Capitulo 3_turbinas a Gas

CAPITULO IIITURBINAS A GAS

ANTECEDENTES HISTÓRICOS

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

• En 1914 Charles Curtis aplicó para la primera patente en los Estados Unidos para una turbina de gas. Esta fue otorgada pero generó mucha controversia.

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

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

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

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

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

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

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

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

• En la década de los 80´s y 90´s se incorporan: 03 turbinas a gas en la C.T. Santa Rosa, 2 de 55 MW y una de 125 MW; 04 turbinas a gas en la C.T. Ventanilla, 2 de 100 MW y 2 de 165 MW, 01 turbina a gas de 20 MW en la C.T. Chilina, Arequipa, 02 turbinas a gas de 35 MW en la C.T. Mollendo,02 turbinas a gas de 35 MW en la C.T. Ilo, 01 turbina a gas de 85 MW en la C.T. Malacas y 03 turbinas a gas de 85 MW en la C.T. Aguaytia

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

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

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

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

ESQUEMA DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICAA GAS DE CICLO SIMPLE

COMPRESION COMBUSTIONCOMBUSTION

ENTRADA ENTRADA DE AIREDE AIRE COMPRESORCOMPRESOR

ENTRADA DE ENTRADA DE COMBUSTIBLECOMBUSTIBLE

CAMARA DE CAMARA DE COMBUSTIOCOMBUSTIO

NN

TURBINA A TURBINA A GASGAS

SALIDA DE SALIDA DE GASESGASES

EXPANSIONEXPANSION

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE UNA CENTRAL TERMOELECTRICA CON

TURBINAS A GAS

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

• El ciclo termodinámico en la que se basan estas turbinas es el CICLO BRAYTON, que está compuesto por cuatro procesos que se indican más adelante.

• En estas máquinas el aire que se toma del ambiente es comprimido en el compresor para luego ser conducido a la cámara de combustión en donde se añade el combustible para producirse la combustión del que sale como producto gases calientes a alta velocidad que son conducidos a la turbina donde se expanden produciendo potencia mecánica en el eje.

CICLO BRAYTON IDEAL

PROCESOS:

• 1-2 Compresión (isentrópica, s=cte)

• 2-3 Combustión(isobárica, p=cte)

• 3-4 Expansión(isentrópica, s=cte)

• 4-1 Enfriamiento(isobárica, p=cte)

BALANCE TERMICO DE LA PLANTA

• Calor entregado por el ciclo

Q1= mgcpg(T3-T2)

• Calor rechazado por el ciclo

Q2= mgcpg(T4-T1)

• Potencia requerida por el Compresor

TC= macpa(T2-T1)

• Potencia desarrollada por la turbina

TT= mgcpg(T3-T4)

TRABAJO UTIL TU = Q1 - Q2 = TT - TC

DETERMINACION DE LA EFICIENCIA DEL CICLO

ηciclo = 1 – 1/ rp(k-1)/k

CURVA DE VARIACION DE LA EFICIENCIA Y TRABAJO CON LA

RELACIÓN DE PRESIONES

CONDICIÓN PARA OBTENER EL TRABAJO NETO MÁXIMO

dWn/dT2=0

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

T1 es la condición ambiente (fijo)

T3 es la temperatura máxima (fijo)

T2 es la temperatura variable

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

Reemplazando resulta:

T2 = (T1* T3)1/2

PROBLEMA DE APLICACION

CICLO BRAYTON REAL

PROCESOS:

• 1-2’ Compresión real (con incremento de entropía)

• 2’-3 Combustión (isobárica, p=cte)

• 3-4’ Expansión real (con incremento de entropía)

• 4’-1 Enfriamiento(isobárica, p=cte)

EFICIENCIA DE LA TURBINA Y EL COMPRESOR

COMPRESOR• Trabajo requerido por el

compresor(Tc)

ideal: Tci = mcp(T2 – T1)

real: Tcr= mcp(T2’ – T1)

• Eficiencia del compresor (ηc)

ηc = Tci/Tcr

= (T2’ – T1)/(T2 – T1)

TURBINA• Trabajo desarrollado por la

turbina(Tt)

ideal: Tti = mcp(T3– T4)

real: Ttr= mcp(T3 – T4 ’ )

• Eficiencia de la turbina (ηt)

ηt = Ttr/Tti

= (T3 – T4 ’)/(T3 – T4)


Para una planta con turbinas a gas de ciclo simpIe abierto concebido como un Ciclo Brayton Real, se tiene la siguiente información:

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

compresor es de 70°F• La temperatura máxima del ciclo es

de 2 520ºR• Relación de presiones: 12• Considerar despreciables las pérdidas

por fricción en la cámara de combustión y en los ductos de instalación; considerar además que la masa de combustible es pequeña respecto a la masa del aire

