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CAPITULO 3. TECNOLOGÍAS DE ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE
ENTRADA A LA TURBINA
3.1 INTRODUCCION
La principal razón por la cual es ventajoso enfriar el aire de entrada a la turbina de gas
es para evitar las diferentes perdidas de potencia cuando la temperatura ambiente es alta.
Además estas técnicas de enfriamiento pueden ser utilizadas para conseguir subidas de
potencia para unas condiciones nominales.
Las condiciones nominales de las turbinas de gas se basan en las condiciones ISO que
son 15 ºC, 60% de humedad relativa y presión al nivel del mar.
A continuación vamos a ver lo que estamos comentando en la siguiente grafica, que es
el comportamiento típico que tiene una turbina de gas con la temperatura [23]: la
potencia cae con el incremento de la temperatura:
Como vemos, se muestran los efectos de la temperatura del aire sobre la potencia para
dos tipos de turbinas de gas, las aeroderivadas y las industriales. Esta claro que la curva
será diferente según el diseño que se este tratando pero la grafica nos da una idea
perfectamente del comportamiento cualitativo que tiene la potencia con la temperatura
ambiente.
La razón por la cual nos hemos fijado en la temperatura es porque la potencia de una
turbina de gas es directamente proporcional y esta limitada por el gasto másico de aire
que entra en el compresor. El compresor tiene una capacidad fija de suministro de
caudal volumétrico, para una velocidad de giro dada, pero eso no implica que el caudal
másico sea siempre el mismo. Este caudal de aire hay que multiplicarlo por la densidad.
Como sabemos la densidad del aire decrece cuando la temperatura aumenta, por lo tanto
la potencia decrecerá también al ser proporcional por tanto a la densidad.
Es por esta razón por lo que las técnicas de enfriamiento del aire de entrada a la turbina
permiten aumentar la potencia de la turbina de gas, aumentando la densidad del aire de
la entrada por enfriamiento de dicha corriente y por lo tanto, en épocas de altas
temperaturas, mantener las potencias nominales sin tener que gastar excesivamente el
combustible.
Además, de la temperatura existen otros factores como son la presión y la humedad
ambiente, los cuales tienen también su efecto sobre la potencia, aunque si nos referimos
al caso de turbinas de gas industriales, estos efectos son menores. Sin embargo como
veremos mas adelante, al existir diferentes métodos de enfriamiento, las condiciones
ambientales de presión y humedad junto con otras condiciones, como si se trata de una
planta base o una de regulación, nos fijaran que sistema de refrigeración es el mas
óptimo para la planta que estamos estudiando.
3.2 EL SISTEMA DE ENFRIAMIENTO DE AIRE COMO PARTE DEL
SISTEMA DE ADMISIÓN DE AIRE
El sistema de admisión de aire de una turbina de gas es muy importante, ya que es el
encargado de tratar el aire antes de que entre en el elemento mas delicado de la planta:
la turbina de gas.
El sistema de admisión a la turbina de gas esta formado por los siguientes componentes:
Silenciadores de admisión: estos elementos tratan de reducir el nivel de ruido en la
admisión de aire.
Casa de filtros: podríamos decir que es una de las partes críticas del sistema de
admisión, ya que de el depende que el aire que entre en el compresor se encuentre en
condiciones para efectuar el ciclo sin producir daños en los diferentes elementos,
principalmente alabes y cámara de combustión. Entre las funciones que lleva a cabo son
las de proteger frente a la ingestión de cuerpos abrasivos sólidos (arena y mineral).
Éstos tienen diámetros característicos dañinos entre 10 y 20 µm [19]. Con los filtros se
evita la deposición de suciedad en la superficie de los alabes del compresor, ya que si
esto ocurriera se alteraría el perfil aerodinámico y por tanto la caída de rendimiento
seria brusca, incluso llegándose a casos críticos de entrada en bombeo del compresor.
Además previenen la corrosión húmeda, ya que en puntos cercanos al mar es posible
que se provoque “pitting” o picado de superficies. La corrosión a alta temperatura en los
cuerpos de alta y media de la turbina de gas se ve favorecida por la presencia de
vanadio, sodio, potasio o plomo en forma de sulfatos u óxidos que aparecen después de
mezclarse estos metales con azufre y oxigeno del proceso de combustión; estos actúan
fracturando la capa protectora haciendo que esa zona atacada se oxide antes, acortando
su vida útil. Por ultimo decir que también es importante tener una buena casa de filtros
ya que con las altas temperaturas que se están consiguiendo en las turbinas de gas puede
que se produzcan fusión de partículas en el rango de 2 a 10 µm [19] y éstas obstruir
total o parcialmente los agujeros o/y aberturas para la refrigeración de los alabes,
disminuyendo la vida útil de estos debido a la fatiga térmica.
Enfriadores: estos van a ser explicado mas adelante con detenimiento.
Calentadores: se encargan de aportar calor a la corriente de entrada en el caso de
climas muy fríos y húmedos para evitar la formación de hielo a la entrada del
compresor, el cual puede dar lugar a fractura los alabes del mismo.
Sobrealimentadores: Su función es la aumentar la presión a la entrada el compresor
para uso en zonas altas o de bajas presión consiguiendo así un tiro de aire mas potente.
No es una opción muy habitual, aunque si es usada es habitualmente acompañada de
enfriadores para restar trabajo de compresión al compresor.
En esta fotografía podemos ver una imagen típica de la entrada de un ciclo combinado:
3.3 BENEFICIOS DEL ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE LA ENTRADA
TURBINA DE GAS
Podemos ver esta técnica, además de en ciclos combinados, en sistemas de
cogeneración y ciclos de gas, ya que en ellos las ventajas que vamos a comentar
también se hacen presentes. Éstas son mas notables cuanto mas alta es la temperatura
ambiente. Podemos resumirlas como sigue:
Aumento de la potencia: como ya hemos dicho el principal beneficio que tiene esta
técnica es que las empresas propietarias de plantas de producción de potencia eviten
tener pérdidas de potencia considerables en comparación a la potencia nominal cuando
la temperatura crezca por encima de la temperatura nominal (15 ºC). Además podríamos
incluso bajar la temperatura por debajo de la nominal y de esa manera conseguir tener
mas potencia a condiciones ambiente nominales.
Reducción del coste por kw neto: Si una eléctrica necesita que una planta produzca
mas potencia debido a que las condiciones climáticas son más severas una opción
habitual es colocar mas generadores o colocar un generador de mayor capacidad. Como
se vera mas adelante la opción de colocar otra turbina para que suministre un gasto pico
o en condiciones adversas dar la potencia nominal, es más costoso que implementar en
la planta un sistema de enfriamiento de aire de la turbina de gas.
Incremento del rendimiento o aprovechamiento del combustible: Un significante
segundo efecto que presentan las técnicas enfriamiento del aire de entrada a la turbina
de gas, es que reduce la tasa de consumo de combustible (MJ/h de combustible
consumido en la turbina de gas) ya que esta aumenta con la temperatura ambiente. En la
siguiente grafica se puede ver [23]:
Incremento de la producción de vapor: Esta técnica de enfriamiento del aire de
entrada de la turbina de gas, no solo evitaría las perdidas de potencia de la turbina de
gas sino que también conseguiría reducir las perdidas de producción de vapor, las cuales
se traducen en que la turbina de vapor sigue manteniendo o aumentando su potencia. La
razón por la que se producirían las perdidas seria la reducción de flujo másico y por lo
tanto la reducción de energía en el escape de la turbina de gas que esta conectada a la
CRC, encargada de la producción de vapor.
