Sección 10. Optimización de sistemas de vapor Cogeneración

Transcripción

1 1 Sección 10 Optimización de sistemas de vapor Cogeneración Turbina de contrapresión Válvulas de alivio de presión: Operaciones Consideraciones económicas de los proyectos de turbinas del SSAT Impacto de las turbinas de condensación Proyectos de turbinas de condensación del SSAT

2 2 Cogeneración Industrial Turbina 35 % Entrada de combustible Caldera 85 % Las instalaciones industriales pueden lograr una "eficiencia energética global" del 70 % o más, porque necesitan energía térmica (calor)...

3 3 Análisis clásico de la cogeneración El análisis clásico de la cogeneración responde a las siguientes preguntas: Cuál es el impacto económico real de la cogeneración? En qué casos es viable......que el sistema funcione o que esté apagado?... instalar el sistema? Qué cambios, si fuera necesario, habría que hacer en el sistema de vapor? Qué cambios, si fuera necesario, habría que hacer en el sistema de suministro eléctrico y en las interconexiones de la red eléctrica?

4 4 Factores primarios del análisis de la cogeneración Los principales factores que influyen en el análisis son: El costo eléctrico 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

5 5 Costos de mayor impacto El costo de mayor impacto es el impacto económico resultante del aumento o de la disminución del consumo eléctrico Por lo general, el costo promedio de la electricidad NO sirve para el análisis Para evaluar el impacto real de los sistemas de generación de energía eléctrica, hay que entender plenamente la estructura de la tasa eléctrica

6 6 Evaluación de la turbina y de la válvula de alivio de presión: ejemplo Tenemos una unidad de proceso equipada con seis bombas idénticas instaladas en paralelo Sólo 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 están impulsadas por motores eléctricos y las otras dos por turbinas de vapor En este momento se usa una turbina Identifique los incentivos económicos asociados con la operación de la segunda turbina en comparación con el funcionamiento de una bomba accionada con un motor eléctrico y que hace pasar vapor a través de un válvula de alivio de presión (PRV) para satisfacer las demandas de baja presión

7 Sistema de vapor Caldera número 1 Carbón Caldera número 2 Fuel oil pesado (HFO) Caldera número 3 Gas metano Purga Purga Purga Electricidad comprada Demanda de vapor de AP del proceso Demanda eléctrica del sitio Venteo Descarga al desagüe Agua de reposición Condensado del proceso Condensado de la turbina Indica la instalación de un caudalímetro 7

8 8 Consideraciones económicas de las turbinas y de las válvulas de alivio de presión Combustible: Gas metano ($ 1,0/Nm 3 ) Vapor: 25 bar(g) y 375 C Electricidad comprada: 0,10 $/kwh Eficiencia de la caldera: 80% Eficiencia isentrópica de la turbina: 35% Período de funcionamiento: h/año El condensado líquido saturado se descarga de la carga a 2 bares Q thermal = kw El flujo de vapor a través de una turbina es de 21 Tph nominales con una descarga de 2 bar

9 9 Operaciones de las válvulas de alivio de presión h h h Q Q m steam PRVout condensate thermal thermal PRV = 3.180,9 = = = = 3.180,9 = m 562,2 PRV kj kg kj kg kj kg kw P = 25 bares; T = 375 ºC P = 2 bares; isentálpico; T = 354,7 ºC ( h h ) PRVout ( 3.180,9 562,2) P = 2 bares; condensado saturado; T = 133,7 ºC condensate kg = 5,45 s = 19,63Tph

10 10 Operaciones de las válvulas de alivio de presión Combustible: Gas metano ($ 1,0/Nm 3 ) Vapor: 25 bares, 375 ºC Flujo de vapor en la válvula de alivio de presión 19,6 Tph Electricidad comprada: kw 0,10 $/kwh Temperatura de descarga del vapor de la válvulas de alivio de presión: 355 ºC (isentálpico) Demanda térmica 2 bares de presión BP (14,3 MW)

11 11 Consideraciones económicas relacionadas con las turbinas de contrapresión La mayoría de los sistemas industriales requieren energía térmica (no flujo de masa de vapor) La turbina saca energía del vapor y la convierte en energía 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 térmica

