Presentación de PowerPoint...Introducción I. Central Brayton-Rankine y Sistemas de Refrigeración por absorción. II. El tema “Propuestade incremento a la eficiencia operativa

UNIVERSIDAD VERACRUZANADOCTORADO EN INGENIERÍA

Propuesta de Incremento a la eficiencia operativa de una central Brayton-Rankine a través de un sistema

de absorción LiBr/H2O

Angel Uriel Cervantes Contreras

[email protected]

Director: Dr. Jorge Arturo Del Ángel Ramos.

Comité: Dr. Juan José Marín H., Dr. Osvaldo Vigueras,

Dr. Adrián Santo Vidal.

15/Nov/2019

mailto:[email protected]

Contenido

I. Introducción.Marco teórico:II. Ciclo Combinado de Potencia.III. Refrigeración por Absorción.IV. Estado del Arte.Metodología:IV. Descripción de la Central Brayton RankineV. Modelo Experimental.VI. Comparación de resultados.VII. Conclusiones y Recomendaciones.

Introducción

I. Central Brayton-Rankine y Sistemas de Refrigeración porabsorción.

II. El tema “Propuesta de incremento a la eficiencia operativa de unacentral eléctrica Brayton-Rankine a través de un sistema deabsorción LiBr/H2O”.

III. Objeto de estudio: enfriamiento del aire.

IV. Motivación: el crecimiento de esta tecnología con las energíasrenovables.

V. Justificación: aprovechamiento de calor residual.

Introducción

Antecedentes

I. De acuerdo con la WRI (2016), el carbón, el petróleo y gas naturalson los principales combustibles de generación de energía.

II. De acuerdo a la ONU de 7200 millones de habitantes (Phillips,2014), 1300 ausentan de energía eléctrica.

III. De acuerdo con la International Energy Outlook (García, 2014),para el 2040 el consumo de energía crecerá más 50%, de 570.2 a859.8 Exajoules (EJ) desde 2012 a una tasa promedio anual de1.4%.

IV. De acuerdo con la (IEO, 2016), la generación neta de electricidaden el mundo incrementará 69% para el 2040.

V. Para el 2040 permanecerán las plantas con energías renovablescon una producción de energía eléctrica de 22.7% a nivel mundial(EIA, 2014) y 77.3% plantas térmicas con mayores eficiencias.

Introducción

Antecedentes

Introducción

I. De acuerdo con (CFE,2016), de 188 centrales eléctricas con54503.7 MW, el 36.48% se genera (CCC) con 38 plantas.

II. De acuerdo con la (SENER, 2016), en 2019 habrá 8 CCC con 6531MW.

III. Entre el 2013 y 2014 se tenían 8 plantas en etapa de pruebas con1749.4 MW, 3 son de CCC que destaca Agua Prieta II, queoperará CC con campo solar a 394.1 MW.

IV. La primera CCC México en 1974 en Dos bocas, Ver., con 452 MW,la última es Central Dulces Nombres II de 300 MW en Nuevo leóninaugurada el 8 de noviembre 2016.

V. La CCC más grande en Manzanillo, Col., con 1453.908 MW.

Antecedentes

Introducción

I. La CCC están es ascenso por bajas emisiones y alta eficiencia(Hada et al., 2015) y (Neopetrol, 2013) con 28 OEM’s en turbinasy 280 modelos.

II. Un ciclo Brayton-Rankine y las condiciones ambientales.

III. Los sistemas de absorción desde 1860 con Ferdinand hasta laactualidad con 13 OEM’s y 130 modelos de gran capacidad yCOP’s desde 0.41 a 1.8.

IV. Los retos de incremento de eficiencia en CC: Altas temperaturas,aumento de caudales, mejoras de combustión, nuevas aleaciones,disminución de espacios, modificaciones al ciclo, mejoras deenfriamiento, energía solar, adición de quemadores, cicloscerrados de TG.

Antecedentes

Introducción

Investigaciones sobre las CCC son:

I. (Mustapha, et al., 2006), (Bhargava et al., 2009) y (Kwon et al.,2016) en enfriamiento de aire.

II. (Yamazaki et al., 2016) y (Virgen et al,. 2016) en cámara decombustión.

III. (Almutairi et al., 2012) extracciones de vapor para aireacondicionado.

IV. (Barigozzi et al., 2014) análisis de energía solar en distintospuntos.

V. (Shaaban, 2016) ciclo ORG.

Antecedentes

Introducción

Investigaciones sobre las sistemas de absorción son:

I. (Majdi, 2016) y (Fan et al., 2014) sistema DE y Absorbedor.

II. (Mazzei et al., 2014) y (Vasilescu et al., 2014) energía solarSE.

III. (Kaita, 2002), (Ferreire, 2008) propiedades de las mezclas.

JustificaciónI. La utilización de gases de escape, que aumenta la eficiencia del CCC y evita la

quema de combustibles para la operación del sistema de absorción (Mohan etal., 2014).

II. Posibilita el uso rentable en la operación por la energía disponible (Vidal et al.,2010).

III. Por el incremento de la potencia operativa en el sistema debido a ladisminución de temperatura con la misma entrada de combustible, lo cual sevisualiza a menor consumo de energía de compresión y mayor salida deenergía eléctrica (García, 2015).

IV. Disminuirían las emisiones de CO2 asociadas a la quema de combustibles quese tendría con una temperatura ambiente contra la instalación de un sistemade absorción, en la admisión de aire del sistema combinado para la mismageneración de potencia eléctrica (Neopetrol, 2013).

V. Reducción de los costos de mantenimiento en la central de ciclo combinado,así como el incremento en la eficiencia y potencia eléctrica (Abdul et al., 2007).

VI. Retorno de inversión a corto plazo, comparado con el retorno de la instalaciónde estos sistemas de absorción en otras aplicaciones (Rovira, 2004).

VII. Se requieren mantener las condiciones ISO en una central, cuando sepresentan mayor cantidad de gases de escape y por lo tanto, un mejorfuncionamiento del sistema de absorción (Jonshagen, 2011).

Introducción

Problemática

I. La potencia en una central Brayton -Rankine se ve afectada por lascondiciones ambientales.

II. Los métodos de compensación: de enfriamiento con agua y deinyección de vapor, son buenos solo en lugares donde existe elrecurso (Qun et al., 2002)

III. Los sistemas de compresión son efectivos en cualquier ambientemás su consumo eléctrico es alto (Härtel et al., 2003), (García,2015).

IV. Con los sistemas de absorción se puede controlar la potencia y laeficiencia con el uso de calor residual (Neopetrol, 2013), (Abdul etal., 2008).

Introducción

Hipótesis

“Si se consigue mantener constante y cercano a las condicionesISO, mediante un sistema de refrigeración por absorciónutilizando los gases de escape en una central eléctrica Brayton-Rankine, la eficiencia operativa se incrementará”

Introducción

Objetivos• Objetivo general

Realizar el estudio teórico y balance exergético de la central de turbina degas para definir la mezcla o proporción de gases de combustión/temperaturade generación adecuada para incrementar la eficiencia operativa.

• Objetivos específicos

1. Realizar una investigación de campo para definir las condiciones actualesde operación.

2. Realizar el balance exergético de una central de turbina de gas bajocondiciones actuales a través de un software .

3. Simular las condiciones controladas de aire de ingreso al compresor axialmediante los sistemas de refrigeración por absorción.

4. Definir los límites de operación de los sistemas de refrigeración.

5. Definir la mezcla o proporción de los gases de escape decombustión/temperatura de generación que garantice un incremento en lapotencia.

