecta a la eficiencia de la combustión es la cantidad de exceso de aire; si no es suficiente, la combustión es incompleta, desperdiciando la energía química del mismo y si el aire es demasiado, el calor que se genera se desperdicia calentando el aire en exceso y reduciendo el calor generado por la combustión.”

Una forma sencilla para determinar la relación y rCfa es con la ecuacion siguiente:

(4x + y)

(12x + Y > rOic = 0.345 (1 O0 + %Exceso) (2.8)

donde: x, y Son los subindices de un hidrocarburo representado como C,Hy.

ANALISIS DE LOS GASES REALES DE COMBUSTION

Se utilizan métodos experimentales para determinar la concentración de diversos componentes en los productos de los gases de combustión, existen equipos para la medición de estos. El análisis de los gases de combustión comúnmente se reporta con base seca o base húmeda*.

El equipo analizador Orsat, presenta el análisis total en base seca, sin reportar la fracción mol de vapor de agua de la muestra original.

Anaisis de Orsat

El análisis indica la cantidad de cada producto presente en los gases que se forma por la combustión, midiendo volumétricamente el COZ, el CO y el 0 2 . Los gases pasan por diversas sustancia químicas que absorben los compuestos a medir, disminuyendo volumétricamente y dividiéndolos por su volumen original respectivamente; da por resultado el porcentaje de cada producto de la combustión, determinando las proporciones volumétricas en base seca.

* El criterio para “base seca”, es que no se presenta porcentaje de vapor de agua m la corriente gaseosa.



Figura 2.4. - Equipo Orsat

La figura 2.4 esquematiza el aparato típico de Orsat, y las partes principales son: Una bureta de medición A, pipetas de absorción B, C, D, E, conectadas entre sí, por las llaves I, un fiasco nivelador F y un filtro de gas H. Las pipetas de absorción contienen tubos de vidrio para extender la superficie expuesta de los reactivos absorbentes al gas a analizar. La bureta de medicion esta rodeada de agua para evitar variaciones de temperatura y densidad de agua. El anhídrido carbónico es absorbido en la pipeta la cual está parcialmente llena de potasa cáustica KOH; en la pipeta C queda retenido el oxígeno; dicha pipeta contiene una disolución alcalina de ácido pirogálico; y el óxido de carbono es absorbido por una solución ácida de cloruro cuproso contenida en las pipetas D y E. Estas pipetas deben contener algo de cobre metálico, para mantener la solución activada. Las absorciones deben realizarse en el orden indicado, obteniéndose el nitrógeno por diferencia.

Deben utilizarse reactivos recién preparados, y deben protegerse del aire por que se diluiría con este.

El análisis se realiza a la temperatura y presión del lugar el cual se encuentra por debajo de la temperatura de rocío’ de la mayoría de los productos hidrocarbónicos de combustión. Cuando se presenta que los gases de escape tienen una temperatura menor al punto de rocío, se produce una precipitación de agua; los gases y el agua presente forman una sustancia corrosiva.

Esto daña seriamente los tubos de agua del generador de vapoi, por lo que la temperatura de los gases en toda su etapa en el intercambio de calor deberá estar por amba del punto de rocío en chimeneas y tubos de escape de gases.

1. El término “Temperaturn de rocio” es equivalente a decir “Punto de rocio” 2. Capitulo 5: Determinación y A d i s i s de equipos y sistemas térmicos. Sección: Transferencia de calor en el generador de vapor



CICLOS DE POTENCIA DE VAPOR

El objetivo básico para un inseniero de proyecto de una Central de Termoeléctrica, Hidroeléctrica, Nucleoeléctrica, etc., es la generación de potencia eléctrica en cualquiera de sus posibles fbentes energéticas, inclusive combinando (equipos y/o sistemas) que eleven la eficiencia y capacidad de generación. Las centrales de ciclo combinado son el resultado de conjuntar tecnologías utilizadas en turbinas de vapor y turbinas de gas.

La eficiencia térmica de un ciclo de potencia se maximiza si todo el calor suministrado por una fbente de energía ocurre a la máxima temperatura posible, y si toda la energía expulsada a un sumidero ocurre a la mínima temperatura posible.

El Ciclo de Rankine

El ciclo básico de vapor se presenta en un diagrama Ts, la figura 2.5. Básicamente el ciclo de potencia de vapor de Rankine simple consiste en:

l . Compresión isentrópica* por medio de una bomba (1 -2) 2. Adición de calor a presión constante en una caldera o generador de vapor (2-5) 3. Expansión isentrópica en la turbina (5-6) 4. Extracción de calor a presión constante en un condensador (6-1)

T

I

5

S

Figura.2.5. -. Diagrama 7" del ciclo Rankine para centrales de potencia de vapor

* Los procesos isentrópicos (1-2) y (5-6) están idealizados lo cual no ocurre en 10s procesos reales

2-10 Seminario de ProyectoI99-BAJM

Capítulo 2 Fundamentos de Termodmánuca

El calor suministrado en el proceso 2-3-4-5 puede provenir de la quema de combustibles, de una hente solar o de un reactor nuclear; está transferencia de calor al fluido en la caldera se representa en el diagrama Ts mediante el área bajo la curva delimitada por los estados 2-3-4- 5, y el área en los estados 6-1, y representa el calor extraído en el condensador.

La I" ley de la Termodinámica, nos indica que para un proceso cíclico abierto indica que el calor total (neto) es igual al trabajo neto (Ec. 2.10) y está representado por la diferencia en las áreas del calor de entrada y el calor expulsado, es decir, el área (2-3-4-5) - (6-1).

El trabajo isentrópico de la bomba:

Y la producción de trabajo isentrópico de la turbina es:

La eficiencia térmica del ciclo se define como:

(2.9)

(2.1 O)

(2.11)

(2.12)

(2.13)

El trabajo de la bomba, a menudo se determina, con el grado de exactitud deseado mediante la relación:

wentrada, bomba = yfe2 - pl) para S2 = S1 (2.14)

En el condensador (6-1) se transfiere calor desde el vapor que se condensa hacia el agua o al aire de enfriamiento. Con temperaturas en un intervalo muy reducido (15 a 30 "C). La mínima temperatura de condensación para el vapor va de los 25 a los 45" C. Para presiones de saturación entre 0.03 y O. 10 bares.

Aun cuando el efecto de disminuir la presión de condensación es ventajoso porque hace que aumente la eficiencia tbrmica, tiene la gran desventaja de hacer que aumente el contenido de humedad del fluido que abandona la turbina, y esto hace que decrezca la eficiencia de una turbina real. Además, el impacto de las gotas de líquido sobre los álabes de la turbina puede generar un grave problema de erosión. En la práctica, es deseable que el contenido de humedad se mantenga por debajo del 10% en el extremo de un flujo de baja presión de la turbina. La eliminación del problema de la humedad en la turbina se puede lograr de manera simultánea mediante la adición de un sobrecalentador al ciclo de Rankine.

Seminario de ProyectoI99-BAJM 2-1 1

Capítulo 2 Fundamentos de Tenn-ca

SOBRECALENTAMIENTO DEL CICLO DE VAPOR

En este ciclo, la eficiencia se incrementa mediante el empleo de un sobrecalentador. E1 proceso de sobrecalentamiento en general hace que se eleve la temperatura promedio a la cual se suministra calor al ciclo. Se puede lograr un aumento equivalente en la temperatura promedio durante el proceso de entrada de calor elevando la presión máxima del ciclo y la temperatura de la füente de calor, en otras palabras, utilizando dos o tres flujos de presión en el generador de vapor y elevando la temperatura de los gases de combustión.

Las gotas de agua que pueden acompañar al vapor, dañan los alabes de la turbina, y es necesario incrementar la temperatura y presión del vapor. Para evitar el problema de la erosión sin perder la ventaja de las mayores temperaturas logradas mediante el incremento de la presión en la caldera, se ha implementado sobrecalentamiento’ y según el diseño del ciclo, se pueden tener más de una etapa de sobrecalentamiento. (o también llamados, recalentamientos)

Hablamos de un sobrecalentamierzto a todo proceso que eleva la temperatura del vapor saturado a una cierta presión y recalentamiento aquel proceso que vuelve a elevar la temperatura del fluido y no necesariamente vapor saturado.

En el ciclo de sobrecalentamiento no se permite que el vapor se expanda completamente hasta la presión del condensador en una sola etapa (figura 2.6 :. Después de una expansión parcial el vapor se extrae de la turbina y se recalienta a presión constante en el sobrecalentador del generador de vapor (recalentamiento’). Luego se regresa a la turbina para expandirlo hasta la presión de condensado. Es común que en los ciclos de vapor de una Central de ciclo combinado se manejen 3 flujos de presiones, de alta presión, media y baja.

Debe tenerse mucho cuidado al seleccionar la trayectoria 6-7 para el sobrecalentamiento, ya que la temperatura promedio del proceso de recalentamiento puede resultar menor que la temperatura promedio del proceso de adición de calor 2-5. Por tanto, el recalentamiento no necesariamente hace que aumente la eficiencia térmica del ciclo de Rankine. El empleo correcto del sobrecalentamiento eliminará el alto contenido de humedad de la salida de la turbina y hará que aumente la eficiencia térmica. La eficiencia máxima de un ciclo ideal de recalentamiento ocurre cuando el cociente PS /!S se encuentra el intervalo de O. 15 a 0.35.

1. Sobrecalentamiento es el proceso que se aplica al fluido de trabajo para elcvar su temperatura por encima de la línea de

2. Un N,. de recaletamientos infinitos, elevaria la eficiencia del ciclo, pero siendo imposible el término infinito en la realidad, vapor s u o .

se manejan 2 o 3 flujos a presiones disuntas.

2-12 Seminario de hoyecto/99-BAJM

Capítulo 2 Fundamentos de Termodmhca

Figura.2.6. - Diagrama Ts del ciclo Rankine con recalentamiento

Y las ecuaciones (2.8) al (2.12), cambian con la adición del calor registrado en el

(2.15)

(2.16)

(2.17)

(2.18)

(2.19)

Seminario de ProyectoI99-BAJM 2-13

Capítulo 2 Fundamentos de Termodhimuca

EQUIPO PARA LA TRANSFERENCIA DE CALOR

Un equipo cuyo propósito principal es la transferencia de energía entre dos fluidos se llama intercambiador de calor. Los intercambiadores de calor por lo general se clasifican en tres categorías:

l . Regeneradores 2. Intercambiadores de tipo abierto 3 . Intercambiadores de tipo cerrado o Recuperadores

Los generadores son intercambiadores en lo que fluyen, alternadamente fluidos calientes y fríos. La cantidad de energía transferida depende de temperaturas iniciales de los fluidos, las propiedades del flujo así como de la geometría y de las propiedades térmicas de la superficie de intercambio.

En los intercambiadores de tipo cerrado, las corrientes caliente y fría de fluido no entran en contacto directo entre sí, sino que están separadas por la pared de un tubo o por una superficie. El intercambio de calor se realiza de un fluido a una superficie, por convección; a través de la pared (del tubo) por conducción y después de la pared al fluido de trabajo y no menos importante por radiación.’

INTERCAMBIADORES DE CALOR

Un recuperador se clasifica dé acuerdo con su configuración y el número de veces que una corriente de fluido pasa al atravesar el intercambiador de calor. Ambos fluidos fluyen formando ángulos rectos, entre sí, por lo que el intercambio de calor se le llama de flujo cruzado (figura 2.7).

Para poder llevar a cabo una transferencia de energía tan grande como se pueda en el menor espacio posible, es deseable utilizar pasos múltiples de uno de los fluidos o de ambos. Una configuración muy común es la de tubo y coraza. El fluido (agua) que pasa por el interior del tubo y tiene más de un paso por envolvente, en tanto que del lado de la coraza, los gases pasan solamente una vez, por esos tubos (ver plano CTHRSG-P6)’.

1. Nota general: El intercambio de calor por radiación estíi fuera del alcance de estudio de este Seminario de Proyecto. 2. Capitulo 5: Descripción técnica de los equipos y sistemas principales. Seccion: Caldera de recuperación de calor.

2-14 Seminario de F’royecto/99-BAJM

Capítulo 2 Fundamentos de TermodináImca

I

Figura 2.7. - Intercambiadores en contra flujo, el agua fluye dentro de los tubos y los gases de escape alrededor (coraza)

Para determinar el intercambio de calor,* podemos utilizar según el equipo a analizar, las siguientes ecuaciones:

Para el equipo Sobrecalentador

Correspondiente a la fase gaseosa del agua (vapor)

(2.20)

Para el caso de la cadera de recuperación de calor, por las altas temperaturas de los gases de combustión se realiza una transferencia de calor por convección en los tubos y un alto porcentaje es por radiación. Las características fisicas de cada recuperador así como los coeficientes globales de transferencia de calor, y operación general, son datos propios del fabricante.

Para el caso en que se cuente con datos como el área y el coeficiente global de transferencia de calor, se puede utilizar la siguiente ecuación:

(2.22)

AT,,,, = AT, - ATB , Está es la diferencia logarítmica media de temperatura. (2.23)

In(AT, I ATB )

Donde ATA y ATB, son las diferencia de temperaturas entre dos flujos que intercambian calor, como se muestra en la figura 2.8. Está diferencia de temperaturas medias entre ambas corrientes de fluido es la fuerza impulsora.

*. Todo intercambio de calor presenta una eficiencia de transferencia que involucra el coeficiente global de transferencia de calor, el área de transmisión, el No. de Unidades Térrnrcos (NUT), que es una cantidad que se utiliza en los equipos de transferencia de Calor.


Capítulo 2 Fundamentos de Termodukmca

A B

\ Te,

T j m&

O Arca Area Total

Figura 2.8. Perfil de temperaturas en un intercambio de calor entre dos flujos contrarios y de distintas temperaturas.

La ecuación (Ec. 2.22) implica al calor recibido por el fluido (parte derecha de la ecuación) y el calor que proporcionan los gases a través de los tubos al fluido (parte izquierda).

I O Arca Area Total

Figura 2.8. Perfil de temperaturas en un intercambio de calor entre dos flujos contrarios y de distintas temperaturas.

La ecuación (Ec. 2.22) implica al calor recibido por el fluido (parte derecha de la ecuación) y el calor que proporcionan los gases a través de los tubos al fluido (parte izquierda).

Para el equipo Evaporador

Correspondiente a la fase líquida - vapor (agua saturada)

q = - mgc CgcATgc = Ah = h, (2.24)

Para el equipo Ekonomizador

Correspondiente a la fase líquida del agua.

= - m gc CgcATgc = m agua CagUa ATagua (2.25)


Contenido Termoeléctrica de Ciclo Combinado “Río Bravo“

CAPITULO 3

ESTUDIO DE PLANEACION

m

m

m

m

m

m

m

m

m

m

m

m

m

m

Estudio del proyecto Descripción del proyecto Requerimientos técnicos particulares

Características de las instalaciones (Antecedentes) Ubicación

Combustible de la Central Características del combustible

Control e instrumentación Eficiencia Agua de suministro

Principios de diseño, normas y reglamentos Arranques, toma de carga de la Central Requerimientos y condiciones de trabajo de los equipos Arreglos generales

3-1

3-4 3-4 3-5 3-6 3-7 3-8 3-8 3-9 3-10 3-1 o 3-12 3-13

? ? 2-2

Seminario de Proyecto/99 Termoeléctrica de Ciclo Combinado “Río Bravo” 450 MW J. Manuel Bobadilla A. UAh4-I, México D.F.

Capítulo 3 Estudo de planeación del diseño

ESTUDIO DEL PROYECTO

Al inicio de un estudio deplaneación, los ingenieros a cargo del proyecto deben considerar en forma general las características de la Central y la información necesaria para la fase de planeación siendo importante la “calidad’ de la misma, tanto para el diseño que se realizará basándose en los requerimientos del cliente (llámese gobierno o empresas privadas) así como de todos los equipos que se utilizarán en la fase de la ingeniería de detalle y su construcción.

La Ingenieria Básica, comprende desde la concepción misma del proyecto con los aspectos generales y a su vez globales de toda la ingeniería que se requiere para lograr el objetivo principal de la Central y los requerimientos técnicos de está. La Ingenieria de Detalle inicia con la puesta en marcha de los diseños estructurales, de equipos, de tuberías, de instrumentación, de procesos, etc. en etapas ya programadas de todas sus áreas y secciones; captura y revisión de sus planos e isométricos, que se elaboran con una descripción exacta, para su construcción y los documentos necesarios para la operación de la Central. Estas etapas, encierran varios aspectos como se muestra en la figura 3. l .

Para la Central de “Río Bravo” se anunció el concurso para la construcción de la Central Termoeléctrica en el Estado de Tamaulipas con capacidad nominal de 450 MW, siendo el tercer proyecto de inversión privada en México.‘ Primeramente se hace convocatoria por parte de la CFE a las empresas constructoras’ nacionales e internacionales para que estás, propongan un diseño, sus costos y tiempos de construcción (prin~ipalmente)~ y entregen una propuesta delproyecto a la Comisión, la cual elige a una, como empresa licitante.

