El corazón de la Central de Ciclo Combinado Bicentenario es sin duda su equipamiento de generación. Tiene dos grupos generadores turbogas Siemens de origen alemán (TG11 y TG12) y un grupo generador turbo vapor Franco Tosi Meccanica. En conjunto entregarán al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) una potencia nominal de 466 megavatios. La Central Bicentenario generará en Ciclo Abierto en su primera etapa. Cuando finalice la instalación de la turbina vapor funcionará con un esquema de 2+1, cerrando el Ciclo Combinado.
Esta central térmica, la más potente de Córdoba, tiene dos turbinas Siemens SGT5-2000E con generadores del mismo fabricante modelo SGen5-1000A que entregan una potencia nominal de 168 megavatios cada una.
El esquema de Ciclo Combinado permite aprovechar los gases de escape de las turbinas que sobrepasan los 550°C y redirigirlos a una caldera que utiliza los gases para transformar agua en vapor de alta presión que se utiliza como fuerza motriz para impulsar los álabes del rotor de la turbina, y de esta manera transformar la energía cinética de la turbina en energía eléctrica en el generador.
De este modo, se eleva la eficiencia en la transformación del combustible (gasoil o gas) a energía eléctrica. En promedio, las turbinas de gas tienen una eficiencia del 34,5% en la transformación energética del combustible en electricidad. Ese porcentaje se elevará al 50% cuando entre en servicio la turbina de vapor, con un gran beneficio: la central cuenta con tecnología de punta con alto rango de eficiencia y bajas emisiones de NOx y CO2, lo que redunda en beneficios ambientales y económicos.
Calderas de calores perdidos. Hay numerosos procesos de fabricación que desprender cantidades considerables de gases a temperaturas elevadas. Los más prominentes entre éstos son los gases de escape de turbinas como las que se usan en plantas generadoras eléctricas de ciclo combinado. El valor de la recuperación térmica depende de tres consideraciones:
El costo de producir una cantidad equivalente de calor por otros medios. El costo del equipo de recuperación.
El costo de operación y de mantenimiento del equipo de recuperación de calor.
Las calderas de vapor pueden diseñarse para utilizar el calor perdido como el total o parte del medio generador de vapor. Como la temperatura de los gases es normalmente de 260 °C a 590 °C, mientras los productos de combustión en la instalación calentada convencionalmente pueden entrar en los pasos generadores a 1.093 ºC, deben utilizarse algunos medios de compensación.
De otro modo, para tener una capacidad generadora de vapor apreciable, la caldera debería estar más allá de todo lo razonable en tamaño. Otros factores a considerar además de las presiones y temperaturas de los gases perdidos son las propiedades físicas y químicas del gas, su efecto en las diversas zonas de la caldera, el efecto sobre el sistema recuperador de calor de las perturbaciones del proceso de planta y consideraciones similares implicando la continuidad del servicio.
La recuperación de calores de escape de los procesos industriales y equipo de combustión puede reducir a menudo el consumo total de combustible de la planta con una inversión mínima de capital.
La combustión suplementaria (o poscombustión) se usa cuando el calor perdido de los gases no tiene suficiente energía para producir la presión final de vapor deseada.
La Figura 4.5, muestra algunos calores o temperaturas típicas de gases perdidos y temperaturas normalmente disponibles de los procesos.
Dependiendo de las propiedades de los gases perdidos y de la presión/capacidad necesitada, se usan las siguientes calderas de recuperación:
1.Calderas pirotubulares, de ambos tipos, horizontales y verticales, si los gases están relativamente limpios.
2.Calderas de tubos de agua rectos, para gases perdidos limpios o moderadamente cargados de polvo.
3.Calderas de tubos de agua curvados (Stirling), para cargas muy polvorientas.
4.Calderas de circulación positiva, para gases limpios de baja temperatura.
5.Calderas presurizadas o supercargadas, para gases de escape de turbina (caldera tipo «Velox»). Utilizadas principalmente en Europa.
Como los gases perdidos muy a menudo tienen gases inertes y partículas sólidas atrapadas en la mezcla, deben considerarse materiales especiales y otros factores de diseño en la aplicación de una caldera de calor perdido. Estos factores de prácticas de operación de mantenimiento evitarán el tipo de rotura inesperado que puede ocurrir también en estas unidades. Entre los fallos y roturas posibles están los siguientes:
Roturas de tubos por acumulación de lodos y óxido, erosión de los tubos por las partículas de los gases y corrosión del material del tubo por el ataque químico del lado de los gases.
Masa de gases con contenido térmico elevado, produciendo el equivalente de un daño por sobrecalentamiento.
Figura 4.5. Gases de escape de procesos con temperaturas de salida disponibles de procesos industriales para generación de vapor.
