cogeneration
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Design of cogeneration systemTRANSCRIPT
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1
Seccin 10
Optimizacin de sistemas de vapor - Cogeneracin
Turbina de contrapresin - Vlvulas de alivio de presin: Operaciones
Consideraciones econmicas de los proyectos de turbinas del SSAT
Impacto de las turbinas de condensacin Proyectos de turbinas de condensacin del SSAT
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2
Cogeneracin Industrial
Las instalaciones industriales pueden lograr una "eficiencia energtica global" del 70 % o ms, porque necesitan energa trmica (calor)...
Entrada de combustible
Turbina 35 %
Caldera 85 %
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3
Anlisis clsico de la cogeneracin El anlisis clsico de la cogeneracin responde a las siguientes
preguntas:
Cul es el impacto econmico real de la cogeneracin?
En qu casos es viable...
...que funcione o que est apagado?
... instalarlo?
Qu cambios, si fuera necesario, habra que hacer en el sistema de vapor?
Qu cambios, si fuera necesario, habra que hacer en el sistema de suministro elctrico y en las interconexiones de la red elctrica?
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Factores primarios del anlisis de la cogeneracin
Los principales factores que influyen en el anlisis son: El costo elctrico de mayor impacto El costo del combustible de mayor impacto La eficiencia de la caldera la eficiencia de la turbina de vapor La demanda de vapor
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Costos de mayor impacto El costo de mayor impacto es el impacto econmico resultante del
aumento o de la disminucin del consumo elctrico
Por lo general, el costo promedio de la electricidad NO sirve para el anlisis
Para evaluar el impacto real de los sistemas de generacin de energa elctrica, hay que entender plenamente la estructura de la tasa elctrica
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6
Evaluacin de la turbina y de la vlvula de alivio de presin: ejemplo
Tenemos una unidad de proceso equipada con seis bombas idnticas instaladas en paralelo
Slo se necesitan tres de las seis bombas para operar de forma continua El resto son las bombas unidades de repuesto
(reserva) Cuatro de las bombas estn impulsadas por motores
elctricos y las otras dos por turbinas de vapor En este momento se usa una turbina
Identifique los incentivos econmicos asociados con la operacin de la segunda turbina
en comparacin con el funcionamiento de una bomba accionada con un motor elctrico y que hace pasar vapor a travs de un vlvula de alivio de presin (PRV) para satisfacer las demandas de baja presin
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Sistema de vapor Caldera nmero 1
Carbn
Purga Electricidad comprada Purga
Purga
Condensado del proceso Agua de reposicin
Condensado de la turbina Descarga al desage
Venteo
Caldera nmero 2 Fuel oil pesado (HFO)
Caldera nmero 3 Gas metano
Demanda elctrica del sitio
Indica la instalacin de un caudalmetro
Demanda de vapor del proceso de AP
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Consideraciones econmicas de las turbinas y de las vlvulas de alivio de presin
El flujo de vapor a travs de una turbina es de 21 Tph nominales con una descarga de 2 bar
Electricidad comprada: 0,10 $/kWh
Combustible: Gas metano ($ 1,0/Nm3)
Vapor: 25 bar(g) y 375 C
Perodo de funcionamiento: 8.760 h/ao
El condensado lquido saturado se descarga de la carga a 2 bares
Eficiencia de la caldera: 80 %
Eficiencia isentrpica de la turbina: 35 %
Qthermal = 14.300 kW
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9
Operaciones de las vlvulas de alivio de presin
( )
( ) Tphskgm
hhmQkWQkgkJh
kgkJh
kgkJh
PRV
condensatePRVoutPRVthermal
thermal
condensate
PRVout
steam
63,1945,52,5629,180.3
300.14
300.14
2,562
9,180.3
9,180.3
==
=
=
=
=
=
= P = 25 bares; T = 375 C
P = 2 bares; isentlpico; T = 354,7 C
P = 2 bares; condensado saturado; T = 133,7C
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10
Operaciones de las vlvulas de alivio de presin
Demanda trmica 2 bares de presin BP (14,3 MW)
