8º CONGRESO IBEROAMERICANO DE INGENIERIA MECANICA Cusco, 23 al 25 de Octubre de 2007

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1 8º CONGRESO IBEROAMERICANO DE INGENIERIA MECANICA Cusco, 23 al 25 de Octubre de 2007 FORMULACIÓN DE UN SISTEMA ALTERNATIVO DE GENERACIÓN LOCAL DE ENERGÍA A PARTIR DE MICROTURBINAS. Duque Daza C.A *,, Galeano Urueña C.H *,, Mantilla González J.M *,, Acosta Rojas J.A *,, Martínez Sorza A.A *, þ * Departamento de Ingeniería Mecánica y Mecatrónica, Facultad de Ingeniería, Universidad Nacional de Colombia, Cra 30 #45-03, Bogotá, Colombia, Profesor Asistente, Profesor Asistente, Profesor Asistente, Asistente de investigación, þ Asistente de investigación, RESUMEN En este trabajo se presenta el desarrollo de un proyecto de investigación realizado en la Universidad Nacional de Colombia, en el cual se explora la posibilidad de implementar un sistema de generación distribuida utilizando como tecnología base microturbinas; esta investigación centra sus objetivos en la implementación de tal sistema en Colombia, país que por sus características presenta grandes extensiones territoriales que se pueden clasificar como zonas no interconectadas. Es así como se llevó a cabo la construcción de un indicador para la identificación de zonas potenciales de implementación de esta tecnología; igualmente se evaluó el estado actual del sistema energético colombiano, y se hizo una breve comparación de los diferentes tipos de generación distribuida con el objeto de estimar la viabilidad de esta metodología de generación basada en microturbinas. A continuación se hicieron estudios técnicos centrados en los diferentes aspectos de diseño de estos dispositivos, explorando las características de operación que podrían presentar estas tecnologías al operarse en las zonas potenciales de implementación; de esta manera, se desarrollaron una serie de investigaciones en temas como vibraciones en turbomaquinaria, flujo en compresores centrífugos y características de desempeño de cámaras de combustión para microturbinas. Finalmente se presentan las conclusiones arrojadas hasta el momento por este estudio. PALABRAS CLAVE: Generación distribuida, Sistemas de Interconexión Eléctrica, Micro turbinas, Turbo maquinaria.

2 INTRODUCCIÓN El cubrimiento del servicio eléctrico en Colombia, cuyo esquema de negocio se ha desarrollado con poca diferencia al presentado por otras naciones en la región o aún en el mundo, no abarca precisamente todo el territorio nacional, debido entre otras cosas a factores geográficos, falta de infraestructura necesaria para la distribución de electricidad y problemas de orden público que afectan igualmente el cubrimiento de este servicio en el país. Para subsanar en parte tal situación, se plantea la implementación de sistemas de Generación Distribuida (GD), con los que se logre suministrar generar energía a partir de combustibles como gasolina, diesel, biodiesel, biomasa o gas natural, junto con esquemas de energías renovables, como la eólica ó solar; Ya existen en Colombia sistemas de GD que dados varios aspectos de su esquema, como el uso de combustibles líquidos no suministrados por línea, sino transportados por vía terrestre, hace incurrir en mayores costos no relacionados directamente con la generación, como los son los costos del Kwh por unidad de combustible transportado, y además presentan dificultades en términos de tiempos de operación y nivel de emisiones de estas pequeñas plantas. Observando el uso de sistemas GD en el mundo, se puede ver como en Europa y partes de Norte América se usan microturbinas como sistemas de generación distribuida, donde operando con combustibles como gas natural o biogás, se logra un funcionamiento continuo, y manteniendo bajos niveles de emisiones controladas y no controladas. A partir de esta observación el grupo de investigación dedicado a formular y evaluar sistemas locales de generación de energía se ha centrado en las microturbinas como metodología de generación. El desarrollo del proyecto ha consistido en un análisis del nivel energético del país, con el objetivo de ubicar zonas potenciales de implementación, logrando con ello la construcción de un indicador energético. Además ha desarrollado metodologías de análisis y simulación de flujo 3D en compresores centrífugos por medio de paquetes CFD, análisis de vibraciones en