Introducción

Ciclo de Carnot

Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO

𝑛𝑡𝑒𝑟 = 1 −𝑄𝑠𝑎𝑙

𝑄𝑒𝑛𝑡= 1 −

𝑄𝐿

𝑄𝐻=

𝑊𝑛𝑒𝑡𝑜

𝑄𝐻(1)

Figura 1. Diagrama P-V del ciclo Carnot.Fuente: Severns et al., 2015.

𝑛𝑡𝑒𝑟 = 1 −𝑇𝐿𝑇𝐻

(2)

Fuente caliente

Fuente fria

Qc

Qf

Qm

ng

nv

Wg

Wv

Tc

Tf

Tm

𝑛𝑡𝑒𝑟.𝐶𝐶 = 𝑛𝑔 + 𝑛𝑣 − 𝑛𝑔𝑛𝑣 (3)

Figura 2. Combinación de dos ciclos.Fuente: Desmond, 2015.

Ciclo Brayton para el análisis de turbina de gas


Figura 3. Turbina de gas ciclo abierto.Fuente: Cengel et al., 2015.

1-2 Compresión isentrópica (en un compresor)

2-3 Adición de calor a presión constante (cámara de combustión)

3-4 Expansión isentrópica en una turbina (turbina)

4-1 Rechazo de calor a presión constante (ambiente)

Figura 4. Diagrama T-s.Fuente: Cengel et al., 2015.



(4)

dt

gzvUmd

WQgzvhmgzvhmcv

s

o

e

o)

2

1((

)2

1()

2

1(

2

..22

dt

smds

frontT

dQsmsm cv

gensalsal

o

ente

o )(

_)()( ..

dt

emdsT

dt

vvdW

T

TQemem cvcv

gen

h

salsal

o

ente

o )()()1()()( ....

0120

)()()(2

1)( 000

2

0

2

0 ssTzzgvvhhe xxxxx

)()()()(2

1)( 0000

2

0

2

0.. ssTVVPzzgvvUUe xxxxxcv

LHVmhmhmmq comb

o

f

o

a

o

f

o

aentrada***)(

23

)(*)(14 hhmmq

o

f

o

asalida

)(*)(43 hhmmW

o

f

o

aturbina

)(*12 hhmW

o

acompresor

(5)

(6)

(7)

(8)

(9)

(10)

Ecuación de la energía

Ecuación de la entropía

Ecuación de la exergía

(11)

(12)



𝑇2𝑇1

= (𝑃2𝑃1)(𝑘−1)/𝑘=

𝑇3𝑇4

= (𝑃3𝑃4)(𝑘−1)/𝑘

𝑇2𝑇1

= (𝑌𝑐)(𝑘−1)/𝑘=𝑇3𝑇4

= (𝑌𝑒)(𝑘−1)/𝑘

𝑛𝑡𝑒𝑟.𝐵𝑟𝑎𝑦𝑡𝑜𝑛 =𝑞𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝑞𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎

𝑞𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎= 1 − (

𝑐𝑝 𝑡4 − 𝑡1𝑐𝑝 𝑡3 − 𝑡2

)

𝑛𝑡𝑒𝑟.𝐵𝑟𝑎𝑦𝑡𝑜𝑛 = 1 − (1

𝑦𝑝𝐾−1𝑘

)

𝑛𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 = (𝑛𝑡𝑇𝑓 −

𝑇𝑎𝑚𝑏 ∗ 𝑟𝑝𝑘−1𝑘

𝑛𝑐

𝑇𝑓 − 𝑇𝑎𝑚𝑏 − 𝑇𝑎𝑚𝑏 ∗ (𝑟𝑝

𝑘−1𝑘 − 1𝑛𝑐

)

)(1 −1

𝑟𝑝𝑘−1𝑘

)

(16)

(13)

Figura 5. Eficiencia Ideal.

Figura 6. Eficiencia real.

(14)

(15)

(17)



Figura 7. Incremento de eficiencia para diferentes rp. Figura 8. Incremento de n con inyección de vapor.

Ciclo Rankine para el análisis de turbina de vapor


Figura 9. Ciclo turbina de vapor.Fuente: Cengel et al., 2015.

Figura 10. Diagrama temperatura-entropía.

1-2 Compresión isentrópica en la bomba

2-3 Adición de calor a presión constante en la caldera

3-4 Expansión isentrópica en la turbina

4-1 Rechazo de calor a presión constante en el condensador

Ciclo Rankine para el análisis de turbina de vapor


Figura 11. Relación n % y W_neto en un ciclo simple Rankine.

Para incrementar la eficiencia en un ciclo Rankine se logra:

1. Incrementando la presión en la caldera.

2. Incrementando la temperatura.3. Disminuyendo la presión en el

condensador.4. Haciendo modificaciones al ciclo.

Ciclo combinado de potencia Brayton-Rankine


Figura 13. Relación n % y W_neto en un CC.

Figura 12. Ciclo Brayton Rankine.

Ciclo refrigeración por compresión

Figura 14. Ciclo de refrigeración por compresión

Figura 15. Diagrama Presión Entalpía

𝐸. 𝑅. = ℎ2′ − ℎ1 = ℎ2′ − ℎ4

ሶ𝑚 =𝑄

𝐸. 𝑅.

𝑃𝑐 = ሶ𝑚(ℎ3−ℎ2)

𝑄𝑐 = ሶ𝑚 ℎ4 − ℎ3

COP=𝑄

𝑃𝑐

MARCO TEÓRICO Sistemas de Absorción

(18)

(19)

(20)

(21)

(22)

Sistema intermitente de absorción

Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO

Figura 14. Generación de amoniaco (a), generación de frio (b)

Calor

Cloruro de plata

Vapor de amoniacoamoniaco líquido

con amoniaco

Absorbedor

a)

agua de enfriamiento(temperatura ambiente)

Cloruro de plata

Vapor de amoniacoamoniaco líquido

con amoniaco

Absorbedor

b)

Evaporador

(Extremo frio)

Sistema de absorción continua


Figura 15. Comparación de un sistema de refrigeración por compresión y absorción.

𝑄𝑔𝑒𝑛 + ሶ𝑚7ℎ7 − ሶ𝑚1ℎ1 − ( ሶ𝑚7− ሶ𝑚1)ℎ8 − 𝑄𝐴 = 0

𝑄𝑐𝑜𝑛𝑑 − ሶ𝑚1ℎ1 + 𝑄𝐴 + ሶ𝑚2ℎ2 = 0

𝑄𝑒𝑣𝑎 + ሶ𝑚3ℎ3 − ሶ𝑚4ℎ4 − 𝑄𝐴 = 0

𝑄𝑎𝑏𝑠 − ሶ𝑚4ℎ4 + ሶ𝑚5ℎ5 − ℎ10 ሶ𝑚7 − ሶ𝑚1 + 𝑄𝐴 = 0

ሶ𝑚1 = ሶ𝑄𝑒𝑣𝑎/𝑞𝑒𝑣𝑎(23)

(24)

(25)

(26)

(27)

Propiedades Amoniaco-agua Agua-bromuro de litio

Refrigerante

Alto calor latente Bueno Excelente

Presión moderada de vapor Muy alto Muy bajo

Baja temperatura de congelamiento Excelente Aplicación limitada

Baja viscosidad Bueno Bueno

Absorbente

Baja presión de vapor Pobre Excelente

Baja viscosidad Bueno Bueno

Mezcla

No fase solida Excelente Aplicación limitada

Baja toxicidad Pobre Bueno

Alta afinidad entre refrigerante y

absorbente

Bueno bueno

Tabla 1. Propiedades de las mezclas comerciales refrigerante absorbente.