Flujo de vapor en la vlvula de alivio de presin 19,6 Tph
Temperatura de descarga del vapor de la vlvulas de alivio de presin: 355 C (isentlpico)
Vapor: 25 bares, 375 C Electricidad comprada: 1.000 kW 0,10 $/kWh
Combustible: Gas metano ($ 1,0/Nm3)
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Consideraciones econmicas relacionadas con las turbinas de contrapresin
La mayora de los sistemas industriales requieren energa trmica (no flujo de masa de vapor)
La turbina saca energa del vapor y la convierte en energa del eje El vapor sale de la turbina con una temperatura reducida
El resultado es que aumenta el flujo de masa de vapor necesario para satisfacer la demanda trmica
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Operaciones de las turbinas de vapor
( )
( ) Tphskgm
hhmQkWQkgkJh
kgkJh
kgkJh
turbine
condensateTurbineoutturbinethermal
thermal
condensate
Turbineout
steam
0,2183,52,5628,009.3
300.14
300,14
2,562
8,009.3
9,180.3
==
=
=
=
=
=
= P = 25 bares; T = 375 C
P = 2 bares; condensado saturado; T = 133,7 C
P = 2 bares; T = 271 C
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Operacin de la turbina de vapor No se compra electricidad
1.000 kW de produccin de energa elctrica
Eficiencia isentrpica de la turbina: 35 %
Demanda trmica: 2 bares; 14,3 MW
Flujo de vapor = 21 Tph
Vapor: 28 bar(g) y 375 C
Temperatura del vapor = 271 C
Combustible: Gas metano ($ 1,0/Nm3)
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Vlvulas de alivio de presin - Turbina de contrapresin: consideraciones econmicas
Ahorros de energa elctrica y de costos
Energa del combustible y aumento del costo
000.876$10,0000.1760.8 760.8760.8000.1
====
EnergiadeCostosdeAhorrosMWhEnergiadeAhorros
( ) ( )
( ) ( )
000.038.1$00,1144.40
1000000.1658.41
658.41760.880,0
5,4639,3180000.16,1921
760.8000.1
=
=
=
=
=
EnergialadeCostodelIncremento
GJEnergiadeIncremento
hhmmEnergiadeIncremento
boiler
feedwatersteamPRVTurbine
PCS del metano Costo del metano
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Vlvulas de alivio de presin - Turbina de contrapresin: consideraciones econmicas
Impacto econmico neto
Los principales factores que influyen en el anlisis son: El costo elctrico de mayor impacto
El costo del combustible de mayor impacto
Eficiencia de la caldera
La eficiencia de la turbina de vapor
La demanda de vapor
000.162$ 000.038.1$
000.876$
=
=
=
NetoEconomicoBeneficioeCombustibldelCostodelIncremento
ElectricaEnergiadeCostosdeAhorros
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Vlvulas de alivio de presin - Turbina de contrapresin: consideraciones econmicas
Impacto econmico neto
Este mismo anlisis se puede hacer y se debera hacer con los proyectos 7, 8 y 9 del SSAT, segn cul sea la turbina que se modela en el anlisis
Enfoque de sistemas versus enfoque basado en los componentes
000.162$ 000.038.1$ 000.876$
===
NetoEconomicoBeneficioeCombustiblCosto del delIncremento
ElectricaEnergiaCostos de Ahorros de
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17
Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP
Do you wish to modify the HP to LP turbine operation?
If yes, select the appropriate turbine operating modeNote: If Option 1 is chosen, the model will preferentially use the HP to LP turbine to balance the LP demand
Specify a new isentropic efficiency (%) 35 %Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the modelNote: Isentropic efficiency of existing turbine is 35%
Option 2 - How do wish to define the fixed turbine operation?
Option 2 - Fixed steam flow 42 t/hOption 2 - Fixed power generation 2000 kW
Option 3 - How do wish to define the operating range?
Option 3 - Minimum steam flow 25 t/hOption 3 - Maximum steam flow 75 t/hOption 3 - Minimum power generation 1500 kWOption 3 - Maximum power generation 2500 kW
Efficiency : 35% Operation : Operates with fixed steam flowProject 7 - HP to LP Steam Turbine(s)
No
Option 2 - Fixed operation
Specify fixed steam flow
Option 3 not selected
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18
Proyecto 8 del SSAT - Turbina de vapor de AP-MP
Do you wish to add an HP to MP turbine?