Figura 3.1. Diagrama general de realización y operación de una Central termoeléctrica (aplicable a muchos otros proyectos industriales)

1. Proyecto de Producción Independiente de energia (1PP). 2. Las empresas interesadas en obtener el contrato y proporcionar equipos, comprenden industrias de la construcción, fabricantes

3. La propuesta del proyecto presenta aspectos generales de la Central detallando los principales equipos, sistemas; y los costos de turbinas, intercambiadores de calor, tratamiento de aguas, dc.

de construcción en l i n e a s de tuberías, cantidad de material, mano de obra y tiempo, principalmente.

Seminario de Proyect0/99 BAJM 3-1

Capítulo 3 Estudio de planación del diseño

Como uno de las primeras acciones a realizar por la empresa licitante, es recopilar la información necesaria. La calidad de está es importante por que se utiliza como base para los estudios de Iaplaneación, es decir, la certeza de contar con las mediciones lo más exactas de terrenos, equipos, temperaturas y presión de los flujos de trabajo, etc. La empresa constructora (licitante) realiza gran parte de la ingenieria del proyecto y otros servicios son proporcionados por otras empresas, teniendo además de la función de constructora, la de administradora y principal responsable del proyecto.

Al inicio de un estudio de planeacidn, se recaba toda la información necesaria para el diseño de la Central incluyendo una visita al sitio seleccionado y al sitio opcional para la construcción; además se consideran todas las normas y regzamentos nacionales e internacionales que se deben cumplir siendo las cuestiones ambientales de las principales; así también los comentarios del cliente son considerados para el proyecto; estos puntos son considerados como Normas de disefio.

Con la información o antecedentes para la Central, se realiza el diseño conceptual, que indica la localización de los sistemas y equipos, así como la cantidad de material, tuberías (líneas), cimentaciones, estructuras, equipo especializado, etc. y estas etapas forman la Itgettieria Básica del proyecto.

Con las bases de diseño y construcción de la Central se procede a realizar:

l . Arreglos de planeación. 2. Arreglos de equipos

El Arreaio de Pianeación. * Presenta las áreas geográficas de trabajo (secciones) de manera que los ingenieros especialistas (civiles, de proceso, de tuberías, mecánicos, eléctricos, etc.) trabajen detallándolas en arreglos secciónales.

El Arrenlo de Euuipo. Contiene la información referente a la Central, como la localización de estructuras, tuberías, equipos, caminos, etc. Este arreglo se realiza en distintas etapas, desde la idea conceptual que da un panorama general, hasta los arreglos aprobados y detallados en secciones durante las fases de Ingeniería básica e Ingeniería de detalle. La información requerida para este tipo de arreglos es, principalmente:

Especificaciones del cliente, equipos y sistemas Diagramas de Flujos de Procesos (DFP),

0 Diagramas de Tuberías e Instrumentación (DT&I) Arreglos y tamaños de equipos

o Normas y restricciones del uso del suelo, medio ambiente, combustibles y desechos Cuartos de control

0 Listas de equipos y espacios requeridos para mantenimiento

*. Los arreglos se representan en dibujos y planos con la información requerida según la fase del proyecto.

3 -2 Seminario de Proyecto/99 BAJM

Capítulo 3 Estudio de planeación del diseño

En las siguientes etapas cada una de las disciplinas’ comienza a trabajar en su área respectiva sabiendo que el trabajo que se realice será base de diseño e información para otra disciplina.

La determinación del proceso de la Central de ciclo de combinado está a cargo de ingenieros especialistas e ingenieros de proceso, que obtienen los flujos de trabajo, temperaturas, presión, potencia total, con base en los equipos seleccionados como, turbinas gas y vapor, intercambiadores de calor, condensadores, tratamientos de agua, etc. Todo esto permite generar los diagramas de flujo de proceso (DFP), diagramas de tuberías e instrumentación @T&I), arreglos de equipos, arreglos de planta, entre muchos otros documentos.

Esta información permite realizar los diseños de cimentación de edificios, estructuras, rack, equipos, líneas de tuberías, cálculos de flexibilidad, instrumentación, etc. La creación de isométricos constituye una parte hndamental para la ingeniería de detalle, donde se describe las dimensiones exactas de tuberías, conexión entre equipos, válvulas e instrumentación que componen cada una de líneas2.

La creación de un modelo en tres dimensiones (3D), da una mejor visualización de la Central y permite hacer la detección de conflictos e interferencias entre equipos, tuberías, estructuras de la Central. Todas estás actividades se controlan mediante diversas etapas de revisión hasta su aprobación para construcción o para poder realizar los cambios que se requieran.

Los cálculos que determinan los parámetros de los equipos y sistemas principales de la central, turbina de gas, turbina de vapor, caldera de recuperación de calor, que se detallan en capítulo V.

Por todo esto, la realización de un proyecto se debe planear con la información suficiente y exacta, con la participación y diseños de los ingenieros según el avance del proyecto, la creación de documentos, para finalmente tener a detalle los planos de construcción de la central. Recordando que se deben cumplir con las normas de diseño, requerimientos técnicos del proyecto y fechas de entrega.

La descripción del proyecto y requerimientos técnicos particulares son puntos a detallar por parte de la empresa licitante donde debe indicar los siguientes aspectos:

Descripcida del proyecto

Características de las instalaciones Combustibles a utilizar Responsabilidades Puntos de interconexión Permisos y requerimientos (materia Comunicaciones, control e

Alcance de la Central ambiental) instrumentación

1. Las disciplinas involucradas en un proyecto, comprenden a un grupo de ingenieros, diseñadores, jefes de proyecto, entre otros, dedicados a un área en especifico como: estructuras y cimentaciones (disciplina civil), procesos químicos y térmicos (disciplina de proceso), instalaciones eléctricas, (disciplina eléctrica), así también l a s disciplinas de tuberias, instrumentacion, mecánico. etc.

2. No referiremos a linea como un conjunto de tuberías que interconectan dos más equipos, a través de una o varias áreas de trabajo dentro de la Planta o Central.

Seminario de Proyecto/99 BAJM 3-3

Capitulo 3 E m d o de planeación del diseño

Requerimientos t&icos particulares

Turbogeneradores de gas y/o vapor o

Generador de vapor o

Sub-estación de alta tensión 0

Requerimientos eléctricos e

Limites permisibles de emisiones y o

calidad del aire Filosofia de diseño y principios o

Mantenimiento de instalaciones

Transformadores principales Normas de calidad y reglamentos Características del combustible Requerimientos de ingenieria civil Suministro del agua

Requerimientos de desempeño

CARACTERÍSTICAS DE LAS INSTALACIONES Antecedentes (Coadiciones operativas de trabajo requeridas por la Central de pdencia de Río Bravo)

La Central en sus instalaciones está compuesta principalmente por:

Dos turbinas de gas Transformador principal Dos generadores de vapor Tratamiento de agua

I Una turbina de vaDor I Cuarto de control I I Aerocondensador I Tanques de combustibles

La sub-estación de la central de alta tensión, sistema de transmisión, sistema de suministro de combustible (proporcionado por un gaseoducto de Pemex Gas y Petroquímica Básica, PGPB) y todos los demás equipos paquetes y sistema auxiliares necesarios y requeridos para la segura, confiable y eficiente operación de las instalaciones.

Los componentes, sistemas, equipos de la Central, deben tener un rendimiento y diseño comprobado para garantizar la generación de electricidad, y lograr una alta disposición de las instalaciones. Debe existir un sistema de control digital que permita automatizar los tiempos de arranque, sincronización y toma de carga de las unidades en forma automática, según lo que requiera el operador o por señal remota del área de control del Centro Nacional de Control de la Energía (CENACE). Tambien se deben considerar las estaciones para el monitoreo continuo de las emisiones de gases en chimeneas, calidad del aire y condiciones meteorológicas.

Otros puntos importantes sobre las instalaciones son:

La Central esta disefiada para una vida útil de 25 años Realización de estudios para la selección del sitio, que cuente con pozos para el suministro de agua, y un sistema de monitoreo atmosférico. Las instalaciones estarán compuestas por turbogeneradores de gas y vapor, generador de vapor, subestación de la Central de alta tensión, el Sistema de transmisión y distribución de energía eléctrica, Sistema de recepción y suministro de combustible. Contará con un sistema de aseguramiento de calidad ambiental y monitoreo atmosférico.

3-4 Seminario de Proyecto/99 BAJM


Para el sitio, se realizaron estudios topográficos, geohidrológicos, hidrológicos, oceanográfkos, geológicos, geotécnicos y de materiales. La Central, cuenta con un sistema de tratamiento para aguas negras, red telefónica, equipos de comunicación, monitoreo de 10s equipos. A

6EmbS)(EGRLs A

E

SANLUIS POTOSÍ * ’ * d m

VERACRUZ

Figura 3.2. - Estado de Tamaulipas

El predio propuesto, esta localizado en el Municipio de Valle Hermoso, Estado de Tamaulipas en el km. 6 de la carretera Anáhuac-Matamoros a 30 km de la ciudad de Matamoros, con la estación de ferrocarril a 15 km del sitio de la Central. Con 15 msnm (metros sobre nivel de mar), pendiente N-S de 0% El sitio opcional esta en la provincia de la Cuenca de Burgos.

Las condiciones ambientales se pueden obtener de las “Normas Climatológicas” editadas por el Servicio Meteorológico Nacional, las cuales cuentan con diseño de verano que corresponderán a la temperatura mayor.

Seminario de PrOyeCt0/99 BAJM 3 -5

Capítulo 3 Estudio de planación del &sefío

Las condiciones del sitio elegido son las siguientes:

Altitud del nivel del mar 15 m Temperatura de bulbo seco

máxima 39.6 "C de diseño verano/invierno 23.2 "C mínima extrema -4.6 "C

diseño verano/invierno 3037 .3 "C media anual 20 "C

diseño verano/invierno 74 / 78 Y o media anual 76 Yó

Temperatura de bulbo húmedo

Humedad relativa

Tabla 3.1. - Condiciones promedio para el municipio de Valle Hermoso

Y en cuanto a las emisiones de gases a la atmósfera, los limites de la calidad del aire no deben exceder los siguientes valores, específicos para la zona de construcción.

so2 N03 I 0.21 tmm (1 h mix.)

O. 13 ppm (24 h máx.) 0.03 ppm (media anual máx.)

Partículas suspendidas totales 260 pg/m3 (24 h máx.) 75 &m3 (media anual rnáx.) -

Partículas suspendidas fracción 150 pg/m3 (24 h mix.) 1 respirable (PM1 O)* 50 udm3 (media anual máx)

Tabla 3.2. - Limites de calidad del aire que no deberán ser rebasadas por la operación de las instalaciones considerando la actual calidad del aire en el sitio.

COMBUSTIBLE DE LA CENTRAL (Gas N- R e m )

Se deben realizar los arreglos para el suministro del combustible base (gas natural) y alterno (diesel), identificando las interconexiones en los ductos, para la entrega del combustible, esto implica también considerar todo el equipo para la recepción, medición, almacenamiento y tratamiento del combustible. El sistema de manejo de gas operará de forma continua y segura en las condiciones de entrega de presión y temperatura (tabla 3.3).

El sistema de suministro de combustible comprende el ducto con el ramal, los equipos de almacenamiento, medición acondicionamiento para ambos combustibles. El combustible alterno Diesel, deberá reemplazar al gas natural en el caso de una interrupción del suministro, operando en forma continua al 100% (de la carga neta garantizada) por 10 días. Las líneas de

3-6 Seminario de Proyecto199 BAJM

* Partículas menores a 10 micras

Capítulo 3 Estudio de planeacion del dlseño

enlace, se realizarán en los puntos definidos por la Comisión Federal de Electricidad, por lo menos con la misma capacidad máxima de generación de la Central. La medición del suministro eléctrico debe ser doble, primaria y de respaldo y estos deben estar avalados por la Comisión.

Características del combustible

Los valores garantizados deben proporcionarse basándose en el poder calorífico inferior del combustible base y alterno. Las caractensticas del combustible proporcionadas en la tabla 3.4, son para la evaluación del diseño y verificación de las garantías en las pruebas de desempeño. El combustible se entregará por medio del gasoducto de Pemex Gas y Petroquimica Básica en las siguientes condiciones:

Presión mínima 24.51 bar Presión máxima 46.09 bar Presión normal esperada 40.20 bar Presión operativa máxima permisible 55.90 bar Temperatura mínima 10 "C Temperatura máxima 45 "C Temperatura promedio 20 "C

Tabla 3.3. - Condiciones en el punto de entrega del combustible

La composición del combustible base (gas natural) para el análisis de combustión, es:

Componentes

7.393 Etano C2& 89.242 Metano CJ&

Reynosa Y o Mol

Prouano C& " 0.201 N Butano C a l 0 1.200

I 0.036 I Hexano C a l 4

48 490 Poder calorífico inferior en base 0.033

seca (kJ/kg) Poder calorífico superior en base 53 824

I húmeda (Ukg)

Tabla 3.4. - Composición del combustible gaseoso, componentes en %mol del gas natural.

Seminario de hoyecto/99 BAJh4 3 -7


CONTROL E INSTRUMENTACIbN

Las comunicaciones y el control de la Central, se realizarán con el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) conforme a las normas y operación del sistema eléctrico nacional, la comunicación comprende el control remoto de la carga activa o\/Iw) de la Central completa y de cada unidad turbogeneradora.

Figura 3.3.a. - Cuarto de control de la compañía Hanjung

La Central debe contar con un cuarto de control, que permita supervisar todos los equipos por medio del sistema de control distribuido en toda la Central y coordinar los turbogeneradores, los sistemas auxiliares, la subestación de alta tensión, incluyendo el circuito de las líneas de enlace con el punto de interconexión del combustible, así también las alarmas de los interruptores de enlace de alta tensión. El Sistema de Información y Control en Tiempo Real (SICTRE) envía las señales de la misma Central a la CENACE.

Figura 3.3.b. - Cuarto de control de una central termoeléctrica

Una vez sincronizados todos los sistemas, la energía generada por la Central, será controlada remotamente por la Comisión Federal de Electricidad.

Eficiencia

La eficiencia neta mínima garantizada de la Central debe ser al menos del 45%, en condiciones de diseño de verano, basándose en el poder calorífico inferior tanto del combustible base como el alterno.

3 -8 Seminario de Proyectol99 BAJM

Capítulo 3 Estudio de Dlaneación del &seiio

Agua de Suministro

El agua (cruda) se obtendrá de los pozos para los cuales se realizara el diseño de tuberías, equipo de bombeo y el agua tratada (agua de circulación) será la que cubra los requerimientos de la Central. Este sistema de agua de suministro se divide principalmente en:

Sistema de agua cruda y de servicios generales Sistema de agua de circulación Sistema contra incendio

Otros sistemas utilizados para centrales termoeléctricas que cuentan con torres de enfriamiento, son:

Sistema de enfriamiento de circuito abierto Sistema de enfriamiento de circuito cerrado

Seminario de hoyecto/99 BAJM 3 -9

Capítulo 3 Estudio de plaaeación del diseño

PRINCIPIOS DE DISEÑO, NORMAS Y REGLAMENTOS

El diseño, construcción y puesta en marcha de una planta requiere de la aplicación de códigos y normas. Este diseño se realiza por diversas disciplinas, que se basan en códigos y estándares, prácticas recomendadas y requisitos especiales de diseño y construcción.

El diseñador deberá contar con la experiencia para saber cuales son los códigos y normas a seguir por requerimiento del proyecto. Como punto de partida, se debe tener claro los siguientes términos:

CtSdigo: Es un conjunto de estándares (organizados) reconocidos por ley y adoptados por organismos gubernamentales y privados.

Esadar: Es un conjunto de recomendaciones, criterios basados en el conocimiento científico y práctico, referente al área, equipo y sistema que se requiere trabajar.

Especificaciih: Es una descripción detallada de materiales, dimensiones, equipos, etc., que requieren de ciertas condiciones para su instalación y operación.

Las instalaciones en su diseño deben estar aprokddas por normas internacionales y cumplir con códigos y regulaciones aplicables, así como las normas de diseño para viento y sismos', diseñada para la operación sobre el rango completo de condiciones ambientales previstas.

Las instalaciones deberán cumplir con la última edición de las normas y códigos aplicables, como las ISO, ASME, AGA, TRD, etc. así como las normas y códigos mexicanos'. Los componentes (equipos y sistemas) de la Central, se diseñan, fabrican y prueban en fábrica. Se planeó terminar y poner en marcha la central de "Río Bravo" para el año 2001 y se pondrá en servicio la Central unos dias antes de su presentación.

ARRANQUES Y TOMA DE CARGA

En el momento de poner en marcha la Central, está tomará energía eléctrica de la red de la Comisión para su arranque. Los sistemas deberán efectuar arranques automáticos en caliente, tibio y frío, los cuales se interpretan de la siguiente forma:

0 Arranque frío: Un arranque después de más de 96 horas de paro continuo. Arranque tibio: Un arranque después de más de 10 horas pero menos de 96

o Arranque en caliente: Un arranque después de menos de 10 horas de paro horas de paro continuo.

continuo.