12 12 Operaciones de las turbinas de vapor h h h Q Q m steam Turbineout condensate thermal thermal turbine = 3.180,9 = 14,300 = = = = m turbine kj kg 3.009,8 562,2 kj kg kw kj kg P = 25 bares; T = 375 ºC P = 2 bares; T = 271 ºC P = 2 bares; condensado saturado; T = 133,7 ºC ( h h ) Turbineout ( 3.009,8 562,2) condensate kg = 5,83 s = 21,0Tph

13 13 Combustible: Gas metano ($ 1,0/Nm 3 ) Operación de la turbina de vapor Vapor: 28 bar(g) y 375 C Flujo de vapor = 21 Tph Temperatura del vapor = 271 C No se compra electricidad kw de producción de energía eléctrica Eficiencia isentrópica de la turbina: 35% Demanda térmica: 2 bares; 14,3 MW

14 Válvulas de alivio de presión Turbina de contrapresión: consideraciones económicas Ahorros de energía eléctrica y de costos Ahorros de Energia = = MWh Ahorros de Costos de Energia = ,10 = $ Energía del combustible y aumento del costo Incremento de Energia = Incremento de Energia = ( m m ) Turbine ( 21 19,6) PRV ( h h ) ( 3180,9 463,5) 0, = GJ Incremento del Costo de la Energia = 1,00 = $ steam η boiler feedwater PCS del metano Costo del metano 14

15 Válvulas de alivio de presión Turbina de contrapresión: consideraciones económicas Impacto económico neto Ahorros de Costos de Energia Electrica = $ Incremento del Costo del Combustible = $ Beneficio Economico Neto = $ Los principales factores que influyen en el análisis son: El costo eléctrico 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 15

16 16 Válvulas de alivio de presión Turbina de contrapresión: consideraciones económicas Impacto económico neto Ahorros de Costos de Energia Electrica = $ Incremento del Costo del Combustible = $ Beneficio Economico Neto = $ Este mismo análisis se puede hacer y se debería hacer con los proyectos 7, 8 y 9 del SSAT, según cuál sea la turbina que se modela en el análisis Enfoque de sistemas versus enfoque basado en los componentes

17 17 Proyecto 7 del SSAT Turbina de vapor de APBP Project 7 HP to LP Steam Turbine(s) Efficiency : 35% Operation : Operates with fixed steam flow Do you wish to modify the HP to LP turbine operation? No If yes, select the appropriate turbine operating mode Option 2 Fixed operation 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 model Note: Isentropic efficiency of existing turbine is 35% Option 2 How do wish to define the fixed turbine operation? Specify fixed steam flow Option 2 Fixed steam flow Option 2 Fixed power generation 42 t/h 2000 kw Option 3 How do wish to define the operating range? Option 3 not selected Option 3 Minimum steam flow Option 3 Maximum steam flow Option 3 Minimum power generation Option 3 Maximum power generation 25 t/h 75 t/h 1500 kw 2500 kw

18 18 Proyecto 8 del SSAT Turbina de vapor de APMP Project 8 HP to MP Steam Turbine(s) Not installed Do you wish to add an HP to MP turbine? No If yes, select the appropriate turbine operating mode Option 1 Balances MP header 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 not selected Option 2 Fixed steam flow Option 2 Fixed power generation 50 t/h 2000 kw Option 3 How do wish to define the operating range? Option 3 not selected Option 3 Minimum steam flow Option 3 Maximum steam flow Option 3 Minimum power generation Option 3 Maximum power generation 25 t/h 75 t/h 1500 kw 2500 kw

19 19 Proyecto 9 del SSAT Turbina de vapor de MPBP Project 8 HP to MP Steam Turbine(s) Not installed Do you wish to add an HP to MP turbine? No If yes, select the appropriate turbine operating mode Option 1 Balances MP header 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 not selected Option 2 Fixed steam flow Option 2 Fixed power generation 50 t/h 2000 kw Option 3 How do wish to define the operating range? Option 3 not selected Option 3 Minimum steam flow Option 3 Maximum steam flow Option 3 Minimum power generation Option 3 Maximum power generation 25 t/h 75 t/h 1500 kw 2500 kw

20 20 Análisis del SSAT Turbina de vapor de APBP SSAT Potencia del eje (Eficiencia del generador = 100%)