Tabla 1. Fuente (Magallanes, 2016).

Figura 16. Diagrama PTX para determinar las propiedades de la mezcla, ciclo simple efecto.



Coeficientes de la ecuación de la entropía de la mezcla


s=B00*X[0]^0*T[0]^0+B10*X[0]^0*T[0]^1+B20*X[0]^0*T[0]^2+B30*X[0]^0*T[0]^3+B01*X[0]^1*T[0]^0+B11*X[0]^1*T[0]^1+B21*X[0]^1*T[0]^2+B31*X[0]^1*T[0]^3+B02*X[0]^2*T[0]^0+B12*X[0]^2*T[0]^1+B22*X[0]^2*T[0]^2+B32*X[0]^2*T[0]^3+B03*X[0]^3*T[0]^0+B13*X[0]^3*T[0]^1+B23*X[0]^3*T[0]^2+B33*X[0]^3*T[0]^3

B00=0.5127558B10=0.01226780B20=-0.00001364895B30=0.00000001021501B01=-0.01393954B11=-0.00009156820B21=0.0000001068904B31=0B02=0.00002924145B12=0.00000001820453B22=-0.000000001381109B32=0B03=0.0000009035697B13=-0.0000000007991806B23=0.00000000001529784B33=0

Ecuación de la entropía

(28)


Coeficientes de la ecuación de la entalpía de la mezcla


Ecuación de la entalpía

(29)


A0=-2.00755A1=0.16976A2=-0.003133362A3=0.0000197668B0=124.937B1=-7.71649B2=0.152286B3=-0.000795090C=7.05D=-1596.49E=-104095.5a_0=-2024.33a_1=163.309a_2=-4.88161a_3=0.06302948a_4=-0.0002913705b_0=18.2829b_1=-1.1691757b_2=0.03248041b_3=-0.0004034184b_4=0.0000018520569c_0=-0.037008214c_1=0.0028877666c_2=-0.000081313015c_3=0.00000099116628c_4=-0.0000000044441207

T[8]=(T[4]-(B0*X[6]^0+B1*X[6]^1+B2*X[6]^2+B3*X[6]^3))/(A0*X[6]^0+A1*X[6]^1+A2*X[6]^2+A3*X[6]^3)T_8=273.15+T[8]LogP8=C+(D/T_8)+(E/(T_8)^2)P[8]=10^(LogP8)

h[1]=(a_0*X[1]^0)+(a_1*X[1]^1)+(a_2*X[1]^2)+(a_3*X[1]^3)+(a_4*X[1]^4)+((T[1])*((b_0*X[1]^0)+(b_1*X[1]^1)+(b_2*X[1]^2)+(b_3*X[1]^3)+(b_4*X[1]^4)))+((T[1]^2)*((c_0*X[1]^0)+(c_1*X[1]^1)+(c_2*X[1]^2)+(c_3*X[1]^3)+(c_4*X[1]^4))

Ecuación de la presión, temperatura del refrigerante y la solución(30)

(31)(32)


Sistema de absorción continua doble efecto

Figura 17. Diagrama PTX para determinar las propiedades de la mezcla, ciclo Doble efecto.


Sistemas avanzados: efecto mitad

Figura 18. Diagrama PTX sistema de absorción continua efecto mitad.


Sistemas avanzados: triple efecto

Figura 19. Diagrama PTX sistema de absorción continua triple efecto.

Estado del ArteMARCO TEÓRICO

Turbina de gas

Figura 20. Componentes y sistemas de una turbina de gas.Fuente: Rocha et al., 2008.


Turbina de gas

Tabla 2. Turbinas de gas en el mercado.

Marca País (MW) Turbina Pertenece Eficiencia Diseño

Ansaldo Energía

Italia 78 a 310 Industrial Ansaldo Energía 36.2,41.5 5

GE E.U. 44 a 510 Aer. e ind. GE 42.2,63.3 15

BHEL India 26.3 a 297.3 Industrial GE y Siemens 6

Hitachi Japón 3.7 a 255 Industrial Hitachi 13

Zorya Mask. Ucrania 16 a 60 Industrial Zorya 35.5,42.8 9

MHI Japón 113 a 470 Industrial MHI 41,61.7 8

Westinghouse E.U. 45 a 249 Siemens

Ishikawajima H Japón 2-42 Aero derivativa GE 25.4 a 40.3 7

Pratt y White E.U Aero derivativas

39.3, 58.7 4

Solar Turbines E.U. 1.21 a 21.7 Industrial Solar T 11

Toshiba Japón >255 Industrial GE 25.4,40.3

Alstom Francia 3 a 50 industrial Alstom 4

Siemens Alemania 4 a 425 Industrial Siemens 40.3,43.4

Rolls Royce Reino U. 25 a 64 Industrial 3e Rolls Royce 42


Turbina de vapor

Figura 21. Turbina de vapor BHEL.Fuente: BHEL, 2016.


Turbina de vaporTabla 3. Turbinas de vapor en el mercado.

Marca País (MW) Turbina P y T Eficiencia Diseño

Ansaldo Energía

Italia 40 a 1000 AP,MP,LP >620°C 4

GE E.U. 90 a 700 AP,MP,LP 140 -185bar565-600°C

37.9-43.6 7

BHEL India 1-75 100-140bar500-540°C

MPHI Japón 200-1300 AP,MP,LP 259.6 bar600-620°C

41-61.7 3

Siemens Alemania 8-250 AP,LP,MP 103-180 bar505-565°C

8


Sistema de absorción

Figura 23. Sistema de refrigeración por absorción doble efecto paralelo Broad.Fuente: Broad, 2016.


Sistema de absorciónTabla 4. Sistemas de absorción en el mercado

N MARCA PAIS T.R. T.GEN (°C) F.CALOR

1 TRANE USA 100-1600 MULTIENERGÍA

2 YORK USA 200-1000 MULTIENERGÍA

3 CARRIER USA 100-1700 VAPOR

4 SANYO JAPON 50-526 AGUA CALIENTE

5 EBARA CHINA 150-1000 GAS

6 BROAD CHINA 60-3300 MULTIENERGÍA

7 ENTROPIE FRANCIA 85-1700 90/70/60 AGUA O VAPOR

8 COLIBRI STORK HOLANDA 200

9 HANS GUNTNER ALEMANIA

10 THERMAX INDIA 40-2000 GAS ESCAPE

11 YAZAKY JAPON 50y200 FOSIL

12 KUNYUNGWON R.KOREA 80-1500 MULTIENERGÍA

13 L.G. KOREA 100-200 MULTIENERGÍA

14 SHUANGLIANG CHINA 99-300 MULTIENERGÍA


I. En el 2016 Nishimura et al., muestranM701F5 eficiencia del 61%, 1700°C.

II. En el 2016 Matthew et al., analizaron unsistema híbrido.

III. En el 2014 Barigozzi et al., realizaron unestudio de CC híbridos y solarizados.

IV. En 2009 Bhargava et al., estudian lacompresión húmeda en una turbina de gas.

Investigación relacionada


Investigación relacionada

Sistemas de absorción:

I. Mezcla Silica gel-agua (Soto, 2017) parasistemas intermitentes continuos.

II. Mezcla Amoniaco nitrato de litio (Moreno etal., 2016) para reemplazo de amoniaco agua.

III. Mezcla Amoniaco cloruro de bario(Rodríguez, 2015) para menorestemperaturas de generación.

Descripción de la Central BraytonRankine

METODOLOGÍA

La Turbina de gas

Figura 24. Sistema 2x1 turbina de gas.