1. Aplicables en el M a d de Diseño de Obras Civiles de la Comisión Federal de Electricidad 2. Apéndice I: Normas y Reglamentos.

3-10 Seminario de fiOYeCt0/99 BAJM

Capítulo 3 Estudio de planeación del &seiio

Fig. 3.4.-Tipo de arranque en centrales eléctricas según el tiempo de paro.

La operación de la Central debe ser continua a carga base, y soportando como mínimo las variaciones de carga y arranques, en un período de 25 años, como se indica a continuación.

1 ciclos por año ciclos totales para 25 años

Arranques en fiío 3 O0 Arranques en tibio después de un paro 150

Arranques en caliente después de un 5 O0 disparo Cambios de carga del 50% al 75% I 400 10 O00

I Cambios de carga del 25% al 50% 10 O00 400

Tabla 3.5. - Arranques y variaciones de la Central

Seminario de hOYect0/99 BAJM 3-1 1


REQUERIMIENTOS Y CONDICIONES DE TRABAJO DE LOS EQUIPOS

Los equipos de interés principal son las turbinas de gas y de vapor, que están conectadas a los generadores eléctricos por el eje de cada turbina, y a esto lo denominamos Turbogenerador.

Los turbogeneradores deberán soportar condiciones de operación tales como, sobrevelocidad del 20% de la nominal, sin sufrir daños y vibraciones anormales. Las turbinas de gas serán del tipo de servicio pesado e industrial, de diseño probado y directamente acoplado a un generador eléctrico de 60 H z .

Los turbogeneradores de vapor deben soportar rechazos de carga de hasta el 100% y cumplir con los requerimientos de arranque de la Central. El aerocondensador principal debe permitir un máximo rechazo del calor para cualquier condición de carga incluyendo el flujo de vapor total.

Así como los requerimientos térmicos, de equipos, de manejo de combustible, monitoreo de la Central, emisiones atmosféricas y de ruido (65 a 68 dB)', también están:

Los requerimientos eléctricos (generadores eléctricos, transformadores, etc.) 0 Los requerimientos de ingeniería civil (condiciones del sitio y ambientales, etc.) 0 Manejo y disposición de residuos peligrosos y no peligrosos, desechos líquidos

Figura 3.5-a Turbina de gas, de la compañía Elliot.

Figura 3.5-b. - Turbina de vapor de la compañía Shin Nippon Machinery

Son algunas las compañías que fabrican sus propias turbinas que además de venderías a empresas y gobiernos, también las venden integradas en paquetes completos, es decir, en centrales termoelkctricas totalmente diseñadas y cada una tiene características diferentes de acuerdo al fabricante.

*, Apéndice I: Nomas y Reglamentos: NOM:-080-ECOL-l9Y3

3-12 Seminario de Proyecto/99 BAJM

Capítulo 3 Estudio de planación del &seiio

Las turbinas de gas y vapor no se diseñan al requerimiento exacto para los cálculos realizados por el ingeniero de proyecto de la Central, lo que se realiza es sobre dimensionar el diseño y que tenga un rango por encima de la potencia nominal requerida y poder responder a los picos de demanda de energía eléctrica.

El generador de vapor, se diseña dé manera que sé obtenga el mayor calor transferido de los gases de combustión al vapor y obtener la presión y temperatura que se requiere en la turbina.

También se pueden tomar diseños ya realizados con algunas variantes que permitan adaptar el generador a los requerimientos de vapor de la turbina. La colocación de los bancos de tubos y el tipo de material para la tubería requiere de diversos estudios de ingeniería, pruebas que realizan los fabricantes para optimizar la transferencia de calor.

En la figura 3.6., se muestra el generador de vapor de la Central Gator Power, que es operada por la Universidad de Florida.

Fig. 3.6.- Generador de vapor Gator Power Academic Interface

El aerocondensado; es un sistema de reciente utilización, entrando en operación convencional en los 90’s aunque sus primeros diseños datan de los años 60’s. Esencialmente su diseño se basa en la cantidad de condensado que recibe y con esto se determina cuantas filas deberán instalarse.

En la figura 3.7 se presenta un aerocondensador de una sola fila (SRC).

Fig. 3.7.- Aerocondensador de la compañía Hamon

* Capitulo 5: Descripcih tecnica de los equipos y sistemas principales. Sección: Aerocondensadores

Seminario de Proyectol99 BAJM 3-13


ARREGLOS GENERALES.

Como uno de los primeros diseños se encuentra el Diagrama de Bloques - Sistemas, (plano DGBS-PI). Este presenta los principales equipos, sistemas e interconexiones, de una manera genera1 y cada bloque representa un equipo o sistema que realiza una fbnción, como la de suministrar fluidos de trabajo aire, agua, aceites, sustancias químicas, etc., equipos como, tanques de agua desmineralizada, tanques de condensados, tanques de agua contra incendios, tanques de combustibles, sistema de agua de circulación y de alimentación al generador, sistema de condensados, circuito abierto de enfriamiento, etc.

Los sistemas que realizan un determinado trabajo con los fluidos que reciben de equipos y líneas de servicio, son tales como: planta desmineralizadora, planta potabilizadora, deareador, entre otros y los principales equipos: turbina de gas, turbina de vapor, generador de vapor, condensador y generador eléctrico, que únicamente recibe la energía mecánica realizada por el turbogrupo y no un fluido de trabajo.

Y aquellos equipos y sistemas que reciben un fluido para realizar un tratamiento antes de reingresarlo al ciclo de la central como el agua de alimentación del generador o para ser desechado como los gases de combustión, son los sistemas de tratamiento de efluentes, de condensado, purgas intermitentes, drenaje pluvial, etc.

En general todo equipo recibe un fluido con el cual realiza una función o trabajo descargándolo a otro equipo para realizar una etapa posterior del proceso.

A continuación se enlistan los principales equipos y sistemas de la Central Termoeléctrica de Río Bravo:

e

e

e

e

e e e

e

e

e e

e

e

Agua de servicios Aire de instrumentos Almacenamiento y distribución de agua desmineralizada Arreglo de la red contra incendio DesmineraIizadordOsmosis inversa Distribución de aire de servicios Dosificación de químicos al ciclo Drenaje pluvial Paquetes de análisis de muestre0 Recepción y suministro de ácido sulfirico Recepción y suministro de Diesel Recepción y suministro de gas Recepción y suministro de sosa

Red contra incendio (sistema de espuma) e Sistema cerrado de agua de enfriamiento

Sistema de condensado de alta presión

e

e

e

e

e

e

e

e

e

e

Sistema de condensado de baja presión Sistema de condensado de media presión Sistema de gases Suministro de agua cruda Suministro de agua potable Tratamiento de efluentes aceitosos Tratamiento de efluentes químicos Vapor de alta presión Vapor de baja presión Vapor de media presión

3-14 Seminario de Proyecto199 BAJM

t

Capitulo 3 Estudio de planeación del diseño

Estos equipos son característicos de las centrales termoeléctricas de ciclo combinado. Para la Central de Río Bravo se presento un diseño de dos turbinas de gas de trabajo pesado, que deben suministrar una potencia de 184.3 MW, dos generadores de vapor o recuperadores de calor y una turbina de vapor’ de 200 Mw, siendo la capacidad total de generación de 568.6 MW.

Figura 3.8. - Representación de las dos turbinas de gas, el recuperador de calor y la turbina de vapor de la Central de Río Bravo.

La Central contará con aerocondensadores que se han instalado mayormente en la década de los 90’s’.

2. Capitulo 5: Aerocondensador, tabla 5.2

Seminario de Proyecto/99 BAJM 3-15

Capítulo 3 Estudio de pheacibn del diseño

Figura 3.9. - Representación del aerocondensador de la Central de Río Bravo.

El Diagrama General de Proceso muestra los sistemas y equipos que componen la planta desmineralizadora comenzando por la extracción del agua de los pozos la cual es tratada con sustancias químicas (ácido y sosa) para su purificación principalmente y es almacenada para ser distribuida para las bombas de alta presión que suministran el agua a los generadores de vapor, al sistema contra incendio, agua de enfriamiento (que no requiere todo el tratamiento) y los diversos servicios de la planta.

Otro sistema es la planta de tratamiento de aguas residuales de los distintos equipos de la Central, la planta de tratamiento de efluentes aceitosos para equipos como el compresor y la turbina de gas.

El sistema de aire para servicios de instrumentos, suministra el aire a diversos equipos y sistemas, principalmente a los compresores de la turbina de gas, el deareador, el generador de vapor, la planta desmineralizadora, el aerocondensador, la turbina de vapor, los sistemas hidráulicos, etc. Este último proporciona aceite a los sistemas electrohidráulicos de seguridad y control.

3-14 Seminario de PrOyeCtO/99 BAJM

Capítulo 3 Estudio de Dlaneación del dseño

La estación de medición y regulación del combustible que antes de ser suministrado a la turbina de gas es tratado para tener las condiciones adecuadas de temperatura y presión al entrar a la caldera de recuperación y a la turbina de gas.

El deareudor recibe los flujos de aguas tratadas y el condensado para eliminar el oxígeno y gas carbónico en el agua con la finalidad de proteger el recuperador. También se muestran los equipos de turbina de gas que están alimentados por el gas combustible y el diesel (combustible alterno) enviando los gases de combustión a los generadores de vapor (caldera de recuperación de calor o generador de vapor), los cuales calientan y evaporan el agua en tres sistemas de presiones:

0 Alta presión (AP) 0 Presión media (PM) 0 Baja Presión (BP)

Los gases de combustión pasan por las tres secciones del generador, el economizador que precalienta el agua esencialmente; el evaporador genera vapor saturado que pasa al sobrecalentador y este lleva el vapor a la temperatura que requiere la turbina.

El aerocondensador recibe el vapor de escape llevándolo a una presión de vacío. Las siguientes figuras 3.10 y 3.1 1, son representaciones básicas del flujo de proceso de la turbina de gas y turbina de vapor respectivamente en conexión con el generador de vapor.

El proceso básico realizado en la turbina de gas que descarga los gases de combustión en el recuperador de calor, se presenta en la fig. 3.10; el combustible base de operación de la turbina es el gas natural y en caso de falla en el suministro de gas o cambio de combustible se activa el sistema de suministro de combustible Diesel.

El proceso básico realizado por el generador y la turbina de vapor se presenta en la figura 3.1 1; el vapor se inyecta a la turbina de vapor en tres flujos de presión distintas, saliendo el vapor hacia el aerocondensador y hacia los tanques de servicio.

Dentro del ciclo de agua-vapor, se presentan pérdidas que se reponen con agua tratada (desmineralizada). Los atemperadores regulan la temperatura de entrada del vapor a la turbina, aun que realmente se encuentran localizados en el generador de vapor.*

* Ver Capítulo 5: Descripción técnica de equipos principales y sistemas. Sección: Caldera de recuperación.

Seminario de Proyect0/99 BAJM 3-17

Contenido Termoelectrica de Ciclo Combinado “Rio Bravo”

CAPITULO 4

DETERMINACION Y ANALISIS DE EQUIPOS Y SISTEMAS TERMICOS

Selección de la turbina de gas Hojas de datos para la turbina de gas Diagrama de Flujo de Procesos (DFP) Resultados del ciclo de vapor de Río Bravo de 450 MW Generador de vapor - Caldera de recuperación de calor Hoja de datos para el generador de vapor Transferencia de calor en el generador de vapor

Descripción del circuito de proceso en el generador Temperatura de rocío Perfil de temperaturas en el generador

4- 1 4-7 4-9 4-1 1 4-15 4-15 4-1 8 4-1 8 4-2 1 3-2 1

Seminario de Proyecto/99 Termoeléctnca de Ciclo Combinado “Río Bravo” 450 MW J. Manuel Bobadilla A. U N - I , México D.F.

SELECCI6N DE LA TURBINA DE GAS

La determinación de los equipos principales como es: la turbina de g+i':@G),' la :turbi& de vapor (TV), la caldera de recuperación de calor (HRSG) y el aerocondensador (AC), se realizan fijando la potencia a la que hncionará la termoeléctrica. La Central de "Río Bravo" tendrá una generación de 450 MW nominales, de está potencia, cada equipo suministrará una parte, de las dos turbinas de gas' se obtendrán 360 MW y de la turbina de vapor 90 M W .

. .(I ..: G, ., ;. ."- , . ; , ., .. I - . . . , 3 - ,

Analizaremos como se determina la potencia en las turbinas de gas y la turbina de vapor. Para un diseño VeranoDnvierno:

Temperatura media: 23.2 "C. Temperatura mínima: -4.6 "C. Altitud al nivel del mar: 15 m (Se toma 1 atm, como presión atmosférica del sitio)

Poder calorífico inferior en base seca para el combustible: 48 490 Wkg Poder calorífico superior en base húmeda para el combustible: 53 824 W k g Para el ciclo térmico, manejaremos una relación de presión de 8 (rP = S), la eficiencia tanto de la turbina de gas como el compresor lo tomaremos de 83%. Observe en la figura 4.1 el ciclo térmico del sistema de la turbina de gas y en la tabla 4.1, los resultados de cada estado del ciclo.

S Figura 4.1. - Ciclo térmico del sistema de la turbina de gas

1. Apéndice 111: Arreglo de Tuberías 2. Los equipos de generación (TG y TV) se sobredimensionan para cubrir la demanda pico; la oferta entregada a la CFE fue: dos

t u r b i n a s de gas de 368.6 MW y una turbina de vapor de 200 MW.

Seminario de Proyecto/99:BAJM 4- 1

Capítulo 4 Determinación y ar~álisis de equipos y sistemas térmicos

En la tabla 3.4.*, se presento la composición del combustible gaseoso (gas natural) en %mol, el análisis de una mol de este gas resulta:

Carbonos I Hidrdgenos atornos 1 atomos 1

CH4 0.44358 i 0.07393 * 6 0. 14786 0.07393 * 2 C ~ H G 3.56968 0.89242 * 4 0.89242 0.89242 * 1

CqHa I 0.01200 * 3 I O. O3 600 1 0.01200 * 8 I 0.09600 ! C H I 0 0.020 1 o I 0.00201 * 10 0.00804 0.00201 * 4 C5Hl2

0.00462 I 0.00198 ~ 0.00033 * 14 0.00033 * 6 C6H14

0.00432 0.00 180 1 0.00036 * I2 0.00036 * 5

Total 1 I 4.13830 1.08810

Tabla 4.1. - Atomos totales del combustible “Reynosa”

De este total, se obtiene que un mol teórico del gas es:

Si una mol del gas reacciona estequiométricamente con aire seco, la reacción sería:

c 1.08810 4.13830 + 2.123 0 2 + 7.981 N2 ___I,

1.088 COZ + 2.069 HZ0 + 7.981 N.

Si el aire está en un exceso igual a X veces el teórico

c 1.08810 4.13830 + 2.123 X 0 2 + 7.981 XN2

1.088 COZ + 2.069 H20 + 7.981 X N2 + 2.122(X-1) O2

Aplicando un exceso de aire del 400%

c 1.08810 4.13830 + 8.492 0 2 + 3 1.741 N2 ., 1.088 COZ + 2.069 Hz0 + 3 1.925 N2 + 6.368 O2

De estos resultados, se obtiene las relaciones:

68.141

c/a - - 0.0147

*. Capítulo 3. Estudio de planeación del diseño. Sección: Combustible de la Central.

4-2 Seminario de Proyecto/99:BAJM

Gases de Combustión Composición volum4trica

c02 2.63%

0 2 15.36% N2 77.02%

H20 4.99%

Tabla 4.2. - Porcentaje molar de los gases de combustión para el combustible básico (gas natural, Reynosa)

Y los estados para todo el ciclo Brayton, son:

Estado Temp. (“C, j Presión (bar) 1 Pr Entalpía (M&) 1 296.64 296.35 1 1 1 1.3294 2

1 723.58 4

8 1179.49 3

537.74 10.6352 8 533.63

2r 8 580.86 14.402

728.36 30.940 1279.76 247.55 586.95

4r 787.82 1 822.09 47.987

1

Tabla 4.3. - Resultados del ciclo de la turbina de gas de “Río Bravo”

Estos datos son obtenidos para una eficiencia del 83%, en el compresor (proceso 1-2r) y la turbina (proceso 3-4r). En la compresión del aire se toman los datos de tablas de aire* y a partir del estado 3, la turbina trabaja con gases quemados.

El estado 1, es la entrada de aire al compresor, realizamos el balance de energía correspondiente, para obtener el estado 2:

La masa de aire que entra es la misma que sale a una distinta temperatura y entalpía, entregada por el traba-io del compresor. Por lo tanto: o o

Wcompresor = m aire * (h2 -hl) (4 4

que viene a ser el trabajo en el compresor.

* Tablas de aire: Referencia 2.

Seminario de ProyectoI99:BAJM 4-3

Capítulo 4 Determinación y anáhsis de equips y sistemas térmicos

Del estado 2r al 3, el aire comprimido y el combustible se mezclan con un exceso de aire de 400%, resultado un flujo de gases de combustión que salen a una temperatura T3, para entrar a la turbina propiamente.