turbomaquinaria y características de desempeño en cámaras de combustión para microturbinas, con el fin de lograr un diseño del sistema, junto con parámetros de operación y mantenimiento de tales dispositivos, para un empleo adecuado de sistemas GD basados en estas tecnologías. Este documento presenta información concerniente al desarrollo de este proyecto en dos fases diferentes: en primer lugar se establecen ciertos lineamientos económicos, de metodologías y energéticos, observados durante el desarrollo del proyecto, y a continuación se presentan los resultados obtenidos en diferentes aspectos técnicos del mismo, relacionados con los parámetros de operación y desempeño del sistema formulado. ENERGIA ELECTRICA EN COLOMBIA Y SU SISTEMA INTERCONECTADO [1] El sector energético colombiano no se diferencia en gran medida del mercado mundial, tal y como se evidencia en la forma y estructura actual del mismo, a pesar de las particularidades de la estructura geopolítica del país, así como también de la evolución histórica del sector. Parte de este desarrollo se ha dado gracias a un conjunto de variadas políticas que en general beneficiaron en sus comienzos a proyectos de generación distribuida, lo que para mediados del siglo XX terminó conformándose en un esquema centralizado, con la creación en 1967 de Interconexión Eléctrica S.A (ISA S.A) como una empresa industrial y comercial del Estado con funciones tales como las de interconectar los sistemas eléctricos regionales y desarrollar estudios de planeación de la expansión y operación de la interconexión. Es así como para el año 2004 la generación total del sistema colombiano fue de GWh, de los cuales GWh (un 95.81%) fueron generados con plantas despachadas centralmente. De este total generado, el 82.06% fue mediante recursos hídricos, un 17.83% se realizó mediante plantas térmicas y solo 0.11% se debe a energía eólica. La generación de energía con recursos hidráulicos fue de GWh, la planta que tuvo mas recursos hidráulicos fue la planta del Guavio con 17.4%, seguida de las plantas de San Carlos y Chivor con 14 y 13.1% de la generación hidráulica respectiva. La generación de energía eléctrica atendida por plantas operando con gas natural fue de GWh, de los cuales el 58% fue atendido por la planta de Tebsa, un 11.05% por la planta Flores 1 y el 6.6% por la planta Flores 2. Finalmente, la generación atendida por las plantas operando con carbón mineral fue de GWh de los cuales el 34.1% fue realizado por Paipa 4, el 32,6% por la planta de Pasajero y el 10.7% por la planta de Paipa 3. El sistema eléctrico colombiano se ha caracterizado históricamente por fuertes fluctuaciones en los ritmos de desarrollo, las cuales han comprometido la estabilidad y capacidad del mismo. Actualmente este sistema se fundamenta en plantas de generación centralizadas, movidas por fuentes hídricas e interconectadas por sistemas de transmisión y distribución, que no logran cubrir un considerable porcentaje del territorio nacional. Se observa, aunque con muchas particularidades, que el progreso sistema eléctrico nacional colombiano coincide en las etapas de evolución que han tenido los sistemas eléctricos de diversos países, en los que la GD ha logrado encontrar un

3 importante espacio de participación, lo cuál plantea como hipótesis que la siguiente evolución en el sistema de generación colombiano pueda encontrar apoyo en tecnologías de GD. GENERACIÓN DISTRIBUIDA Este concepto abarca la generación de energía eléctrica a pequeña escala a partir de dispositivos que no necesariamente deben estar conectados a la red eléctrica del país o región. Las plantas hidráulicas y térmicas que en un principio hacían parte de este grupo, ya que inicialmente estuvieron diseñadas con capacidades instaladas para suplir las necesidades de pequeños sectores, ahora no entran en esta categoría dadas las altas capacidades de generación con las que cuentan actualmente. Debido a los avances en el campo de generación a pequeña escala y almacenamiento eléctrico, los cuales han implicado cambios en la forma en que se concibe la generación y distribución de energía [2], se ha logrado clasificar los equipos que hacen parte de este grupo, donde se encuentran: los que tienen una producción baja de energía entre 10kW y 10MW, los que usan combustibles alternativos como biomasa, gas natural, biodiesel, diesel, etanol