3.4 PROCESOS PSICROMETRICOS DEL AIRE A LA ENTRADA DE
TURBINA DE GAS
El aire que se va tratar a la entrada del compresor es aire procedente de la atmósfera y es
conocido por aire húmedo. El aire húmedo puede considerarse como una mezcla de
aire seco y vapor de agua; el aire seco es una mezcla de gases, cuya composición
química es la indicada en la siguiente tabla [9],
Gas Análisis volumétrico
(%)
Fracción molar
(º/1)
Peso molecular
(g/mol)
Oxígeno 20.99 0.2099 32
Nitrógeno 78.03 0.7803 28.016
Argón 0.94 0.0094 39.944
Anhídrido carbónico 0.03 0.0003 44.003
Hidrógeno 0.01 0.0001 2.016
Para simplificar normalmente se toma la composición de aire seco como 21% de
oxigeno y 79% de nitrógeno.
A continuación veremos algunos conceptos importantes sobre la termodinámica del
aire húmedo:
Punto de rocío: Un constituyente importante que existe en el aire, es el vapor de
agua, el cual puede encontrarse en forma de vapor saturado seco o sobrecalentado.
Cuando el aire se enfría a presión constante, suponiendo que el vapor de agua se
encuentra inicialmente sobrecalentado, el enfriamiento de todos los constituyentes se
realiza, (incluido el vapor de agua), a presión constante, porque la composición de la
mezcla gaseosa no sufre modificación. Al continuar el enfriamiento llega un momento
en que el vapor de agua alcanza el estado de saturación, y una disminución posterior
de la temperatura da lugar a la condensación del vapor de agua, modificándose
entonces la composición de la fase gaseosa. La temperatura a la cual aparece agua
líquida se denomina punto de rocío.
Temperatura seca: Por encima del punto de rocío, el vapor se encuentra
sobrecalentado a una temperatura denominada temperatura seca, que se mide con un
termómetro normal. Entre el punto de rocío y la temperatura seca del aire en cuestión,
si se enfría el vapor, manteniéndose constante la presión parcial del vapor de agua; al
alcanzarse el punto de rocío, el vapor de agua recalentado se ha convertido en vapor
saturado seco; si la temperatura del aire sigue disminuyendo, para valores inferiores
al punto de rocío, el aire seguirá estando saturado, aunque la presión parcial del vapor
de agua en el intervalo comprendido entre los puntos anteriores disminuye
progresivamente debido a la condensación.
Humedad relativa: se define la humedad relativa del aire húmedo temperatura a T
como:
ϕ = (masa del vapor de agua contenido en el aire)/(máxima cantidad de agua que acepta
el aire a T),
El valor de la humedad relativa oscila entre 0% - 100% (valor en el punto de rocío).
Humedad específica o absoluta: es la cantidad de vapor de agua en masa por unidad
de masa de aire seco.
Grado de saturación: relación entre humedad absoluta del aire y la humedad absoluta
que tendría el aire a la temperatura de la muestra y 100% de humedad relativa.
Temperatura de bulbo húmedo: Un aparato muy importante en la termodinámica del
aire húmedo son los psicrómetros. Los psicrómetros son aparatos destinados a la
medida de la humedad del aire; constan de dos termómetros de mercurio, uno seco y
otro húmedo. El termómetro húmedo difiere del seco en que su depósito de mercurio
(bulbo) está envuelto en una mecha de tela mojada en agua.
Cuando la corriente de aire húmedo incide sobre los bulbos de estos termómetros, el
termómetro seco indica la temperatura del aire húmedo (es la medida del calor sensible
del aire), mientras que el termómetro húmedo indica la temperatura a que está el agua
contenida en la gasa húmeda que envuelve su bulbo; está claro que, cuando el aire
sopla sobre el termómetro húmedo, el agua se evapora de la superficie de la mecha
mojada (si es aire húmedo o está saturado).
Diagrama psicrométrico:
El diagrama que se presenta es el diagrama psicrométrico del aire. En el se representa
las siguiente magnitudes:
Temperatura seca.
Temperatura húmeda (temperatura de bulbo húmedo).
Entalpía.
Volumen especifico.
Humedad absoluta.
Humedad relativa.
Todo ello para la presión fijada en un valor determinado, aunque normalmente se
utiliza la del valor de 1 atmósfera, ya que es el aire que normalmente se trata.
Este diagrama es muy útil ya que en el podemos ver las transformaciones que sufre el
aire y ver cualitativamente los procesos que van a ocurrir.
A continuación vamos a ver en dicho diagrama que dos procesos de enfriamiento
podemos llevar a cabo para enfriar la corriente de entrada de aire:
3.4.1 Enfriamiento sin variación de humedad especifica
En este proceso la corriente de aire húmedo pasa a través de un intercambiador de calor
donde se produce un intercambio de calor y baja la temperatura seca de la corriente
manteniéndose la humedad absoluta constante, aunque sin embargo la humedad relativa
aumenta. Este es el típico proceso que se usa en climas calurosos y húmedos. Mas claro
podemos verlo en el diagrama psicrométrico:
3.4.2 Enfriamiento con deshumidificación
También un proceso típico de climas calurosos y húmedos. En el hacemos en primer
lugar un enfriamiento sensible hasta la curva de saturación y en segundo lugar,
buscamos la temperatura deseada recorriendo la curva de saturación, proceso por el cual
vamos perdiendo humedad absoluta, y por tanto condensa agua. El punto que alcanza en
el diagrama se llama punto de rocío del intercambiador, aunque en la realidad nunca
llega a alcanzar dicho punto ya que el intercambiador debería tener un área infinita. Para
alcanzar dicho punto necesitaríamos una cortina de agua pero ese es otro proceso que
veremos a continuación. Podemos verlo mas claro en el diagrama psicrométrico:
Esquemáticamente el proceso sería:
3.4.3 Enfriamiento evaporativo
En climas desérticos el clima es usualmente cálido y seco (humedades relativas muy
bajas). En lugar de efectuar un enfriamiento como el anteriormente explicado tenemos
una alternativa. Es posible aprovechar la baja humedad para conseguir enfriamiento.
Esto se consigue haciendo pasar la corriente de aire por una sección de agua ya sea por
aspersión o por unas superficies húmedas, al fin y al cabo tratando de tener un contacto
directo del agua y del aire.
Debido a la baja humedad del aire, parte del agua en contacto se evapora y pasa a
formar parte de la corriente. En enfriamiento se produce ya que la energía de
evaporación proviene precisamente de la corriente de aire.
Obtendremos, por tanto, una corriente mas húmeda y fría que la inicial.
Termodinámicamente el proceso sufre la corriente es un proceso a temperatura de bulbo
húmedo constante que es la temperatura mínima que se puede conseguir con este
proceso. Podemos verlo mejor si lo representamos en un diagrama psicrométrico:
Esquemáticamente el proceso es:
3.5 TECNOLOGIAS DISPONIBLES PARA El ENFRIAMIENTO DEL AIRE DE
ENTRADA DE LA TURBINA DE GAS
Actualmente hay muchas tecnologías comercialmente disponibles para la implantación
de enfriamiento de aire de entrada a la turbina (EAET). Estas tecnologías se puede
dividir en los siguiente grupos:
Evaporativos: enfriadores de medio evaporativo, neblinas de alta presión y sistemas
de compresión húmeda.