En la cámara de combustión o combustor el balance de energía resulta: o o o o

m aire * hz + m combustible * hpc ( m ake + m combustible ) h3 (4.3)

Donde el poder calorífico está representado por hPC, que es un dato proporcionado por PEMEX y la CFE (hpc = 48 490 E )

Dividiendo está Última ecuación entre la m a r e

o

m combustible

Despejando la entalpía h3, que corresponde a la salida de los gases de combustión en el combustor, tenemos:

586.95 + 0.014675 * 48 490) h3= (

( 1 +- 0.014675)

h3 = 1279.76g

En el estado 4r, son los gases que irán al recuperador de calor para transmitir su energía térmica al agua en el ciclo de la turbina de vapor. El balance de energía en la turbina de gas, es:

sabemos que: o e o

w Neto = w lurbina - Wcompresor (4.8) o

Sustituyendo en la ecuación (4.8) las ecuaciones (4.2) y (4.7) y factorizando M aire

tenemos:


Capítulo 4 Determinación y anáhsis de equ ipos y sistemas térmicos

Con el diseño que se tiene de la planta, se tienen dos turbinas de gas y cada una generará 184.3 MW, que nos dará 368.6 MW y 200 MW deberán ser suministrados por la turbina de vapor y alcanzar los 568.6 M W . Estos son valores fijos, determinados en el diseño realizado para el cliente, CFE, por lo tanto para la turbina de gas, obtenemos el trabajo neto y el flujo de los gases de combustión, a partir de estos datos, como sigue:

El trabajo producido por kg de aire es:

e

W Neto

m aire

e = (1 + 0.014675)(1279.76 - 822.09) - (586.95 - 296.65) =

Se desea que la turbina de gas tenga una potencia de 184 300 kW, por el trabajo realizado por kg de aire, este resulta:

184300 174.08

= 1058.67 kg,

y multiplicado por la relación 7 , obtenemos:

(1058.67~)(0.014675 %) = 15.54 %

Flujo de aire

Flujo de combustible

Flujo total de gases de combustión: 1074.21 2 Por lo que resumiendo, tenemos:

con un exceso de aire del 400%

e 0.014675 e

m combustible + m aire= 1074.21

m combustible = 15.54 % Tabla 4.4. - Resultados de los flujos másicos que dependen de la relación ''I' dabb

que sé obtiene de la ecuación de combustión y del exceso de aire inyectado a la cámara de combustión.

Seminario de Proyecto/99:BAJM 4-5

Capítulo 4 Determinación p análisis de equipos p sistemas térmicos

L m d a -

GI Turblna

- 744 220.65 kW - 564 441.54 kW

= 307 342.49 kW - 491 63 1.86 kW

184 289.37 kW

0

Q salida

W Compresor

-

-

- w Yeto -

Helrt Rate = 15 338.77 But,%W%

Tabla 4.5. - Resultados de las potencias y flujos de calor de la turbina de gas

Aquí se presentan dos valores impQrtantes para la selección de un modelo de turbina, la potencia de la turbina propiamente W Turbina y el Heat Rate. *

Un alto Heat Rate, nos indica que la operación del ciclo de la turbina será utilizado para demandas en horas pico.

En el apéndice V se enlista una gran variedad de turbinas de gas; principalmente se debe seleccionar la turbina que genera la potencia requerida y el Heat Rate adecuado si se quiere que la turbina pueda cubrir la carga cuando se presenten demandas pico.

La potencia de la turbina comercialmente no sera un valor idéntico al que obtengamos en los cálculos pero si nos permite ubicar entre varios modelos cual es el que trabaja a las condiciones que requerimos.

Para obtener un modelo adecuado, se llena una hoja de datos, que contiene información acerca de la turbina de gas.

Apéndice V: Modelos de turbinas de gas

4-6 Seminario de Proyecto/99:BA.JM

Capítulo 4 Determinación y análisis de equipos y sistemas térmicos

HOJA DE DATOS PARA LA TURBINA DE GAS

m a s e s de escape Simple Regeneracion

Salida ( k v : 184 300 Flujo de aire (kg/s): 1058.67 Flujo de combustible (kg/s): 15.54 Flujo de gases (kg/s): 1074.21 Heat Rate (BtuhWh): 14 126.46 R.P.M.: 3 O00 NO, requerimientos: 0.21 Dum (1 hr. Máx) Presión barométrica: 0.98 atm Humedad relativa: Diseño veranoiinvierno: 74 - 78 ?A Relación. presión: j$ Eficiencia: 83% Temperatura de escape ("C): 787.82 Temperatura de ambiente ("0: 23.2

En la turbina de gas, el combustible principal o básico es: (gas natural, Reposa) (hente de datos, Pemex)

Composición volumétrica % mol

C02 I 2.63%/

I H20

El poder calorifico inferior del gas natural, en este caso es:

IPCI: 48 490 r;s I


Capítulo 4 Determinación y A s i s de equipos y sistemas térmicos

Con el Heat Rate de la turbina, podemos seleccionar uno de los modelos existentes: La turbina de gas seleccionada es:

Fabricante kW Rpm Modelo Potencia , KW Milliones Calor generado Heat Rate B t d i Wh de dolares kW

! I I I I I I I

GE I 9301F I 3000 I 214000 9700 608.204 42 I $196.26

De entre los posibles modelos, este tiene la potencia requerida pero no un Heat Rate cercano a los resultados que obtuvimos, más la hoja de datos que se envía al fabricante o proveedor de turbinas será quién nos dé el modelo más adecuado o alguna otra opción. El modelo 9301F, maneja un flujo de gases de combustión de 1 229.30 $, lo cual es suficiente para el flujo másico que obtuvimos; posiblemente el fabricante en su propuesta haga modificaciones al modelo de turbina, para cumplir con los requerimientos que necesitamos u ofrecernos un modelo distinto o cambiar algún parámetro en nuestros cálculos justificando sus resultados.


Capítulo 4 Determinación y U s i s de equipos y sistemas térmicos

DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO (DFP)

Este circuito es una representación gráfica de la secuencia de los flujos principales de trabajo (gases de combustión, agua de alimentación y vapor), a través de los equipos básicos de proceso e indica la dirección de flujo, presión, temperatura, gastos y puntos de interconexión.

El DFP, de la Central de %ío Bravo", se presenta en el plano DFP-P.1, con sus respectivos valores en cada punto del proceso y cabe mencionar que este diagrama es diseñado desde la ingeniería básica.

El plano DFPGC-P5 es un diagrama de flujo de proceso para el generador de vapor con mayor detalle de las presiones,

Los resultados del ciclo

temperaturas y gastos másicos

de vapor' con los cuales se realizaron los siguientes diagramas, son:

1 192.27 45.717 5 29 2 191.75 15.380 0.10

12

3 130.77 332.460 5.29 14.r 3 028.55 283.131 5.29 14s 2 750.14 153.969 5.29 13 3 629.85 556.500 31.28

15s 0.10 15.380 191.8 I 2 584.70 2 388.00

1% I 0.10 1 35.380 I 2 511.27 I 0.918 Calidad en el punto 15s. 0.971 Calidad cn el punto 15r

Tabla 4.6. - Resultados del ciclo Rankine para la turbina de vapor

*. Capítulo 5: Descripción técnica de los equipos y sistemas principales. Sección: Resultados del ciclo de vapor de Río Bravo de 450 MW".


Capítulo 4 Determinación y d s i s de equipos y sistemas térmicos

Nota:

Ver: Plano: DFP-P4 (,DIAGRAMA DE FLUJO DE PROCESO)

4-10 Seminario de F’royecto/99:BAJM

Capítulo 4 Determinación y anáhsis de equipos y sistemas termicos

RESULTADOS DEL CICLO DE VAPOR DE IÚ0 BRAVO DE 450 Mw

Teniendo como datos los flujos, presiones y temperaturas del vapor a la entrada a la turbina así como el DFP del proceso,* se obtiene la siguiente tabla:

E D 0 h (kJfkg) 1 S (kJ/kg "C) T ("c) P (bar)

1 191.75 1 0.64901 45.380 O. 10

2 1.88108 649. O 1 153.969 5.29 3

0.64901 192.27 45.747 5.29

~~

4

2.66508 1019.12 236.164 31.28 5

1.88108 652.32 154.372 31.28

6

3.02290 1 212.14 282.040 125.12 6'

1.88108 155.500 1 663.88 125.12

7 I 125.12 I 327.923 I 1511.88 1 3.52917 1 -25X-I 327.923 I 2 673.28 1 5.46163 1

8'

6.67787 3 511.00 565.600 125.12 9

6.26305 3 193.62 448.265 125.12

losp] 3128 I 339.040 1 3 086.07 1 6.67787 1 10r 1 31.28 1 369.597 1 3 158.30 1 6.79399 1 83.0% de altaDresi6n Eficiencia en la turbina

I

11

3 629.85 I 7.37360 556.500 31.28 12

6.16790 2 802.30 236.164 31.28 1

13 1 5.29 1 153.969 1 2 750.14 1 6.79880 1 14s 7.37360 3 028.55 283.134 5.29 Eficiencia en la sección

83.0% de presión media I

14r I 5.29 I 332.460 1 3 130.77 I 7.53552 I I I I I I I I

191.83 12 584.70 7.53552 2 388.00

0.6493 I 8.1502 15s I 0.1 1 45.38

0.91 8 Calidad en el punto 15s. '

I I I I I

15r 7.93 1 17 I 0.971 Calidad en el punto 15r 2 514.27 45.380 0.10 1 83% Eficiencia en la turbina 1

de baja y media presión1

Tabla 4.7. - Valores del ciclo Rankine para la Central de Río Bravo

*. Hay que tener muy en cuenta el DFP, que muestra dos generadores de vapor, por lo tanto es doble el flujo para cada presión, y los flujos en el recalentamiento y la mezcla de los tres flujos en e1 vapor de escape. Para mejor compresión véase tan~bién plano DFPGV-PS.

Seminario de Proyecto/99:BAJM 4-1 1

r

r


Capítulo 4 Determinación y W s i s de equipos y sistemas ttnnicos

". m

Y 30

\

O O (D

O O m

O O *

O O N

O O O v


Capítulo 4 Determinación y anáhsis de equipos y sistemas térmicos

Los resultados de la tabla 4.7., son la base para los cálculos y determinación de los equipos: caldera de recuperación de calor y turbina de vapor Cabe mencionar que el flujo total en la turbina de vapor de alta, media y baja presión está compuesto por el flujo de dos generadores, como se muestra en el plano DFPGV-PS. Los resultados para determinar la potencia de la. turbina de vapor son:

Trabajo de las bombas Flujos másicos 0

w bomba BP = 69.71 kW m vapor BP = 106.50 kg,s

w bomba PM = 45.84 kW m vapor Phf = 13.86 kgs w bomba = 1 583.74 kW

e

0

m vapor AP = 12.30 kg's

1 699.29 kW

Calor adicionado Calor cedido

Q B P = 91 116.07 kW

Q PM = 91 487.63 kW

Q ~p = 303 218.28 kW

485 821.97 kW

Trabajo de la turbina

W mhha Bp = 81 784.86 kW

W turbina PM = 60 068.57 kW

W ~p = 37 562.09 kW

Q 308 105.75 kW

179 315.52 kW

Wneto : 177 716.23 kW Eficiencia térmica: 36.6%

Los datos obtenidos por la empresa licitadora. reportan una turbina de vapor con una potencia de 200 M W ; y los cálculos realizados, confirman el resultado.

Es recomendable sobredimensionar la potencia requerida, por las variaciones en las horas pico. En la figura 4.2, se representa el diagrama T-S del ciclo de vapor a escala real, con excepción de los puntos 2, 4, 6, 6', (trabajos de las bombas) que son deliberadamente aumentados para poder apreciarlos.


El generador de vapor, se diseña dé manera que suministre el vapor necesario y a las condiciones requeridas de presión y temperatura.

Los generadores de vapor o caldera de recuperación de calor se pueden adaptar a los requerimientos de vapor, variando dos o tres presiones en sus flujos de vapor.

Para seleccionar un generador de vapor, se solicita al fabricante por medio de una k a de datos, nos proporcione un modelo O diseño, que cubra los requerimientos de la turbina de vapor.

Figura 4.3. - Generador de vapor o caldera de recuperación de calor

HOJA DE DATOS PARA EL GENERADOR DE VAPOR

I Requerimientos de presión de vapor para eP generador (HRSG) Alta presión (bar): 125.12 Presión media (bar): 3 1.28 Baja presión (bar): 5.29

I Turbina de gas Combustible: Reynosa (.%as natural) Temperatura ambiente ("0: 23.2 Flujo de los gases de combustión (kgis): 1074.206 Temperatura de escape de los gases ("0: 787.82


Capítulo 4 Determinacion y anáhsis de equipos y sistemas térmicos

Composición volumétrica de los gases de combustión:

2.63% i

4.9994

I Circuito de alta presión Flujo de vapor (&/S): 53.25 Temperatura de vapor ("C): 565.60 Presión de vapor (bar): 125.12 Pinch Point ("C): Temperatura en el evaporador ("0: 327.92 Temperatura en el economizador ("C): 155.50 Flujo de 'spray' en el sobrecalentador (en el atemperador) (kg's): 1

1 Circuito de presión media Flujo de vapor (kg%): 13.86 Temperatura de vapor ("0: 556.50 Presión de vapor (bar): 3 1.28 Pinch Point ("C): _V Temperatura en el evaporador ("0: 236.16 Temperatura en el economizador ("0: 154.37 Flujo de 'spray' en el sobrecalentador (en el atemperador) (kg's): _V

I Circuito de baja presión Flujo de vapor (kgh): 12.30 Temperatura de vapor ("0: 332.46 Presión de vapor (bar): 5.29 Pinch point ("C): Temperatura en el evaporador ("0: 1 S3.96 Temperatura en el economizador ("0: 45.74 Flujo de 'spray' en el Sobrecalentador (en el atemperador) (kgh):

Nota: Los datos presentados en la hoja de datos para 21 generador de vapor, son resultado de los cálculos hechos para la t u r b i n a de gas y turbina de vapor.

V = Valor que se le solrata a1,fabncante

4-16 Seminario de ProyectoI99:BAJM

Basándose en estos datos presentados al fabricante, deberri determinar el modelo o diseñar la caldera que cumpla con los requerimientos. El generador de vapor que se utilizará en la Central de "Río Bravo", tendrá el diseño presentado en la figura 4.4, y la figura 3.8; son representaciones en un modelo 3D.

Figura 4.4. - Representación en 3D de los generadores de vapor.


Capítulo 4 Determinación y analisis de equipos y sistemas térmicos

TRANSFERENCIA DE CALOR EN EL GENERADOR DE VAPOR

Existen métodos para determinar la transferencia de calor en un intercambiador y esta estrechamente relacionado con el diseño del mismo.

Analizaremos una posible forma de evaluación y determinación del tipo de diseño del generador basándose en los resultados del ciclo de la turbina de vapor' y del ciclo de la turbina de gas.

En el generador de vapor, entran tanto los gases de combustión como el agua de alimentación, v la función principal será obtener vapor de alta, media y baja presión para impulsar la &bina. Los planos DFPGV-PS y CTHRSG-P6 muestran las distintas etapas y los intercambiadores de calor en el generador, sobrecalentador, etuporudor, econornizudor; y existe un conjunto de estos equipos para cada flujo de presión que se opera: altu presrtin, presibn media, baju presicjn, y están distribuidos de manera que se obtenga la mejor transferencia de calor para cada uno de los tres flujos de presión.

Descripei6n del circuito de proceso en el generador

El flujo de baja presión, pasa por los tres intercambiadores mezcla con otro flujo de vapor; el flujo de presión media, reci

sin ningún recalentamiento ni be el vapor de la turbina de alta

presión a la presión media (figura 4.2 Ts ciclo Rankine, punto lor), es decir, al espanderse el vapor de alta, se establece una presión un poco mayor que la del flujo de presión media y se mezclan pasando por dos recalentadores (figura 4.2 puntos ( I 1 -IOr):(REC I PM) y ( 101.- 13)XREC 2 PM)] (también ver plano DFPGV-PS), antes de entrar en la turbina (punto 12). El vapor de baja presión entra a la turbina en el punto 14r y junto con los demas flujos, se expanden hasta el punto 15r, para ser dirigidos al aerocondensador.

La transferencia de calor de los gases de combustión al agua de alimentación por los intercambiadores de calor la podemos analizar de la siguiente forma:

La temperatura de los gases de escape de la turbina de gas es T,=787.82 O C , los datos de los flujos de vapor, son:

~ - A p a - - Vapor ~ -~~~

Flujos másicos Aita presrón 53.250 !E

:Presión media 6.930 %

Baju presidn 6.150 !x

-.. _ ~ _ - -~ ~" ~~~ ~

"" "" ~~. ."

S ~ ""

P ~- .. " ." -

i~_ .. ~- -~

Y aplicando las fórmulas (2.181, (2.2 1) y (2.22). se obtiene la siguiente tabla: Nota: La secuencia de la tabla 4.8, está con respecto al paso de los gases de combustión, en la caldera de recuperación.