y gasolina, y por ultimo los que generan energía eléctrica a partir de la transformación de energía eólica, maremotriz y solar. En la GD se pueden identificar cuatro tipos de aplicaciones básicas, definidas así: generación para carga base, generación para carga en picos, generación aislada y generación para soporte de la red de distribución. En el primer caso la GD se presenta como un sistema de generación principal y continua, interconectada a la red de distribución para operaciones de compra y venta de energía. El segundo caso muestra la GD como un sistema alterno de respaldo, para reducir el consumo desde la red de distribución en los periodos de mayor precio del kwh, de acuerdo con las fluctuaciones de la oferta en el mercado. El tercero ubica a la GD como un sistema de generación para poblaciones totalmente aisladas del sistema de interconexión eléctrica. Por último, el cuarto escenario sitúa la GD como un sistema de respaldo empleado especialmente en empresas de alto consumo energético, solo en ciertos periodos del año, o para casos en los que se requiere elevar los niveles de confiabilidad en el suministro eléctrico. La generación distribuida, al igual que todos los proyectos de ingeniería, siempre debe estar ligada con la relación beneficio-costo, según las condiciones del lugar, el nivel de contaminación en la cual se incurra y los costos para su implementación. A manera de guía básica en la Tabla 1 se presenta una breve comparación de los costos en los que se incurre para algunos sistemas de generación distribuida, como (GI) Gas ICE (motor de combustión interna), (DI) Diesel IC, (MT) microturbinas, (FC) celda de combustible, (GT) Turbina a gas, (CCGT) Turbina a gas centralizada y (CST) Turbina a vapor centralizada, según como se presentan en [3]. Tabla 1. Costos de instalación y combustible para diferentes tipos de centrales de GD ($2000). [3] Tamaño de la unidad (MW) Costos Capital ($/kw) Costos por combustible ( /kwh)-2001 GI DI MT FC GT CCGT CST Para el caso del sector eléctrico colombiano se plantea que la GD puede ofrecer cuatro beneficios principales ([4], [5]) como: 1- Diversificar las fuentes de energía destinadas a la generación eléctrica, la cual en la actualidad se encuentra limitada por la capacidad en las fuentes hídricas, permitiendo al país aumentar la capacidad de respuesta del sistema eléctrico ante situaciones de comprometan la integridad del mismo, tales como sequías, atentados terroristas y otros; 2- Fortalecer la dimensión social en la prestación de servicios públicos fundamentales, posibilitando el suministro eléctrico en áreas rurales apartadas y desintegradas de la estructura de interconexión eléctrica; 3- Permitir al sector industrial aumentar la eficiencia y reducir los costos en la producción, con el suministro de energía confiable, de calidad y a precios estables que sean independientes de la hora de consumo, y finalmente 4- Ofrecer nuevas oportunidades de negocio para la comercialización de energía en la bolsa, con la conexión de plantas de GD en el sistema de interconexión eléctrica nacional. INDICADOR DE ZONAS POTENCIALES De acuerdo con lo descrito anteriormente, resultó necesario construir un indicador que diera cuenta de una relación beneficio costo para determinar la factibilidad de proyectos de GD, en zonas colombianas. Este indicador

4 buscaba determinar las zonas potenciales para la implementación de la GD basada en Micro Turbinas (MT) en Colombia, teniendo en cuenta tres parámetros principales: tipos de combustibles, características poblacionales y costos energéticos, los cuales se describen más detalladamente a continuación. Para el primer parámetro fue necesario observar los tipos de combustibles que se encuentran en Colombia y que se pueden utilizar en este tipo de tecnología (gas natural, GLP y gas de biomasa). Para el gas natural como combustible principal, y a partir de las memorias al congreso nacional de la República de Colombia [1], se obtuvieron factores como: municipios que poseen suministro de gas natural, número de usuarios y empresas proveedoras. También se obtuvieron los costos por empresa distribuidora de gas ($/m 3 ) por medio del informe de tarifas de servicio de gas natural 2005 [9]. Se consideró otro combustible como el GLP, el cual podría servir de respaldo para el sistema de generación, cuya información de