• Constante isentrópica λ= 1:4

Calcular la eficiencia del Ciclo

CICLO BRAYTON REGENERATIVO


En una turbina a gas regenerativa, el aire ingresa al compresor a 14,7 lb/pulg2 y 70°F: siendo comprimido hasta 176,4 lb /pulg2 con una eficiencia de 87%. El aire comprimido antes de ingresar a la cámara de combustión pasa por un intercambiador de calor, en donde es calentado por los gases que salen de la turbina. A la entrada de la turbina, los gases se encuentran a 176,4 lb/pulg2 y 2 060,6 ºF y se expande hasta 14,7 lb/pulg2 con una eficiencia de 89%. Los gases salen del intercambiador de calor a una temperatura de 482°F. Considerar λ=1.4.

• Determinar la eficiencia de la planta, suponiendo que en el regenerador la eficiencia es de 100%.

VENTAJAS DE LAS TURBINAS A GAS • Bajos costos de inversión específica (en USS/KW)• Buena eficiencia y especialmente en caso de ciclo

combinado.• Mínimas restricciones para su ubicación• Poco espacio y mínimo de obras civiles• Corto período de construcción• Utilizan combustibles limpios (gas, Diesel 2)• Bajo nivel de emisión de contaminantes• No se requiere de agua de refrigeración• Rápido arranque y toma de carga.• Facilidad para conversión a ciclos combinados o

cogeneración.• No requiere de zona de acumulación de cenizas o

desechos de combustión.

TIPO DE TURBINAS A GAS

AERO-DERIVATIVAS

Utilizan la tecnología de los motores Jet para aviación, siendo estos materiales livianos y de alta calidad, de características compactas y de alta eficiencia.

• Estas máquinas tienen mayores costos específicos que las del tipo industrial.

HEAVY DUTY Ó PESADAS O INDUSTRIALES

• Son las que mas se utilizan para generación eléctrica, siendo de un diseño más robusto y para más variedad de combustibles.

• Debido al avance tecnológico en los materiales se han incrementado las temperaturas de operación y por lo tanto sus eficiencias.

TAMAÑOS UNITARIOS

• Actualmente se fabrican grupos, de generación eléctrica accionados por turbinas a gas desde aproximadamente 500kW hasta 200MW.

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

• En el caso de las unidades del tipo " heavy duty" o para servicio pesado, los fabricantes mas importantes a nivel mundial tienen unidades de generación entre 30 y 200 MW.

FABRICANTES

• Existen cuatro (4) fabricantes de unidades de generación eléctrica con turbinas a gas importantes a nivel mundial y que son: General Electric (GE), Westinghouse (W), Siemens Kraftwerk (KWU)y Asea Brown Boveri (ABB).

• Así mismo otros fabricantes importantes con licencias de algunos de los fabricantes anteriores son: GEC Alsthom, Mitsubishi, Ansaldo, Hitachi,etc.

FACTORES DE CORRECCION PARA TURBINAS A GAS



CORTE DE UNA TURBINA A GAS DE UNASOLA CAMARA VERTICAL

CORTE DE UNA TURBINA A GAS CON CAMARA DE COMBUSTION ANULAR

COMBUSTIBLE USADOS EN TURBINAS A GAS

TIPO DE COMBUSTIBLE Gas natural Propano Petróleo liviano como el Diesel Nº2 Petróleo residual de bajo contenido

de azufre Carbón gasificado

NOTA.- En ciclos cerrados es posible usar cualquier combustible puesto que en este caso la turbina a gas solo se mueve con aire comprimido y no con gases de combustión.

VENTAJAS DEL GAS NATURAL

El combustible ideal es el gas natural por la siguientes razones:

Está libre de partículas e impurezas sólidas con lo que se evita erosiones en los álabes.

No contiene azufre, lo cual permite un nivel de recuperación del calor contenido en los gases de escape superior al que se puede conseguir con otros combustibles.

Tiene una combustión limpia, sin humo ni cenizas lo cual facilita la limpieza de los quemadores.

No requiere de muchos equipos para su manejo.

ESQUEMA TIPICO DE UNA ESTACION DE REGULACION Y MEDICION

LA COMBUSTION EN UNA TURBINA A GAS

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

• Los combustibles usuales son el gas natural y el petróleo liviano (Diesel Nº2).

• La relación aire-combustible varía alrededor de 50/1.

• El aire que se utiliza es aire comprimido y su presión depende de la relación de compresión del compresor, actualmente es del orden de 30/1.

• Las temperaturas de la llama alcanzan valores del orden de 1900ºC.