Capítulo 4: Secclón: Resdtados del ciclo de tapr de Río Brato de 450 MW

4-18 Seminario de Proyectol99:BAJM

Plano DFPGV-P5 - figura 4.2 hoja 1!2

recuperación de calor el generador de vapor -

Etapas de los gases de combustion por la caldera de Etapas del agua - vapor por

Sobrecalentador de Alta presión Etapa 8'-9

Gases de combustión flujos Vapor

Tenpado - - 787.820 "c Tenvada - 334.04 kg S mgc - 448.265 "c

53.25 kg S

- -

Tsalida = 745.658 "c mvapor - Tsalrda = 565.600 o C -

Recalentamiento a Media presión Etapa lor-12

Gases flujos Vapor

Tentrada - - 745.658 "C Tenwada - - 369.597 "c mgc - - 334.04 kg S

Tsahda = 674.863 O C mvapor = 60.18 kg .S Tsalzda = 556.500 O C

Sobrecalentador de Alta presión

mgc - 334.04 kg's Tenpoda = 327.923 "c 674.863 "c

Etapa 8"5'

Gases flujos Vapor Termada -

- -

Tsallda = 605.102 C mwPor - 53.25 k g s Tsalrda = 448.265 "c -

Evaporador de Alta presión Etapa 7-8

' Gases flujos Vapor Tentrada -

- 605.102 C 334.04 k g s mgc - Calor latente -

Tsahda = 448.335 "c magua-vapor 1 161.396 khkg - - 53.25 kgls

Evaporaclon = 327.92 "c

Economizador de Alta presión Etapa 6-7

Gases flujos Vapor Tenhada -

- 448.335 "C Tentrada - - 282.040 "c mgc - 334.04 kg~s -

Tsalrda = 406.604 "C magua ;= 53.25 k g s Tsalr'id 327.920 "c

Evaporador de Media presión

3 34.04 kg/s mgc - Calor latente 406.604 "c

Etapa 5-1 1

Gases flujos Vapor Tentrada -

- -

Tsalida = 373.837 "c magua-vapor 1783.180 kJkg - - 6.93 kg4

Evaporanon - - 236.16 "c


Capítulo 4 Determjnación y análisis de equipos y sistemas térmicos

Etapas de los gases de combustión por la caldera de Etapas del agua - vapor por recuperación de calor el generador de vapor

Sobrecalentador de Baia presión Etapa 13-13r

Gases flujos Vapor T e n t r h -

- 373.837 " C Tentrda ~ m g C = 334.04 kg's 153.969 " C -

T s a l z h = 367.529 " C mvapa - 6.15 k p s Tsairda = 332.460 "c -

Economizador de Alta presión Etapa 66'

Gases flujos Vapor Tentrada - 367.529 " C Tenrrada - - - 155.500 " C mgc - - 334.04 kg,'s

Tsalida = 289.003 "C magua = 53.25 kgf's Tsai,& = 282.040 " C

Economizador de presión media Etapa 4-5

Gases flujos Vapor Ten&& -

- 289.003 " C Tenrrada - - 154.372 "c - mgc - 334.04 kg.s

Tralida = 282.129 "c magua = 6.93 kg Tsahda = 236.127 "c

Evaporador de Baja presión Etapa 3-1 3

Gases flujos Vapor - Tentroa!a - 282. I29 " C mgc = 334.04 kg.'s Calor latente

Tsalida = 247.247 " C 2101.130 kJkg - 6.15 k g s

Economizador de Baia presión Etapa 2-3

GMS

maeua = 66.33 kg& Tsai1do = 153.969 " r T s a l l h = 164.269 c

flujos Vapor - - 247.247 "c TentraJil - mgC = 334.04 k q s 45.747 " C ~~

Tabla 4.8. - Temperaturas de entrada y salida entre los gases de combustión y agua - vapor en el sobrecalentador, evaporador y economizador para cada flujo de presión.

Este es un análisis de las temperaturas a través del generador de vapor entre los gases de combustión y el agua y vapor, no siendo el Único ni el mejor, pero si 'permite obtener la temperatura de salida de los gases de combustión. Dependiendo de la información con que se cuente, se podrá hacer un análisis con menor o mayor detalle; por ejemplo: un estudio del intercambio de calor puede incluir transferencia por radiación.

El generador tiene un quemador adicional en la entrada, para elevar más la temperatura y aprovechar el aire aún permanente en los gases de escape. En estos resultados no se utiliza dicho aumento de temperatura y los gases entran a 787.82 O C , y salen a 164.269 O C ,

dirigiendolos a la chimenea.


Capítulo 4 Determinación y U s i s de equipos y sistemas térmicos

Temperatura de rocío

El agua tiene una composición molar de 0.0499 (tabla 4.2), esto nos indica que la presión parcial a la salida de los gases es (1 bar) (0.0499) = 0.0499 bar, que corresponden a una temperatura de rocío de 32.84 "C; por debajo de esta, se comienza a formar agua, y junto c m los gases se produce una sustancia corrosiva que puede dañar los intercambiadores de calor últimos para los gases o lo que es lo mismo, los primeros intercambiadores de calor para el agua.

Esta es otra razón por la que se puede elevar la temperatura de los gases a la entrada del generador para evitar que se llegue a la temperatura de rocío.

Perfii de temperaturas en el generador

Los cálculos para el generador de vapor, tienen implícitos otros parámetros que son característicos de cada unidad. Los fabricantes en sus diseños contemplan las áreas de intercambio de calor, coeficientes de transferencia de calor, factores de corrección, eficiencias de los intercambiadores, pasos de tubos y envolventes,* etc. y que por métodos y experiencia, ya tienen forma de diseñar los generadores con los requerimientos que necesitan sus clientes.

Figura 4.5. - Generador de vapor (HRSG) de la empresa HANJUNG (Korea), para una Central ciclo combinado en Brasil.

Capítulo 4 Determinación y análisis de equipos y sistemas térmicos

Resumiendo los valores de la tabla 4.8 podemos obtener las gráficas para cada uno de los flujos que se utilizarán en la Central de Río Bravo.

Í- Flujo de alta presión Temperatura de

agua- vapor ("C) 10s gases (OC) Temperatura del

9

327.9 605.1 8 448.3 745.7 8' 565.6 787.8

7 448.3 I 327.9 6' 367.5 I 282.0

I

1 6 1 289.0 I 155.5 I Tabla 4.9. - Temperaturas por el intercambio de calor entre los gases de escape y el agua

- vapor de alta presión.

Flujo de presión media !

Temperatura de agua - vapor (0C) los gases (OC) Temperatura del

12 556.500 745.658 1 Or

236.164 406.604 11 369.597 674.863

I 5 I 373.837 1 236.164 I 5

154.372 282.129 4 236.127 289.003

Tabla 4.10. - Temperaturas por el intercambio de calor entre los gases de escape y el agua - vapor de presión media.

Flujo de baja presión Temperatura de

agua - vapor ("C) 10s gases ("c) Temperatura del

14 153 '"59 367.529 13 332.460 373.837

13 153.969 247.247 3 153.969 282.129

3 45.747 1 64.269 2 153.969 247.247

Tabla 4.11. - Temperaturas por el intercambio de calor entre los gases de escape y el agua - vapor de baja presión.

Las tablas 4.9,4.10 y 4.11, están representadas en las gráficas 4.5, 4.6 y 4.7 para cada flujo de presión respectivamente.


Capítulo 4 Determinación y W s i s de equipos y sistemas térmicos

900

800

700

600

500

400

300

200

1 O0

O

Perfrl de Temperaturas en el Generador de Vapor Flujo de Alta Presidn

"1 .___ ~

'x _. Gases de Combusti6n -?I?b"- -

1 Evaoorador 1 _ _ _

I Economizador J Etapas entre los 9 0' 0 7 6' 6 intercambiadores

100% 0%

Calor cedido por los Gases de Combustlon y Calor ganado por el Agua

Figura 4.3.

Perfil de Temperaturas en el Generador de Vapor Flujo de Presidn Media

600 5 o, 500 e 5 400

300

200

3

al

z I00

O Etapas entre los l2 intercambiadores

1 Or 11 5 5 4

100% o Yo Calor cedido por los Gases de Combustion

y Calor ganado por el Agua ~- ___ ". ".

Figura 4.4.


Capitulo 4 Determinación y a s i s de equipos y sistemas térmicos

~~

Perfil de Temperaturas en el Generador de Vapor Flujo de Baja Presión

Etapas entre los 14 13 13 3 3 2 intercambiadores

100% 0%

Calor cedido por los Gases de Combustion y Calor ganado por el Agua

- ~

Figura 4.5. ~~

4-24 Seminario de Proyectol99:BAJM

Contenido Termoeléctrica de Ciclo Combinado "Río Bravo"

CAPITULO 5

DESCRIPCION TECNICA DE LOS EQUIPOS Y SISTEMAS PRINCIPALES

Descripción de la turbina de gas

Proceso de trabajo en la turbina de gas Principales componentes de la turbina de gas

Descripción técnica Etapa de encendido Sistema admisión de aire Sistema de combustible Sistema de control hidráulicoheumático Cambio de combustible de emergencia

Principales componentes de la turbina de vapor

Atemperador Domos

Aerocondensador Condensador enfriado por aire Condensador de una fila Características de diseño Diseño térmico

Controles Automáticos Sistemas de Seguridad

Turbina de Vapor

Caldera de recuperación de calor

Seguridad y monitoreo

5-1 5-2 5-3 5-3 $3 5-5 5-5 5-6 5-6 5-7 5-8 5-8 5-9 5-1 1 5-12 5-12 5-13 5-14 5-1 5 5-17 5-17 5-18

Seminario de Proyecto/99 Termoeléctrica de Ciclo Combinado "Río Bravo" 450 MW J. Manuel Bobadilla A. UAh4-I, México D.F.

Capítulo 5 Descripción técnica de los equipos p sistemas principales

DESCRIPCION DE LA TURBINA DE GAS

La turbina de gas tiene por función la conversión de la energía contenida en los gases de combustión en energía mecánica, y está acoplada a un generador, cuyo resultado es la producción de energía eléctrica, y se puede re utilizar la energía térmica de los gases en un recuperador de calor y producir vapor adicional.

El compresor suministra aire a los combustores a una temperatura y presión determinada por la relación de compresión, n = p2 / pl; los quemadores a su vez suministran tanto el aire como combustible al combustor, donde se mezclan y queman produciendo un gas energizado que puede pasar por más de una etapa, mezclándose dentro de la cámara de combustión (figura 5.3), los gases pueden salir a temperaturas superiores a los 1000 OC, teniendo en cuenta que existe una temperatura operativa del material, que no deberá rebasarse.* Los gases pasan a la turbina en donde se expanden, realizando un movimiento de rotación en el eje o flecha de la turbina, que se encuentra acoplado al generador eléctrico. r l . Turbina de gas de ciclo simple

3. Turboventilador Existen tres tipos principales de turbinas de gas: 2. Turboreactor

Y cada una varia dependiendo del fabricante; pero en general, todas presentan las siguientes características:

l . Una flecha (eje) para la turbina y el compresor, soldado a la base de discos y segmentos forjados

2. Tubería para el combustible integrada en la carcaza

3 . Enfriamiento interno con aire de las primeras etapas para los álabes móviles y fijos de la turbina

4. Provisto (según el fabricante) de sistemas para: a. Inspección, reparación y reemplazo de

b. Inspección boroscópica de los álabes de la cojinetes

turbina y compresor, del combustor y tubería

Figura 5.1. - Inspección boroscópica, para detectar daños en la estructura

de los álabes.

* Apéndice V: Materiales para turbinas


Principales componentes de la turbina de gas

1. 2. 3 . 4. 5. 6. 7. 8.

Carcaza de descarga 9. Alabes guías variables del compresor Cojinete de la turbina 10. Ducto de admisión del aire Porta álabes de la turbina de baja presián 11. Cojinete de empuje carga axial Carcaza de la turbina 12. Cojinete de carga radial del compresor Combustor anular 13. Soporte del compresor Dihsor del compresor 14. Armazón base Carzcaza del compresor 15. Rotor, flecha de la turbina y del compresor Alabes del compresor

Figura 5.2. - Corte lateral de una turbina de gas, compañía ABB.

5-2 Seminario de Proyecto/9%BAJM

Capítulo 5 Descripción técnica de los equipos J- sistemas principales

PROCESO DE TRABAJO EN LA TURBINA DE GAS

Descripci6n t b i c a

El aire se toma del sistema de admisión (figura 5.4) y es comprimido e inyectado por los quemadores a la cámara de combustión, siendo controlado el flujo de aire por los álabes guías variables; con el propósito de enfriamiento y sellado. El aire pasa por etapas diversas del compresor fluyendo a través de los quemadores mezclándose con el combustible y quemándose en el combustor* propiamente. Luego los gases pasan por los tubos de ignición al siguiente combustor y se recalientan con la adición de combustible por las boquillas de atomización dentro del combustor anular para su quemado con los gases de la primera etapa, después los gases fluyen por las siguientes etapas hasta el difüsor de descarga y hacia el recuperador de calor para las Centrales de ciclo combinado.

Etapa de encendido

Las antorchas de encendido (bujías) son activadas en forma eléctrica; el aire y combustible son inyectados por un sistema de quemadores, y la llama se propaga de combustor en combustor. El combustible para los combustores secuenciales, sé auto enciende debido a los gases calientes provenientes de la primera etapa.

Figura 5.3. Cámara de combustión anular

Los álabes de la turbina de alta presión así como el eje son enfriados por aire tomado del compresor,. Este tipo de arreglo anular de combustores presenta un perfil uniforme de temperaturas del gas, y una mejor combustión debido a la mezcla del combustible y el aire.

Cuando se utiliza gas natural, el combustible fluye hasta la cámara de combustión a través de los quemadores que inyectan el gas por medio de tubos de cavidades muy finas, ubicadas al filo de las ranuras de acceso al combustor para mezclarse el aire. El combustible líquido (Diesel) es inyectado por una boquilla rociadora.

* Combustor: También se le denomina Camara de combustión

Seminario de Proyecto/99-BAIM 5-3

Capítulo 5 9escripción técnica de los equipos y sistemas principales

El sistema de distribución de aceite suministra éste, para el control y protección del turbogrupo de vapor y gas, incluyendo el Senerador y excitador, distribuyendo el aceite por medio de bombas con motor eléctrico y en caso de fallar entran las de respaldo.

El sistema de enfriamiento para los álabes de la turbina gas como la de vapor, extraen el aire del compresor y es dirigido hacía los álabes, hacia el combustor, el difüsor, la carcaza, el rotor de la turbina y los cojinetes.

Con la instrumentación especial para la supervisión de la turbina, se realizan las mediciones de velocidad, vibraciones, posición axial y expansión diferencial del turbogrupo.

5 -4 Seminario de Proyecto/99-BAJM

Capítulo 5 Descripción técnica de los equipos y sistemas principales

Sistema admisidn de aire

La admisión de aire en la turbina de gas pasa por una serie de filtros, primero por una persiana para impedir la entrada de agua pluvial y objetos como pájaros. El aire limpio pasa por un silenciador, por un anillo de admisión hasta llegar a la entrada del compresor. La temperatura del aire es medida así como la presión diferencial, que deben cumplir con los parámetros preestablecidos.

,Persianas

Filtro S

Compresor An i l l o de Admisión

Figura 5.4. - Sistema de admisión

Sistema de combustible

El sistema de suministro de combustible líquido alimenta al sistema de distribución de combustible fluyendo a través de la válvula principal. La bomba envía el combustible a los quemadores y praporciona la presión requerida para la atomización. Para el encendido, la válvula principal debe estar abierta, las válvulas para drenar y de disparo deben estar cerradas, y el flujo es controlado por las válvulas de control.

Encendido el sistema de suministro y distribución, la válvula de control se abre gradualmente para el arranque hasta alcanzar la abertura de la potencia requerida y así subsecuentemente se abre para las siguientes etapas en l a cámara de combustión. En caso de paro de la turbina de gas las válvulas de control, se cierran conforme al programa de paro, la válvula de disparo y la válvula principal se accionan y se abren las válvulas para drenar.



Este último conjunto de válvulas, son controladas por un sistema Hidráulico / Neumático, que siempre se encuentra en operación y es trabaja independientemente para asegurar su funcionamiento.

Sistema de control hidrAulico/neumático

Este sistema está diseñado para el caso de un colapso de la presión en los sistemas de tubería, restaurando de inmediato a las condiciones estables y esta en contacto directo con el cuarto de control que monitorea los principales equipos de la Central.