21 21 Proyecto 7 del SSAT Turbina de vapor de APBP Project 7 HP to LP Steam Turbine(s) Efficiency : 35% Operation : Operates with fixed steam flow Do you wish to modify the HP to LP turbine operation? Yes, modify operation of existing turbine If yes, select the appropriate turbine operating mode Option 2 Fixed operation 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 model Note: Isentropic efficiency of existing turbine is 35% Option 2 How do wish to define the fixed turbine operation? Specify fixed steam flow 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 not selected Option 3 Minimum steam flow Option 3 Maximum steam flow Option 3 Minimum power generation Option 3 Maximum power generation 25 t/h 75 t/h 1500 kw 2500 kw

22 Proyecto 7 del SSAT Turbina de vapor de APBP Emissions klb/y CO SO2 0 NOx 443 HP Natural Gas kw Nm3/h eff = 82% Boiler t/h 375 C 100% dry Blowdown 8.0 t/h MP 0.0 t/h 83.7 t/h 5.9 t/h 42.0 t/h HP Cond 83.7 t/h MP Flash 362 C 0.0 t/h 1000 kw HP LP 1996 kw SSAT Potencia del eje (Eficiencia del generador = 100%) 0.0 t/h 43.7 t/h Condensing Section 0.15 bara LP 43.7 t/h LP Flash LP 355 C 0.9 barg 0.0 t/h 0 22

23 23 Proyecto 7 del SSAT Turbina de vapor de APBP Results Summary SSAT 3 Header Experts Training Example Model Status : OK Cost Summary ($ '000s/yr) Power Cost Current Operation 4,380 After Projects 3,506 Reduction % Fuel Cost 110, ,663 1, % MakeUp Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 115, , % OnSite Emissions CO2 Emissions Current Operation t/yr After Projects t/yr Reduction 2188 t/yr 1.0% SOx Emissions 0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr N/A NOx Emissions 439 t/yr 443 t/yr 4 t/yr 1.0% Power Station Emissions CO2 Emissions Reduction After Projects 6225 t/yr Total Reduction 4036 t/yr SOx Emissions 19 t/yr 19 t/yr NOx Emissions 14 t/yr 10 t/yr 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 Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 1998 kw 2996 kw Power Import 5000 kw 4002 kw 998 kw 20.0% Total Site Electrical Demand 6998 kw 6998 kw Boiler Duty kw kw 1389 kw 1.0% Fuel Type Natural Gas Natural Gas Fuel Consumption Nm3/h Nm3/h Nm3/h 1.0% Boiler Steam Flow t/h t/h 1.5 t/h 1.0% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) MakeUp Water Flow 73 m3/h 74 m3/h 1 m3/h 0.9%

24 24 Proyecto 7 del SSAT Turbina de vapor de APBP Las diferencias entre los resultados de los cálculos "manuales" con respecto a los del "modelo" puede ser significativos cuando se trabaja con proyectos como los de cogeneración 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 reposición, etcétera Haga un balance másico, energético y económico detallado Para el análisis, use SIEMPRE un modelo basado en el SISTEMA

25 25 Impacto del precio de la electricidad El precio de la electricidad aumenta de 0,10 $/kwh a 0,125 $/kwh Results Summary SSAT 3 Header Experts Training Example Model Status : OK Cost Summary ($ '000s/yr) Current Operation After Projects Reduction Power Cost 5,475 4,382 1, % Fuel Cost 110, ,663 1, % MakeUp Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 116, , % Utility Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 0 kw 998 kw Power Import 5000 kw 4002 kw 998 kw 20.0% Total Site Electrical Demand 5000 kw 5000 kw Boiler Duty kw kw 1392 kw 1.0% Fuel Type Natural Gas Natural Gas Fuel Consumption Nm3/h Nm3/h Nm3/h 1.0% Boiler Steam Flow t/h t/h 1.5 t/h 1.0% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) MakeUp Water Flow 76 m3/h 77 m3/h 1 m3/h 0.9%

26 26 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) Results Summary SSAT 3 Header Experts Training Example Model Status : OK Cost Summary ($ '000s/yr) Current Operation After Projects Reduction Power Cost 4,380 3, % Fuel Cost 55,286 55, % MakeUp Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 60,087 59, % Utility Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 0 kw 998 kw Power Import 5000 kw 4002 kw 998 kw 20.0% Total Site Electrical Demand 5000 kw 5000 kw Boiler Duty kw kw 1392 kw 1.0% Fuel Type Natural Gas Natural Gas Fuel Consumption Nm3/h Nm3/h Nm3/h 1.0% Boiler Steam Flow t/h t/h 1.5 t/h 1.0% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) MakeUp Water Flow 76 m3/h 77 m3/h 1 m3/h 0.9%