If yes, select the appropriate turbine operating mode
Specify a new isentropic efficiency (%) 70 %Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the model
Option 2 - How do wish to define the fixed turbine operation?
Option 2 - Fixed steam flow 50 t/hOption 2 - Fixed power generation 2000 kW
Option 3 - How do wish to define the operating range?
Option 3 - Minimum steam flow 25 t/hOption 3 - Maximum steam flow 75 t/hOption 3 - Minimum power generation 1500 kWOption 3 - Maximum power generation 2500 kW
Project 8 - HP to MP Steam Turbine(s)Not installed
No
Option 1 - Balances MP header
Option 2 not selected
Option 3 not selected
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Proyecto 9 del SSAT - Turbina de vapor de MP-BP
Do you wish to add an HP to MP turbine?
If yes, select the appropriate turbine operating mode
Specify a new isentropic efficiency (%) 70 %Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the model
Option 2 - How do wish to define the fixed turbine operation?
Option 2 - Fixed steam flow 50 t/hOption 2 - Fixed power generation 2000 kW
Option 3 - How do wish to define the operating range?
Option 3 - Minimum steam flow 25 t/hOption 3 - Maximum steam flow 75 t/hOption 3 - Minimum power generation 1500 kWOption 3 - Maximum power generation 2500 kW
Project 8 - HP to MP Steam Turbine(s)Not installed
No
Option 1 - Balances MP header
Option 2 not selected
Option 3 not selected
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Anlisis del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP
SSAT - Potencia del eje (Eficiencia del generador = 100 %)
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Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP
Do you wish to modify the HP to LP turbine operation?
If yes, select the appropriate turbine operating mode Note: If Option 1 is chosen, the model will preferentially use the HP to LP turbine to balance the LP demand
Specify a new isentropic efficiency (%) 35 % Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the modelNote: Isentropic efficiency of existing turbine is 35%
Option 2 - How do wish to define the fixed turbine operation?
Option 2 - Fixed steam flow 42 t/h Option 2 - Fixed power generation 2000 kW
Option 3 - How do wish to define the operating range?
Option 3 - Minimum steam flow 25 t/hOption 3 - Maximum steam flow 75 t/hOption 3 - Minimum power generation 1500 kWOption 3 - Maximum power generation 2500 kW
Efficiency : 35% Operation : Operates with fixed steam flowProject 7 - HP to LP Steam Turbine(s)
Yes, modify operation of existing turbine
Option 2 - Fixed operation
Specify fixed steam flow
Option 3 not selected
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Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP
SSAT - Potencia del eje (Eficiencia del generador = 100 %)
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Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP
Cost Summary ($ '000s/yr)Power Cost 20.0%Fuel Cost -1.0%Make-Up Water Cost -0.9%Total Cost (in $ '000s/yr) -0.2%
On-Site EmissionsCO2 Emissions -1.0%SOx Emissions N/ANOx Emissions -1.0%
Power Station EmissionsCO2 Emissions -SOx Emissions -NOx Emissions -Note - Calculates the impact of the change in site power import on emissions from an external power station. Total reduction values are for site + power station
Utility BalancePower Generation -Power Import 20.0%Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty -1.0%Fuel Type -Fuel Consumption 12622.3 Nm3/h 12746.9 Nm3/h -124.6 Nm3/h -1.0%Boiler Steam Flow -1.0%
Fuel Cost (in $/MWh) -Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow -0.9%
Reduction
Reduction-2188 t/yr
110,572 111,663 -1,091421
4,380 3,506 874
Model Status : OK
Results Summary
Current Operation After Projects
SSAT 3 Header Experts Training Example
425 -4115,373 115,594 -221
Current Operation After Projects221726 t/yr 223914 t/yr