proveedores se obtuvo de informes de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) [7], así como los costos de distribución y consumo de información de la Superintendencia de Servicios Públicos Domiciliarios y ECOPETROL. [8][9] En el parámetro de características poblacionales, se utilizó la información de municipios que contaban con suministro de gas natural, obteniéndose los valores de población de cada uno de ellos, y sus respectivos departamentos, a partir de datos del censo realizado en 1993 [10]. Se incorporó también información referente a los problemas de orden público presentes en algunas zonas del territorio colombiano [11]. Para el parámetro asociado a los costos energéticos, se obtuvo información concerniente a empresas distribuidoras, costos de distribución y cantidad de energía suministrada a cada municipio, por medio de datos suministrados por la CREG [7]. Dado el enfoque del proyecto se tuvieron en cuenta las zonas que no estaban interconectadas con sistema nacional, las cuales reciben apoyo financiero por medio de un recaudo que realiza el Administrador del Sistema Interconectado (ASIC), a razón de $1.00 moneda corriente por cada kwh despachado por la bolsa de energía, y que maneja el Fondo de Apoyo a Zonas no Interconectadas (FAZNI) [12]. Toda la información utilizada en la construcción de este indicador, relacionada con costos energéticos, se obtuvo de la CREG y el instituto de planificación y promoción de soluciones energéticas (IPSE) [1][7][13] Para toda esta información se generó una relación, donde cada factor se ponderó de acuerdo a la importancia y favorabilidad que presentaba para la implementación del sistema de generación distribuida propuesto. La relación que define el indicador para potenciales zonas de implementación de un sistema GD basado en MT se presenta en (1) ( 1* GLP) + (3* GN) + (1* D) + (1* hab) + (2* Sub) + (3* Etotal) I = (1) 11 Así se lograron estimar las zonas con mejores posibilidades para la implementación de este tipo de tecnología, lo cual proporcionó un punto de partida, dado que con las zonas seleccionadas, se podían obtener los parámetros de entrada necesarios en el diseño del sistema de generación, además de definir un combustible con características específicas a condiciones ya conocidas según el suministro más cercano, la disponibilidad de transporte y las facilidades de operación. ANALISIS DE ASPECTOS TECNICOS A continuación se presentan algunas consideraciones sobre aspectos técnicos en este proyecto, según resultados obtenidos hasta el momento. Luego de obtener las zonas más favorables para implementación, fue necesario hacer una evaluación de posibilidad en el diseño de esta metodología de GD, ya que al tener una zona potencial con características especificas como requerimientos de consumo energético, humedad relativa (ambiente), temperatura, tipo de combustible, entre otros, se puede desarrollar un modelo especifico para suplir las necesidades de esa zona o región; por tanto se trabajó en la caracterización de cada uno de los componentes que la constituyen, haciendo inicialmente un análisis vibracional de esta turbomaqinaria de pequeña escala, con el fin de ubicar los puntos críticos en el diseño de los componentes de estas tecnologías para así evitar paradas por mantenimiento no programado; también se realizó la simulación de flujo en el compresor centrifugo, buscando observar el comportamiento de este a tan altos regímenes de trabajo y por ultimo las características de la cámara de combustión si esta opera con gas natural colombiano como combustible. ANALISIS VIBRACIONAL DE TURBOMAQUINARIA Las vibraciones en un equipo de turbomaquinaria son importantes, ya que de esto dependerá el mantenimiento y la vida útil del equipo. Para hacer un análisis de vibraciones, es necesario determinar la frecuencia de operación junto con el dominio de análisis, como el desplazamiento para bajas frecuencias, la aceleración para altas frecuencias y la velocidad para frecuencias medias. En el caso del sistema de generación propuesto a partir de MT, ya que las