27 Impacto del combustible El combustible de mayor impacto es ahora carbón a un precio de $ 170 por tonelada ($ 5,4 por GJ) en lugar de gas metano (1,0 $/Nm 3 ; $ 25,0 por GJ) La eficiencia de la caldera es ahora de 86,7 % (para el carbón) en comparación con 81,7 % (para el gas metano) Cost Summary ($ '000s/yr) Power Cost Current Operation 4,380 After Projects 3,506 Reduction % Fuel Cost 22,299 22, % MakeUp Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 27,101 26, % OnSite Emissions CO2 Emissions Current Operation t/yr After Projects t/yr Reduction 3561 t/yr 1.0% SOx Emissions 2621 t/yr 2647 t/yr 26 t/yr 1.0% NOx Emissions 1007 t/yr 1017 t/yr 10 t/yr 1.0% Power Station Emissions CO2 Emissions Reduction After Projects 6225 t/yr Total Reduction 2664 t/yr SOx Emissions 19 t/yr 7 t/yr NOx Emissions 14 t/yr 4 t/yr 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 Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 1998 kw 2996 kw Power Import 5000 kw 4002 kw 998 kw 20.0% Total Site Electrical Demand 6998 kw 6998 kw Boiler Duty kw kw 1309 kw 1.0% Fuel Type Typical Eastern Coal (Bituminous) Typical Eastern Coal (Bituminous) Fuel Consumption 15 t/h 15.1 t/h 0.1 t/h 0.7% Boiler Steam Flow t/h t/h 1.5 t/h 1.0% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) MakeUp Water Flow 73 m3/h 74 m3/h 1 m3/h 0.9% 27

28 28 Mejora de la eficiencia de la turbina La eficiencia isentrópica de la turbina es ahora de 65 % en vez de 35 % La energía producida es >> kw Una turbina con mayor eficiencia extrae más energía eléctrica del vapor por lo que se reduce la entalpía del vapor del escape Lo que da como resultado que las calderas generan más vapor

29 29 Mejora de la eficiencia de la turbina La eficiencia isentrópica de la turbina es ahora de 65 % en vez de 35 % La energía producida es >> kw Una turbina con mayor eficiencia extrae más energía eléctrica del vapor por lo que se reduce la entalpía del vapor del escape Lo que da como resultado que las calderas generan más vapor

30 Mejora de la eficiencia de la turbina La eficiencia isentrópica de la turbina es ahora de 65 % en vez de 35 % Cost Summary ($ '000s/yr) Power Cost Current Operation 4,380 After Projects 2,757 Reduction 1, % Fuel Cost 110, ,742 2, % MakeUp Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 115, , % OnSite Emissions CO2 Emissions Current Operation t/yr After Projects t/yr Reduction 4062 t/yr 1.8% SOx Emissions 0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr N/A NOx Emissions 439 t/yr 448 t/yr 8 t/yr 1.8% Power Station Emissions CO2 Emissions Reduction After Projects t/yr Total Reduction 7498 t/yr SOx Emissions 36 t/yr 36 t/yr NOx Emissions 26 t/yr 18 t/yr 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 Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 2853 kw 4706 kw Power Import 5000 kw 3147 kw 1853 kw 37.1% Total Site Electrical Demand 7853 kw 7853 kw Boiler Duty kw kw 2579 kw 1.8% Fuel Type Natural Gas Natural Gas Fuel Consumption Nm3/h Nm3/h Nm3/h 1.8% Boiler Steam Flow t/h t/h 2.8 t/h 1.8% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) MakeUp Water Flow 73 m3/h 74 m3/h 1 m3/h 1.6% 30

31 Turbinaválvulas de alivio de presión: información del resumen de los ejemplos Estos ejemplos muestran la importancia crítica de la precisión de los parámetros de mayor impacto 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/año) 0,100 25,0 35,0 81, ,5 (221) 0,125 25,0 35,0 81, ,5 (2) 0,100 12,5 35,0 81, , ,100 5,4 35,0 86, , ,100 25,0 65,0 81, ,8 (409) Es MUY IMPORTANTE hacer este análisis en todas las instalaciones Cada instalación es única y necesita un proceso de debida diligencia significativo antes de implementar estos proyectos 31