Ubicación: Chile Frio, Tuxpan, latitud 20.84°, longitud -97.24°

Datos turbina: I. 185MWII. MHI-501FIII. 1400°C entrada de turbinaIV. Etapas de compresión: 16V. Etapas de expansión: 4VI. Combustores: 16VII. Extracciones de aire de enfriamiento : 3

(6,10 y 13)VIII. Enfriamiento de la expansión: 1,2 y 3IX. Control de aire IGVX. Control de combustión: Válvula BypassXI. Entradas de combustible: 2


METODOLOGÍA

La Turbina de gas

Figura 25. Sistemas de la turbina de gas


METODOLOGÍA

HRSG

Figura 26. Generador de vapor por recuperación de calor

Datos recuperador:

I. AP: economizador, evaporador y sobrecalentador. 108.24 m3

II. MP: economizador, evaporador, sobrecalentador y recalentador. 52.94m3

III. BP: precalentador, evaporador, sobrecalentador. 84.06m3


METODOLOGÍA

Turbina de vapor

Figura 27. Turbina de vapor: a) AP y MP, b) BP

Ubicación: Chile Frio, Tuxpan, latitud 20.84°, longitud -97.24°

Datos turbina: I. 188.73MWPresiones:I. AP:127.9 bar, 538°C, 401600kg/hrII. MP:29.1 bar, 566°C, 448800kg/hrIII. BP:5.2 bar, 300.1°C, 510600kg/hrIV. P. CD: 68 mm Hg.Etapas de expansión:I. AP expansión: 8II. MP expansión: 6III. BP expansión: 10

b)

a)


METODOLOGÍA

Turbina de vapor

Figura 28. Sistemas de la turbina de vapor.

Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA

Modelo termodinámico de la instalación

Figura 29. Diagrama de la central Brayton-Rankine.


Figura 30. Conexión entre las turbinas y el generador de vapor.


Figura 31. Diagrama temperatura entropía.

Si el ciclo se transfiere a un diagrama T-s, queda como la siguiente figura.


Sistema de control y adquisición de datos

Figura 32. a) Sensores de presión y temperatura, b)sala de operación.

a) b)


Figura 33. Instrumentación de la turbina de gas.


Figura 34. Instrumentación de la turbina de vapor.


Figura 35. Instrumentación del recuperador de calor. Baja presión


Figura 36. Instrumentación del recuperador de calor media presión.


Figura 37. Instrumentación del recuperador de calor alta presión.


Tabla 5. Sensores de presión, de temperatura y control de válvulas.


Descripción de la operación de la planta

I. Turbina de gas: sistema de arranque, de aceite, de control, de combustible.

II. Recuperador de calor: recalentador, sobrecalentador, evaporador, precalentador.

III. Turbina de vapor: sistema de enfriamiento, de aceite de lubricación, de control.


Evaluación de la central Brayton-Rankine

Figura 38. Turbina de gas, líneas de flujo.

Condiciones y datos extremos de operación

130013001000612 sssss

12

006)375.0(*P

Prp

12

0010)625.0(*P

Prp

12

0013)8125.0(*P

Prp

002

18)1875.0(*P

Prp

003

18)375.0(*P

Prp

004

18)625.0(*P

Prp

)_()_(_ 000600006006 ssThhe

)_()_(_ 000100000100010 ssThhe

)_()_(_ 000130000130013 ssThhe

)_()_(_ 0001300001313 ssThhe

)()( 018001818 ssThhe

)_()_(_ 000200002002 ssThhe

)_()_(_ 000300003003 ssThhe

)_()_(_ 000400004004 ssThhe

)_()_(_ 022002222 ssThhe

12006

120061

_

)(

hh

hhc

120010

1200102

_

)(

hh

hhc

120013

1200133

_

)(

hh

hhc

00218

002181

)_(

hh

hht

00318

003182

)_(

hh

hht

00418

004181

)_(

hh

hht

entrada

netotermica

Q

W

compresorturbinaneto WWW

)_( 006121

0

1 hhmW cc

)__( 00100062

0

2 hhmW cc

)__( 001300103

0

3 hhmW cc

)__( 1300134

0

4 hhmW cc

4321 ccccCompresor WWWWW

)_( 002181

0

1 hhmW ee

)__( 0030022

0

2 hhmW ee

)__( 0040033

0

3 hhmW ee

)__( 220044

0

4 hhmW ee

4321 eeeeTurbina WWWWW

)2731500(

)273(1(**_*_*__ 1418181313

aire

ooo

combustión

TLHVmememL

neto

ooooo

turbina WemememememL 22220022100320004191818 _*_*_*_*_*__

compresor

ooooo

compresor WemememememL 1313001321001020006191212 _*__*_*_**_

combustible Xi PM XI*PM

CH4 89.242 16.04256 14.3167014

C2H6 7.393 30.06964 2.22304849

C3H8 1.2 44.09652 0.52915824

C4H10 0.114 58.122 0.06625908

C4H10 0.201 58.122 0.11682522

C5H12 0.043 72.14878 0.03102398

C5H12 0.036 72.14878 0.02597356

C6H14 0.036 86.177 0.03102372

N2 1.005 28.01348 0.28153547

CO2 0.813 44.0098 0.35779967

100.083 17.9793488

Xi PM.i PM. Prom

CH4 97.473 16.04256 15.6371645

C2H6 1.331 30.06964 0.40022691

C3H8 0.16 44.09652 0.07055443

C4H10 0.062 58.122 0.03603564

C4H10 0.634 58.122 0.36849348

C5H12 0.021 72.14878 0.01515124

C5H12 0.014 72.14878 0.01010083

C6H14 0.052 86.177 0.04481204

N2 0.098 28.01348 0.02745321

CO2 0.775 44.0098 0.34107595

100.62 16.9510682

Tabla 5. Análisis de combustible

COMPOSICIÓN DEL AIRE

Compuesto %Vol WM PM.prom

A1 A2 A4

N2 78.084 28.0134 21.8739833

O2 20.9476 31.9988 6.70298063

Ar 0.9365 39.948 0.37411302

CO2 0.0319 44.0095 0.01403903

100 18.01528 28.9651159

(0.8924 CH4 + 0.07393 C2H6 + 0.012 C3H8 + 0.00114 C4H10 + 0.00201C4H10 + 0.00043 C5H12 + 0.00036 C5H12+ 0.00036 C6H14 + 0.01005 N2 + 0.00813 CO2) + 2.78a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) vCO2+wH2O+xN2+yAr +1.78aO2

1.1031+.00423a=v 1.1031+.001522a=v

4.15528=2w w=2.077 4.15528=2wa/c=2.78*2.13*4.76*28.97/17.66=46.23

0.01626+5.56a+.00846=2V+w+1.78a*2 0.01626+2a+2*.001522=2V+w

0.0201+a*20.72=X*2 a=2.13 0.0201+a*3.7275*2=X*2

Y=0.0447a v=1.11 Y=0.0447a

x=22.07

0.00423A-V=-1.1031 y=.26 0.001522A-V=-1.1031

2a-2v=2.05 2a-2v=2.058(0.8924 CH4 + 0.07393 C2H6 + 0.012 C3H8 + 0.00114 C4H10 + 0.00201C4H10 + 0.00043 C5H12 + 0.00036 C5H12+ 0.00036 C6H14 + 0.01005 N2 + 0.00813 CO2) + 2.78a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) +0.3925H2O 1.11CO2+2.4695H2O+22.07N2+.095Ar +3.79O2