El sistema de control mantiene los parámetros preestablecidos que son afectados por fluctuaciones como la carga del generador, temperatura ambiental, etc., protegiendo a la turbina de gas de daños severos. Entre los diversos parámetros que controlan se encuewan:

0 Carga, temperatura del combustible. El aire excesivo en las etapas de compresión

0 Activación de alarmas

Cambio de combustible de emergencia

Para realizar un cambio rápido de combustible por algun imprevisto, se mide la presión del gas antes de la válvula principal, si cae está por abajo del nivel de presión establecido, en el cuarto de control bajan la carga de la turbina y cuando el turbogenerador alcanza el nivel de carga parcial fijado, se inicia el programa para el cambio automático de combustible de gas a combustible líquido. La bomba de combustible alcanza la presión y las válvulas de control se abren, permitiendo que el flujo de combustible líquido fluya a los quemadores y las válvulas de control del sistema de gas se cierran simultáneamente, de igual forma al pasar de combustible líquido a gas se realiza la misma secuencia.

5-6 Seminario de Proyecio/99-BAJM


TURBINA DE VAPOR

La turbina de vapor tiene la hnción de convertir la energia contenida en el vapor sobrecalentado en energía mecánica, y acoplado a un generador, resulta en la generación de electricidad.

La operación, flujos, presiones, y temperaturas en Ia turbina de vapor dependen del diseño que se considero junto con el generador de vapor para obtener la potencia deseada.

A P : Alta presión I Abreviaturas utilizadas para PM: Presión media identificar un flujo de presión en la BP: Baja presión turbina de vapor

En específico, el ciclo de vapor de la Central de Río Bravo es el siguiente:

La turbina de vapor admite el vapor vivo que entra a la turbina de alta presión (M) a través de la válvula de paro y de la válvula de control; el vapor sale por el escape y se envía a recalentamiento en el sobrecalentador como presión media (PM) por la válvula de intersección de paro. El vapor de baja presión (BP) entra a la turbina de presión media (PM) a través de la válvula de paro de BP y la válvula de control de BP, y todo el vapor expandido del escape de la turbina de BP, se dirige al aerocondensador.

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:ontinua del rotor por medio del tornaflecha asegura una ventila gradientes de temperaturas y por lo tanto la deformación del

LS turbinas aún cuando la unidad esta &era de servicio.

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La rotación continua del rotor por medio del tornaflecha asegura una ventilación adecuada, que evita los gradientes de temperaturas y por lo tanto la deformación del rotor y de las carcazas de las turbinas aún cuando la unidad esta &era de servicio.

Figura 5.5. - Corte de la turbina de vapor, modelo KA24-1, compañía ABB.



Principales componentes de una turbina de vapor

o Carcaza de la turbina y diafragmas de secciones de AP y PM/BP. o Carcaza interior en la turbina de PM, porta álabes en la turbina de BP o Alabes de reacción y de impulso de alta eficiencia o Alabes de la última etapa son de forja de precisión 0 Rotor de Ap y rotor soldado de PM/BP o Caja de reducción de velocidades entre turbinas de AP y de PM/BP.

En el modelo KA24-1 (figura 5.5.), los álabes de la sección de .4P, son de impulso, unidas al rotor por medio de entradas laterales. El rotor esta balanceado a velocidad nominal y expuestos a prueba de sobre velocidad de 120% del valor nominal de acuerdo a las normas IS0 1940. El vapor vivo es admitido a través de una válvula de paro y una de control encima de la carcaza de la turbina de M . La válvula de control regula el flujo de vapor a la turbina. La válvula de paro de emergencia por intersección está montado a un lado de la sección de la turbina de PM. Está descripción corresponde al modelo KA24-1 de la compañia ABB.

CALDERA DE RECUPERACI6N DE CALOR

La caldera de recuperación de calor, es un intercambiador de calor de dos o tres presiones, (que está diseñado específicamente para el comprador, permitiendo la transferencia de calor de los gases de combustión al agua de alimentación, por medio de tuberías con aletas de diseño muy sólido, dentro de los cuales se calienta el agua de alimentación hasta obtener vapor a altas temperaturas según la temperatura de entrada de los gases de combustión.

En el generador de vapor para “Río Bravo” (planos DFPGV-P5 y CTHRSG-PB), el equipo de recalentamiento, recibe el vapor de escape de la turbina de alta presión (AP) recalentándolo ya como vapor de presión media (PM), y el vapor de A P , PM y BP deben tener un control de su temperatura de salida. El atemperador de inyección del tipo de atomización, regula la temperatura del vapor.



Atemperador

La función de un atemperador es la de controlar la temperatura del vapor en cuestion, por diversas formas, una de ellas es por atomización (figura 5.7). Existen diversos modelos de atemperadores según el fabricante. específicamente el modelo AS4600 se utiliza para del control de temperatura de vapor a 45 bar y 257 "C Para aplicaciones especialmente de calderas de recuperacion de calor* en ciclos combinados de media y baja presión, y otras aplicaciones como inyector de agua caliente.

De los diversos tipos y funciones de atemperadores, el utilizado en el generador de vapor' es de atomización de agua. que se inyecta al vapor para controlar su temperatura, únicamente.

La figura 5.6, muestra un atemperador que controla la presión. temperatura y cantidad del fluido a inyectar.

Figura 5.6. - Atemperador serie 4600N

Figura 5.7. - Secuencia simulada de un aternperador en operación inyectando el agua atomizada a la temperatura y presión diseñada, Yarway Corporation.

El ensamble del generador de vapo? se realiza en fábrica con la máxima extensión permitida por restricciones de embarque. Y los componentes prefabricados como el domo, el separador aguahapor, placas de envoltura exterior, etc., se ensamblan en el sitio.

1. La Caldera de recuperaclón de calor es el equivalente al generador de vapor, aplicamos la pnmera defimclon para el arhlisls con

2 Captulo 4: Detemmacion y analrsls de equpos y sistemas térmicos. los pases de combustlon Y la segunda defmcion para el vapor penerado.

Seminario de Proyecto/99-BAJh4 5-9

P

I

w

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Seminario de Proyecto/99-BAJM 5- 10


Domos

Construido con acero al carbón, equipado con aperturas de acceso y separadores de vapor, principalmente. Un separador garantiza que durante el arranque el agua en la etapa del economizador/evaporador no alcance las condiciones de sobrecalentamiento. La caldera de recuperación está aislada internamente, lo que se llama diseño de carcaza fría. Debido a las dimensiones del recuperador de calor, se debe colocar plataformas y escaleras para su operación y mantenimientos de los componentes del generador de vapor.

Domo de alta presión

Domo de baja presión

Vista lateral de un HRSG

Figuras 5.8. - Central "Gator Power" es operada por la Universidad de Florida Seminario de Proyectol99-BAJM 5-1 1


AEROCONDENSADOR

Condensador enfriado por aire.

El vapor que sale de la turbina es enviado al condensador enfriado por aire, pasando por un conducto hasta llegar a los cabezales (del aerocondensador) donde es enfiiado por convección con el aire, que es impulsado por grandes ventiladores’,permitiendo que el condensado se forme en la tubería de los paneles colocados a 10 largo de todo el cabezal, (figura 5.9) ademas de reducir el contenido de oxígeno, minimizando la corrosión.

Descripción

El vapor de escape de la turbina, fluye a través de los ductos que se encuentran en la parte superior del condensador de aire, donde se condensan por medio de la convección con el aire que hnciona como medio refrigerante. Este aire se hace circular por unos ventiladores axiales.

En la parte baja de los condensadores, se colectan los condensados por acción de la gravedad dirigiéndolos al tanque de condensado principal. Antes de regresar al sistema de alimentación de a p a es parcialmente recalentado por el ducto principal de vapor.

De manera que, el condensado acumulado, es bombeado al tanque principal de condensados por medio de bombas o también podría realizarse por gravedad, por la gran altura de este equipo aerocondensador.

Las dimensiones de un aerocondensadoi de 8 filas con 5 ventiladores c/u, mide aproximadamente:

Longitud: 62 m Ancho: 100 m Altura: 32 m

El sistema condensador opera bajo condiciones de vacío, el cual fbnciona con un eyector que evacua el aire desde el aerocondensador hasta las condiciones de vacío requeridas.

El aire y otros gases no condensables que son introducidos al recuperador de calor, con los químicos conservadores del agua de alimentación, son expulsados por el condensador por la unidad de vacío y descargados a la atmósfera.

1. Capitulo 5: Sección :Características de diseño. Dimensiones de un diseño en particular. 2. Las dimensiones corresponden a los equipos de la compañia Hamon-Lummus, Inc.

5-12 Seminario de Royecto/99-BAJM


Condensador de una fila

Su fbnción es de condensar el agua, por medio de las bajas de presiones (en vacío), y el aire circulante alrededor de los ductos, funciona como enfriador impulsado por ventiladores, para después llevar el agua a recircular dentro del ciclo.

El aerocondensador de una sola fila o también llamado SRC’, mejora la eficiencia de condensación de los diseños de múltiples filas’, proporcionando una caída de presión y distribución de vapor adecuadas, además cuenta con aletas para una mayor dispersión de calor. Los condensadores de múltiples filas presentan el inconveniente de tener varias capacidades de condensación que conducen a la corrosión interior del tubo y el contenido de oxígeno en el condensado.

Esta situación podría causar congelamiento y formación de hielo que sería demasiado peligroso provocando la ruptura de la tubería, pero previendo esto, se hacen tubos con diámetros internos grandes.

Los aerocondensadores (SRC), están hechos de acero al carbón cubiertos con una capa aluminio / silicio, evitando la corrosión. La Central de “Río Bravo” cuenta con un aerocondensador (tipo SRC) que en otras palabras, cada fila (cabezal) condensa la cantidad de vapor que recibe (los del tipo múltiple envían el vapor no condensado hacia otras filas del aerocondensador).

La operación del aire enfriador que es impulsado por ventiladores que están controlados por Controles Lógicos Programables (PLC) y cuenta con una superficie galvanizada en los ductos.

El aerocondensador cuenta con los siguientes equipos:

o Monitoreo del aire ambiente y del sistema de vacío 0 Sensores de baja presión y temperatura 0 Tanque de condensados

Los condensadores consisten de varios módulos, cada banco de 10 tubos (modelo típico) y cada uno provisto de un ventilador, figuras 5.9 y 5.10.

1. Por sus siglas en inglés Single Row Condenser (SRC, ver figura 3.5) 2. Los Aerocondensadores de múltiples filas estin conectados en sene.



Figura 5.9. - Esquema del aerocondensador de varias filas, de la empresa Hamon- Lummus. Consta de 35 módulos, para plantas de ciclo combinado

de 780 MWe y una presión de vacío de 84 mbar.

El aerocondensador cuenta con una sección primaria y una secundaria. La sección primaria drena el condensado al tanque’ y los IZO condemudos (vapor y otros gases) pasan a la sección secundaría (los cabezales). El vapor se distribuye en las tuberías superiores y este a su vez en los módulos, y por medio de los ventiladores ubicados por debajo y a lo largo de todo el cabezal, (figura 5.9), condensan todo el vapor y el condensado pasa a los tanques de almacenamiento.

Un tipo de común de aerocondensador con datos continuación: Características de diseño

O Central de Potencia de Ciclo Combinado (CCPP)’ 0 Potencia de la Planta: 330 MWe o Módulos: 16 O Tamaño de ventiladores: 9.75 m (diámetro) O Contrapresión de la turbina 87 mbar

fisicos y térmicos, se presenta a

Figura 5.10. Aerocondensador de 330 MWe 1. La seccion primaria representa la tuberia que conduce el vapor hasta los cabezales y en su trayecto se condensa vapor que

2. CCPP = Cicle Combine Power Plant


es drenado.

Capítulo 5 Descripción técnica de los equipos y sistemas principdes

Diseño Térmico

El tipo de diseño se debe a los parámetros que operan el sistema, estos son:

Flujo: 138 kg/s (1 103 O00 Ibh) Vapor Escape de la turbina de vapor de 1.7 bar (5 in Hg) . 39 "C (102 "8

Para solicitar un tipo de aerocondensador se requiere saber datos como:

0 Intercambio de calor requerido Razón del intercambio de calor Flujo total

0 Temperatura y presión Calidad de vapor y agua.

0 Presiones en las tuberías.

La estructura esta diseñada con especificaciones contra viento, nieve y condiciones sísmicas, absorbiendo la resonancia por seguridad de los ventiladores. Los tanques de condensados pueden incluir deareadores que disuelvan el oxígeno contenido en el condensado.

Figura 5.11. - Deareador de la Central "Gator Power" Universiuad de Florida


Capitulo 5 Descripción tecnica de los equipos y sistemas principales

L a siguiente tabla es una lista de referencias sobre los aerocondensadores SRC, por potencia con que cuentan algunas industrias, centrales, etc.

I Aero- Mwe Tipo de Central Cliente I condensador i M w

Tabla 5.2 Información concerniente a las instalaciones de la empresa Hamon-Lummus Inc.



CONTROLES AUTOMÁTICOS

En toda Central existe un sistema de control que realiza el manejo automático de ciertos equipos, como la velocidad de las turbinas, ajustándola inmediatamente y también permitiendo la operación manual. Los controles realizan tareas como: Arranque, carga y descarga automática de los equipos, supervisando las fallas en los mismos, proporcionando una operación segura, continua en la turbina de vapor y relevando a los operadores de ciertas íünciones de control, como son:

Para arranaue:

0 Selección automática del gradiente de velocidad Supewisión de los rangos de velocidad crítica

0 Limitaciones de la tensión térmica

Para carga:

Selección automática del gradiente de carga Limitación de la tensión térmica

SISTEMAS DE SEGURIDAD

Se cuenta con activadores de las válvulas de paro y de control que se operan hidráulicamente, permitiendo las posiciones de abierto y cerrado, contando además con amplificadores de descarga para asegurar el cierre rápido de las válvulas en caso de un disparo o falla en la turbina; hncionan con el principio de “contra - toda - falla“.

Estos sistemas sólo se activan durante el arranque, paro, o fallas, y así como se deben revisar todos lo equipos y sistemas de la planta, también el sistema de seguridad se revisa en periodos definidos.

Estos sistemas cuentan con controladores automáticos que cierran las válvulas principales en caso de tensión excesiva en el rotor y presión excesiva en la cámara de la turbina para evitar sobrecargas, trabajm conjuntamente con los sistemas de control hidráulicos.*

* Capitulo 5: Sección: Sistemas de control hidráulico / Neumatico.



En general los sistemas de seguridad, controlan y monitorean todos los equipos de la Central.

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Seguridad y Monitoreo

En las mediciones de velocidad, las variaciones provocan una alarma, y de ser necesario, se dispara el grupo de control si los valores son excedidos. Las mediciones de vibración en los pedestales de los cojinetes, en la flecha, velocidad, temperatura de descarga del gas, sistema de enfriado, flujos, etc., son indicadas y controladas desde el cuarto de control La combustión en la turbina de gas se supervisa por monitores de llama infrarrojos. Se verifican que las válvulas principales de control y disparo cierren correctamente. * La temperatura de descarga del gas es monitoreada a la salida de la turbina, reduciendo la carga en caso de exceder los límites permisibles. El nivel de presión del gas debe ser el pre-establecido para el arranque de la turbina de gas. El sistema de protección de incendios y explosiones, monitorea todas las partes críticas del sistema de combustible gas y líquido. En caso de falla de la bomba de aceite de lubricación de los equipos en operación, entra en acción la segunda bomba. La temperatura del aire de enfriamiento de los álabes en las primeras etapas debe ser monitoreado. En ambiente frío, los sellos de las válvulas están equipadas con calentadores eléctricos en caso de congelamiento al estar cerradas las válvulas. El sistema de aire de admisión es monitoreado.

* Se debera dar un mantenimiento de l a s valvulas de control y disparo periodicamente (semanal o mensual).


Contenido Temoeléctrica de Ciclo Combinado “Rio Bravo“

CAPITULO 6

EVALUACION ECONOMICA

Costos y Factores Económicos a Costos de inversión m Costo de equipo

Costo de ingeniería m Costos de construcción

Costos diversos Costos de generación

6-1 6-3 6-2 6-1 6-4 6-1 6-5

Seminario de Proyecto/99 Termoeléctrica de Ciclo Combinado “Río Bravo” 450 MW J. Manuel Bobadilla A. UAM-1, México D.F.

Capítulo 6 Evaluación económica

COSTOS Y FACTORES ECONOMICOS

Los costos de una Central termoeléctrica en general se pueden clasificar en:

1. Costos de inversión 2. Costos de generación

Estos a su vez se dividen en diversos costos a los que se les asigna un porcentaje de la inversión total.

Los costos de inversión están dirigidos a la etapa de construcción y los costos de generación a la etapa de operación de la Central durante su vida útil. Y para comprender la distribución de los costos totales y parciales es necesario evaluar la Central a partir del arreglo general y de la ingeniería de detalle.

Otro punto importante es la situación financiera que nos permitirá saber principalmente:

El costo específico por kW Años equitativos de pago Tasa interna de retorno Valor presente neto

El estudio realizado por las empresas encargadas de la construcción y diseño de la Central, realizaron un estimado de cada una de las áreas, servicios y etapas involucradas resultando en una tabla similar a la siguiente.



l. Equipo especializado 2. Otros equipos 3 . Civil 4. Mecánico 5. Eléctrico 6. Estructuras y construcciones 7. Ingeniería y arranque de la central Sub-total

238.592.000 US$ 68.3% 8.592.000 US$ 2.5% 8.664.000 US$ 2.5%

20,496,000 US$ 5.9% 11.368,OOO US$ 3.3% 9,120,000 US$ 2.6%

18.912.000 US$ 5.3%

3 15.751.000 US$ 100%

Costos &versos y trabajo del contratista 23.760.000 US$ 6.8% Precio por del contratista 246336,000 US$ Costos diversos del propietario 9.848.000 US$ 2.8%

Totai 319,352.000 US$ 100.0% _.