Sistemas de producción de frío: de compresión mecánica y sistemas de absorción,
con o sin almacenamiento de energía.
Vaporización de gas natural licuado.
Sistemas híbridos: combinaciones de los anteriores sistemas.
Cada uno de las tecnologías anteriores tienen sus ventajas y sus incovenientes. A
continuación vamos detallar cada una de las tecnologías explicándolas con detalle.
3.5.1 Enfriadores de medio evaporativo
Consiste en enfriar mediante la adición de agua a la corriente de aire de entrada.
Históricamente, fue la primera tecnología en ser usada para el EAET.
En esta tecnología, la entrada de aire se expone a una película de agua en un medio
húmedo. Uno de los mas habituales el modelo tipo panel hecho de celulosa o de fibra de
vidrio. El agua usada para este método puede requerir un tratamiento previo,
dependiendo de la calidad de la misma y de las especificaciones técnicas del medio que
se este utilizando, por lo tanto es conveniente llevar un control del agua en estos
sistemas instalando, por ejemplo, conductímetros.
La construcción de estos elementos permiten el agua penetrar en el medio para tomar
contacto con la corriente de aire y el agua que no se haya evaporado se retorno de nuevo
para ser expuesta a la corriente de aire otra vez. Puede utilizarse con agua
desmineralizada, aunque no esta recomendado, ya que puede provocar unas reacciones
químicas en el medio y que este se engarrote provocando así el colapso del sistema de
enfriamiento.
El sistema consiste en hacer pasar la corriente del aire a través del medio, de manera
que el aire cede calor al agua del medio, ésta se evapora y pasa a formar parte de la
corriente, aumentando la humedad del aire y disminuyendo la temperatura de la misma.
Un esquema de un elemento típico es:
En ese esquema podemos ver como la bomba de recirculación hace que el agua del
deposito vuelva a los colectores de agua la cual es distribuida por el medio por donde
pasa la corriente de aire. Es necesario disponer de eliminadores de gotas de agua ya que
éstas pueden ser llevadas por la corriente y provocar daños en los alabes del compresor.
En cuanto a la perdida de carga típica que provoca este equipo suele estar entorno a los
30 mm de c.a. como mucho [19]. Al ser un proceso de contacto aire-agua se requieren
velocidades de paso lentas (menores a 4 m/s [5]) y por tanto secciones bastante grandes
para mantener los gastos másicos. Para estas velocidades de paso del aire el caudal de
agua necesario oscilara entre 3 y 10 l/s por cada 10 dm2 de sección del medio
evaporativo [5], aunque habrá también que tener en cuenta las condiciones del sitio. Por
último decir que para el sistema de tuberías se aconseja acero inoxidable 304 y el medio
debería tener elementos endurecedores para evitar su deterioro [5].
Su principal desventaja es que la temperatura mínima alcanzable esta limitada por el
ambiente. Esto es así ya que al ser un proceso de temperatura de bulbo húmedo
constante cuando la corriente de aire se satura ya no se puede bajar mas la temperatura,
por lo tanto se puede deducir que será interesante en climas secos. Además es un
sistema que consume mucha agua ya que el objetivo que buscamos es acercarnos lo
máximo a la saturación.
El parámetro principal de diseño es la eficiencia del enfriador evaporativo, que se define
así:
ee se
ee bh
T TEficiencia 100T T
−= ⋅
− (%),
que representa el tanto por ciento que nos acercamos a la temperatura mínima
alcanzable. En la practica este valor oscila entre el 80 y 90 % [19 ] siempre y cuando la
temperatura alcanzada no este por debajo de 5 a 7 ºC [19] en la entrada del compresor,
ya que debido a la alta velocidad de entrada en el mismo la presión estática cae y se
puede producir hielo a la entrada del compresor que puede tener un efecto destructivo
sobre los alabes.
Estos sistemas son lo mas baratos de cuantos hay para el EAET. Sus costes típicos
oscilan entre 25 y 50 $/kW de potencia añadida a la planta [5]. Además los costes de
operación se mantienen bajos debidos a simpleza del sistema. En comparación a los
sistemas de neblina de alta presión, que pasaremos a explicar a continuación, el sistema
que hemos detallado funciona mejor en climas húmedos que el de neblina de alta
presión, consiguiendo acercamientos mayores a la temperatura de bulbo húmedo.
3.5.2 Neblina de alta presión (“fogging”)
El sistema de neblina de alta presión es otro sistema que se basa en el enfriamiento
evaporativo. La idea básica en esta tecnología es añadir agua a la entra del aire mediante
spray con gotas de agua, cuyos tamaños dependerán del clima de la cantidad de
evaporación deseada. Anteriormente esta tecnología estaba mas en desuso debido a que
muchas gotas de agua penetraban en el compresor y se provocaban daños en el mismo
ya que la presencia de agua en la corriente de agua puede causar erosión y caídas de
rendimiento. Actualmente se ha convertido en un método usual debido a que los
compresores tienen alabes con una aerodinámica muy avanzada y por lo tanto preparada
para esta tecnología por lo que normalmente suelen turbinas aeroderivadas.
Un sistema típico de neblina alta presión se explica a continuación:
Partimos de que aportamos agua desmineralizada, la cual es usada para evitar la
obstrucción de las toberas por parte de minerales. Esta es distribuida a través de
colectores hacia unas toberas que la inyecta a alta presión en forma de pequeñísimas
gotas en la corriente de aire. El tamaño de estas gotas es menor a 40 micras y como
media se encuentran gotas en torno a las 20 micras [5]. El diseño de las toberas es
critico para una apropiada operación del sistema de inyección de gotas. Concretamente
éstas deben estar distribuidas a lo largo de una distancia lo mayor posible y de esa
manera conseguir una evaporación completa de las gotas.
El caudal de inyección esta controlado mediante una instrumentación que efectúa una
comparación entre la temperatura de bulbo húmedo y la de la entrada del compresor. El
sistema de procesamiento de datos ambientales, calcula a partir de los datos de
temperatura y humedad exterior, como deben estar funcionando las bombas, de manera
que se consiga un temperatura de entrada al compresor muy cercana a la de bulbo
húmedo, por lo que se llega con este sistema a unas eficiencias del orden de 95%. A
medida que el aire se va saturando, la evaporación lleva mas tiempo. Entonces al
mantenernos con una aproximación sin llegar a la saturación evitamos que el aire se
sature completamente y que puedan quedar imprevisibles gotas en suspensión, lo cual
supondría una sobresaturación de la corriente de aire y si no esta preparado el
compresor para ello los daños pueden ser muy importantes.
Diversas observaciones y experimentos han verificado que obstrucciones en el sistemas
de entrada puede acusar aglomeración de gotas de agua, que en un caso crítico pueden
llegar a encharcar la entrada. Para evitar esto se usan filtros adecuados, con una
geometría apropiada, y una distribución de toberas que permita a un sistema de drenaje
evacuar el agua sobrante.