3. Cegado de los pasos de gases por el lado de fuego, dando lugar a un sobrecalentamiento.
4. Mal funcionamiento de controles o equipos, produciendo unas condiciones de bajo nivel de agua, con daños en tubos y otros.
Un factor o condición a menudo despreciada en las calderas de vapor de calor perdido es la posibilidad de desarrollar una situación peligrosa de bajo nivel de agua (o de falta de agua) que, si no es detectada, puede producir fusión o quemado de los tubos en los casos de convección.
Ésta es una consideración de diseño extremadamente importante. Es también una comprobación de trabajo muy importante que debería hacerse periódicamente para asegurar que la unidad está en condiciones de trabajo. Esta prueba debería ser la misma que cuando el corte de combustible o extinción de llama se producen en una caldera estándar.
Básicamente el diseño debería incluir un mecanismo, ya sea una compuerta pesada o algún otro mecanismo de cierre rápido. De este modo, en caso de bajo nivel de agua, los gases de escape pueden cortarse en la caldera y hacer un bypass por la chimenea. Así el proceso básico no será interrumpido y la caldera será salvada de un serio daño por sobrecalentamiento.
Un método habitual es un dispositivo que automáticamente desvía los gases tan pronto como baja el nivel de agua a un nivel peligroso predeterminado. El tiempo es extremadamente importante en una situación de bajo nivel de agua, de modo que la entrada de calor debe interrumpirse rápidamente.
Las plantas de ciclo combinado y cogeneración están a veces agrupadas conjuntamente, pero necesitan definición. En una planta de ciclo combinado, un prime mover (primer motor), tal como una turbina de gas, acciona un generador eléctrico y los gases de escape de la turbina son dirigidos a una caldera de recuperación de calor, llamada generador de vapor por calor de recuperación o HRSG (Heat Recovery Steam System), que genera vapor, y este vapor se dirige al segundo motor, una turbina de vapor que también acciona o arrastra un generador eléctrico. Este sistema combina así el ciclo de Brayton (turbina de gas) con el ciclo de Rankine sobre la turbina de vapor.
HRSG: Estas siglas que significan: (RECUPERACION DE CALOR DEL SISTEMA DE VAPOR). El vapor constará de cuatro componentes principales:
El economizador , evaporador , Sobrecalentador precalentador y el agua. Los diferentes componentes se unen para cumplir con los requisitos de funcionamiento de la unidad. Vea la ilustración adjunta de un modular de Disposición General HRSG.
Información tomada de Wikipedia.
HRSG modulares pueden ser clasificados por un número de formas tales como dirección del flujo de los gases de escape o el número de niveles de presión. Basado en el flujo de gases de escape, HRSG se clasifican en los tipos verticales y horizontales. En HRSG de tipo horizontal, el gas emitido fluye horizontalmente sobre los tubos verticales, mientras que en el HRSG de tipo vertical, el flujo de los gases de escape verticalmente sobre tubos horizontales.
Con base en los niveles de presión, HRSG se pueden clasificar en una sola presión y la presión de varios. HRSG de presión individuales sólo tienen un tambor de vapor y el vapor se genera en un solo nivel de presión, mientras que la presión de múltiples HRSG emplean dos (doble presión) o tres (triple presión) tambores de vapor. Como tal, HRSG de presión triples constan de tres secciones: un LP (baja presión) sección, una sección (presión intermedia) recalentar / IP, y una sección de HP (alta presión).
Cada sección tiene un tambor de vapor y un evaporador sección donde el agua se convierte en vapor. Este vapor pasa entonces a través de sobrecalentadores para elevar la temperatura y la presión más allá de la saturación de punto.
Cogeneración: es la generación simultánea de energía eléctrica con un subproducto que es el calor de proceso, o vapor para utilización en el proceso.
La planta de energía eléctrica de ciclo combinado usando turbinas de gas ha mostrado un crecimiento notable desde la crisis energética de 1973, debido a que el sistema ha aumentado el rendimiento energético de la planta térmica, ahorrando así combustible y también a causa de las mejoras de materiales y diseño en las turbinas de gas, que permiten mayor temperatura de trabajo y con ello mejor rendimiento. Las centrales están usando la tecnología del ciclo combinado para renovar viejas plantas con el turbogenerador de gas suministrando el calor de escape para hacer vapor que se destina a accionar viejos turbogeneradores de vapor (turbos).
La cogeneración de energía eléctrica y vapor para proceso ha sido estimulada por la legislación del gobierno federal PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act), con que anima y estimula a obtener el máximo de energía de los combustibles por razones de conservación y ahorro energético. Los productores eléctricos independientes han conseguido vender electricidad a las centrales locales por la legislación PURPA y vender vapor a las plantas industriales próximas, o producir vapor para utilización propia y vender el excedente eléctrico a la central o compañía eléctrica local.