Los gases que salen de la cámara de combustión hacia la turbina alcanzan temperaturas del orden de 1310ºC.

El aire se distribuye en las siguientes proporciones:

Aire primario: 15 a 20%

Aire secundario: aprox. 30%

Aire terciario: 50 a 50%

LA COMBUSTION EN UNA TURBINA A GAS

LOS EXCESOS DE AIRE EN LAS TURBINAS A GAS

PARAMETRO UNIDAD TG "X" TG "Y"Carga MW 155,51 152,99Temperatura ºC 422 443,9O2 % 16,3 15,2CO2 % 2,7 3,3CO ppm 50 31NO ppm 34 37NOx ppm 35 39Exceso de aire % 345,4 260,7

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

Los excesos de aire son grandes ya que el aire no sólo sirve para la combustión sino también para el enfriamiento de las partes calientes que entran en contacto con los gases de combustión.

BALANCE DE ENERGIA EN UNA TURBINA A GAS DE CICLO SIMPLE

30% - 38% 65% - 57%

PARAMETROS QUE DEFINEN LA ECONOMIA DE UNA TURBINA A GAS

• El costo específico de inversión (US$/KW)

• Heat Rate ó eficiencia térmica

• Precio del combustible

PRECIOS FOB DE TURBINAS A GASDE CICLO SIMPLE

Capital Cost for Combustion Turbines(*) Manufacturer Modelo Capital Cost Rated Output US$/KW

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

Conventional machines GE PG6561(B) (6B) 10100 39.2 258 303 ABB GTX100 NA 42.1 NA Westinghouse 251 B12 12800 50.1 255 300 ABB GT8C 14800 51.6 287 ABB GT11N1 17600 82.1 214 ABB GT11N2 21800 113.2 193 220 GE PG7121(EA)(7EA) 17800 85.4 208 Siemens V84.2 20100 106.6 189 Westing/Mitsubishi W501D5A 22400 122.2 183 226

Advanced F Type Machines

GE PG6101(FA)(6FA) 18300 70.1 261 Siemens V64.3ª 19600 68.1 288 Westinghouse 401 20500 85.9 239 GE PG7241(FA)(7FA) 32400 171.7 189 Westinghouse W501F 32100 172.6 186 ABB GT24 36400 177.8 205 Siemens V84.3A 34000 178.5 190

COSTO DE INVERSION DE TURBINAS A GASDE CICLO SIMPLE

Tamaño Nominal TG 100 TG 125 TG 150

Tipo de moneda M.N. M.E. M.N. M.E. M.N. M.E. Costo FOB equipo de Generación 23,400 28,125 33,600 Repuestos 585 703 840 Transporte Marítimo 585 703 840 Seguro 117 141 168 Costo CIF 24,687 29,672 35,448 Costos de Conexión 457 839 480 1,007 503 1,133 Ad Valorem CIF 2,962 3,561 4,254 Supervisión de Importaciones 234 281 336 Gastos de Desaduanaje 197 237 284 Suministros y Obras Locales 3,485 3,746 4,008

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

Costos indirectos 2,472 1,455 2,571 1,571 2,719 1,746 Costo Total de Inversión 9,808 26,981 10,876 32,250 12,103 38,327

98.08 269.81 87.01 258.00 80.69 255.51 CostoTotal Específico (US$/KW) 368 345 336

HEAT RATE Y EFICIENCIA DETURBINAS A GAS

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

HR = Flujo de combustible*Poder calorífico/Potencia

• EFICIENCIA.- Es igual a la relación entre la energía útil consumida(energía química del combustible); cuando ambas se expresan en las mismas unidades. Es decir es un parámetro adimensional. Es una función inversa al Heat Rate.

η = 1 / HR = 860 / HR(Kcal/KWh) = 3600 / HR(KJ/KWh)• = 3412 / HR(BTU/KWh)

HEAT RATE DE ALGUNAS TURBINAS A GAS DE CICLO SIMPLE

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

GE PG6561(B)(6B) 39,2 11884 12538 10710 11300Westinghouse 251 B12 50,1 11551 12187 10410 10983ABB GT8C 51,6 11296 11918 10180 10740ABB GT11N1 82,1 11703 12347 10547 11128ABB GT11N2 113,2 11070 11679 9976 10525GE PG7121(EA)(7EA) 85,4 11562 12199 10420 10994Siemens V84.2 106,6 11255 11875 10143 10701Westinghouse/Mitsubishi W501D5A 122,2 10852 11449 9780 10318

GE PG6101(FA)(6FA) 70,1 11074 11684 9980 10529Siemens V64.3A 68,1 10465 11041 9431 9950Westinghouse 401 85,9 10353 10923 9330 9844GE PG7241(FA)(7FA) 171,7 10386 10958 9360 9875Westinghouse W501F 172,6 10397 10969 9370 9886ABB GT24 177,8 10031 10583 9040 9538Siemens V84.3A 178,5 9820 10361 8850 9337