La cantidad de potencia adicional conseguida es fuertemente dependiente de las
condiciones ambientales, igualmente que pasaba con los enfriadores evaporativos. Por
ello este sistema se recomienda para humedades muy bajas y en el caso de que las
humedades fueran altas, usar lo enfriadores evaporativos, como ya se comento en
anterior punto, ya que la eficiencia de evaporación se vería fuertemente afectada. En la
siguiente grafica, en la cual se compara un sistema de enfriador evaporativo y dos de
fogging (el de tipo 1 de eficiencia limite 90 % y el de tipo 2 de eficiencia limite 95 %),
se puede ver la comparativa [5]:
Como podemos ver en grafica, los sistemas de neblina de alta presión comienzan a ser
mas eficientes que los de enfriamiento evaporativo cuando la diferencia entre la
temperatura de bulbo húmedo y la temperatura seca del ambiente es muy grande, es
decir en climas muy secos. Aun así tendremos que tener en cuenta otras variables como
la calidad del agua , coste de la misma, contaminantes presentes en el aire (que
perjudican la evaporación de las gotas de agua) y modo de operación de la planta (de
pico o potencia continua), las cuales pueden hacernos limitar el uso del “fogging”.
Esta tecnología es un poco mas costosa que la enfriadores evaporativos, ya que la
instalación y operación es mas cara. Normalmente ronda de los 40 a 70 dólares por kW
añadido a la planta [5]. Aunque pueda parecer lo contrario los costes de operación son
mas bajos que en los enfriadores evaporativos; estos debido a que el mantenimiento es
menos tedioso que en la otra tecnología a pesar de que el equipo instalado es mayor.
Un beneficio que presenta este sistema debido al sistema de bombas que lleva instalado
(bombas en paralelo), es que nos permite minimizar la sobresaturación del aire mediante
un control mas efectivo de las bombas. Además estas bombas requieren un
mantenimiento mínimo, lo cual facilita la operación del sistema.
Por ultimo mencionar que la instalación de tuberías de agua requiere conductos de acero
inoxidable, al estar usándose agua desmineralizada, y por lo tanto evitar posible
corrosión [5].
3.5.3 Sistemas de compresión húmeda
Este es también un sistema, patentado, de enfriamiento por evaporación pero que tiene
una sustancial diferencia con respecto a los otros dos. Consiste en añadir mas niebla de
la necesaria a la corriente de aire. Este exceso de niebla es llevado hacia el compresor
donde hará su proceso de evaporación, de manera que el agua en exceso se vaya
evaporando a medida que se va comprimiendo la corriente. Al producirse una
compresión con refrigeración intermedia, el trabajo de compresión se reduce
significativamente, dando lugar a un aumento de la potencia bruta de la turbina gas.
Para implementar esta tecnología hacen falta turbinas muy avanzadas
aerodinámicamente, es por ellos que suelan ser aeroderivadas. Uno de las metas a
alcanzar con esta tecnología, es reducir todo lo posible el daño que se le puede
ocasionar a los alabes por erosión. Por ellos los diseños de turbinas son muy delicados.
A pesar de todo eso, habrá un máximo numero de horas hasta tener que cambiar los
alabes; hoy en día el tiempo medio de uso sin recambio de alabes se encuentra en las
40000 horas [15].
Esta tecnología se confunde habitualmente con el “fogging” pero en el fondo son
diferentes, a pesar de utilizar equipos similares. Una primera diferencia la encontramos
en los caudales que puede mover cada sistema; un sistema “fogging” puede inyectar del
orden de 90 l/s mientras que un sistema de compresión húmeda asciende hasta los 350
l/s [15]. Además el sistema no es independiente del funcionamiento de la turbina de gas;
aquí tendremos un sistema de control integrado con el funcionamiento de turbina de gas
para tomar decisiones oportunas según el grado de carga, según la refrigeración de
turbina y demás conceptos de seguridad, que si no fueran tenidos en cuenta los efectos
adversos podrían ser desastrosos.
En cuanto a los costes de este sistema este sistema no es tan dependiente de las
condiciones ambientales como los otros ya que siempre se va sobresaturar el aire.
Veamos en las siguientes graficas, sacadas del estudio de una turbina de 120 MW para
dos climas diferentes, como serian los costes según fuera un día seco o húmedo en
función de la producción diaria [15]:
Día seco:
Día húmedo:
A raíz de las gráficas anteriormente mostradas, puede parecer que la instalación de un
sistema de compresión húmeda es lo idóneo pero hay que tener en cuenta el aumento de
coste por la utilización de turbinas de gas mas sofisticadas. Resumiendo las ganancias
quedarían de la siguiente manera:
Actualmente, esta tecnología esta desarrollada y comercializada por la firma americana
Caldwell Energy Company por medio de una licencia y acuerdo de cooperación con las
firmas que iniciaron los desarrollos de esta tecnología Dow Chemical y Siemens
Westinghouse Power Company [12].
Finalmente podemos decir que aplicado convenientemente el enfriamiento evaporativo,
fogging y la compresión húmeda pueden hacer el papel de recuperadores de energía
perdida debido a la subida de temperaturas ambiente. Sin embargo, la utilización de
estos sistemas requiere una atención especial a los sistemas auxiliares y de seguridad
(especialmente la compresión húmeda) para que se trabaje con correr ningún riesgo.
3.5.4 Refrigeración por compresión mecánica
Mientras que los métodos de enfriamiento evaporativo y “fogging” han sido utilizados
desde que comenzaron a utilizarse los ciclos combinados, para aumentar la potencia de
turbinas de gas, ambos métodos se han visto limitados por la temperatura ambiental,
concretamente la temperatura de bulbo húmedo. El método que a continuación
explicamos no tiene esta limitación y puede dar lugar a temperaturas mucho mas bajas.
La compresión mecánica se puede aplicar tanto en plantas de potencia base como en
plantas de potencia pico, donde se este buscando una temperatura baja constantemente.
Destacar que en las plantas de potencia pico toma relevancia el uso del almacenamiento
de energía, método que trabaja en paralelo con el de compresión mecánica, que será
explicado posteriormente.
El sistema consiste en unos intercambiadores que se colocan a la salida de la casa de
filtros, para que el aire ambiente los atraviese. Este intercambiador es un serpentín de
enfriamiento por el cual, el aire al atravesarlo, cede calor y por lo tanto baja su
temperatura en un proceso de enfriamiento sensible, si el aire no llega a saturarse, o
sensible y latente si el aire esta saturado, con posterior perdida de agua por
condensación.
Los procesos como se explicó en los apartados 3.4.1 y 3.4.2 son estos:
Tras este enfriamiento de la corriente de aire, este es introducido en la turbina para
comenzar el ciclo de gas. Una primera limitación que encontramos en este método es
que podemos enfriar todo lo que queramos siempre y cuando la temperatura no
descienda de 5 ºC ya que, como se explico anteriormente, debido a la velocidad del
flujo a la entrada del compresor, se produce una caída de la presión estática de la
corriente, y esto puede producir condensación del agua y seguidamente una
congelación de la misma, lo cual puede suponer desastroso para los alabes del
compresor.
El ciclo de refrigeración surge del modelo ideal de ciclo de Carnot inverso. Este ciclo
hace unas transformaciones a un fluido dando lugar a la producción de frío. La
eficiencia con la que el ciclo de refrigeración produce frío es conocida por coeficiente
de efecto frigorífico (COP) y tiene el siguiente valor:
extraido
aportado
QCOPW
= ,
y cuando es realizado por el ciclo de Carnot, el COP es máximo, siendo su valor:
ff
fc ff
TCOPT T
=−
.
