ANÁLISIS CENTRAL TERMOELÉCTRICA “MERILÉCTRICA”

GLORIA HELENA SUAREZ CRUZ

Presentado a:

Ing. AGUSTIN VALVERDE GRANJA

UNIVERSIDAD DE IBAGUÉ

FACULTAD DE INGENIERÍA

IBAGUÉ - TOLIMA

2015

ANÁLISIS CENTRAL TERMOELÉCTRICA “MERILÉCTRICA”

GLORIA HELENA SUAREZ CRUZ

Cód. 2120112012

Presentado a:

Ing. AGUSTÍN VALVERDE GRANJA

Docente Plantas térmicas

UNIVERSIDAD DE IBAGUÉ

FACULTAD DE INGENIERÍA

PROGRAMA DE INGENIERÍA MECÁNICA

IBAGUÉ - TOLIMA

2015

CONTENIDO

INTRODUCCIÓN.....................................................................................................4

1. OBJETIVOS.......................................................................................................5

1.1. General.......................................................................................................5

1.2. Específicos..................................................................................................5

2. MARCO TEÓRICO............................................................................................6

2.1. Termoeléctrica Meriléctrica S.A. & CIA. S.C.A. E.S.P.................................6

2.2. Características de la posición geográfica de Meriléctrica...........................7

2.3. Generalidades de la central termoeléctrica Meriléctrica S.A. & C.I.A.........8

2.3.1. Generador y turbina de combustión.........................................................8

2.3.2. Sistema de gas combustible..................................................................10

2.3.3. Sistema de aire comprimido..................................................................10

2.3.4. Distribución de potencia eléctrica..........................................................10

3. PLANTEAMIENTO..........................................................................................11

3.1. Consumo específico del gas.....................................................................21

4. CONCLUSIONES............................................................................................21

INTRODUCCIÓN

Meriléctrica S.A. & CIA. S.C.A. E.S.P., es una empresa que se dedica a la

generación de energía eléctrica, ubicada en Barrancabermeja, Santander. Esta

empresa hace parte de un parque de generadores de energía eléctrica, de la firma

Celsia S.A. E.S.P., junto con la planta TERMOFLORES S.A. E.S.P. en la costa

atlántica.

Durante el análisis a esta planta termoeléctrica, se reconoce los elementos más

importantes que la conforman, de los que cabe destacar el compresor, la cámara

de combustión, la turbina y el generador de energía.

Posteriormente, se tiene plenamente identificados los componentes principales de

todo el ciclo al que opera la planta. Se quiere pretender con el presente informe

llegar a determinar las condiciones óptimas de operación de la central

termoeléctrica.

Fig. 1. Fotografía panorámica de la planta

Fuente: [1]

1. OBJETIVOS

1.1. General

Evaluar el ρ de funcionamiento de la planta termoeléctrica “Meriléctrica”.

1.2. Específicos

Modelar matemáticamente el ciclo Brayton.

Identificar los parámetros de funcionamiento de la planta.

Determinar el ρopt para maximizar la potencia neta en el ciclo.

Determinar el ρopt para maximizar la eficiencia del ciclo.

2. MARCO TEÓRICO

2.1. Termoeléctrica Meriléctrica S.A. & CIA. S.C.A. E.S.P.

La central Meriléctrica está ubicada en Barrancabermeja (Santander) y entró en

operación comercial en febrero de 1998 (fue reincorporada al Centro Nacional de

Despacho en agosto de 2004). Está conformada por una unidad térmica a gas de

ciclo simple, con una capacidad de 167 MW y hace parte del grupo de

generadoras que accedieron al Cargo por Confiabilidad bajo el esquema de

regulación de la energía en el país. [2]

La planta no se encuentra en operación continua, debido a que los precios del

MW-h son muy altos y la demanda es cubierta primero con unidades de

generación hidráulica, esto hace que, la planta se encuentre disponible las 24

horas del día, todo el año.

La planta térmica usa un generador y una turbina de combustión para suministrar

energía a alto voltaje (230 kV) al sistema interconectado nacional. A continuación,

en la figura 2, se puede evidenciar una vista aérea de la planta.