La Figura 4.6 Una planta de cogeneración de ciclo combinado. Las unidades clave son dos turbinas industriales de servicio pesado, cada una de 40.5 MW a 65 °F (18,3 °C) de temperatura ambiente; dos calderas de calores perdidos cada una de 64.400 kg/hr, 63 kg/cm2 y 482 °C de temperatura del vapor; una sección de media presión a 4,2 kg/cm2 produce un total de 22.680 kg/hr de vapor; y una sección a 0,7 kg/cm2 produce vapor para el desaireador.
El vapor a 63 kg/cm2 se envía a un turbogenerador de vapor único tarado de 9,6 a 31,6 MW sin extracción de vapor 42 kg/cm2. Los gases del escape de la turbina entran a una caldera de recuperación a 990 °F (532° C) y salen de la chimenea a 276 °F (135,5 °C).
Un sistema de control distribuido regulará automáticamente todos los sistemas de la planta, excepto las turbinas de gas y vapor, que tienen sus propios controles. Sin embargo, el esquema de control integrado monitoriza el rendimiento de las turbinas para integrarlos en la red automática principal.
Las calderas del tipo de tubos de agua, se usan en plantas de ciclo combinado, como se muestra en la Figura 4.6.
Dependen de grandes superficies de transferencia térmica por convección, ya que no hay un hogar que suministre calor radiante. La combustión suplementaria o poscombustión se usa en las grandes plantas de cogeneración durante las demandas punta de vapor, con quemadores en vena o conducto colocados entre las turbinas de gas y las calderas.
Las calderas de recuperación de gases perdidos (HRSG) normalmente emplean un quemador de conducto para elevar la temperatura del escape de la turbina de gases, y así aumentar la producción de vapor, como se precisa durante los períodos punta de demanda de carga. Las consideraciones de diseño de la envolvente o casings de la caldera limitan la temperatura máxima de los gases después del quemador de conducto a aproximadamente 927 °C, para evitar alabeos del material de cierre y recubrimiento que pudieran producir problemas de estanqueidad.
Figura 4.6. Planta de cogeneración en ciclo combinado con dos turbogeneradores de gas y dos calderas de recuperación de calores perdidos o HRGS*. La planta es capaz de generar hasta 112,6 MW de energía eléctrica y también suministra 45.360 kg/hr de vapor a 42 kg/cm2.
Se utilizan los tubos de acero verticales y esto promueve la circulación natural a medida que se forman las burbujas de vapor y después suben hasta el calderín de vapor. También se utilizan tubos aleteados para suministrar unas superficies de transferencia térmica mayores en las calderas de recuperación (HRSG). A medida que la planta de ciclo combinado ha crecido en tamaño, la: calderas de recuperación de varias presiones se han ido desarrollando para suministrar vapor a las turbinas de vapor (primer motor de la cogeneración), pero también para cumplir los requerimientos de vapor de baja presión en la planta o para usos de proceso.
Las plantas de ciclo combinado deben cumplir con las normas jurisdiccionales de emisiones sobre descargas de CO y NO., a la atmósfera. Se usan varios métodos uno de los cuales es la inyección de vapor en la turbina de gas para bajar la temperatura de los gases.
Este vapor también viene de la caldera de recuperación: se ha trabajado mucho sobre ello para mejorar el rendimiento de la planta de ciclo combinado. Una de las direcciones ha sido la conversión del carbón en gas bajo presión para quemarlo en la turbina de gas.
Otro tema es el ciclo Cheng.
Este ciclo inyecta vapor en la turbina de gas después de que el vapor está sobrecalentado para incrementar el rendimiento eléctrico.
N. del T: En España a las calderas de recuperación de gases, que en EE.UU. se denomina abreviadamente como HKGS, se las denomina también en abreviatura CR. Es también otra abreviatura en EE.UU., el término PRV (válvula reductora de presión o pressure reducing valve).
El costo de producir una cantidad equivalente de calor por otros medios. El costo del equipo de recuperación.
Un factor o condición a menudo despreciada en las calderas de vapor de calor perdido es la posibilidad de desarrollar una situación peligrosa de bajo nivel de agua (o de falta de agua) que, si no es detectada, puede producir fusión o quemado de los tubos en los casos de convección.
La cogeneración de energía eléctrica y vapor para proceso ha sido estimulada por la legislación del gobierno federal PURPA (Public Utility Regulatory Policies Act), con que anima y estimula a obtener el máximo de energía de los combustibles por razones de conservación y ahorro energético. Los productores eléctricos independientes han conseguido vender electricidad a las centrales locales por la legislación PURPA y vender vapor a las plantas industriales próximas, o producir vapor para utilización propia y vender el excedente eléctrico a la central o compañía eléctrica local.