Sin embargo el ciclo de Carnot inverso es imposible realizarlo y para ajustarnos lo
máximo a el tenemos dos posibles opciones: el ciclo de gas y el ciclo de fluido
condensable.
3.5.4.1 Maquinas frigoríficas de gas
El ciclo de refrigeración que sigue el aire (es el mas utilizado, aunque si bien puede
utilizarse otro gas) es el ciclo Joule [9]. La razón por la que utilizamos aire es por la
seguridad que implica la utilización del mismo, así como el poco peso de sus
instalaciones (se utilizan compresores rotativos [9]).
Esquemáticamente el funcionamiento es el siguiente:
El aire se expansiona en una maquina de pistón o en una turbina de 3 a 4; el calor q2 se
extrae del medio a refrigerar según 4-1 a la presión p1 y después el aire se comprime
hasta la presión p2 que actúa en el intercambiador de alta donde cede calor a presión
constante. Evidentemente en la realidad, ni los procesos son isentrópicos como en el
esquema, ni en los intercambiadores la caída de presión es nula. Un esquema que se
aproxima mas a la realidad seria:
Aquí podemos ver mejor el efecto de la compresión y la expansión real (puntos prima).
No hemos acentuado la caída de presión ya que al tratarse de un gas las caídas de
presión son muy bajas.
Este ciclo presenta una posible mejora que puede añadirse para mejorar su COP,
consiste en añadir un regenerador. Si nos fijamos en el esquema del ciclo, se observa
que la temperatura T1 del fluido después de extraer calor de la zona fría, es menor que
en la T3 del estado 3, a que entra en el expansor. Si se utiliza el gas frío del estado 1
para enfriar el gas en el estado 3 , las expansiones siguientes le llevarían a una
temperatura menor, la del estado A, que representamos a continuación:
De esta forma podemos conseguir temperaturas mas bajas mediante la mejora
presentada.
3.5.4.2 Ciclo de refrigeración con fluido condensable
La ventaja que presenta este frente al de aire, radica en la utilización del fluido en sus
dos fases, liquida y gaseosa, que permite no solo el que técnicamente se pueda realizar
una aproximación bastante cercana al ciclo de Carnot inverso, si no por que las
temperaturas al final de la expansión y a la entrada en el compresor son iguales, por lo
que se puede optimizar el coeficiente de efecto frigorífico.
El ciclo de Carnot inverso que un fluido condensable puede hacer, es el siguiente:
Este ciclo se puede hacer real tecnológicamente hablando, aunque estaría rozando los
limites de lo impracticable. La razón es que tanto la expansión, como la compresión se
realizan en zona húmeda lo cual es tremendamente perjudicial para las maquinas
existentes actualmente, por lo que una primera modificación del ciclo nos lleva a
acercarnos a la configuración mas sencilla de refrigeración con fluido condensable que
es la siguiente:
En ella se ha sustituido el expansor por una la válvula de expansión isoentálpica y el
compresor se lleva a trabajar a la zona seca, evitando los inconvenientes antes
mencionados. Destacar que la compresión en régimen húmedo, cuando se utiliza
compresores de pistón, podría dar lugar a que parte del vapor húmedo quedara retenido
en la culata del compresor, o tener un volumen mayor que el volumen muerto del
compresor (golpe de liquido), con la posibilidad de averías de válvulas o de la propia
culata. Otro peligro, es que el liquido llegue arrastrar el aceite de lubricación de las
paredes del cilindro, acelerando así su desgaste; este efecto tiene mayor relevancia en
compresores de tornillo, donde la lubricación es sumamente importante.
Una primera mejora que le podemos hacer es similar a la que le realizamos al ciclo de
aire y es la colocación de un intercambiador intermedio, consiguiendo además que no
entre liquido a la entrada del compresor, y que en la válvula de estrangulamiento entre
solo liquido para que funcione correctamente. El esquema quedaría de la siguiente
manera:
El ciclo de compresión simple, la compresión y la expansión se producen en un solo
salto. Sin embargo, cuando la diferencia de presiones entra la aspiración y el escape del
compresor es grande, la diferencia de temperaturas asociada a dicho salto es grande,
hasta el punto de que dicha diferencia puede llegar a causar fenómenos como:
Descomposición del aceite lubricante, con el consiguiente acortamiento de la vida
media de la maquina.
Caída de rendimiento del compresor, con la caída pertinente del COP.
A medida que nos acercamos a la zona de vapor recalentado, las líneas de
comprensión tienden a ganar pendiente (las líneas de entropía constante tienden a
hacerse mas verticales, llegando por tanto a aumentar considerablemente la potencia
requerida por el compresor.
Para solucionar este problema, habitual en maquinas frigoríficas con alta carga de
refrigeración (típicas en instalaciones grandes, como las que nosotros vamos a
encontrar), se recurre a una mejora conocida como compresión múltiple. Esta ultima
modificación que vamos a explicar puede ser aplicada de dos formas diferentes:
compresión múltiple directa o compresión múltiple indirecta o en cascada.
a)Compresión múltiple directa :Lo habitual es utilizar dos compresores, que suelen ser
suficientes para evitar los efectos antes mencionados. La compresión múltiple directa
puede verse instalada de varias formas pero las mas habituales son las siguientes:
Sistema de doble compresión y expansión con enfriador intermedio y separador de
liquido: En el caso de ser necesaria una compresión múltiple, este es el montaje mas
utilizado en instalaciones de media y gran potencia., ya que es la única que mantiene o
mejora el COP con la utilización de dos compresores. La podemos encontrar con dos
montajes diferentes que son:
y también
La diferencia del segundo con el primero es que el segundo tiene el inconveniente, con
respecto al intercambiador cerrado, de utilizar válvulas de expansión por las que circula
un gran caudal del fluido frigorígeno y tener bajos saltos de presión. En los ciclos con
enfriador intermedio cerrado, por la válvula auxiliar V1 circula un pequeño caudal,
mientras que por la válvula V2 pasa la mayor parte de la masa, funcionando entre las
presiones de condensación y evaporación, por lo que su regulación es mas sencilla.
b) Sistema de compresión múltiple indirecta. Refrigeración en cascada: este tipo de
refrigeración no será explicado en detalle ya que es un sistema de refrigeración que se
utiliza para conseguir temperaturas muy bajas (menores de –30 ºC [9]), y como sabemos
nosotros trabajaremos con temperaturas cercanas a los 5 ºC (para evitar la entrada de
hielo a la entrada del compresor de la turbina.
Básicamente este sistema lo que persigue es evitar presiones muy diferenciadas entre
evaporador y condensador. Para ello se utilizan dos fluidos diferentes uno par el ciclo de
enfriamiento y otro para la condensación, unidos ambos por un intercambiador
intermedio. El esquema típico es el siguiente:
La clave en este sistema se encuentra en contra una buena relación de presiones que
eviten los problemas de estanqueidad y origine al mismo tiempo relaciones de
compresión razonables.
3.5.4.3 Compresores
Como sabemos la mayoría de instalaciones domesticas de refrigeración presentan
compresores de embolo, sin embargo dadas las potencias tan altas que aparecerán, los
compresores que mas se utilizaran será los siguientes:
Compresores centrífugos: son los que presentan un menor coste inicial y se ajusta
bien al diseño si las temperaturas buscadas son mayores a 10 ºC, las cargas de
refrigeración son menores de 5000 ton/turbina y el uso de agua no es restringido [21].