0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr439 t/yr 443 t/yr -4 t/yr
Reduction After Projects6225 t/yr 4036 t/yr19 t/yr 19 t/yr
Total Reduction
14 t/yr 10 t/yr
Current Operation After Projects Reduction1998 kW 2996 kW -5000 kW 4002 kW 998 kW6998 kW 6998 kW -
140754 kW 142144 kW -1389 kWNatural Gas Natural Gas -
150.1 t/h 151.6 t/h -1.5 t/h
89.68 89.68 -100.00 100.00 -
73 m3/h 74 m3/h -1 m3/h
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Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP Las diferencias entre los resultados de los clculos "manuales" con
respecto a los del "modelo" puede ser significativos cuando se trabaja con proyectos como los de cogeneracin
Los resultados del modelo son muy precisos Use un enfoque de los SISTEMAS en lugar de uno de los
componentes
Impacto de la temperatura de condensado
Impacto de la purga, del flujo de vapor del desgasificador, del agua de reposicin, etctera
Haga un balance msico, energtico y econmico detallado
Para el anlisis, use SIEMPRE un modelo basado en el SISTEMA
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Impacto del precio de la electricidad El precio de la electricidad aumenta de 0,10 $/kWh a 0,125 $/kWh
Utility BalancePower Generation -Power Import 20.0%Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty -1.0%Fuel Type -Fuel Consumption 12622.2 Nm3/h 12747 Nm3/h -124.8 Nm3/h -1.0%Boiler Steam Flow -1.0%
Fuel Cost (in $/MWh) -Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow -0.9%76 m3/h 77 m3/h -1 m3/h
89.68 89.68 -125.00 125.00 -
Natural Gas Natural Gas -
150.1 t/h 151.6 t/h -1.5 t/h
5000 kW 5000 kW -
140753 kW 142144 kW -1392 kW
0 kW 998 kW -5000 kW 4002 kW 998 kW
Current Operation After Projects Reduction
Cost Summary ($ '000s/yr)Power Cost 20.0%Fuel Cost -1.0%Make-Up Water Cost -0.9%Total Cost (in $ '000s/yr) 0.0%
Reduction
110,572 111,663 -1,091421
5,475 4,382 1,093
Model Status : OK
Results Summary
Current Operation After Projects
SSAT 3 Header Experts Training Example
425 -4116,468 116,470 -2
-
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Impacto del precio del combustible El precio del combustible se ha reducido de 1,0 $/Nm 3 ($ 25 por
GJ) a 0,5 $/Nm 3 ($ 12,5 por GJ)
Utility BalancePower Generation -Power Import 20.0%Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty -1.0%Fuel Type -Fuel Consumption 12622.2 Nm3/h 12747 Nm3/h -124.8 Nm3/h -1.0%Boiler Steam Flow -1.0%
Fuel Cost (in $/MWh) -Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow -0.9%76 m3/h 77 m3/h -1 m3/h
44.84 44.84 -100.00 100.00 -
Natural Gas Natural Gas -
150.1 t/h 151.6 t/h -1.5 t/h
5000 kW 5000 kW -
140753 kW 142144 kW -1392 kW
0 kW 998 kW -5000 kW 4002 kW 998 kW
Current Operation After Projects Reduction
Cost Summary ($ '000s/yr)Power Cost 20.0%Fuel Cost -1.0%Make-Up Water Cost -0.9%Total Cost (in $ '000s/yr) 0.5%
Reduction
55,286 55,831 -546421
4,380 3,506 874
Model Status : OK
Results Summary
Current Operation After Projects
SSAT 3 Header Experts Training Example
425 -460,087 59,763 325
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Impacto del combustible El combustible de mayor impacto es ahora carbn a un precio de $ 170 por tonelada
($ 5,4 por GJ) en lugar de gas metano (1,0 $/Nm3 ; $ 25,0 por GJ) La eficiencia de la caldera es ahora de 86,7 % (para el carbn) en comparacin con
81,7 % (para el gas metano) Cost Summary ($ '000s/yr)Power Cost 20.0%Fuel Cost -1.0%Make-Up Water Cost -0.9%Total Cost (in $ '000s/yr) 2.4%
On-Site EmissionsCO2 Emissions -1.0%SOx Emissions -1.0%NOx Emissions -1.0%
Power Station EmissionsCO2 Emissions -SOx Emissions -NOx Emissions -Note - Calculates the impact of the change in site power import on emissions from an external power station. Total reduction values are for site + power station
Utility BalancePower Generation -Power Import 20.0%Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty -1.0%Fuel Type -Fuel Consumption 15 t/h 15.1 t/h -0.1 t/h -0.7%Boiler Steam Flow -1.0%