Potencia neta Costo por Kw para el contratista Costo por Kw para el propietario

450 MW 547.1 1 US$ por kW 776.34 US$ por kW

Las cantidades aquí mostradas, son un estimado de los costos reales presentadas por el contratista el cual destinará $US 360 millones de dólares para la construcción de la Central de “Río Bravo”. Como se aprecia el mayor porcentaje esta destinado a la compra del equipo principalmente a las turbinas, al generador de vapor (Caldera de recuperación de calor), equipo generador, de distribución de alto voltaje y de transmisión. El equipo especializado se muestra con mayor detalle a continuación:

Paquete de la turbina de gas Paquete de la turbina de vapor Caldera de recuperación de calor Condensador y aerocondensador Equipo de transmisión de alto voltaje Equipo de generación de alto voltaje Sistema de control de distribución Compresor del gas combustible Sistema de monitoreo

110,800,000 US$ 38,976,000 US$ 45,584.000 US$

133 1,600 US$ 2,658,800 US$

918,400 US$ 2,488,000 US$ 4,035,200 US$ 1.600,OOO US$

238,592,000

59.0% 16.3% 19.1% 0.6% 1.1% O. 4% 1 .O% 1.7% 0.7%

100.0%

Las turbinas son la parte más costosa del proyecto, razones: El tipo de aleaciones utilizadas para las altas presiones y temperaturas, las dimensiones y la potencia a la que trabaja y cabe comentar que se fabrican a pedido de la empresa contratista, por su alto costo.



Otros costos son: todos los accesorios y equipos menores utilizados por los equipos especializados, entre estos están:

m

m

Tanques de combustibles (Diesel) Bombas de vacío para condensación Agua desmineralizada Caminos y vias de acceso Construcción de concreto para los equipos Transportación de equipo Cables eléctricos Estructuras (Racks)

m

m

m

m

m

m

m

Bombas de alta, medio y baja presión Sistemas de tratamiento de agua Agua para protección contra incendios Excavaciones en el sitio de trabajo Tuberías Ensamblaje de los equipos Cuartos de control y monitoreo Ingeniería y puesta en marcha

Los resultados anteriores nos permiten tener una razón del porcentaje de costo de cada equipo, sistema o trabajo en específico que se requiere para su realización, pero a su vez cada uno implica otros conceptos que nos llevarían a estimados de costos para la ingeniería de detalle para la Central termoeléctrica.

Costos de Inversidn

Están compuestos por el equipo, la ingeniería, construcción, diversos (terrenos, puesta en marcha, etc.) y se incrementan con las normas de mantenimiento y control de contaminación en un 25 y 30%.

Costo de equipo

El equipo es el principal costo de inversión por el porcentaje que tiene del total de la Central con un 68.3%, siendo los equipos más costosos las turbinas de gas y vapor.

El tipo y calidad del combustible influyen en la selección y el costo de la turbina de gas, el generador de vapor.

Seminario de ProyectoJ99-BAJM 6-3


Costo de ingeniería

Los costos que las empresas constructoras tienen al realizar el diseño e ingeniería de la Central además de todos los salarios del personal involucrado tanto en las oficinas de trabajo como el personal que labora en campo para la construcción de la Central representan el 5.4% del total. Los conceptos que se acreditan como costos de ingeniería son:

I Concepto I YO de costo

Diseño 2.0 Criterios de diseño 1 .o

Planos y arreglos generales j 0.5 Estudios de Ing. mecánica

17.0 Especificaciones del equipo mecánico 1.5 Estudios de Ing. civil 1.5 Estudios de Ing. eléctrica 3.0

Especificaciones del equipo eléctrico 5.0 Especificaciones del equipo de construcción 9.0

Especificaciones de materiales I 2.0 Planos mecánicos de instrumentación y químicos I 26.0

I

Planos eléctricos

1 .o Planeación y programación 0.5 Planos arquitectónicos 12.0 Planos civiles/estructurales 16.0

Estudios de costos 1 .o Reportes de avance 1 .o Total 100%

Costos de construcci6n

Lo constituyen los costos del personal, materiales, estructuras y equipo de construcción que en total representan un 8% del total de la inversión.

Costos diversos

Estos lo componen el terreno (que más bien es una inversión), nivelación de este, puesta en marcha, etc., y representan el 6% de la inversión total.

Existen los costos indirectos y que representan el 18% de la inversión total, estos lo componen edificios temporales, caminos, estacionamientos, servicios, transportes, supervisiones por parte del propietario, etc.



Costos de generad6n

Estos costos se hacen cuando la Central está en operación y son necesarios para el hncionamiento, mantenimiento y generación de electricidad, y están compuestos por:

Combustibles Agua de alimentación Materiales de mantenimiento Salarios Amortización Introducción de nuevas tecnologías Impuestos, seguros, etc. Servicios: transporte, comida etc.

Así como los salarios por el personal que opere la Central

Los gastos se incrementan por el mantenimiento que debe darse a todos los equipos por lo menos una vez al año y cumplido los diez años de operación la Central deberá hacerse más de una revisión al año, por ejemplo a las turbinas se les debe hacer la prueba baroscópica para determinar diminutas grietas en su estructura, ya que representa el principal equipo en generación y costo.


Contenido Temoel&rica de Ciclo Combinado ‘%O Bravo”

APENDICES

I. Normas y reglamentos 11. Convocatoria para la construcción de la Termoeléctrica en Tamaulipas 111. Arreglo de turbinas IV. Materiales y aleaciones para turbinas V. Tabla de Heat Rate V I . Tabla de unidades y conversiones

Seminario de Proyectd99 Termoeléctrica de Ciclo Combinado “Río Bravo” 450 MW J. Manuel Bobadilfa A. UAM-I, México D.F.

Apéndice I Normas y reglamentos

NFPA National Fire Proteccion Association TEMA Tubular Exchanger Manufacturers Association TRD Technical Rules for Steam Generators VD1 Association of German Engineers

UBC Uniform Building Codes (excepto para sismo y viento.) VGB Society of Large Utility Owners

AASHTO American Association of State Highway and Transportation Officials

LEYES, REGLAMENTOS, NORMAS Y CÓDIGOS MEXICANOS,

LSPEE Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica y su Reglamento

LGEEPA

CE-CCA-O0 1

CE-OESE-002

NOM-008-SCFI-1993

NOM-059-ECOL-94

ISO-14001 NOM-022-SSAl-1993

NOM-023-SSA1-1993

Ley General de Equilibrio Ecológico y Protección al Ambiente y sus reglamentos en materia de impacto ambiental, ruido y emisiones a la atmosfera, residuos peligrosos, contaminación de agua y contaminación del mar.

Criterios Ecológicos en Calidad del Agua.

Criterios Ecológicos para la Selección y Preparación de Sitios Destinados a la Instalación de Centrales Termoeléctricas Convencionales, así como la Construcción y Operación de estos Sistemas.

Sistema General de Unidades de Medición

Determina las Especies y Subespecies Raras, Amenazadas, en Peligro de Extinción o sujetas a Protección Especial y sus Ende mismos, de la Flora y Fauna Terrestre Acuática en México. Ley Forestal. Ley Federal sobre Metrologia y Normalización. Ley Federal de Derechos en Materia de Agua. Ley de &4guas Nacionales. Norma Internacional para la Administración Ambiental. Norma Oficial Mexicana-Criterio para evaluar la calidad del aire, bióxido de azufre (SOz, valor permisible para la concentración de bióxido de azufre en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población

Norma Oficial Mexicana-Criterio para evaluar la calidad del aire, bióxido de nitrógeno (NO2, valor permisible para la concentración de bióxido de nitrógeno en el aire ambiente como medida de protección a la salud de la población.

1-2 Seminario de ProyectoI99-BAJM

Apéndice I Normas v reelamentos

NOM-024-SSA1-1993

NOM-025-SSA1-1993

NOM-034-ECOL-1993

NOM-O3 5-ECOL- 1993

NOM-037-ECOL- 1993

NOM-O3 8-ECOL- 1993

NOM-052-ECOL- 1993

NOM-053-ECOL-1993

NOM-054-ECOL- 1993

NOM-055-ECOL-1993

NOM-056-ECOL- 1993

NOM-057-ECOL- 1993

Norma Oficial Mexicana-Criterio para evaluar la calidad del aire, partículas suspendidas totales (PTS) valor permisible para la concentración de partículas suspendidas en el aire ambiente. Norma Oficial Mexicana-Criterio para evaluar la calidad del aire, partículas menores de 10 micras (PM10) valor permisible para la concentración de partículas menores de 10 micras en el aire ambiente, como medida de protección a la salud de la población. Establece los métodos de medición para determinar la concentración de monóxido de carbono en el aire ambiente y los procedimientos para la calibración de los equipos de medición. Establece los métodos de medición para determinar la concentración de partículas suspendidas totales en el aire ambiente y los procedimientos para la calibración de los equipos de medición. Establece los métodos de medición para determinar la concentración de bióxido de nitrógeno en el aire ambiente y los procedimientos para la calibración de los equipos de medición. Establece los métodos de medición para determinar la concentración de monóxido de azufre en el aire ambiente y los procedimientos para la calibración de los equipos de medición.

Establece las características de los residuos peligrosos, el listado de los mismos y los límites que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.

Establece el procedimiento para llevar a cabo la prueba de extracción para determinar los constituyentes que hacen a un residuo peligroso por su toxicidad al ambiente.

Establece el procedimiento para determinar la incompatibilidad entre dos o más residuos considerados peligrosos por la Norma Oficial Mexicana NOM-052-ECOL- 1993. Establece los requisitos que deben reunir los sitios destinados al confinamiento controlado de residuos peligrosos, excepto lo radioactivos.

Establece los requisitos para el diseño y construcción de las obras complementarias de un confinamiento controlado de residuos peligrosos.

Establece los requisitos que deben observarse en el diseño, construcción y operación de celdas de un confinamiento controlado para residuos peligrosos.


ApCndice I Nonnas y reglamentos

NOM-O5 8-ECOL- 1993

NOM-CCA-O0 1 -ECOL/96

NOM-O0 1 -ECOL- 1993

NOM-085-ECOL-1994

NOM-O 1 1 -STPS- 1993

NOM-OSO-ECOL-1994

NOM-080-STPS-1993

NOM-O8 1 -ECOL- 1994

NOM-O0 1 -SEW- 1994

Establece los requisitos para la operación de un confinamiento controlado de residuos peligrosos.

Establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales a cuerpos receptores provenientes de las centrales termoeléctricas convencionales. Que establece los límites máximos permisibles de contaminantes en las descargas de aguas residuales en aguas y bienes nacionales. Contaminación atmosférica, para füentes fijas que utilizan combustibles fósiles, líquidos o gaseosos o cualquiera de sus combinaciones, que establece niveles máximos permisibles de emisión a la atmósfera de humos, partículas suspendidas totales (PST), bióxido de azufre y óxidos de nitrógeno y los requisitos y condiciones para la operación de los equipos de calentamiento indirecto por combustión, así como los niveles máximos permisibles de emisión de bióxido de azufre en los equipos de calentamiento directo por combustión. Relativa a las condiciones de seguridad e higiene en los centros de trabajo donde se genere.

Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido proveniente del escape de los vehículos automotores, motocicletas y triciclos motorizados en circulación y su método de medición. Higiene Industrial - medio ambiente laboral. Determinación del nivel sonoro continuo equivalente al que se exponen los trabajadores en los centros de trabajo.

Que establece los límites máximos permisibles de emisión de ruido de las hentes fijas y su método de medición.

Relativa a las instalaciones destinadas al suministro y uso de le energía eléctrica.


Apéndice I Normas y reglamentos

Normas para d Sistema de Calidad

NMX-CC-O03 1995 IMNC

NMX-CC-O0 1 : 1995 IMNC

NMX-CC-007: 1993 SCFI

NMX-CC-007-2: 1993 SCFI

NMX-CC-008: 1993 SCFI

M - C C - O 17: 1995-IMNC

NMX-CC-O 18: 1996-IMNC

NMX-CC-024: 1996-IMNC

NMX-CC-O 19: 1997-IMNC

ISO-9000-3 : 199 1

Sistemas de Calidad - Modelo para el aseguramiento de calidad en diseño, desarrollo, producción, instalación y servicio. (Equivalente a IS0 900 1 : 1994)

Administración de la Calidad de Aseguramiento de la Calidad Vocabulario. (Equivalente a I S 0 8402: 1994)

Directrices para auditar sistemas de calidad. Parte 1: Auditorías. (Equivalente a IS0 10011-1:1990)

Directrices para auditar sistemas de calidad. Parte 2: Administración del programa de auditorías. (Equivalente a IS0 1001 1-1:1990)

Criterios de calificación para auditores de sistemas de calidad. (Equivalente a I S 0 1001 1-2:1991)

Requisitos de aseguramiento de calidad para equipos de medición. Parte 1 : Sistemas de confirmación meteorológica para equipo de medición. (Equivalente a IS0 1 O0 12- 1 : 1992) Directrices para desarrollar manuales de calidad. (Equivalente a IS0 10013:1995)

Administración de calidad. Parte 4: Seguridad de hncionamiento. Pquivalente a IS0 9000-4: 1993)

Administración de la calidad - Guía para planes de calidad. . (Equivalente a IS0 10005: 1995)

Manejo y aseguramiento de las normas estándares de calidad. Parte 3; Guía para la aplicación de IS0 9001 al desarrollo, suministro y mantenimiento de los programas de calidad.

La normalización de todo el proyecto para cumplir con estás normas y reglamentos estarti a disposición y bajo el control de cada empresa constructora y a su vez de cada área de ingeniería con la responsabilidad de cumplir con estás.


Apendice II Permiso de construcción de la termmlédca “Río Bravo”

APENDICE I1

CRE NUM. E/128/PIE/98 Boletin de P-

RECIBE INVERSIONISTA PRIVADO PERMISO PARA CONSTRUIR TERMOELÉCTRICA EN TAMAULIPAS

. Empresa francesa destinará 360 millones de dólares a su construcción

. Es el tercer proyecto de producción independiente de energía (PP) que se desarrollará en el país

México, D.F., a 30 de diciembre de 1998. - El día de hoy, la Comisión Reguladora de Energía (CRE) informa en el Diario Oficial de la Federación el otorgamiento del permiso para generar energía eléctrica en la modalidad de Productor Independiente a Central Río Bravo, S.A., empresa filial de Electricité de France (EdF). Para el desarrollo de este proyecto, se estima que EdF realizará inversiones directas por 360 millones de dólares. La Central generadora será de ciclo combinado y estará compuesta de dos turbinas de combustión de trabajo pesado con una potencia de 184.3 M W cada una y una turbina de vapor de 200 MW. La capacidad total máxima de generación de la planta será de 568.6 MW.

El gas natural constituirá el combustible principal de esta planta y el diesel será el combustible alterno. La producción estimada anual de energía eléctrica será de 3,700 GWh con un consumo aproximado de gas natural de 500 mil toneladas y 30 mil toneladas de diesel ligero. La planta se ubicará en el municipio de Valle Hermoso, Tamaulipas y entrará en operación en junio del año 2001.

Este es el proyecto más importante que se ha otorgado bajo la modalidad de productor independiente de energía eléctrica. Este esquema implica que los inversionistas privados financiarán, construirán, operarán y mantendrán la central generadora durante un periodo renovable de 27 años y seis meses. La CFE, a su vez, firmó un contrato a través del cual adquirirá la producción de energía eléctrica que genere esta planta para transmitirla y distribuirla a los usuarios finales, como lo marca la Ley.

Este es el tercer proyecto de generación privada de energía eléctrica en la modalidad de productor independiente que autoriza la CRE. El primero h e el asignado en febrero de 1997 a AES Mérida m, S. de R.L. de C.V., (AES Yucatán, S. de R.L. de C.V., Nichimen Corporation y Grupo Hermes, S.A. de C.V.), que invertirá alrededor de 336 millones de dólares en la construcción de una termoeléctrica cuya capacidad de generación será de 53 1.5 MW. Asimismo, en noviembre pasado, la CRE otorgó un permiso a Unión Fenosa y Acción Exterior (España) para construir una termoeléctrica de ciclo combinado en Hermosillo, Sonora, con capacidad de 252.7 M w . Para desarrollar este proyecto se invertirán alrededor de 185 millones de dólares.


Apéndice IU Arreglos de t u r b i n a s

APENDICE 111

Arreglo uno-uno

Arreglo tres-uno Arreglo dw-uno

Un arreglo del tipo uno - uno significa que una turbina de gas y una turbina de vapor trabajan conjuntamente para generar la potencia requerida.