T.amb.=33C

P=5.0762kPa presión del aire seco

presión parcial de humedad Pv.=(.8)(5.0762)=4.06

Nmoles.hum. Nv.air=(Pv.air/P.total)Ntotal=(4.06/101.325)(10.19+Nv.air)

Nv.air=0.3925 kmol de agua que se tienen que agregar a la ecuación de aire seco

Nv=2.077+.3925=2.4695

Pv=(Nv/Np)Pp=(2.46/11.63)(101.325)=21.43kPa, T=61.46C

AC=(m.air/m.comb.)=((10.19KMOL)(28.97KG/KMOL))/(17.6635KG)=16.26

Aire.total=(9.36kg/s comb)(16.26)=152.193kg.aire a 33C

flujo de aire=424.3kg/s

esceso.aire=2.78=278%

VOL% C H O N Ar C H O N ArM.COMB.

97.473 1 4 0 0 00.974

733.898

92 0 0 015.59

57

1.331 2 6 0 0 00.026

620.079

86 0 0 00.399

3

0.16 3 8 0 0 00.004

80.012

8 0 0 00.070

4

0.062 4 10 0 0 00.002

480.006

2 0 0 00.035

96

0.634 4 10 0 0 00.025

360.063

4 0 0 00.367

72

0.021 5 12 0 0 00.001

050.002

52 0 0 00.015

12

0.014 5 12 0 0 00.000

70.001

68 0 0 00.010

08

0.052 6 14 0 0 00.003

120.007

28 0 0 00.044

72

0.098 0 0 0 2 0 0 0 00.001

96 00.013

72

0.775 1 0 2 0 00.007

75 00.015

5 0 0 0.217

1.04661

4.07266

0.0155

0.00196 0

16.7697

78.084 0 0 0 2 0 0 0 01.561

68 0

20.9476 0 0 2 0 0 0 00.418

95 0 0

0.9365 0 0 0 0 1 0 0 0 00.009

37

0.0319 1 0 2 0 00.000

32 00.000

64 0 0

(0.97473 CH4 + 0.01331 C2H6 + 0.0016 C3H8 + 0.00062 C4H10 + 0.00634C4H10 + 0.00021 C5H12 + 0.00014 C5H12+ 0.00052 C6H14 + 0.00098 N2 + 0.00775 CO2) + a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) vCO2+wH2O+xN2+yAr

O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2

C1.04661+.001522a=v v=1.049

H4.07266=2w

w=2.0363

00.0155+2a+2*.001522=2V+w a=2.058

N0.00196+a*3.7275*2=X*2 x=7.672

ArY=0.0447a y=0.091

C0.001522A-V=-1.04661

O

2a-2v=2.017

Kmol.aire.seco=4.773*2.058=9.822humedad de aire=80%T.amb.=33CP=5.0762kPa

presión del aire seco

presión parcial de humedad

Pv.=(.8)(5.0762)=4.06

Nmoles.hum.

Nv.air=(Pv.air/P.total)Ntotal=(4.06/101.325)(9.822+Nv.air)

Nv.air=0.4099 kmol de agua que se tienen que agregar a la ecuación de aire seco

AC=(m.air/m.comb.)=((9.822KMOL)(28.97KG/KMOL))/(16.7697KG)=16.96Aire.total=(9.36kg/s comb)(16.96)=158.82kg.aire a 33C

(0.8924 CH4 + 0.07393 C2H6 + 0.012 C3H8 + 0.00114 C4H10 + 0.00201C4H10 + 0.00043 C5H12 + 0.00036 C5H12+ 0.00036 C6H14 + 0.01005 N2 + 0.00813 CO2) + 2.78a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) +0.3925H2O 1.11CO2+2.4695H2O+22.07N2+.095Ar +3.79O2

Cp.prom=a+bT+cT2+dT3 Tent.prom CP.gases

Kmoles F.MOLAR a b c d 885KJ/Kmol.K 372

CO2 1.11 0.03758317 22.26 5.98E-02 -3.50E-05 7.87E-09 5.32E+01 2.00E+00 4.01E+01 1.51E+00

H2O 2.4695 0.08361408 32.24 1.92E-03 1.06E-05 -3.60E-09 3.24E+01 2.71E+00 3.23E+01 2.70E+00

N2 22.165 0.75047825 28.9 -1.57E-03 8.08E-06 -2.87E-09 2.89E+01 2.17E+01 2.89E+01 2.17E+01

O2 3.79 0.1283245 25.48 1.52E-02 -7.16E-06 1.31E-09 2.59E+01 3.33E+00 2.59E+01 3.33E+00

29.5345 1 2.97E+01 2.92E+01

Mmolar=443/29.5345= 14.9994075kg/kmol.s

el cp=(29.70/14.99)=1.98KJ/(kg.K) 449828.692KW recuperador

0.55864358 449302.576(100°C) 25002.7093escape de gases KW

(108°C) 1345.02585calor de enfriador de aire

(300°C) 382.925

26730.6601

16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

20000

25000

110000

115000

120000

125000

130000"Pérdidas exergéticas"

kW

T_aire (C)

Combustor

Compresor

Turbina

TK = °C + 273.15; R=8.31451 kJ/kgmolK; MW = peso molecular y -∆fH°=Entalpía de formación

H° =[( -A1/TK +A2*ln(TK) +A3*TK +A4*TK2/2+A5*TK

3/3+A6*TK

4/4+A7*TK

5/5+A8)*R-∆fH°]/MW


Evaluación de la central Brayton-Rankine

Figura 38. Ciclo Rankine, líneas de flujo.

ሶ𝑚10 = ሶ𝑚1

ሶ𝑚10 = ሶ𝑚8 − ሶ𝑚9

ሶ𝑚8 = ሶ𝑚6 + ሶ𝑚7

ሶ𝑚5 = ሶ𝑚6



ሶ𝑚2 = ሶ𝑚3

ሶ𝑚1 = ሶ𝑚2

Parámetros de

operación:

Valores

nt_ri1 90%

nt_ri2 90%

nt_ri3 90%

np_ri1 87%

np_ri2 87%

np_ri3 87%

n_HSRG 85%

nm 98.2%

ng 98%

nt.c. 98.5%

m_steam 72 – 142 kg/s

P6 70 – 129 bar, 811K

P8 15 – 29 bar, 839K

P9 4.9 – 5.2 bar,

P10 0.068 – 0.09 bar

TH 565-560°C

TL 43.73 – 38.72°C

3

1

x

x

theo

t

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1

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r

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5

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x

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HSRG

in xee

))/(1(* 0 hexhaust

HSRG

in TTqeq

])0[]3[(])0[]3[(1 0 ssThheHSRG

out

]))0[]9[(])0[]9[((*2 0 ssThhyeHSRG

out

]))0[]7[_(])0[]7[_((*3 0 ssThhzeHSRG

out

]))0[]6[(])0[]6[((*4 0 ssThhweHSRG

out

]))0[]8[(])0[]8[((*5 0 ssThhxeHSRG

out

5

1

x

x

HSRG

out

HSRG

out xee

HSRG

out

HSRG

in

HSRG

in

HSRG eeqeL )(

]))0[]6[(])0[]6[((*1 0

..ssThhwe

ct

in

]))0[]8[(])0[]8[((*2 0

..ssThhxe

ct

in

]))0[]9[(])0[]9[((*3 0

..ssThhye

ct

in

321........ ct

in

ct

in

ct

in

ct

in eeee

]))0[]6[(])0[]6[((*1 0

..ssThhwe

ct

out

]))0[]8[(])0[]8[((*2 0

..ssThhxe

ct

out

]))0[]9[(])0[]9[((*3 0

..ssThhye

ct

out

321........ ct

out

ct

out

ct

out

ct

out eeee

..... ct

out

ct

in

ct eeL

Figura 38. Mediciones de temperatura y presión del 2009 al 2014 de Tuxpan II

Figura 39. Mediciones de temperatura gases de escape de Tuxpan II

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

70 90 110 130 150

Efic

ien

cia

y p

ote

nci

a e

léct

rica

(M

W)

m_steam (kg/s)