32 32 Consideraciones económicas relacionadas con las turbinas de contrapresión Costo operativo anual ($) Ahorros netos ( $$$$) Costo de la generación de energía eléctrica con la turbina de vapor Operación de la PRV Operación de la turbina

33 33 Variables para las aplicaciones industriales Flujo de vapor constante Suministro de vapor de alta presión Válvulas de alivio de presión (PRV) instaladas Sistemas de cabezales de vapor múltiples Demanda simultánea de vapor y energía eléctrica Muchas horas de funcionamiento

34 34 Puntos más importantes / Acciones recomendadas 1. Se usan turbinas de contrapresión en lugar de estaciones de descarga de presión 2. La eficiencia de la turbina NO es la eficiencia con respecto a la primera ley, sino que es una comparación de la turbina real con la turbina ideal 3. Cuando hay operaciones continuas con demandas térmica y eléctrica simultáneas conviene poner una turbina de contrapresión 4. El análisis de cada instalación es algo único y depende de varios factores económicos y operativos 5. Para analizar una turbina, hace falta un buen modelo termodinámico del sistema de vapor

35 Turbinas de vapor de condensación La presión de descarga de vapor de las turbinas de condensación es inferior a la presión atmosférica 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 condensación Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program 35

36 Turbinas de vapor de condensación 100 unidades de energía térmica 27 unidades de energía del eje El vapor que entra en el condensador tiene una gran cantidad de energía del combustible 73 unidades de energía térmica Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program Turbina de condensación 36

37 37 Turbinas de vapor de condensación Los factores principales que influyen sobre las operaciones de las turbinas de condensación son: El costo de la energía eléctrica que hay que comprar El costo del combustible que hay que comprar Eficiencia de la turbina La eficiencia de la caldera la presión de descarga de la turbina Turbina de condensación

38 Turbinas de vapor de condensación Algunas causas de reducción de la eficiencia son: Depósitos en las palas Erosión de las palas Desgaste de las juntas Vapor húmedo Estrangulamiento Algunos elementos que pueden mejorar la eficiencia son: cambiar las palas mejorar las juntas cambiar la turbina aumentar la carga Turbina de condensación Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program 38

39 Turbinas de vapor de condensación La presión del condensador se puede reducir (mejorar) de las siguientes maneras: extracción de los gases no condensables del condensador limpieza del condensador alimentación del condensador con agua a temperatura reducida alimentación del condensador con agua enfriada adicional Turbina de condensación Fuente: US DOE ITP Steam BestPractices Program 39

40 Sistema de vapor Caldera número 1 Carbón Caldera número 2 Fuel oil pesado (HFO) Caldera número 3 Gas metano Purga Purga Purga Electricidad comprada Demanda de vapor de AP del proceso Demanda eléctrica del sitio Venteo Descarga al desagüe Agua de reposición Condensado del proceso Condensado de la turbina Indica la instalación de un caudalímetro 40

41 41 Proyecto 10 del SSAT Turbina de vapor de condensación Project 10 HP to Condensing Steam Turbine(s) Efficiency : 65% Operation : Operates at fixed power generation Do you wish to modify the HP to condensing turbine operation? No, maintain current operation If yes, enter a new isentropic efficiency (%) 70 % Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the model Note: Isentropic efficiency of existing turbine is 65% If yes, select the units to specify the condenser pressure New condenser pressure (bara) 0.15 Note: Existing condenser pressure is 0.15 bara If yes, select the new mode of operation bara Option 1 Fixed power generation Option 1 Fixed power generation Option 2 Fixed steam flow 1000 kw 25 t/h La implementación del proyecto 10 del SSAT implica un gran cambio en la demanda de vapor Hay que evaluar este proyecto con mucho cuidado

42 42 Proyecto 10 del SSAT Turbina de vapor de condensación El SSAT permite agregar una turbina de condensación. modificar los aspectos principales de la turbina actual Eficiencia isentrópica Presión de descarga Carga flujo energía eléctrica Eliminación de la operación de una turbina Turbina de condensación

43 43 Proyecto 10 del SSAT Turbina de vapor de condensación Project 10 HP to Condensing Steam Turbine(s) Efficiency : 65% Operation : Operates at fixed power generation Do you wish to modify the HP to condensing turbine operation? Yes, switch off existing turbine If yes, enter a new isentropic efficiency (%) 70 % Note: A generator electrical efficiency of 100% is assumed by the model Note: Isentropic efficiency of existing turbine is 65% If yes, select the units to specify the condenser pressure New condenser pressure (bara) 0.15 Note: Existing condenser pressure is 0.15 bara If yes, select the new mode of operation bara Not installed Option 1 Fixed power generation Option 2 Fixed steam flow 1000 kw 25 t/h Impacto del apagado de la turbina de condensación