5 frecuencias de operación serán superiores a 30,000 rpm el indicador de mediciones debe ser la aceleración, según se recomienda e ilustra en [14]. La medición de las vibraciones en maquinaria se describe en varios protocolos, como por ejemplo la norma ISO 10816, la cual describe la medición de vibración en partes estructurales no rotativas y no reciprocantes. Así se logra medir y analizar: desplazamiento de vibraciones (µm), velocidades de vibración (mm/s) y aceleración media (m/s 2 ); sin embargo la norma ISO 7919, la cual es usada en el análisis de vibraciones mecánicas de maquinas no reciprocantes y para medición en ejes rotativos, resulta más conveniente para máquinas como las turbinas de gas, turbinas de vapor y turbocompresores, puesto que resulta de vital importancia monitorear todas las partes rotativas del sistema. Por medio de la norma ISO 7919 se establecen las guías para medir y evaluar en ejes rotativos, los cambios en el comportamiento vibracional, la carga cinética excesiva y el monitoreo de las tolerancias radiales. A partir del análisis vibracional descrito en la normatividad anteriormente descrita, se propone un diagnostico de operación en el cual se puede encontrar: a) Desbalanceo: presente cuando actúa una fuerza centrífuga resultante debida a que el centro geométrico y línea de rotación no coinciden espacialmente (por tanto, por cada giro del rotor la fuerza centrifuga cambia de dirección, con lo que las estructuras de apoyo giran cíclicamente), el cual se puede clasificar como Estático (debido al desgaste radial superficial no uniforme en los rotores), Dinámico (presente en rotores que son de tamaño mediano y grande, y generado por desgastes radiales y axiales en la superficie del mismo), y Rotor colgante (con rotores en voladizo y producido por el desgaste superficial del rotor y curvamiento del eje); b) Desalineación: el problema en turbomaquinaria mas común y generalmente el que ocasiona mayores gastos de reparación y mantenimiento regulares; c) Holgura Mecánica Eje-Agujero; d) Soltura Estructural; e) Excentricidad: Esta falla se confunde generalmente con el desbalanceo, pero es fácilmente identificable a la frecuencia fundamental pero solo en dirección axial; f) Resonancia y Pulsaciones; finalmente, pero no menos importante, se propone monitorear por g) Falla en Rodamientos: cuando los rodillos del rodamiento pasan sobre la pista y esta se encuentra defectuosa, generándose pulsos como resultado de una combinación de las frecuencias de los rodamientos; estas fallas comúnmente se pueden observar en cuatro frecuencias básicas: 1) Frecuencia de paso de elementos rodantes por la pista exterior (BFPO), generado cuando pasan por algún defecto de la pista externa. 2) Frecuencia de paso de elementos rodantes por la pista interna (BPFI), generado de igual forma cuando pasan sobre defectos en la pista interna. 3) Frecuencia de giro del elemento (BSF), generado por defectos de elemento rodante. 4) Frecuencia fundamental del tren (FTF), generado por efectos en la jaula o por movimientos inadecuados. El análisis de la vibración en rodamientos deberá realizarse desde el cálculo de las frecuencias de los elementos rodantes, para obtener los valores que posteriormente en la interpretación de la señal servirán de base para el espectro y los armónicos que se generen [15]. En la Tabla 2, se pueden observar los principales defectos que se encuentran en los rodamientos, reportados comúnmente en la bibliografía, y usados como referentes en el proyecto. Tabla 2. Defectos en rodamientos [15] Defecto o condición Defecto en pista exterior Defecto en pista interior Defecto en pista interior Defecto en elemento rodante Excesiva tolerancia interna Frecuencia Forma de onda Comentarios BPFO y múltiplos BPFI y múltiplos BPFI y múltiplos BSF o FTF y múltiplos Frecuencias naturales Múltiplos de BPFO Los armónicos disminuyen en amplitud Los armónicos disminuyen en amplitud y están modulados por la velocidad de operación Frecuencias naturales moduladas por FTF Múltiplos de RPS modulan las frecuencias naturales Descascarillamiento poco profundo, incrementos poco después de un año Descascarillamiento poco profundo Falla inminente en 14 días Cascabeleo de los elementos rodantes en su frecuencia natural No se muestra ningún defecto por excesivo desgaste De acuerdo a los tipos de fallas que se pueden observar por medio del análisis vibracional se desarrolló un procedimiento coherente de respaldo para la toma de las mediciones en este tipo de sistemas, donde se recomienda la instrumentación, metodología de medición de las vibraciones, y protocolos para el monitoreo de las vibraciones.