Ie( CASE I)MW

n %(CASE I)

Ie( CASE II)MW

n %(CASE II)

Increment MW

Figura 39. Pérdida de energía en ciclo Rankine

Figura 41. Potencia y eficiencia de la TV

Figura 40. Pérdidas de capacidad en ciclo Rankine


Realización del algoritmo con diagrama

Figura 39. Instrumentación del recuperador de calor alta presión.

20

Compressor Turbine

Combustion

HRSG

Turbine HP/IPL P

Condenser

Pump 1 (Low pressure)

Pump 2 (high and medium pressure)

1 2

3 1

2

4

5

6

7

8

9

10

121

13

14

15

16 17

18

19

21

26

1

2

Gen. 1

Gen. 2

27

Pre-heater

Evaporator

Economizer

Over-heater

Evaporator

Economizer

EvaporatorOver-heater

Re-heater

Air

Fuel

WaterSteam

Exhaust

Rankine Cycle

Brayton Cycle I

Air Gas

Steam

Electric

Electric

Air cooling

Feed

To HRSG 2

From HRSG 2

From HRSG 2

To HRSG 2

From HRSG 2

rs

t

20

Compressor Turbine

Combustion

122

13

14

15

16 17

18

19

21

26

Gen. 1

Brayton Cycle II

Air Gas

Electric

Air cooling

rs

t

Brayton Rankine Combined Cycle 2-2-1Taire= 16.4 [C]

Taire,2= 16.4 [C]

P11= 101.1 [kPa]

T18= 1400 [C]

LHV= 48490 [kJ/kg]

P11,2= 101.1 [kPa]

T18,2= 1400 [C]

rp= 14

rp2= 14

Ie = 192892 [kW]

Wtotal = 538856 [kW]

Wnet,g = 178282 [kW]

Wnet,g,2 = 178282 [kW]

m12 = 446 [kg/s]

m12,2 = 446 [kg/s]

m14 = 10.08 [kg/s]

m14,2 = 10.08 [kg/s]

me4 = 456.1 [kg/s]

me42 = 456.1 [kg/s]

T27 = 99.74 [C]

T22,22 = 612.3

T22 = 612.3 [C]

msteam = 145.2 [kg/s]

P6 = 13091 [kPa]

P7 = 2948 [kPa]

P9 = 526.9 [kPa]

P10 = 9.32 [kPa]

cc = 0.5513

g22 = 0.3648

g22,2 = 0.3648

IGV1= 1

IGV2= 1

Qexhaust = 635171

Qr = 531797

Qproc = 495174

Qhsrg = 897647

Qin = 391064

Qin2 = 488738Qin2,real = 408963


Análisis de ciclos avanzados de absorción

VE

VE

VR

VR

EVAPORADOR

CONDENSADOR

CONDENSADOR GENERADOR

INTERCAMBIADOR

ABSORBEDOR

SHX1

SHX2

B1

B2

1

2

3 4

5

6

7

8

9

10

11

12

13 14

15

16

17

18

19

T1= 29.85 [C]

T3= 47.33 [C]

T7= 57.47 [C]

T4= 76.39 [C]

T11= 57.47 [C]

T13= 90.18 [C]

T17= 122.8 [C]

T14= 144.8 [C]

X6= 61.97 [%]X1= 52.77 [%]

X10= 0 [%]

m11= 0.55 [kg/s]

m17= 0.082 [kg/s]

T21= 150 [C]

T22= 142 [C]

m21= 1 [kg/s]

T23= 25 [C]

T24= 33.65 [C]

m23= 1 [kg/s]Qe= 354.4 [KW]

T25= 25 [C]

T26= 28.16 [C]

m25= 1 [kg/s]

T27= 12 [C]

T28= 7.78 [C]

m27= 1 [kg/s]

COP = 1.322

COPext = 0.5147

COPext1 = 0.5147

COPmax = 2.991

Qabext = 36.19 [KW]Qabext = 36.19 [KW]Qeext = 17.66 [KW]

Qgext = 34.32 [KW]

Qgen = 268.1 [KW]

Qcd1 = 193.4 [KW]

Qcd2 = 185.1 [KW]

QSXH1 = 37.14 [KW]

QSHX2 = 38.38 [KW]

Wp1 = 0.002206

Wp2 = 0.02215

Qcext = 13.22 [KW]

sistema = 0.442

Efec1 = 0.5002

Efec2 = 0.5005

m10 = 0.1485 [kg/s]

m7 = 0.06654 [kg/s]

m1 = 1 [kg/s]

m6 = 0.8518 [kg/s]

m16 = 0.468 [kg/s]

ALTA PRESIÓN

MEDIA PRESIÓN

BAJA PRESIÓN

REFRIGERANTE SOLUCIÓNSISTEMA DE ABSORCIÓN Br-Li/H2O DOBLE EFECTO

P21= 1 [KPa]

P23= 1 [KPa]

P25= 1 [KPa]

P27= 1 [KPa]

P10 = 0.8799 [KPa]

P7 = 4.17 [KPa]

P17 = 64.25 [KPa]



140 145 150

1.312

1.314

1.316

1.318

1.320

1.322

1.324

1.326

1.328

1.330

1.332

1.334

1.336

1.338

1.340

1.342

Bromuro de litio agua

CO

P

T_generación (°C)

T_cd 36°C

T_cd 34°C

T_cd 32°C

T_cd 30°C

T_cd 28°C

T_cd 26°C

T_cd 24°C

T_cd 22°C

T_cd 20°C

140 145 150

2360

2380

2400

2420

ER

(kJ/k

g)

T_generación (°C)

ER_36°C

ER_32°C

ER_28°C

ER_24°C

ER_20°C


Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla Carrol$IfNot Diagramwindow

T[4]=89.9 [C] {T ent calor en el generador, varia de 80 a 95}T[1]=30 [C] {T solución}{T[7]=77[C] {varia de 67 0 82}}{T[3]=82.2 [C] {T sol entrada del generador, varia de 53 a 68}}Qe=8 [KW] {potencia de refrigeración}X[6]=62.5 [%] {alta concentración}X[1]=56.7 {baja concentración}X[10]=0T[11]=100 [C]T[12]=96.5 [C]T[13]=25 [C]T[14]=37 [C]T[15]=25 [C]T[16]=34.6 [C]T[17]=10 [C]T[18]=3.7 [C]P_atm=101.3 [KPa]$EndIf