44 44 Proyecto 10 del SSAT Turbina de vapor de condensación Gran cambio en la demanda de vapor

45 Proyecto 10 del SSAT Turbina de vapor de condensación Cost Summary ($ '000s/yr) Power Cost Current Operation 4,380 After Projects 5,256 Reduction % Fuel Cost 110, ,851 4, % MakeUp Water Cost % Total Cost (in $ '000s/yr) 115, ,527 3, % OnSite Emissions CO2 Emissions Current Operation t/yr After Projects t/yr Reduction 9465 t/yr 4.3% SOx Emissions 0 t/yr 0 t/yr 0 t/yr N/A NOx Emissions 439 t/yr 420 t/yr 19 t/yr 4.3% Power Station Emissions CO2 Emissions Reduction After Projects 6238 t/yr Total Reduction 3227 t/yr SOx Emissions 19 t/yr 19 t/yr NOx Emissions 14 t/yr 5 t/yr 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 Balance Current Operation After Projects Reduction Power Generation 1998 kw 998 kw Power Import 5000 kw 6000 kw 1000 kw 20.0% Total Site Electrical Demand 6998 kw 6998 kw Boiler Duty kw kw 6009 kw 4.3% Fuel Type Natural Gas Natural Gas Fuel Consumption Nm3/h Nm3/h Nm3/h 4.3% Boiler Steam Flow t/h t/h 6.4 t/h 4.3% Fuel Cost (in $/MWh) Power Cost (as $/MWh) MakeUp Water Flow 73 m3/h 73 m3/h 0 m3/h 0.5% 45

46 46 Rendimiento de las turbinas de condensación Combustible Costo del suministro eléctrico de mayor impacto sobre la turbina de condensación Costo del suminstro eléctrico para condensación de mayor impacto [$/MWh] Costo Eficiencia isentrópica de la turbina [%] [$/GJ] , , , , , , Entrada de vapor 25 bares Entrada de vapor 375 C Salida de vapor 0,1 bar(a)

47 47 Efecto de la presión de la turbinas de condensación Cabe señalar que, en general, la presión mínima se alcanza cuando se logra la máxima eficiencia de uso de la energía En otras palabras, por lo general, si la presión de descarga desciende por debajo de un umbral de presión determinado, la efectividad del costo en su conjunto disminuye Las pérdidas de velocidad empiezan a ser excesivas Esto depende mucho del diseño de la turbina La existencia de grandes áreas anulares de flujo de vapor reduce las pérdidas El condensado retorna a la caldera a una temperatura inferior El diseño común es para una presión en el condensador de 1,5 pulgadas de mercurio absoluto (0,74 psia)

48 48 Efecto de la presión de la turbinas de condensación +10 Aumento de la tasa de calor [ %] ,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 25 % de flujo 50% de flujo 75% de flujo 100% de flujo 8 Presión del escape [mm de mercurio absoluto]

49 49 Puntos más importantes / Acciones recomendadas 1. Condensación las turbinas se utilizan estrictamente para generar energía eléctrica o para impulsar equipos mecánicos grandes 2. Sirven para determinadas aplicaciones industriales 3. Las turbinas de condensación son las que brinda mayor potencia del eje por unidad de flujo de vapor 4. El análisis de cada instalación es algo único y depende de varios factores económicos y operativos 5. Para analizar una turbina, hace falta un buen modelo termodinámico del sistema de vapor

50 Turbinas mejores prácticas habituales La integración de los procesos y de los suministros lleva a una una optimización de la energía de la planta en su conjunto Instale turbinas de contrapresión en paralelo con estaciones de descarga de presión y minimice el flujo a través de las estaciones de descarga Evalúe la posibilidad de usar turbinas de vapor para impulsar equipos mecánicos en forma directa Evalúe las turbinas de condensación y optimice sus operaciones para que mantengan las condiciones de diseño Las turbinas de condensación pueden servir como un mecanismo de balance del sistema, sobre todo en las industrias con una generación significativa de vapor con calor residual Fuente: US DOE BestPractices Steam System Sourcebook 50