Fuel Cost (in $/MWh) -Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow -0.9%
Reduction
Reduction-3561 t/yr
22,299 22,519 -220421
4,380 3,506 874Current Operation After Projects
425 -427,101 26,450 650
Current Operation After Projects360803 t/yr 364364 t/yr2621 t/yr 2647 t/yr -26 t/yr1007 t/yr 1017 t/yr -10 t/yr
Reduction After Projects6225 t/yr 2664 t/yr19 t/yr -7 t/yr
Total Reduction
14 t/yr 4 t/yr
Current Operation After Projects Reduction1998 kW 2996 kW -5000 kW 4002 kW 998 kW6998 kW 6998 kW -
132645 kW 133954 kW -1309 kWTypical Eastern Coal (Bituminous) Typical Eastern Coal (Bituminous) -
150.1 t/h 151.6 t/h -1.5 t/h
19.19 19.19 -100.00 100.00 -
73 m3/h 74 m3/h -1 m3/h
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28
Mejora de la eficiencia de la turbina La eficiencia isentrpica de la turbina es ahora de 65 % en vez de 35 %
Una turbina con mayor eficiencia extrae ms energa elctrica del vapor por lo que se reduce la entalpa del vapor del escape
Lo que da como resultado que las calderas generan ms vapor
La energa producida es >> 1.000 kW
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29
Mejora de la eficiencia de la turbina La eficiencia isentrpica de la turbina es ahora de 65 % en vez de 35 %
Una turbina con mayor eficiencia extrae ms energa elctrica del vapor por lo que se reduce la entalpa del vapor del escape
Lo que da como resultado que las calderas generan ms vapor
La energa producida es >> 1.000 kW
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30
Mejora de la eficiencia de la turbina La eficiencia isentrpica de la turbina es ahora de 65 % en vez de 35 %
Cost Summary ($ '000s/yr)Power Cost 37.1%Fuel Cost -1.8%Make-Up Water Cost -1.6%Total Cost (in $ '000s/yr) -0.4%
On-Site EmissionsCO2 Emissions -1.8%SOx Emissions N/ANOx Emissions -1.8%
Power Station EmissionsCO2 Emissions -SOx Emissions -NOx Emissions -Note - Calculates the impact of the change in site power import on emissions from an external power station. Total reduction values are for site + power station
Utility BalancePower Generation -Power Import 37.1%Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty -1.8%Fuel Type -Fuel Consumption 12638.9 Nm3/h 12870.1 Nm3/h -231.2 Nm3/h -1.8%Boiler Steam Flow -1.8%
Fuel Cost (in $/MWh) -Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow -1.6%
Reduction
Reduction-4062 t/yr
110,716 112,742 -2,026422
4,380 2,757 1,623Current Operation After Projects
428 -7115,518 115,927 -409
Current Operation After Projects222016 t/yr 226078 t/yr
0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr439 t/yr 448 t/yr -8 t/yr
Reduction After Projects11561 t/yr 7498 t/yr
36 t/yr 36 t/yr
Total Reduction
26 t/yr 18 t/yr
Current Operation After Projects Reduction2853 kW 4706 kW -5000 kW 3147 kW 1853 kW7853 kW 7853 kW -
140939 kW 143518 kW -2579 kWNatural Gas Natural Gas -
150.3 t/h 153.1 t/h -2.8 t/h
89.68 89.68 -100.00 100.00 -
73 m3/h 74 m3/h -1 m3/h
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31
Turbina-vlvulas de alivio de presin: informacin del resumen de los ejemplos
Estos ejemplos muestran la importancia crtica de la precisin de los parmetros de mayor impacto
Es MUY IMPORTANTE hacer este anlisis en todas las instalaciones Cada instalacin es nica y necesita un proceso de debida diligencia
significativo antes de implementar estos proyectos
Costo de la electricidad
($ /Kwh)
Costo del combustible
($/GJ)
Eficiencia de la turbina
(%)
Eficiencia de la
caldera del SSAT (%)
Electricidad adicional
(kW)
Vapor adicional
(Tph)
Ahorro de costos
($K/ao)
0,100 25,0 35,0 81,7 998 1,5 (221)
0,125 25,0 35,0 81,7 998 1,5 (2)
0,100 12,5 35,0 81,7 998 1,5 325
0,100 5,4 35,0 86,7 998 1,5 650
0,100 25,0 65,0 81,7 1.853 2,8 (409)
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32
Consideraciones econmicas relacionadas con las turbinas de contrapresin