Fig. 2. Vista aérea de Meriléctrica.

Fuente: [1]

2.2. Características de la posición geográfica de Meriléctrica

Meriléctrica S.A. & CIA. S.C.A. E.S.P. se encuentra ubicada en Barrancabermeja,

es un municipio de Colombia, ubicada en el departamento de Santander. Es sede

de la refinería de petróleo más grande del país y es la capital de la Provincia de

Mares.

La población existía antes de la conquista española con el nombre de La Tora,

descubierta por Gonzalo Jiménez de Quesada en el año de 1536, y se le otorgó el

nombre de Barrancas Coloradas para luego tomar el de Barrancabermeja. El

poblado se elevó a la categoría de municipio en 1922. Su economía gira en torno

a la explotación y el refino del petróleo y una diversificada industria petroquímica;

además, la ganadería extensiva ha cobrado fuerza.

Está ubicada a 120 km al occidente de la capital del departamento Bucaramanga,

a orillas del Río Magdalena, en la región del Magdalena Medio, de la cual es el

municipio más importante y segunda en todo el departamento. Fue proclamada

municipio en el año 1922. [3]

2.3. Generalidades de la central termoeléctrica Meriléctrica S.A. & C.I.A.

Se hará una descripción donde se hablará de los sistemas generales de la planta

y equipos principales en la unidad de generación:

2.3.1. Generador y turbina de combustión

La turbina de combustión mueve un Generador Sincrónico AC de alto voltaje para

suministrar 230 kV de potencia a la estación comuneros a través de los

transformadores de arranque y auxiliares de planta siempre que la turbina de

combustión esté operando.

El generador es un generador de 3 fases, 60- Hertz y 3600 RPM. La capacidad de

potencia del generador es de 206 MVA a 0.9 factor de potencia. El generador es

totalmente encapsulado y utiliza como sistema de refrigeración, enfriamiento por

hidrógeno.

La turbina de combustión Siemens Wastinghouse W501FD2 (Figura 3) tiene un

compresor de flujo axial de 16 etapas con alabes guía de posición variables, cuyo

fin es proporcionar mayor o menor entrada de aire, de acuerdo a los

requerimientos de carga. Incluye también una cámara de combustión con

enfriamiento avanzado con capacidad de combustible dual. Dentro de este

sistema de combustión se tiene instalado de forma anular a la carcasa de la

turbina 16 combustores individuales, cada uno con 4 entradas diferentes de gas

llamadas etapas. Una turbina de reacción de 4 etapas es la encargada de

convertir la energía calórica de los gases, en expansión.

Fig. 3. Turbina de combustión

Fuente: [1]

Especificaciones [4]:

•Potencia entregada de hasta 175 MW

• Presión de entrada (con recalentamiento) de hasta 165 bar

• Temperatura de entrada (con recalentamiento) de hasta 585 °C

• Temperatura de recalentamiento de hasta 415 °C

• Velocidad de giro de 3.000 – 13.200 rpm

• Extracción controlada de hasta 40 bar y hasta 415 °C

• Hasta 7 tomas; hasta 120 bar

• Presión del vapor de salida: contrapresión de hasta 40 bar o condensación de

hasta 0,6 bar

• Presión del vapor de escape (recalentado) de hasta 3 bar

• Área de escape 1,7 – 11 m2

2.3.2. Sistema de gas combustible

Este sistema recibe y realiza un pre-tratamiento un suministro presurizado de gas

natural para ser usado como combustible en la turbina de combustión de la planta.

El gas natural proviene de la compañía ECOPETROL y transportado por la

empresa Transportadora de Gas del Interior (TGI) a través de una tubería de gas

de diámetro 10” de 10,5 km, la temperatura y presión del combustible para un

óptimo desempeño de la unidad de generación es de 500 Psi y 30°C.

2.3.3. Sistema de aire comprimido

El sistema de aire comprimido de la planta es el encargado de presurizar,

almacenar, y distribuir aire de servicio de uso general y especializado como aire

para instrumentos.