6 SIMULACIÓN DE FLUJO EN COMPRESOR CENTRÍFUGO Después de hacer un análisis para las fallas que son más fáciles de encontrar en la turbomaquinaria, se inició el proceso de evaluación de los componentes que se encuentran más comúnmente en una microturbina, el primero de ellos un compresor centrifugo, donde el objetivo de investigación fue abordar una simulación tridimensional del flujo para ciertas condiciones, utilizando software para análisis por CFD, sobre el rodete de un turbocargador HOLSET HT3B, como prototipo guía; El desarrollo del modelo virtual implicó la digitalización a partir de tomografías axiales computarizadas (TAC), con base en un modelo en acrílico del rodete seleccionado [16]. Después de obtener el modelo virtual parcial, con las imágenes del TAC, se hizo un levantamiento metrológico para hacer el modelo virtual final, por medio de Solid Edge. Para la digitalización de los alabes, a partir de las tomografías, se pudo obtener el avance ángular desde la base del rodete. La selección del perfil fue el de un NACA 2306 modificado, manteniendo un espesor máximo de los alabes en 1.5mm y no el especificado para el NACA. El rodete modelado se puede observar en la Figura 1. Figura 1. Rodete renderizado y rodete completo Se debe tener en cuenta que la región objeto no es la ocupada por el rodete sino la ocupada por el aire entre el rodete y la carcasa, por tanto no se usa el rodete sino su negativo, donde fue necesario hacer una serie de simplificaciones: la primera consistió en dejar nulo el espacio entre la salida del rodete y la carcasa del compresor [17] y la segunda fue asumir que la región de la voluta es una sección completamente circular, lo que lleva a que el modelo tenga una mayor área que la real, como se muestra en la Figura 1. Durante el desarrollo del proyecto se utilizó el software de CFD FLUENT, junto con el modelador GAMBIT; en éste último se hizo la importación del modelo realizado en Solid Edge al entorno CFD. Luego de imponer restricciones de malla, se obtuvieron un 90.93% de los elementos de malla con calidad entre 0 y 0.5 siendo 0 la mejor calidad; el enmallado finalmente resultó con elementos piramidales sobre superficies donde se necesita una reproducción efectiva de los fenómenos de capa limite [18]. Se utilizaron los dos solucionadores del programa de CFD los cuales son Segregated y Coupled. Se calculó el flujo en estado estacionario mediante el esquema MRF (Moving Referente Frame), gracias a la aproximación satisfactoria que proporciona este método de los resultados[17][19]; el modelo de viscosidad adoptado fue el estándar k-épsilon; inicialmente se desarrolló la solución para dos ecuaciones, las de momentum y continuidad, y posteriormente se incluyó la ecuación de energía, mediante la inclusión de la ecuación de gas ideal, para así trabajar el fluido como compresible y obtener una solución convergente. Mediante parametrización de las condiciones de entrada y salida en el modelo, se obtuvieron los siguientes resultados: 1) Presión estática: En el rodete se deben encontrar dos perfiles de presión estática diferentes que son presión y succión, donde el lado de succión debe tener valores negativos de presión manométrica como se observa en la Figura 2, pero al observar la relación de compresión que se alcanzó (1,1), resultó ser un valor bajo para lo esperado inicialmente.

7 Figura 2. Presión estática en el lado de presión y en el lado de succión 2) Análisis de velocidades absolutas y relativas: Es indispensable que sobre el rodete no se presenten reflujos, lo cual se podría evidenciar inicialmente con el valor del numero de Mach a la salida del fluido o con el esquema vectorial que representa la velocidad absoluta del fluido, dado que si no se encuentran vectores dirigidos en direcciones contrarias, se podrá concluir que no hay un reflujo significativo; esta apreciación se obtuvo mediante el análisis de la simulación, de acuerdo como se muestra en la Figura 3. Figura 3. Velocidad absoluta CARACTERISTICAS DE DESEMPEÑO DE CÁMARA DE COMBUSTION. Para el desarrollo de la cámara de combustión y a partir del indicador de zonas potenciales con el que se lograron identificar como zonas potenciales de implementación del proyecto a los municipios de Cantagallo (Bolívar) y Yondó (Antioquia), se usaron los datos referentes a condiciones ambientales y de composición del combustible disponible en esas regiones. Debido a la situación poblacional estimada para el 2005 [20], se seleccionó Cantagallo como sitio piloto del proyecto, el cual tiene un consumo energético estimado de 21.2kW. Fue necesario ubicar todos los pozos de extracción de gas natural y sus correspondientes composiciones de gas, de tal forma que para el lugar seleccionado se pudo establecer cual era el pozo de gas del que se transportaba y la composición de este; para Cantagallo el pozo es Payoa. Teniendo la composición y las características (presión, temperatura y humedad relativa) del lugar, se diseñó el ciclo de la MT para tales condiciones (ciclo Brayton modificado); también se calculó la relación aire combustible estequiométrica, que fue de kg aire/ kg combustible, además de la temperatura de llama adiabática teniendo en cuenta criterio de equilibrio. Luego se calculó el flujo másico del ciclo: fue necesario hallar el trabajo neto y la potencia bruta, teniendo en cuenta que hay un microgenerador, considerando el uso de un Samarium-Cobalt, que tiene un error aproximado del 5% [21]. Además de incluir el regenerador que tienen todas las microturbinas, los cuales aumentan la eficiencia del ciclo cuando se manejan bajas relaciones de compresión como se muestra en la Figura 4.