PowerNatural gas
Operacin de la PRV Operacin de la turbina
Ahorros netos ( $$$$)
Costo de la generacin de energa elctrica con la turbina de vapor
Cos
to o
pera
tivo
anua
l ($)
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33
Variables para las aplicaciones industriales Flujo de vapor constante Suministro de vapor de alta presin Vlvulas de alivio de presin (PRV) instaladas Sistemas de cabezales de vapor mltiples Demanda simultnea de vapor y energa elctrica Muchas horas de funcionamiento
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34
Puntos ms importantes / Acciones recomendadas
1. Se usan turbinas de contrapresin en lugar de estaciones de descarga de presin
2. La eficiencia de la turbina NO es la eficiencia con respecto a la primera ley, sino que es una comparacin de la turbina real con la turbina ideal
3. Cuando hay operaciones continuas con demandas trmica y elctrica simultneas conviene poner una turbina de contrapresin
4. El anlisis de cada instalacin es algo nico y depende de varios factores econmicos y operativos
5. Para analizar una turbina, hace falta un buen modelo termodinmico del sistema de vapor
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35
Turbinas de vapor de condensacin La presin de descarga de
vapor de las turbinas de condensacin es inferior a la presin atmosfrica
Para que el vapor regrese a la bomba, hay que condensarlo
Por lo general, la calidad del vapor saliente es muy superior al 90 %
Turbina de condensacin
Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program
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36
Turbinas de vapor de condensacin
El vapor que entra en el condensador tiene una gran cantidad de energa del combustible
Turbina de condensacin
100 unidades de energa trmica
27 unidades de energa del eje
73 unidades de energa trmica
Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program
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37
Turbinas de vapor de condensacin
Los factores principales que influyen sobre las operaciones de las turbinas de condensacin son:
El costo de la energa elctrica que hay que comprar
El costo del combustible que hay que comprar
La eficiencia de la turbina La eficiencia de la caldera
La presin de descarga de la turbina
Turbina de condensacin
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38
Turbinas de vapor de condensacin Algunas causas de reduccin de la eficiencia
son:
depsitos en las palas
erosin de las palas
desgaste de las juntas
vapor hmedo
estrangulamiento
Algunos elementos que pueden mejorar la eficiencia son:
cambiar las palas
mejorar las juntas
cambiar la turbina
aumentar la carga Turbina de condensacin
Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program
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39
Turbinas de vapor de condensacin La presin del condensador
se puede reducir (mejorar) de las siguientes maneras:
extraccin de los gases no condensables del condensador
limpieza del condensador
alimentacin del condensador con agua a temperatura reducida
alimentacin del condensador con agua enfriada adicional
Turbina de condensacin
Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program
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40
Sistema de vapor Caldera nmero 1
Carbn
Purga Electricidad comprada Purga Purga
Condensado del proceso Agua de reposicin
Condensado de la turbina Descarga al desage
Venteo
Caldera nmero 2 Fuel oil pesado (HFO)
Caldera nmero 3 Gas metano
Demanda elctrica del sitio
Indica la instalacin de un caudalmetro
Demanda de vapor del proceso de AP
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41
Proyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacin
La implementacin del proyecto 10 del SSAT implica un gran cambio en la demanda de vapor
Hay que evaluar este proyecto con mucho cuidado
Do you wish to modify the HP to condensing turbine operation?