Un arreglo del tipo: uno - uno

tres - uno dos - uno

Denota un arreglo: Turbina de Gas - Turbina de Vapor

Las turbinas de gas (TG) son más versátiles que l a s turbinas de vapor (TV), es decir, u n a ,

unidad motriz de TG es más compacta y ligera a comparación de la TV, que ocupa un área mucho mayor y resulta más pesada y voluminosa.

La turbina de gas es base para fijar la potencia requerida. Del 100% de la potencia nominal de la central, más del 60% lo puede suministrar la turbina de gas y ía de vapor proporciona el otro porcentaje para alcanzar la potencia requerida.

Tradicionalmente las turbinas de vapor han trabajado cubriendo la demanda de carga base, y las turbinas de gas han trabajado en su ciclo básico teniendo un considerable avance en la, demanda de carga pico. Esto es resultado del arranque rápido. El Heat Rate (HR) de la turbina de gas resulta mayor que el HR de la turbina de vapor y un HR alto es utilizado para demandas pico, esto explica la razón por la cual el arreglo de turbinas de gas cambia mayormente que la turbina de vapor.

Las turbinas de gas y vapor representan un óptimo grupo de trabajo para carga intermedia, es decir, responden mejor a la carga base requerida y las demandas pico que se deben cubrir a ; ciertas horas del día.


Apkndice IV Materiales y aleaciones para turbinas

APENDICE IV

MATERIALES Y ALEACIONES PARA TURBINAS

La construcción de las primeras turbinas se utilizaba materiales de acero de alta resistencia térmica, y para 10s alabes de los compresores se usaban aleaciones forjadas de aluminio - cobre.

El aumento en la relación de presiones en los compresores y de las temperaturas finales de compresión, hizo necesario la introducción de acero para los alabes de los últimos escalones de los compresores. Pero el acero, a causa de su gran densidad, es menos adecuado que los metales ligeros (aleaciones basadas en titanio), esto debido a las füerzas centrífugas.

Las altas temperaturas de entrada a la turbina, llevaron al desarrollo de aleaciones de níquel de alta resistencia térmica, especialmente en Inglaterra, y se acredito un nombre comercial a la firma Henry Wiggin & Co Ltd., el “Nimonic” de uso internacional. Estos metales pesados se han convertido en los únicos materiales para la construcción de cámaras de combustión, disco y álabes de turbinas, así como toberas de empuje.

El empleo del titanio no solo se basa en su elevada resistencia térmica, sino también por su resistencia a la corrosión, sobrepasando a todos los aceros inoxidables conocidos.

Las aleaciones basadas en titanio son forjables y bajo determinadas prescripciones de recocidos, también puede trabajare en frío. La soldadura es sólo posible si no está en contacto con el aire ya que el titanio tiene afinidad por los gases contenidos en la atmósfera especialmente al hidrógeno. Al aumentar el contenido en oxígeno y nitrógeno aumentan la resistencia y dureza con respecto al titanio sin alear.

En los metales pesados (aleaciones de níquel), con la introducción de la fündición de precisión para los alabes de turbinas y rodete; y una aleación llamada Vitallium (aleación al cobalto), se lograron unidades de turbinas con alabes incorporados de gran importancia.

Estos materiales son resistentes a la formación de cascarrilla superficial por quemado. Las nimonicas 75, 80-A y 90, pueden soldarse en atmósfera gaseosa protectora, y trabajarse en frío, siendo un material ideal para cámaras de combustión y toberas de empuje.

*. Rodetes (rotor) son utilizados en las turbinas hidráulicas en Centrales hidroellctricas.

Seminario de Proyecto/99-BAJM I- 1

ApCndice V Modelos de turbinas de p

APENDICE V

MODELOS DE TURBINAS DE GAS

Las turbinas de gas de ciclo básico, han tenido un gran avance desde 1965 en E.U.A., en el manejo de las demandas en horas ‘pico’, y rápida respuesta de arranque. Un parámetro utilizado es la “razón de calor” (*Heat rate). La razón de calor, está definido como:

Las razones de calor altos son principalmente utilizados demandas de carga pico, Y también nos p e e t e saber según la cantidad de calor generado, cual será la potencia que genera la turbina.

La siguiente tabla contiene información de diversas turbinas de gas, donde los parámetros principales son la Potencia, Razón de calor y Calor generado, son base de la selección de la turbina.

RUSTON $489.69 1.9 12,994 11430 3880 7000 LM500 GE $443.86 1.7 15,093 13450 3830 7950 TI35000

SOLAR $438.14 1.7 13,926 12250 3880 14950 CENTAUR RUSTON

$476.19 2.0 14,546 I1820 4200 7200 X990 DRESSER $506.97 2.0 13,131 1 1360 3945 16570 TYPHOON

SOLAR

SB60 MITSUI SPEY SK15 RR MARS SOLAR PGTlO NUOVO PIGNONE MARS SOLAR TORNADO RUSTON 571KA ALLISON 570KA ALLISON TYPHOON RUSTON TAURUS

MITSUBISHI $451.89 5.8 42,025 11175 12835 9660 MFl11A GE $513.78 6.9 37,618 9560 13430 7000 LM1600 -

Seminario de Proyecto/99-BAJM v- 1

ApCndiE V Modelos de turbinas de pas

Seminario de Proyectol99-BAJM v-3

Indice temhtico Seminario de Proyecto/99

INDICE ALFABETICO DE MATERIAS

1" Ley de la Termodinámica 2" Ley de la Termodinámica Abreviaturas para flujos de vapor Activación de alarmas Aerocondensador

de múltiples filas de una sola fila

Aerocondensadores en industrias Agua de suministro Aire tebrico Amoniaco Análisis de las temperaturas a través del generador de vapor Análisis de los gases reales de combustión Análisis de Orsat Analizador Orsat Anillo de admisión Antorchas de encendido (bujías) Arranques

en caliente en fiío en tibio de toma de carga de la Central

de equipos de planeación. generales

Arreglos

Atemperador Atemperadores Balance de energía

en el combustor en el compresor para la turbina de gas

Bomba de aceite de lubricación Caldera de recuperación de calor Calidad del aire Calor Cambio de combustible de emergencia Capacidad total de generación de Río Bravo Características

de diseño de las instalaciones (antecedentes) del combustible

Carbón CENACE Ciclo

Brayton Brayton para la turbina de gas Brayton para Río Bravo

2-1 2-2 2-1 5-7 5-6 3-13 3-17 5-12 5-13 5-13 5-16 3 -9 2-6 1-12 4-19 4-20 2-8 2-8 2-8 5-5 5-3

3-10 3-10 3-10 3-10

3 -2 3 -2 3-14 5-9 3-17

4-4 4-3 4-4 5-18 1-2 1-11 5-8 3-6 2 -2 5-6 3-15

5-14 3-4 3 -7 2-5 3-4

1-4 2-4 4-3

Seminario de Proyecto/99-BAJM 1

Indice temhtico

Combinado de Rankine

Ciclos de potencia de vapor Ciclos escalonados código Coeficiente global de transferencia de calor Cogeneración Cojinetes Colapso de la presión Combustible

“Reynosa” base y alterno de la Central

para turbinas de gas pesados

Combustibles

Combustión Combustión en la turbina de gas Combustor Comisión Federal de Electricidad (CFE) Composición

mol del combustible molar del aire atmosférico volumdtrica reposa

Compresores de flujo axial y centríiügos base seca o base húmeda Condensador

de una fila enfriado por aire

Condensados Condiciones

ambientales del combustible del sitio

Control e instrumentación Controles automáticos costos

de equipo de ingenieria de construcción de generación de generación de inversión de nivelación de terreno del equipo principalmente &versos indirectos totales

Cuarto de control ChUmaCeraS

Seminario de Proyectd99

1-2 2-10 2-10 1-13 3-10 2-15 1-13 1-14 5-6

4-2 3-6 3-6

1-15 1-16 1-10 1-10 2-5 5-3 1-2

3-7 2-6 4-2 1-9 2-8 2-11 5-13 5-12 5-12

3 -5 3 -7 3-6 3-8 5-17

6-3 6-4 6-4 6-5 6-1 6-1 6-3 6-4 6-2 6-4 6-4 6-1 3 -8 1-14

2 Seminario de l?royecto/99-BAJM

Indice temhtico Seminario de ProyeCt0/99

Deareador Descripción

de la turbina de gas de Río Bravo del circuito de proceso en el generador del proyecto del sistema de turbina de gas del sistema de turbina de vapor tknica

Desmineralizadora Diagrama

de bloques de Flujo de Proceso de Río Bravo de Flujo de Procesos @FP) general de proceso

Diferencia logatítmica media de temperatura Diseiio térmico Distribución de aceite Domos Economizador Ecuación

para el Economizador para el Evaporador para el Sobrecalentador

del ciclo rankine del ciclo rankine con recalentamiento del compresor de la turbina de gas máxima en el ciclo ranlune neta mínima gamntizada de la Central total de la turbina de gas

Eficiencia

El ciclo Rankine Elementos principales de la turbina de gas Emisiones de ruido Encendido en el combustor Energía

cinética energía eléctrica interna potencial

Enfriamiento y sellado en la turbina de gas Envolventes Equipo

economizador evaporador sobrecalentador

para la transferencia be calor principales y sistemas en Río Bravo

Esuipos

3-17 5-15

5-1 3-17 4-18 3 -3 1-4 1-13 5-3 3-16

3-14 4-9 4-9 3-16 2-15 5-15 5-4 5-11 3-17

2-16 2-16 2-15 3-8 2-11 2-13 2-5 2-12 3 -8 1-4 1-8 2-10 1-4 3-12 5-5 2-1 2 -2 1-1 2-2 2 -2 5-3 4-21

2-16 2-16 2-15

2-14 3-4 3-14

Seminario de Proyecto/99-BAJM 3

.f .?, I ..

, .

Indice temhtico i: 1

Seminario de Proyect0/99

Eqedícación Estación de medición y regulación del combustible Estlindar Estud~o

de planeación del proyecto

Etapa de encenhdo Evaporador Exceso

Factores

Filtros

de aire de aire del 400%

básicos básicos de diseño característicos de operación Económicos

Flujo c m d o Flujo

deairepamlaturbinadegas de combustible para la turbina de gas

de vapor para Río Bravo másicos para la turbina de gas

Flujos

Fórmula química geneml de hidrocarburos Fuentes alternas de energía Fuentes convencionales de energía Gasificador Generación de electricidad Generador de vapor Heat rate Heat recovery steam generator Hoja

de datos de la turbina de gas de datos del generador de vapor

básica de detalle

Ingeniería

Instrumentación especial Intercambiadores

de calor de tipo abierto de tipo cerrado o Recuperadores

Isométricos Leyes de la termodinámica Lod iac ión de la central Modelo de la turbina de gas Modelo en 3D Mol del gas Monitores de llama infr-arrojos

3-10 3-17 3-10

3-1 3-2 3-1 5-3 3-17

1-10 2 4 2-7 4-2

1-3 1-3 1-3 6-1 5-5 2-14

4-5 4-5

4-18 4-5 2-5 1-1 1-1 1-8 1-1 1-2 3-13 4-15 4-6 1-3

4-7 4-15 2-1 3-1 3-1 5-4

2-14 2-14 2-14 3-3 1-1 1-3 4-8 3-3 4-2 5-18

4 Seminario de Proyecio/99-BAJM

Indice temhtico Seminario de Proyecto/99

Normas de diseiío NOX Parámetros de un aemcondensador Perfil

de temperaturas en el generador de temperaturas en un intercambio de calor de temperaturas para el flujo de alta presión de temperaturas para el flujo de baja presión de temperaturas para el flujo de presión media

Persiana Poder calorífico superior e inferior Potencia

de la central de la turbina de gas de la turbina de vapor

Presión de condensación Principales componentes de la

turbinade gas turbina de vapor

“contra - toda - falla“ conservación de masa

Principios de diseño, normas y reglamentos Proceso

Principio de

adiabátitico de trabajo en la turbina de gas internamente reversible isentrópico

Procesos isentrópicos Propuesta del proyecto Punto de rocío Quemadores Quemadores posteriores Recalentamientos Regeneradores Relación aire - combustible Relación de formulas Requerimientos

y condiciones de trabajo de los equipos de trabajo para equipos técnicos particulares

Reservas de barriles de petróleo crudo Resultados de la turbina de vapor para Río Bravo Revolución industrial Rotación continua del rotor Seguridad y monitoreo Selección de la turbina de gas Sellos de las válvulas Sellos de vapor Silenciador

3 -2 1-12 5-15

4-2 1 2-16 4-22 4-22 4-22 5-5 1-16

4-1 4-1 4- 1 2-1 1

5 -2 5-8

5-17 2-7 3-10

2-3 5 -3 2-3 2-3 2-3 3-1 1-12 5-3 1-1 1 2-12 2-14 2-7 4-2 2-5

3-12 3-12 3-4 1-1 4-9 4-11 4-14 2- 1 5 -7 5-18 4-1 5-18 1-14 5-5

Seminario de hOyectO/99-BAJM 5

Indice temhtico Seminario de prOyecto/99

Sistema admisión de aire de combustible de control hidráulico/neumático de e&amiento para los álabes de protección de incendios y explosiones de aguas de servicio de presiones de Seguridad de seguridad

Situación financiera Sobrecalentador Sobrecalentamiento Sobrecalentamiento del ciclo de vapor Sobredimensionar el diseño SRC Suministro de combustible líquido TCC Termoeldctrica de Ciclo Combinado de Río Bravo Temperatura Adiabática de Combustión Temperatura de rocío Temperatura de rocío Termodinámica Tipos de turbinas de gas Trabajo

en el compresor ideal neto en la turbina de gas real

Transferencia de calor en el generador de vapor Tratamiento de aguas residuales Turbina de gas

calor absorbido combustibles: gaseosos y líquidos de ciclo simple de ciclo simple (Gas turbine) la relación de compresión, trabajo de la turbina trabajo del compresor trabajo neto del ciclo etapa (álabes fijo y móviles)

Turbinas de gas diferencias entre turbinas de gas y turbinas de vapor Turbina de vapor

calor de entrada y salida calor de entrada y salida con recalentamiento siglas de los flujos para cada presión trabajo de la bomba trabajo de la turbina trabajo de la turbina con recalentamiento

Turbogenerador Turboreactor (turbojet)

5-5 5-5 5-6 5-4 5-18 3 -9 3-17 5-17 5-18 6- 1 3-17 2-12 2-12 3-13 5-13 5-5 1-2 1-10 2-8 4-21

2-1 1-4 5-1 2-2 4-3 2 -5 4-4 2-5 4-18 3-16 1-11 2-5 1-15 1-7 1-5 2-4 2-5 2-5 2-5 1-8 1-8 5-7 2-11 2-13 1-11 2-11 2-11 2-13 1-13 3-12 1-6

6 Seminario de Proyecto/99-BAJM

Indice temhtico Seminario de fioyect0/99

Tuboventilador (turboh) Ubicación Ubicacibn de la Central UM reacción tehrica o estequiométrica VhlVlllaS

de control de paro y de control

Ventiladores del aerocondensador

1-6 3-5 3 -5 2-6

5 -5 5-17 5-13

Seminario de Proyecto/99-BkTM 7

Tabla de Conversiones

UNIDADES Y CONVERSIONES

Longitud

Masa Fuerza Presión Volumen

Densidad Energía

Flujo de calor

Flujo de masa

Potencia

Velocidad Capacidad térmica Coeficiente de transmisión de calor

1 cm '1 km l f l .1 in 1 kg 1 N 1 bar 1 L

1 g/cm3 1 J 1 cal 1 kJ 1 kJkg 1 Btds 1 kcaVs 1 Ibis ,1 To& 1 w 1 kW 1 m/s

= 0.397 in; ='0.62 15 mi = 0.3048 m : = 0.0254 m =2.205 l b : = 1 kgm/s2 ' = lo5 N/m2 = 0.0353 f t 3

= l k g / L = 1 N m = 4.1868 J = 0.948 Btu = 0.43 1 Btdlb, = 1.0551 kW = 4.1868 kW = 0.4536 kg/s; = 0.277 kg/s = 1 J/s = 1.3405 hp = 2.237 mi/h

= 10-3 m3

= 3281 ft

= 2.54 cm

= 0.22481bf: = 0.9869 atm = 100 kPa: = 0.2642 gal = 6 1 .O25 in3

= 62.4 lbJft3 = lo3 kg/m3 = 0.7375 fl lbf = 10 bar cm3

= 737.6 ft lbf = bar m3

= 3.413 Btu/h; =737.7 ft lb& = 3.60 km/h 3.281 ft/s

1 W(kg K) = 0.2389 Btu/(lbm OF)

1 Btu/(h f t 2 OF) =5.678 W/(m2 K).

1 kcall(h m' "C) =l. 163 W/(m2 K)

Conversión de Temperaturas;

TF) = TPC) + 273.15

T("C) = - [T("F) - 321

;T(R) = T(F) f 459.67

5 9

5 9

T ( K ) = - T ( R ) '

; Bibliografia Seminario de Proyecto

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