Compresores de tornillo: Es el que mejor se ajusta cuando la temperatura debe ser
baja (menor de 10 ºC), las cargas de refrigeración son mayores de 5000 ton/turbina y
donde los costes de agua son considerables o la disponibilidad de la misma es mínima
[21].
Por último comentar que los sistemas de refrigeración necesitan un sistema de rechazo
de calor del fluido refrigerante para ello por tanto serán necesarios o torres de
refrigeración (tanto para compresores centrífugos como para de tornillo) o
condensadores (solo para compresores de tornillo) [21].
3.4.4.4 Tipo de proceso de refrigeración
Existen dos formas principales de enfriar el aire de la entrada del compresor de la
turbina de gas:
Refrigeración directa: el refrigerante utilizado por el sistema (refrigerante primario)
es enviado también al serpentín de enfriamiento para el enfriamiento del aire.
Refrigeración indirecta: El refrigerante primario transfiere calor a un fluido
secundario a través del intercambiador de calor, y el fluido secundario es entonces
enviado al serpentín.
En cuanto a los refrigerantes que se utilizan estos son los mas habituales [21]:
Primarios: Amoniaco, R22, R134a, R123 y LiBr.
Secundarios: Agua, glicol y salmuera.
Por último, en cuanto al sistema de refrigeración se refiere, la elección de los
serpentines dependerá de la elección del refrigerante y a su vez de las condiciones
ambientales [21]:
Material de serpentín Refrigerante
Cobre con aletas de aluminio Agua y glicol
Acero inoxidable con aletas de aluminio Agua, glicol y amoniaco
Acero galvanizado con aletas de aluminio Agua, glicol y amoniaco
Aluminio con aletas de aluminio Agua, glicol y amoniaco
3.5.4.5 Análisis económico
A la vista de lo explicado anteriormente es fácil darse cuenta que los sistemas de
enfriamiento por compresión son lo que tienen un coste de capital mas amplio y de
operación. El uso de compresores que funcionan con motores eléctricos implica el
consumo de electricidad por parte de la planta lo cual aumenta los consumos de
auxiliares considerablemente, típicamente en valores de 0.7 a 0.9 kW/ton [23]. Esto se
puede optimizar planteándose el uso de motores de gas para moverlos o si tenemos
exceso de vapor usar pequeñas turbinas de vapor como medio motriz. En cuanto a
diferencia con las instalaciones evaporativas las instalaciones de refrigeración requieren
la construcción de edificios adicionales lo cual supone un coste grande tanto económico
como espacial (pueden alcanzar hasta los 500 m2 de expansión [21]). A modo de
ejemplo, en la siguiente ilustración, se puede ver lo dicho:
3.5.5 Almacenamiento de energía térmica (TES)
El almacenamiento de energía térmica suministra enfriamiento al momento que se
requiere cuando la temperatura ambiente es mayor que la temperatura de diseño
utilizando energía térmica almacenada, generada en condiciones fuera de pico
(típicamente por la noche). La función principal del TES es minimizar la carga parásita
del equipo de refrigeración durante los tiempos en que se encuentra funcionando en
modo pico la planta. Dependiendo de las condiciones de la planta el almacenamiento
puede ocurrir a diario, semanal o intermitentemente.
Esquemáticamente el funcionamiento es así:
E instalado en una central sería:
Para que el sistema se encuentre en funcionamiento o no, las válvulas deberán estar en
el funcionamiento que se requiera. Para ello será necesario un adecuado sistema de
control.
El sistema de TES emplea el mismo equipo que los de refrigeración por compresión,
con la adición de un tanque de almacenamiento del fluido refrigerante. El coste de
capital adicional que nos lleva el tanque, sistema de control, bombas y valvulería
adicional, se puede ahorrar en costes de operación, al poder reducir la capacidad del
sistema de refrigeración por compresión, ya que en las horas picos tendremos la ayuda
del refrigerante almacenado. Por lo tanto el uso de TES es recomendable en plantas que
solo vayan requerir el enfriamiento del aire de la entrada de la turbina unas pocas horas
determinadas al día.
3.5.6 Sistemas de refrigeración por absorción
Este sistema es similar a la refrigeración por compresión, con diferencia de que en lugar
de utilizar compresores se utiliza una técnica que a base de aporte de calor si consigue
enfriar. Como fuente de calor podemos utilizar vapor o agua caliente, que en una planta
de ciclo combinado puede obtenerse con facilidad. También, al igual que con los de
compresor, pueden usarse con TES, pero esta opción no es tan habitual.
El sistema consiste en un fluido frigorígeno que es absorbido y liberado,
alternativamente por otro fluido denominado absorbedor. Lo normal es que el fluido
frigorígeno sea el amoniaco y el absorbente el agua. La diferencia termodinámica entre
este sistema y del apartado anterior son:
La naturaleza del proceso de compresión, ya que en vez de una compresión de vapor,
el refrigerante es absorbido por una sustancia liquida, la cual es bombeada, resultando
un potencia de compresión mucho menor (al comprimir liquido).
La recuperación del refrigerante se hacen un medio donde a partir de aporte de calor
el refrigerante se recupera.
El esquema de funcionamiento típico de un sistema de absorción es:
En este sistema de absorción, el amoniaco pasa a través del condensador, la válvula de
expansión y el evaporador en la misma secuencia que en un sistema con compresión de
vapor. El compresor ha sido sustituido por el conjunto absorbedor, formado por una
bomba, generador y una válvula. El vapor del amoniaco llega al absorbedor donde es
absorbido mediante una reacción exotérmica con la solución pobre de amoniaco que
había en el generador y que pasa al absorbedor a través de una válvula de estrangulación
1. El liquido resultante con alto contenido, se comprime con una bomba, y mediante un
intercambiador de calor, se lleva nuevamente a l generador donde vuelve a iniciarse el
ciclo. La misión de este intercambiador es mejorar el rendimiento del ciclo. El
absorbedor es un dispositivo en el que el vapor del fluido frigorígeno, es absorbido por
un liquido (absorbente), resultando una mezcla liquida. Allí, el agua liquida absorbe al
amoniaco vapor procedente del evaporador, siendo la formación de esta solución liquida
exotérmica. Como la cantidad de amoniaco que puede disolverse en agua aumenta
cuando la temperatura de la solución disminuye, alrededor del absorbedor circula agua
de refrigeración para retirar la energía liberada Q1** al entrar el amoniaco en la solución,
y mantener la temperatura del absorbedor lo mas baja posible. La solución rica de
amoniaco-agua deja el absorbedor y entra en la bomba, donde aumenta su presión hasta
el generador. Al generador llega una mezcla rica de amoniaco-agua; se le aporta el
calor Q3, se evapora el amoniaco y pasa al condensador donde licua; tras eso, pasa a la
válvula 2 de estrangulamiento, disminuyendo su presión, y llega al evaporador, donde
extrae del medio a enfriar la energía Q2 y por tanto se consigue el efecto frigorífico.