T[7]=T[4]-13T[3]=T[4]-27

A0=1197.190135A1=-53.49325167A2=0.7482707211A3=0.0031541588B0=-2.41786903B1=0.2400371279B2=-0.004021956B3=0.0000209546C0=0.019006407C1=-0.0007928478C2=0.0000115277C3=-0.0000000581

X[6]=X[5]X[6]=X[4]X[1]=X[2]X[1]=X[3]X[10]=X[7]X[10]=X[8]X[10]=X[9]

Fluid$='steam'T[8]=T[4]*(1.6630-0.032372*X[6]+0.00049701*X[6]^2-0.0000029363*X[6]^3)+(-210.71+10.907*X[6]-0.18574*X[6]^2+0.00093912*X[6]^3)P[8]=(6.6411-0.049*T[8]+0.03255*T[8]^2-0.000319*T[8]^3+0.00000752*T[8]^4)*(101.3/760)

h[8]=enthalpy(fluid$,T=T[1],x=0)h[8]=h[9]T[9]=T[1]*(1.6630-0.032372*X[1]+0.00049701*X[1]^2-0.0000029363*X[1]^3)+(-210.71+10.907*X[1]-0.18574*X[1]^2+0.00093912*X[1]^3)P[9]=(6.6411-0.049*T[9]+0.03255*T[9]^2-0.000319*T[9]^3+0.00000752*T[9]^4)*(101.3/760)h[10]=enthalpy(fluid$,P=P[9],x=1)m[9]=Qe/(h[10]-h[9])ER=h[10]-h[9]m[10]=m[9]T[10]=T[9]

m[10]+m[6]=m[1]m[10]*X[10]+m[6]*X[6]=m[1]*X[1]P[9]=P[10]P[9]=P[6]P[9]=P[1]m[1]=m[2]m[1]=m[3]m[6]=m[5]m[6]=m[4]m[10]=m[8]m[10]=m[7

h[1]=(A0*X[1]^0)+(A1*X[1]^1)+(A2*X[1]^2)+(A3*X[1]^3)+((T[1])*((B0*X[1]^0)+(B1*X[1]^1)+(B2*X[1]^2)+(B3*X[1]^3)))+((T[1]^2)*((C0*X[1]^0)+(C1*X[1]^1)+(C2*X[1]^2)+(C3*X[1]^3)))

{punto 4}h[4]=(A0*X[4]^0)+(A1*X[4]^1)+(A2*X[4]^2)+(A3*X[4]^3)+((T[4])*((B0*X[4]^0)+(B1*X[4]^1)+(B2*X[4]^2)+(B3*X[4]^3)))+((T[4]^2)*((C0*X[4]^0)+(C1*X[4]^1)+(C2*X[4]^2)+(C3*X[4]^3))){punto 3}h[3]=(A0*X[1]^0)+(A1*X[1]^1)+(A2*X[1]^2)+(A3*X[1]^3)+((T[3])*((B0*X[1]^0)+(B1*X[1]^1)+(B2*X[1]^2)+(B3*X[1]^3)))+((T[3]^2)*((C0*X[1]^0)+(C1*X[1]^1)+(C2*X[1]^2)+(C3*X[1]^3)))

{punto5}m[3]*(h[3]-h[2])=m[4]*(h[4]-h[5])h[5]=(A0*X[4]^0)+(A1*X[4]^1)+(A2*X[4]^2)+(A3*X[4]^3)+((T[5])*((B0*X[4]^0)+(B1*X[4]^1)+(B2*X[4]^2)+(B3*X[4]^3)))+((T[5]^2)*((C0*X[4]^0)+(C1*X[4]^1)+(C2*X[4]^2)+(C3*X[4]^3))){punto6}h[6]=h[5]T[9]=T[6]*(1.6630-0.032372*X[6]+0.00049701*X[6]^2-0.0000029363*X[6]^3)+(-210.71+10.907*X[6]-0.18574*X[6]^2+0.00093912*X[6]^3)

Q_SXH=m[2]*(h[3]-h[2])m[10]*h[10]+m[6]*h[6]=m[1]*h[1]+Q_absm[3]*h[3]+Q_gen=m[4]*h[4]+m[7]*h[7]m[7]*h[7]=m[8]*h[8]+Q_cdcp=1.92{[KJ/kg.K]a 60%}Efec=(m[1]*cp*(T[4]-T[5]))/(m[1]*cp*(T[4]-T[2]))COP=Qe/Q_gen

T_9=T[9]+273.15T_amb=T[1]+273.15T_ggen=T[4]+273.15COP_max=((T_9)/(T_amb-T_9))*((T_ggen-T_amb)/(T_ggen))Eta_sistema=COP/COP_maxQ_torre=Q_cd+Q_absRF=m[1]/m[10]


Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla amoniaco agua:

P[1]=240[KPa]P[2]=1555[KPa]T[1]=40[C]T[2]=40[C]T[3]=110.7[C]T[4]=131[C]T[5]=40.5[C]T[6]=40.7[C]T[7]=108[C]T[8]=108[C]T[9]=44[C]T[10]=40[C]T[12]=-14.5[C]T[13]=-10[C]Qe=147[KW]m[1]=1[kg/s]m[4]=0.863[kg/s]m[7]=0.150[kg/s]m[8]=0.013[kg/s]m[9]=0.137[kg/s]X[1]=0.368X[4]=0.268X[7]=0.9444X[9]=0.999634

m[1]=m[2]m[1]=m[3]m[4]=m[5]m[4]=m[6]m[10]=m[9]m[10]=m[12]m[10]=m[13]P[1]=P[6]P[1]=P[12]P[1]=P[13]P[2]=P[3]P[2]=P[4]P[2]=P[5]P[2]=P[7]P[2]=P[8]P[2]=P[9]P[2]=P[10]X[1]=X[2]X[1]=X[3]X[1]=X[8]X[4]=X[5]X[4]=X[6]X[9]=X[10]X[9]=X[12]X[9]=X[13

h[1]=-42.3h[2]=-39.2h[3]=306.8h[4]=401.6h[5]=0.9h[6]=0.9h[7]=1547h[8]=264.1h[9]=1294h[10]=190.1h[12]=190.1h[13]=1264

f=(X[9]-X[4])/(X[3]-X[4]){Wp=(P[1]-P[2])*v*m[1]/np=3.05KW}E_shx=(T[4]-T[5])/(T[4]-T[2])Q_shx=m[1]*(h[3]-h[2])Q_abs=m[13]*(h[13]-(h[6]-f*(h[6]-h[1])))r=m[9]/m[7]Q_rec=m[7]*(h[7]-h[8]+r*(h[8]-h[9]))Q_des=m[7]*(h[7]-h[4]+f*(h[4]-h[3]))+Q_recQ_cd=m[9]*(h[9]-h[10])Q_eva=m[9]*(h[13]-h[12])COP=Q_eva/Q_des


Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla amoniaco cloruro de bario:

Condensador

Válvula de expansión

Generador Absorbedor

EvaporadorCondensador

Agua caliente

Refrigerante

Agua fria

Salmuera

Alta presión

Baja presión

1

4

2

3

Evaporador

chiller

Carga de enfriamiento

calentador solar

P1= 10 [bar]

P3= 2 [bar]

Tamb= 25 [C]

T5= 25 [C]

T6= 28 [C]

T7= 60 [C]

T8= 59.5 [C]

T10= 24.5 [C]

m5= 1 [Kg/s]

m7= 1.03 [Kg/s]

m9= 0.08 [Kg/s]

Qe= 0.164 [KW]

T9= 25 [C]

Qgen = 2.112 [KW]