If yes, enter a new isentropic efficiency (%) 70 %Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the modelNote: Isentropic efficiency of existing turbine is 65%
If yes, select the units to specify the condenser pressureNew condenser pressure (bara)Note: Existing condenser pressure is 0.15 bara
If yes, select the new mode of operation
Option 1 - Fixed power generation 1000 kWOption 2 - Fixed steam flow 25 t/h
Project 10 - HP to Condensing Steam Turbine(s)Efficiency : 65% Operation : Operates at fixed power generation
0.15bara
No, maintain current operation
Option 1 - Fixed power generation
-
42
Proyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacin
El SSAT permite Agregar una turbina de
condensacin. Modificar los aspectos
principales de la turbina actual Eficiencia isentrpica Presin de descarga Carga
flujo energa elctrica
Eliminar la operacin de una turbina
Turbina de condensacin
-
43
Proyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacin
Do you wish to modify the HP to condensing turbine operation?
If yes, enter a new isentropic efficiency (%) 70 %Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the modelNote: Isentropic efficiency of existing turbine is 65%
If yes, select the units to specify the condenser pressureNew condenser pressure (bara)Note: Existing condenser pressure is 0.15 bara
If yes, select the new mode of operation
Option 1 - Fixed power generation 1000 kWOption 2 - Fixed steam flow 25 t/h
Efficiency : 65% Operation : Operates at fixed power generation
0.15
Project 10 - HP to Condensing Steam Turbine(s)
bara
Yes, switch off existing turbine
Not installed
Impacto del apagado de la turbina de condensacin
-
44
Proyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacin
Gran cambio en la demanda de vapor
-
45
Proyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacin Cost Summary ($ '000s/yr)Power Cost -20.0%Fuel Cost 4.3%Make-Up Water Cost 0.5%Total Cost (in $ '000s/yr) 3.3%
On-Site EmissionsCO2 Emissions 4.3%SOx Emissions N/ANOx Emissions 4.3%
Power Station EmissionsCO2 Emissions -SOx Emissions -NOx Emissions -Note - Calculates the impact of the change in site power import on emissions from an external power station. Total reduction values are for site + power station
Utility BalancePower Generation -Power Import -20.0%Total Site Electrical Demand -
Boiler Duty 4.3%Fuel Type -Fuel Consumption 12622.3 Nm3/h 12083.5 Nm3/h 538.8 Nm3/h 4.3%Boiler Steam Flow 4.3%
Fuel Cost (in $/MWh) -Power Cost (as $/MWh) -
Make-Up Water Flow 0.5%
Reduction
Reduction9465 t/yr
110,572 105,851 4,720421
4,380 5,256 -876Current Operation After Projects
420 2115,373 111,527 3,846
Current Operation After Projects221726 t/yr 212260 t/yr
0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr439 t/yr 420 t/yr 19 t/yr
Reduction After Projects-6238 t/yr 3227 t/yr-19 t/yr -19 t/yr
Total Reduction
-14 t/yr 5 t/yr
Current Operation After Projects Reduction1998 kW 998 kW -5000 kW 6000 kW -1000 kW6998 kW 6998 kW -
140754 kW 134746 kW 6009 kWNatural Gas Natural Gas -
150.1 t/h 143.7 t/h 6.4 t/h
89.68 89.68 -100.00 100.00 -
73 m3/h 73 m3/h 0 m3/h
-
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Rendimiento de las turbinas de condensacin Costo del suministro elctrico de mayor impacto sobre la turbina de condensacin
Combustible Costo del suminstro elctrico para condensacin de mayor impacto [$/MWh] Costo Eficiencia isentrpica de la turbina [%]
[$/GJ] 40 60 80
2,0 56 39 30
4,0 111 78 60
6,0 167 116 89
8,0 223 155 119
10,0 278 194 149
12,0 334 233 179
Entrada de vapor 25 bares
Entrada de vapor 375 C
Salida de vapor 0,1 bar(a)
-
47
Efecto de la presin de la turbinas de condensacin Cabe sealar que, en general, la presin mnima se alcanza cuando
se logra la mxima eficiencia de uso de la energa
En otras palabras, por lo general, si la presin de descarga desciende por debajo de un umbral de presin determinado, la efectividad del costo en su conjunto disminuye