Los sistemas de amoniaco-agua empleados habitualmente tienen algunas
modificaciones respecto al ciclo de absorción simple considerado; Una primera
modificación es la introducción de un intercambiador de calor entre el generador y el
absorbedor, que permite precalentar la solución rica de amoniaco-agua antes de entrar
en el generador, mediante la solución pobre que va desde el generador al absorbedor,
reduciéndose el calor transferido al generador. La otra modificación importante es la
introducción de un rectificador, colocado entre el generador y el condensador; su
función es retirar las trazas de agua contenidas en el refrigerante, antes de entrar en el
condensador, lo que elimina la posible formación de escarcha en la válvula de
expansión y en el evaporador. Esquemáticamente quedaría:
Si se buscan temperaturas mas bajas es posible utilizar en vez de amoniaco, bromuro de
litio, incluso combinar este ultimo en cascada con uno de amoniaco.
En cuanto al calor añadido para el funcionamiento del ciclo, se puede usar gas natural
quemado, vapor o agua caliente. En nuestro caso, lo normal seria utilizar vapor de agua,
para lo cual nos encontramos dos tipologías de ciclo [23]:
De simple efecto: con el vapor a una presión típica de 1.017 bar con un gasto típico de
8.2 kg /(h·ton).
De doble efecto: con el vapor típicamente a 7.797 bar, pero que implica la utilización
de menos caudal de vapor que el anterior.
La ventaja de este sistema es que tiene unos consumos energéticos más bajos que otros
sistemas, concretamente oscilan entre 0.25 y 0.28 kW/ton [23], sin embargo el coste de
capital es el mas alto de todos. El COP de estos sistemas es menor que el de compresión
mecánica y oscila entre 0.6 (una etapa) y 1.2 (dos etapas) generalmente [23].
Un esquema típico de montaje en central seria:
La principal aplicación que tiene este sistema de refrigeración es en plantas donde haya
un exceso de energía calorífica o exceso de producción de vapor. Se recomienda en
sistemas donde la temperatura de diseño este por encima de 10 ºC y las cargas de
refrigeración no excedan de 4000 Ton, siempre y cuando haya exceso de vapor como
fuente de energía [21].
3.5.7 Sistemas de vaporización de gas licuado
Estos sistemas son útiles sin la central se localiza cerca de un depósito de gas natural
licuado, existentes en instalaciones de regasificación. En el aporte de gas natural a la
planta u otra aplicación, el gas natural debe ser evaporado, para lo cual el aire de entrada
a la turbina de gas puede ser utilizado, bajando así su temperatura. El gas natural
licuado se encuentra en deposito a –127 ºC [23], es por eso que esta temperatura tan
baja pueda ser utilizada como foco frío para refrigerar la entrada de aire a la turbina. Sin
embargo no es un sistema de enfriamiento muy utilizado. En la imagen podemos ver el
típico tanque de gas natural licuado.
3.5.8 Sistemas híbridos
Estos sistemas incorporan combinaciones de las tecnologías antes explicadas, por
ejemplo sistemas de refrigeración por absorción con sistemas de refrigeración de
compresión mecánica. Tanto para la implantación de sistemas híbridos como para la
implantación de otro sistema los criterio de elección podrían ser:
Si la planta es nueva o se va incorporar el sistema enfriamiento como una mejora a la
misma.
Si el perfil de funcionamiento es de carga base o pico
El espacio disponible para la instalación.
La disponibilidad de agua y su calidad. Esto afecta fundamentalmente al sistema de
refrigeración.
El tipo de combustible y su disponibilidad para tener en cuenta el impacto en la
energía auxiliar.
La legislación a la hora de elegir refrigerantes o posibles efluentes que vaya a tener el
sistema.
Y por su puesto, las condiciones ambientales.
Una vez tenida en cuenta estas condiciones podemos pasar a optimizar el sistema o
sistemas a usar. En el capitulo 5, donde probaremos los distintos sistemas, en la planta
que vamos a diseñar en capitulo el 4, veremos si podemos implantar algún sistema
híbrido.
3.6 COMPARATIVA ECONÓMICA Y ELECCIÓN ÓPTIMA
Lo que buscamos, una vez hecho el diseño de un central térmica de ciclo combinado, es
implantar en dicha central un sistema (puede ser híbrido) de enfriamiento de la entrada
de la turbina de gas, para subsanar las posibles caídas de potencia debido a las
condiciones ambientales. Para ello consideramos útil tener referencias, en cuanto a
implantaciones se refiere, y de esa manera poder efectuar un diseño con mayor
contraste.
El criterio que mas se utiliza es el económico, y para ver el impacto que estas
tecnologías tienen en la industria de la producción eléctrica, nos vamos a basar en
informes de económicos ya efectuados sobre dos centrales existentes [23] a partir de los
cuales llegaremos a unas conclusiones generales que nos servirán para el análisis
posterior que haremos.
Por lo tanto, para la discusión que a continuación efectuamos nos basamos en grafica e
informes sobre dos plantas de cogeneración ya existentes, concretamente, dos plantas
existentes en Los Ángeles (California) con turbinas de gas de potencias 83.5 MW
(turbina de gas industrial) y 42 MW (turbinas de gas aeroderivada) nominales
respectivamente.
Es conveniente saber que para la presente comparativa se tuvieron en cuenta unas
condiciones ambientales. Estas fueron las típicas de Los Ángeles, concretamente 31 ºC
de temperatura seca y 18 ºC de temperatura de bulbo húmedo (50.5% de humedad
relativa), suponiendo estas condiciones ambientales unas caídas de potencias a 75.3
MW y a 32.1 MW. Ambas representan caídas del 10% y 24% respectivamente.
Las técnicas que se plantearon implantar en estas dos centrales de cogeneración fueron
las más utilizadas hoy en día: enfriamiento evaporativo, neblina de alta presión y
enfriadores eléctricos. Veremos pues, para las condiciones ambientales dadas, el
impacto económico que presentan.
Los diseños que se utilizaron fueron los siguientes:
Enfriamiento evaporativo: Eficiencia de enfriamiento del 90%, llevando la
temperatura de entrada al compresor hasta 19 ºC.
Neblina de alta presión: Eficiencia de enfriamiento del 98%, llevando la temperatura
de entrada al compresor hasta 18 ºC.
Enfriadores eléctricos: Temperatura buscada a la entrada del compresor de 7 ºC, para
cual las capacidades de refrigeración de los sistemas para cada central serian 2330 ton
(central de 83.5 MW) y 1200 ton (central de 42 MW). La potencia requerida para
mover cada sistema seria de 0.65 kW/ton y 0.16 kW/ton adicionales para mover las
bombas de los circuitos de los intercambiadores de agua, condensador y torres de
enfriamiento. Esto supondría unas consumos de auxiliares de 1.9 MW (central de 83.5
MW) y 0.96 MW (central de 42 MW).
Los efectos de las diferentes tecnologías aplicadas a la central de 83.5 MW nominales
nos muestran que tanto el enfriamiento evaporativo como el “fogging”, pueden subsanar
hasta la capacidad nominal las perdidas de potencia, quedándose tan solo a un 3% de la
situación nominal. Por otra parte el sistema de enfriamiento eléctrico, no solo subsana
las perdidas de potencia, sino que eleva esta por encima de su valor nominal, lo cual
implicaría una modificación de ese diseño para adaptarla a las perdidas reales y además
teniendo en cuenta que los consumos de auxiliares son mayores en el caso de este
sistema.
En un diagrama la situación queda:
Y para la central de 42 MW los resultados son similares pero mas pronunciados, siendo
las subidas de 34.1 MW a 39.9 MW y a 40.4 MW para las técnicas de enfriamiento
evaporativo y “fogging” respectivamente. El sistema de enfriamiento eléctrico supera la
condición nominal ampliamente.