GE LM600PC 171,7 9221 9729 8310 8768Turbo Power FT&Twin 172,6 10057 10611 9063 9562Rolls Royce TRENT 177,8 9110 9612 8210 8662

MAQUINAS TIPO AVANZADAS

MAQUINAS CONVENCIONALES

MAQUINAS TIPO AERODERIVATIVAS

HR - HHV HR - LHVFABRICANTE MODELO P (KW)

EFICIENCIA DE ALGUNAS TURBINAS A GAS DE CICLO SIMPLE – GAS NATURAL

• Estas pueden ser calculadas en función a la relación que existe entre éste parámetro y el Heat Rate:

• Por ejemplo para la turbina Siemens V84.3 A; si se toma como dato el HR que le corresponde, se puede hallar la eficiencia:

• De la tabla anterior, se tiene:• Base LHV: HR = 8850 BTU/KWh = 10361 KJ/KWh;

entonces:

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

PRECIOS DE COMBUSTIBLES

Ejemplo:

• Gas Natural: 2,1 US$/MMBTU

• Petróleo Diesel Nº2: 12,18 US$/MMBTU

COSTOS DE GENERACION ELECTRICA DE UNA TURBINA A GAS

• El costo de generación eléctrica depende de los costos fijos y los costos variables que se indican:

• COSTOS FIJOS: Depende de la capacidad (KW)Costo de inversión (CI)Costo de O y M fijo (Cf)

• COSTOS VARIABLES: Depende de la producción (KWh)

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

COSTO DE INVERSION (CI)

• Como ya vimos los costos específicos de inversión (CEI) de turbinas a gas son los más bajos en comparación a las otras tecnologías convencionales.

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

• Para turbinas pequeñas:350 – 500 US$/KW

COSTOS DE INVERSION DE CENTRALES TERMICAS

COSTO DE O Y M FIJO (CF)

• Al igual que el costo de inversión, éste depende sólo del tamaño de la unidad; se expresa en US$/KW-año y comprende básicamente los costos que implica los mantenimientos preventivos (huaypes, aceites, grasas, solventes; etc).

• También debe incluir el costo de personal.

COSTO VARIABLE COMBUSTIBLE (CVC)

• Este costo expresado en US$/KWh, depende del precio del combustible y la eficiencia (ó Heat Rate) de la turbina.

• CVC = Precio del Combustible/ Rendimiento

= Precio de la caloría*Heat Rate

EFICIENCIA DE CENTRALES TERMICAS

COSTO VARIABLE NO COMBUSTIBLE (CVNC)

• Se refiere básicamente a los costos de repuestos y/o reparaciones referidos al mantenimiento mayor, mantenimiento menor y mantenimiento de centrífugas (en el caso de que el combustible es el Petróleo Diesel Nº 2)

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

• El costo total anual (en US$/KW-año) en función de las horas de operación que resulta de sumar los costos anuales fijos y variables, resulta ser una función lineal en la cual los costos fijos están representados por el valor que corresponde a la intersección de la recta con el eje de las ordenadas, mientras que la pendiente es función básicamente de la eficiencia de la unidad y varía en función de las horas de operación de la unidad.

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

frc = factor de recuperación de capital

= i*(1+i)n/(1+i)n – 1

i = tasa de interés anual por período

(p.e. 12% osea i= 0.12)

n = vida util de la unidad (en este caso 15 años)

CVC y CVNC en US$/KWh

t = horas de operación

COSTO DEL KWh EN FUNCION DE LAS HORAS DE OPERACIÓN (FACTOR DE

PLANTA)

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

CASO APLICATIVO

• Hallar la función que representa los costos totales en US$/KW-año Vs horas de operación y los costos del Kwh (US$/KWh) Vs horas de operación, para los siguientes datos.

• También hallar el Costo de generación para una operación promedio de 5000 h/año.

• CEI: 350 US$/KW• Vida util: 15 años• Tasa de descuento: 12%• CF: 2.5 US$/Kw-año = 37%• Precio Gas: 1.8 US$/MMBTU• CVNC: 3.5 US$/MWH

RESPUESTAS:

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

CE5000 = 0,03087 US$/KWh

COSTOS DE GENERACION DE LAS CENTRALES TERMICAS DE EGASA A DIC 2006

RESULTADOS DE UNA PRUEBA DE POTENCIA EFECTIVA Y RENDIMIENTO EN UNA TURBINA A GAS

PROCEDIMIENTO PR-17 COES SINAC

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