El aire para instrumentos generalmente se utiliza para operar válvulas neumáticas,

en el sistema de tratamiento de combustible gas y otros equipos

2.3.4. Distribución de potencia eléctrica

La distribución de potencia eléctrica (Figura 4) provee de manera segura la

potencia para cumplir con los requerimientos de alto voltaje (13.8 kV), medio (4160

V) y bajo (480//240/120 V) de la planta. Este sistema tiene también la capacidad

de recibir energía eléctrica de retro-alimentación para arranques de plantas y para

recibir o generar energía de emergencia en desenergización de sistemas en la

planta en el evento de una pérdida total de energía.

La turbina de combustión está diseñada para proporcionar potencia trifásica de

13.8 kV, 60 Hz a la subestación de 230 kV a través de un interruptor de línea de

salida del generador y luego un transformador de elevación de 13.8 kV a 4160 V y

un transformador reductor auxiliar de 13.8 kV a 480 kV.

En el evento en que la unidad se apague por la pérdida de energía auxiliar AC,

una energía de emergencia de 125 VDC es suministrada. Energía de bajo voltaje

esencial (120-VAC) es suministrada a través de dos inversores y un sistema

rectificador DC. Un sistema de inversor con capacidad de 15 kVA para abastecer

varios circuitos vitales para el control y la seguridad de la planta. El otro sistema

de inversor con capacidad de 5 kVA para suministrar al sistema de control de la

turbina de combustión y al controlador lógico programable del sistema de aire

comprimido.

Fig. 4. Sistema de distribución de potencia

Fuente: [1]

3. PLANTEAMIENTO

Debido a lo observado en el marco de referencia se propone el esquema de ciclo

mostrado en la figura 5.

Fig. 5. Esquema del ciclo

Fuente: Autor

Se puede apreciar el funcionamiento del ciclo Brayton de la figura anterior,

teniendo en cuenta que el ciclo funciona como un acumulado pero para poder

hallar el punto de trabajo óptimo se tiene que calcular el ciclo teniendo en cuenta

que:

En el quemador de 8–9,10-11, 12-13 y 14-15, se dice que en cada uno hay 4

quemadores ya que la turbina posee un total de 16, diciendo que los quemadores

distribuyen de igual manera la energía para cada una de las etapas que se

establecieron.

Igualmente se dice que el compresor 1-2, 3-4, 5-6, 7-8, en cada uno hay 4

compresores ya que las etapas de compresión hay un total de 16.

Para calcular las condiciones de trabajo del ciclo se empieza por realizar una relación de temperaturas:

T max=T9=T11=T13=T15

Tmin=T1=34 °C=307,15K

La temperatura mínima en el ciclo es la temperatura ambiente a la que se

encuentra la central.

A la Salidas de turbinas:

T 10'=T 12 '=T14 '=T 16 '

Con la relación de temperatura se puede hallar la relación de compresión de alta y baja para las turbinas de potencia, baja y alta.

RcompT=P8P1

= Pr8Pr1

=T 8T 1

P1=14,592 psia , P8=2393,123 psia

Se tiene que

RcompT=2393,123 psia14,592 psia

RcompT=164,002

Se calcula la relación de compresión de todos los compresores y turbinas,

conociendo la relación de compresión total:

Rco=16√R compT ,RT=

4√RcompT

Se halla la relación de compresión de los compresores, individualmente seria:

Rco=16√164,002

Rco=1.375

Ahora se halla la relación de las turbinas:

RT=4√164,002

RT=3,579

Con el cálculo previo de la relación de compresión de turbinas y compresores,

procedemos a determinar las temperaturas.

Conociendo que:

Rco=Pr 2Pr 1

=T 2T 1

Conociendo la T 1 se puede ingresar a TermoRat para determinar la presión reducida en el punto 1 (Pr1)

Pr1=1,506

Despejando la presión reducida:Pr2=Rco∗Pr1

Pr2=1,375∗1 ,506

Pr2=2,071

Ahora se puede hallar la temperatura en el punto 2 conociendo su presión reducida:

T 2=336,352K

Se realiza el mismo procedimiento, pero ahora para hallar la temperatura en el punto 6:

RT=Pr 9Pr 10

=T 9T10

Como se conoce la temperatura en el punto 10, se puede calcular su presión reducida:

Pr10=17,49

Ahora si podemos despejar la presión reducida en el punto 6 de la siguiente ecuación:

Pr 9=RT∗Pr10

Pr 9=3,579∗17,49

Pr 9=62,597

Con una temperatura en el punto 9 de:

T 9=858,204 K

Ya se conoce la temperatura máxima del ciclo:

Tmax=858,204=T9=T11=T 13=T15

Para determinar el Rho (ρ) real del ciclo y óptimo, es necesario valerse de las siguientes ecuaciones:

La eficiencia del compresor es igual a:

ŋco=W ℜ vcoW irr v co

Trabajos reversible e irreversible:

W ℜ vco=mco (∆hco )=mco∗Cp(∆T co)

W irre vco=mco (∆h 'co )=mco∗Cp(∆T 'co)

Eficiencia de la turbina:

ŋt=W irr v t

Wℜ v t

Los trabajos se pueden definir como:

W irre v t=mt (∆h 't )=mt∗Cp(∆T 't)

W ℜ vt=mt (∆ht )=mt∗Cp(∆T t)

Se sabe que el trabajo neto generado es de 167 MW definido por la siguiente ecuación:

W neto=W irre v t−W irre vco

Alfa:

∝=ŋco∗ŋt∗T max

T min

Beta:

β=ŋco∗(Tmax

Tmin−1)+1

Rho:

ρReal=T 9T10

Ahora se puede determinar el Rho real:

ρReal=T 9T10

ρReal=858,204 K611,792K

ρReal=1 ,403Reemplazando se obtiene:

W irre vt=m∗Cp [ (T 9−T 10' )+(T9−T10 ' )+(T 9−T 10 ') ]

Sabiendo que T 9=T 11=T 13=T 15 ya se conocen debido a la relación de

temperaturas y T 10'=T 12 '=T14 '=T 16' son iguales se puede decir:

W irre vt=m∗Cp∗[3(T 9−T 10' )]

Sustituyendo los valores en la fórmula de la eficiencia de la turbina:

ŋt=W irr v t

W ℜ v t=mt∗Cp(T 9−T 10' )mt∗Cp(T9−T10)

ŋt=(T 9−T 10 ')(T 9−T 10)

Calculamos la temperatura en el punto 10’:

T 10' =T 9−ŋt (T9−T10)

T 7'=858,204 K− [0,85∗(858,204−611,792 ) ]

T 10'=648,15K

Que por relación obtendríamos T 10'=T 12 '=T14 '=T 16 '=1087,74 K

Ahora se puede ingresar este valor al trabajo irreversible de la turbina:

W irre vt=m∗Cp∗[4 (T 9−(T9−ŋt (T 9−T 10 ))) ]

W irre v t=m∗Cp∗4∗ŋt∗(T 9−T 10 )

W irre v t=m∗Cp∗4∗ŋt∗T 9∗(1−T10T 9 )

Donde ρ=T9T 10

entonces:

W irre vt=4∗m∗Cp∗ŋt∗T 9∗(1−1ρ )

Se procede a analizar los compresores:

W irre vco=m∗Cp∗[ (T 2' −T 1)+(T 4' −T3 ) ]

Ya que T 1=T3 se conocen y T 2'=T 4 ' son iguales por relación de temperaturas se

pueden despejar de las siguientes ecuaciones:

W irre vco=m∗Cp∗2∗(T 2' −T 1 )

Ahora reemplazando el trabajo irreversible del compresor en la eficiencia del

compresor:

ŋco=W ℜ vcoW irr vco

=m∗Cp(T 2−T 1)m∗Cp(T 2

' −T 1)

ŋco=(T 2−T 1)(T 2

' −T 1)

Para así poder despejar la temperatura T 2' :

T 2' =

T 2−T 1ŋco

+T 1

T 2' =336,352K−307,15K

0,86+307,15 K

T 2' =341,106 K

Ahora se puede decir que T 2'=T 4 '=T 6'=T 8'=341,106 K

Por consiguiente conociendo T 2' , podemos reescribir el trabajo irreversible del

compresor de la siguiente manera:

W irre vco=m∗Cp∗16∗(T 2−T 1ŋco

+T 1−T 1)W irre vco=m∗Cp∗16∗(T 2ŋco−

T1ŋco )

W irre vco=m∗Cp∗16∗T1

ŋco (T2T1−1)

Sabiendo queρ=T 2T 1

se puede abreviar aún más la ecuación:

W irre vco=16∗m∗Cp∗T1

ŋco( ρ−1 )

Con los datos obtenidos hasta el momento es posible entrar a evaluar el trabajo neto de la termoeléctrica:

W neto=W irre v t−W irre vco

Reemplazando valores:

W neto=[4∗m∗Cp∗ŋt∗T 9∗(1− 1ρ )]−[16∗m∗Cp∗T 1ŋco

( ρ−1 )]W neto=

m∗C p

ŋ co∗{[ 4∗ŋt∗ŋco∗T 9∗(1−1ρ )]−[16∗T 1∗( ρ−1 ) ]}

Dividiendo los términos en la temperatura del primer punto:

W neto=m∗C p

ŋco∗{[ 4∗ŋt∗ŋ co∗T 9

T1∗(1−1ρ )]−[ 16∗T 1T 1

∗(ρ−1 )]}Como ∝=

ŋco∗ŋt∗Tmax

Tmin

W neto=m∗C p

ŋ co∗{[ 4∝(1−1ρ )]−[16 (ρ−1 ) ]}

Teniendo en cuenta el concepto de optimización, se deriva e iguala a cero, debido

a que cuando la línea tangente a la curva es totalmente horizontal representa los

máximos y mínimos de la gráfica.˙dWnd ρ

=0

ρ=√∝Dónde:

∝=ŋco∗ŋt∗T max

T min

∝=0,8 6∗0,85∗858,204K307,15K

∝=2,283

Despejamos el Rho óptimo.

ρopt=√2,283

ρopt=1,511

Se cumple que 1≤ρ≤α

El paso siguiente es analizar el Rho óptimo cuando la eficiencia es máxima:

ρopt=∝±√∝2−∝β (∝−β+1)

∝−β+1

ρopt 1=2,283+√2,2832−3,661

0,597

ρopt 2=2,283−√2,2832−3,661

0,597=1,738

Con los datos se procede a graficar en la figura 5, la eficiencia y el trabajo neto Vs

el rho, en donde se ubican los puntos óptimos y el calculado para este ciclo. La

eficiencia tiene un valor de 0,34 = 34% [2]

Fig. 6. Diagrama trabajo neto vs. rho

Fuente: Autores

3.1. Consumo específico del gas

Las características de los gases provenientes de algunos campos, en nuestro caso, Ecopetrol que será del centro del país

Fig. 16. Características de gases provenientes de diferentes campos Colombianos.

Fuente: Ecopetrol división gas natural y comestibles domésticos, 1997

4. CONCLUSIONES

Se logra describir el ciclo de esta central termoeléctrica en donde el modelo matemático hallado, se hizo en base a lo entendido en la literatura y en la clase, extrapolando conceptos de la realidad y logrando plasmarlo en un diagrama más sencillo, en donde se simplifica las 16 etapas de compresión de la turbina en 2, una de alta y otra de baja, lo mismo que las 4 etapas de la turbina en 2 y una adicional que es la etapa donde está conectada al generador eléctrico, denominada etapa de carga.

Por estar conectados bajo un mismo eje el trabajo de la turbina de alta y el compresor de alta son el mismo, así mismo como la turbina de baja y el compresor de baja.

Cada turbina y compresor tienen diferente relación debido a que esta depende del número de etapas y en este caso son 4 etapas de expansión comparada con las 16 de compresión, bajo este criterio la relación de presión entre las etapas de compresión es mayor.

Se calculó una temperatura máxima, después de la salida de los quemadores de 858, 15 K y una temperatura mínima promedio de 307,15 K (ambiente en la Barrancabermeja - Santander), bajo estos parámetros de operación y los rendimientos de cada uno de los equipos involucrados en el proceso, se observó que la planta no opera bajo los parámetros óptimos para el proceso.