En un diagrama queda:
A la vista de los resultados, las tecnologías de enfriamiento evaporativo y “fogging” son
bastantes buenas dado que sus consumos de auxiliares son muy bajos y casi logran
llegar a la potencia nominal. Lo cierto es que realmente no podemos extrapolar los
resultados para otras centrales, ya que según las condiciones ambientales, mas
concretamente la humedad, podemos tener un buen usa de la técnica evaporativa o no.
Por ejemplo, estas plantas en otro lugar donde el clima fuera mucho mas húmedo,
estaríamos obligados a la utilización del enfriamiento eléctrico, ya que la gran
proximidad entre la temperatura de bulbo húmedo y la temperatura seca, haría que los
sistemas evaporativos fueran una opción muy pobre.
Sin embargo los sistemas de enfriamiento eléctrico sobrepasan incluso a la potencia
nominal, a pesar de tener unas perdidas parásitas tan grandes. Otra ventaja importante
que se consigue con este sistema es que se puede lograr mantener una temperatura
constante a la entrada del compresor, con independencia de las condiciones ambientales.
Por otro lado recordar también que los costes de capital, debido a equipos e instalación
del sistema, están muy por encima de los de las tecnologías evaporativas.
Los costes de la inversión por MW instalado en la planta de 83.5 MW son:
Y la de 42 MW son:
Podemos comprobar en las gráficas, que los costes de inversión de capital por MW
instalado en la planta, son menores en el caso de que la planta se encuentre con el
sistema de enfriamiento de aire a la entrada de la turbina implantado. Vemos que la
opción de técnica de enfriamiento eléctrico es la más rentable en cuanto a coste por
MW, siempre teniendo en cuenta que este es dependiente de la condiciones ambientales
y también dependiente de las propia potencia de la planta; imagínese una instalación de
750 MW con enfriamiento eléctrico a la entrada, la instalación seria considerablemente
grande. Ya podemos adelantar que un capitulo posterior la simulación se hace y los
costes aumentan acercándose e incluso superando, según las condiciones, a las técnicas
de enfriamiento evaporativo y “fogging”. Por lo tanto un estudio de costes, será siempre
necesario para ver cual es la elección optima.
Podría pensarse que otra opción para conseguir subir la potencia de la planta sería
instalar mas turbinas de gas en la propia central. Por lo tanto sería lógico preguntarse
cual sería el coste por MW adicional instalado si es de una turbina nueva o de haber
instalado una técnica de enfriamiento. Para la planta de 83.5 MW seria:
Y para la planta de 42 MW quedaría:
Los resultados en estos diagramas nos muestran como el incremento de la inversión por
MW aumentado a la planta es significativamente más bajo para MW adicional en
planta si este proviene de utilizar una técnica de enfriamiento.
Por último recordar que este estudio, a modo de ejemplo sencillo de selección de una
técnica de enfriamiento del aire de entrada a la turbina de gas, ha tenido unas
condiciones ambientales determinadas, y por tanto para otras condiciones ambientales
los resultados podrían variar, como ya se ha explicado a lo largo de este capítulo.
Además junto con el estudio de simulación de la planta, se deben tener en cuenta otros
datos tales como coste de combustible, demanda de potencia y situación del mercado
eléctrico.
Muchas plantas en el mundo presentan ya la introducción de esta tecnología. A modo de
ejemplo mostramos una relación de las mejoras encontradas en algunas plantas del
mundo durante los últimos años [23]:
Inicio de
operación
Gerencia
de la
planta
Localización
de la
planta
Ciclo
simple
(CS) o
ciclo
combinado
(CC)
Implantación
(I)
o diseño
conjunto
(DC)
Modelo
de la
turbina
Potencia
bajo
condición
I.S.O
(MW).
Incremento
de
Potencia
en MW
(En % de
peor
condicion)
Empresa
principal y
colaboradoras
2005 Ciudad
de
Lafayette
Lafayette,
Los Ángeles
(EE.UU.)
CS DC G.E.,
LM
6000
96.9 14.7
(18%)
T.A.S.;
Trane
2005 Modesto
Irrigation
district
Ripon,
California
(EE.UU.)
CS DC G.E.,
LM
6000
96.9 16.1
(22%)
T.A.S.;
Trane
2004 Irag
MOE
Irak CS DC G.E.,
LM
6000
170.5 58.9
(51%)
T.A.S.;
Trane
2004 Ciudad
de San
Antonio
Leon Creek,
Texas
(EE.UU.)
CS DC G.E.,
LM
6000
193.7 37.9
(25%)
T.A.S.;
Trane
2003 DENA –
Grays
Harbor
Energy
Facility
Grays
Harbor,
Washington
(EE.UU.)
CC DC G.E.
7FA
340 T.S.G.;
York
International
2003 DENA –
Moapa
Apex,
Arizona
CC DC G.E.,
7FA
680 T.S.G.;
York
Energy
Facility
(EE.UU.) International
2002 Calpine –
Lamble
Sulsun,
California
(EE.UU.)
CS DC G.E.,
LM
6000
48.4 9
(22%)
T.A.S.;
Trane
2002 Calpine
C-Star –
Los
Estereos
San Jose,
California
(EE.UU.)
CC DC G.E.,
LM
6000
193.6 36
(22%)
T.A.S.;
Trane
2001 Enron Seropedica,
Rio de
Janeiro
(Brasil)
CS DC G.E.,
LM
6000
290.4 54
(22%)
T.A.S.;
Trane
2001 El Paso -
Macae
Macae,
Rio de
Janeiro
(Brasil)
CS DC G.E.,
LM
6000
968 180
(22%)
T.A.S.;
Trane
2001 Grays
Ferry
Cogen
Filadelfia,
Filadelfia
(EE.UU.)
CC I West-
inghou-
se,
501
120 15
(15%)
Cool Solutions
2000 Jamaica
Pub.
Svc. Co.
– Hunts
Bay
Kingston
(Jamaica)
CC I John
Brown,
MS
5001
25.5 2.4
(10%)
Munster
2000 EMI /
Calpine –
Rumford
Gen Stn
Rumford,
Maine,
(EEUU.)
CC DC G.E.,
7FA
170 T.S.G.;
FES Systems
1999 Calpine –
Clear
Lake
Pasadena,
Texas
(EE.UU.)
CC I West-
inghou-
se,
501
D5
412 49
(21%)
T.A.S.;
Trane,
C.B.&I,
South Port
y
Avalon
1998 Climaesp
aco
Lisboa
(Portugal)
CS DC 4.8 0.8
(17%)
Cool
Solutions
1998 ENEL
Las
Brisas
Managua
(Nicaragua)
SC DC G.E.,
LM
6000
42.1 17.6
(60%)
T.A.S.;
Trane y
South Port
1998 Qaseem Riyad
(Arabia
Saudi)
CS DC G.E.,
Frame
7EA
430 120
(35%)
York
International
1997 BSES /
Kerla
Cochin
(India)
CS DC G.E.,
LM
6000
126.3 52.8
(60%)
T.A.S.;
Trane
1997 Trigen –
Peoples
Distric
Energy
Chicago,
Ilinois
(EE.UU.)
CS DC Turbo-
Meca,
Makila
T1
3.3 0.9
(35%)
C.B.&I;
Cool
Solutions
G.E.: General Electric.
T.A.S.: Turbine Air Systems.
T.S.G.: The Stellar Group.