Las prdidas de velocidad empiezan a ser excesivas
Esto depende mucho del diseo de la turbina
La existencia de grandes reas anulares de flujo de vapor reduce las prdidas
El condensado retorna a la caldera a una temperatura inferior
El diseo comn es para una presin en el condensador de 1,5 pulgadas de mercurio absoluto (0,74 psia)
-
48
Efecto de la presin de la turbinas de condensacin
-4
+4
+8
Aum
ento
de
la ta
sa d
e ca
lor
[ %]
Presin del escape [mm de mercurio absoluto]
0 100 % de flujo
+10
25 % de flujo
-8
50 % de flujo
75 % de flujo
1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 0,5 1,0
-
49
Puntos ms importantes / Acciones recomendadas 1. Condensacin las turbinas se utilizan estrictamente
para generar energa elctrica o para impulsar equipos mecnicos grandes
2. Sirven para determinadas aplicaciones industriales
3. Las turbinas de condensacin son las que brinda mayor potencia del eje por unidad de flujo de vapor
4. El anlisis de cada instalacin es algo nico y depende de varios factores econmicos y operativos
5. Para analizar una turbina, hace falta un buen modelo termodinmico del sistema de vapor
-
50
Turbinas - mejores prcticas habituales La integracin de los procesos y de los suministros lleva a una una
optimizacin de la energa de la planta en su conjunto
Instale turbinas de contrapresin en paralelo con estaciones de descarga de presin y minimice el flujo a travs de las estaciones de descarga
Evale la posibilidad de usar turbinas de vapor para impulsar equipos mecnicos en forma directa
Evale las turbinas de condensacin y optimice sus operaciones para que mantengan las condiciones de diseo
Las turbinas de condensacin pueden servir como un mecanismo de balance del sistema, sobre todo en las industrias con una generacin significativa de vapor con calor residual
Fuente: US DOE BestPractices Steam System Sourcebook
Nmero de diapositiva 1Cogeneracin IndustrialAnlisis clsico de la cogeneracinFactores primarios del anlisis de la cogeneracinCostos de mayor impactoEvaluacin de la turbina y de la vlvula de alivio de presin: ejemploSistema de vaporNmero de diapositiva 8Nmero de diapositiva 9Nmero de diapositiva 10Consideraciones econmicas relacionadas con las turbinas de contrapresinNmero de diapositiva 12Operacin de la turbina de vapor Vlvulas de alivio de presin - Turbina de contrapresin: consideraciones econmicasVlvulas de alivio de presin - Turbina de contrapresin: consideraciones econmicasVlvulas de alivio de presin - Turbina de contrapresin: consideraciones econmicasProyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP Proyecto 8 del SSAT - Turbina de vapor de AP-MP Proyecto 9 del SSAT - Turbina de vapor de MP-BP Anlisis del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP Proyecto 7 del SSAT - Turbina de vapor de AP-BP Nmero de diapositiva 23Nmero de diapositiva 24Impacto del precio de la electricidad Impacto del precio del combustibleImpacto del combustibleMejora de la eficiencia de la turbina Mejora de la eficiencia de la turbina Mejora de la eficiencia de la turbina Turbina-vlvulas de alivio de presin: informacin del resumen de los ejemplos Consideraciones econmicas relacionadas con las turbinas de contrapresinVariables para las aplicaciones industrialesPuntos ms importantes / Acciones recomendadas Turbinas de vapor de condensacinTurbinas de vapor de condensacinTurbinas de vapor de condensacinTurbinas de vapor de condensacinTurbinas de vapor de condensacinSistema de vaporProyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacin Proyecto 10 del SSAT - Turbina de vapor de condensacinNmero de diapositiva 43Nmero de diapositiva 44Nmero de diapositiva 45Rendimiento de las turbinas de condensacin Efecto de la presin de la turbinas de condensacinEfecto de la presin de la turbinas de condensacinPuntos ms importantes / Acciones recomendadas Turbinas - mejores prcticas habituales