8 Eficiencia 0,8 0,6 0,4 0,2 Sin regenerador Con regenerador RC Figura 4. Comparación de las eficiencias del ciclo Brayton con y sin regeneración. Se obtuvo el flujo másico de aire, según la relación aire combustible real, la cual es 60/1 [22], lo que proporcionó un flujo de kg de aire/ segundo. Al obtener el flujo de aire necesario se estimó el compresor centrífugo, de tal forma que se obtuvo la temperatura, velocidad y presión deseadas a la salida del compresor, parámetros de entrada a la cámara de combustión. Figura 5. Zonas de la cámara de combustión La cámara de combustión propuesta, como muchas de este tipo, tiene un difusor de entrada, una zona primaria, una zona secundaria y una tobera de escape (Figura 5); para el diseño del difusor se tuvo en cuenta el número de Mach que debe existir a la salida de este (entre 0.15 y 0.2 [23]), con lo que se obtuvo un diámetro a la salida del difusor de 60mm; luego se estimó la zona primaria, la cual debía presentar un numero de Mach de 0.05 [23], razón por la que esta zona se reforzó con un difusor. Procurando asegurando que se cumplían los limites de flamabilidad, se obtuvo que en la zona primaria puede haber un exceso de aire de hasta el 60% y un defecto de aire de hasta el 40%. Por tanto, con respecto a la relación aire combustible, en la zona primaria se debe suministrar mínimo el 9% de todo el aire del compresor y máximo el 38%. Al obtener esto, se pudo calcular el difusor de entrada de esta zona, con el cual se obtiene un diámetro de 11.4 cm, además se clasificó la llama por medio del numero de Damkhöler [24], teniendo en cuenta Reynolds y la velocidad a la entrada de la zona primaria, con lo que también se obtuvo los limites de reacción. Con estos límites, se puede calcular la velocidad de propagación de la llama de tipo turbulento, por el modelo de Klimov, esta velocidad se corrigió teniendo en cuenta la temperatura y presión del combustible a la entrada. A partir de la velocidad calculada, se obtuvo el diámetro correspondiente a la zona primaria el cual fue de 79 mm. Por lo que comparando, el diámetro obtenido por la salida del difusor, con respecto al obtenido por el cálculo dependiente del tipo de combustión se puede concluir que cualquier valor intermedio entre estos dos es adecuado. Luego se estimó la zona secundaria, en la cual se debía asegurar que entrara el aire restante y se apagara la llama enfriando un poco los gases. Para esta zona se obtuvo, que con el mismo diámetro de la zona primaria se necesita de 16 agujeros de 7mm, 8 agujeros de 6mm, 16 agujeros de 4mm y 8 agujeros de 3mm. En la periferia de esta zona, por ultimo, se calculó la tobera en la cual simplemente se debe asegurar el número de Mach a la salida para entrar a la turbina. CONCLUSIONES Según se presentan en diferentes trabajos, incluidos estudios desarrollados en el proyecto, la generación distribuida se presenta como un esquema de generación rentable para varios sectores de Colombia, bien sea como esquema de generación para zonas no interconectadas o como respaldo para grandes empresas que deseen abastecimiento propio. Las MT muestran amplia viabilidad, adicionalmente, en medianas industrias que trabajen con maquinaria que genere un alto nivel de armónicos.