Qabs = 12.3 [KW]

Qrefrigeración = 0.164 [KW]

Tabs = 20.72 [C]

Tgen = 51.28 [C]

Qcd = 12.3 [KW]

COP = 0.07767

m3 = 0.0001462 [Kg/s]

T3 = -18.85 [C]

T1 = 51.28 [C]

T2 = 24.89 [C]

sistema intermitente cloruro de bario amoniaco


Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla amoniaco nitrato de litio:

T1= 80.43 [C]T2= 71 [C]

T3= 28 [C]

T5= 25.05 [C] T6= 25.38 [C]

T8= 52.55 [C]

T9= 61.81 [C]

T10= 83.49 [C] T11= 52.93 [C]

T12= 52.94 [C]

T13= 39.52 [C]

T14= 39.03 [C]

T16= 90.2 [C]

T15= 86.62 [C]T17= 27.99 [C]

T18= 29.49 [C]

T19= 24.87 [C]

T20= 23.66 [C]

T21= 27.85 [C]

T22= 30.82 [C]

Fab= 18.28 [kg/m]

Fcd= 20.24 [kg/m]

Fe= 20 [kg/m]

Fg= 24.78 [kg/m]

m1= 0.0937 [kg/m]

m10= 1.25 [kg/m]

m13= 1.63 [kg/m]

Pab= 4.76 [bar]

Pcd= 12.83 [bar]

Pe= 4.8 [bar]

Pg= 12.89 [bar]

COPext1 = 0.2651

Cr= 4.038 [kg/m]

X1= 0.467 X2= 0.53COPext2 = 0.265

COPin = 0.4757

Qab = 2.29 [KW]

Qcd = 1.977 [KW]

Qe = 1.859 [KW]

Qg = 3.758 [KW]

Wp = 0.1496 [KW]

Qab1 = 3.785 [KW]

Qcd1 = 2.117 [KW]

Qe1 = 1.687 [KW]

Qg1 = 6.214 [KW]

T4 = 3.005 [C]T7 = 40.42 [C]

Efec = 0.4154QSXH = 71.17 [KW]

COPmax = 1.682

sistema = 0.2828

ab = 0.6051

cd = 0.9342

e = 1.102

I = 2.02

g = 0.6048

QSXH1 = 35.24 [KW]

12

3

4

5 6

7

8

9

10 11

12

13

14

15

16

17

18

20

19

21

22

CONDENSADOR

21

EVAPORADOR

21

ABSORBEDOR

GENERADOR

AMONIACO NITRATO DE LITIO

BOMBA

ECONOMIZADOREXPANSIÓN

Para todos los casos se utilizó el método de Newton Rapson para las iteraciones de las mezclas:


1

2

3

1314

15

16

4

5

6

7

8

9

10

17

18

19

Generador 1

Generador 2

Condensador 1

Condensador 2

Evaporador Absorbedor

Eco 1

Eco 2

Presión baja

Presión media

Presión alta

T1= 30 [C]

T14= 138.6 [C]

X1= 52.9 [%]

X4= 62.66 [%]

X10= 0 [%]

X14= 57.33 [%]

Eff= 0.5

Qe= 371.1 [KW]

COP = 1.328

COPmax = 2.842

sistema = 0.4674

Qgen = 279.4 [KW]

Qabs = 453.9 [KW]

Qcd1 = 232.1 [KW]

Qcd2 = 163.2 [KW]

P1 = 0.8753 [kPa]

P7 = 4.352 [kPa]

P17 = 77.54 [kPa]

BrLi/H2O Doble efecto (flujo en serie)



135 140 145

1.316

1.318

1.320

1.322

1.324

1.326

1.328

1.330

1.332

1.334

1.336

1.338

1.340

1.342

1.344

1.346

1.348BrLi/H2O Doble Efecto (flujo serie)

CO

P

T_generación (C)

T_cd 36°C

T_cd 34°C

T_cd 32°C

T_cd 30°C

T_cd 28°C

T_cd 26°C

T_cd 24°C

T_cd 22°C

T_cd 20°C

135 140 145

2360

2380

2400

2420

2440

Efecto de refrigeración

ER

(kJ/k

g)

T_generación (C)

ER_36°C

ER_32°C

ER_28°C

ER_24°C

ER_20°C

B1

B2

B3

VE1

VE2

VE3

V1

V2

V3

Generador 3

Generador 2

Generador 1Condensador 1

Condensador 3

Condensador 2

Economizador 1

Economizador 2

Economizador 3

EvaporadorAbsorbedorPresión 1

Presión 2

Presión 3

Presión 4

T1= 30 [C]

T24= 180 [C]

Qe= 232.7 [KW]

X1= 52.94 [%]

X6= 58.66 [%]

Eff= 0.5

COP = 1.646

X10= 0 [%]

1

2

34

5

6

7

8

9

10

11

12

1314

15

16

17

18

19

21

22

2324

25

26

27

28

29

Qabs = 294.3 [KW]

Qcd1 = 57.82 [KW]

Qcd2 = 76.13 [KW]

Qcd3 = 97.05 [KW]Qgen = 141.4 [KW]

COPmax = 3.557

sistema = 0.4628

BrLi/H2O Triple Efecto Paralelo

P10 = 0.8715 [kPa]

P7 = 4.245 [kPa]

P17 = 37.63 [kPa]

T27 = 166 [C]P27 = 237.8 [kPa]

T14 = 120.8 [C]

T4 = 69.5 [C]

Bomba1 = 0.0021 [KW]

Bomba2 = 0.01498 [KW]

Bomba3 = 0.05396 [KW]


Realización del algoritmo en un Software


Comparación de resultados

16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

020406080

100120140160180

400

500

W_tg

178.5 MW

T_air_cold

16.29°C

6

6

5

4

3

2

1

5432

1

Po

we

r (M

W),

Air f

low

(kg

/s),

Air c

old

(°C

)

T_environment (°C)

W_tg

W_tv

W_total

m_air

T_air_cold

W_tg_abs

16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40

0

10000

20000

150000

160000

170000

180000

190000

200000

210000

220000

76

5

3

4

2

1

Pote

ncia

(K

W),

ahorr

o c

om

bustible

kg/d

ía

T_aire (C)

sistema con absorción

sistema con evaporativo

ahorro.absorción

ahorro.evaporativo

Gas nat.1

Gas nat.2

Pe


Comparación de resultados

17

18

19

enfriamiento evaporativo

refrigeración por absorción

1 a 2

2 a 3

A

17 a 18

17 a 19

16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44

0

5

10

15

20

25

30

35

110

120

130

140

150

160

4

3

2

1

T_a

ire_

frio

[C

], a

gu

a p

erd

ida

y g

an

ad

a [

kg/m

in]

T_aire (C)

T_18

T_19

m_vapor_abs.

m_vapor_eva


Conclusiones y recomendaciones

1. Con la instalación del sistema de absorción se puede incrementar hasta 6 MW por T.G.

2. Se puede obtener la máxima potencia sin llegar a la temperatura mínima de operación.

3. Con la instalación del sistema de absorción, a 22.8°C se puede obtener la máxima potencia de 178.5 MW por cada T.G.

4. Si se instalaran los sistemas de absorción en las CCC se tendría un aumento de potencia de 238 MW.

Muchas gracias por su atención

Presentación de PowerPoint...Introducción I. Central Brayton-Rankine y Sistemas de Refrigeración por absorción. II. El tema “Propuestade incremento a la eficiencia operativa

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