9 Para el caso colombiano se lograron identificar dos potenciales fuentes de demanda de plantas no centralizadas, la primera se relaciona con poblaciones rurales fuera del alcance de la red de interconexión eléctrica, la segunda consiste en industrias que requieren mejorar la calidad y confiabilidad el suministro eléctrico, así como estabilizar la alta fluctuación de los precios del servicio eléctrico. Debido a las dimensiones propias de este tipo de sistemas, las vibraciones resultan ser una excelente herramienta en la detección temprana de posibles fallas, o desgastes prematuros. Se proponen protocolos de prueba, que han de someterse a evaluación con sistemas operativos en las regiones propuestas en el proyecto, con los cuales se evaluará la conveniencia de aplicación de la normatividad vigente. Aunque la simulación desarrollada para flujo es preliminar, pues apenas se simularon operaciones a rpm, se desarrolla toda la metodología necesaria para abarcar mayores valores, en simulaciones posteriores, ya que era necesario iniciar por componentes mejor conocidos en el mercado, puesto que no se tiene referencias completas de los componentes de microturbina. Deben mejorarse ciertos aspectos de la operación del sistema de combustión, dadas las condiciones ambientales de las posibles regiones de operación. Han, así mismo, de generarse los protocolos y pruebas necesarios para garantizar tiempos de operación acordes con la metodología de la GD, propuesto para este sistema. REFERENCIAS 1. L.E Mejía Pinto, Memorias al congreso nacional , UPME, anexo IEA, Distributed Generation in Liberalised Electricity Markets, Strachan, N., Farell, A., Emissions from distributed vs. centralized generation: The importance of system performance. Energy Policy, Volume 34, 2006, pp Lesser, J., Feinstein, C., Defining distributed resource planning. The Energy Journal (Special Issue on Distributed Resources: Toward paradigm of Electricity Business), 1998, pp Galeano C., Duque C., Mantilla J., Generación Distribuida: Una Alternativa Para El Sistema Eléctrico Nacional En Colombia?. Documento Proyecto Investigación DIB Universidad Nacional de Colombia, Superintendencia de servicios públicos domiciliarios, Informe evolución tarifas del servicio de gas natural por red Primer semestre de Superintendencia de servicios públicos domiciliarios, Indicadores GLP censo nacional Programa presidencial de derechos humanos y derecho internacional humanitario de la vicepresidencia de la república, Indicadores comparados sobre la situación de los derechos humanos en Colombia 12. UPME, Guía para la formulación y presentación de proyectos a los fondos FAER, FAZNI, FNR, FECF y programa PRONE, Bogotá Colombia ISBN IPSE, Unisalle, Convenio especial de cooperación científica Nº Practical Machinery Vibration Analysis and Predictive Maintenance, C. Scheffer, Edit. Elsevier, Primera edición, 264 pág. 15. Vibraciones básicas de máquinas, Ronald L. Eshleman 16. Acosta J. Planteamiento de una metodología para abordar simulación de flujos en compresores centrífugos con CFD. Diciembre de 2006 Tesis de grado Universidad Nacional. Ingeniería mecánica 17. E. Dick, J. Vierendeels, S. Serbruyns y J. V. Voorde, Perfomance prediction of centrifugal pumps with CFD-Tools, presentado en el Seminar/Summer School CFD for Turbomachinery applications, Gdansk, Poland, Septiembre 01-03, Gambit, User`s Manual 19. M. Lobmaier. Numerische Simulation der Strömung in einem Radialventilator mit hoher spezifischer Drehzahl. Diplomarbeit, Institut für Thermodynamik und Energiewandlung, Technische Universität Wien, Viena, Austria, # Revisada el 1 de septiembre de Environmental Protection Agency, Climate Protection Partnership Division. Technology Characterization: Microturbines. Washington D.C. Marzo de Fernandez Diez, Pedro Turbinas de gas. Universidad de Cantabria. cámaras de combustión 23. Brizuela Eduardo. Combustión. Universidad de Buenos Aires Turns. Stephen R. An Introduction to Combustion. Second edition. Mc Graw Hill

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