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UNIVERSIDAD VERACRUZANADOCTORADO EN INGENIERÍA
Propuesta de Incremento a la eficiencia operativa de una central Brayton-Rankine a través de un sistema
de absorción LiBr/H2O
Angel Uriel Cervantes Contreras
Director: Dr. Jorge Arturo Del Ángel Ramos.
Comité: Dr. Juan José Marín H., Dr. Osvaldo Vigueras,
Dr. Adrián Santo Vidal.
15/Nov/2019
Contenido
I. Introducción.Marco teórico:II. Ciclo Combinado de Potencia.III. Refrigeración por Absorción.IV. Estado del Arte.Metodología:IV. Descripción de la Central Brayton RankineV. Modelo Experimental.VI. Comparación de resultados.VII. Conclusiones y Recomendaciones.
Introducción
I. Central Brayton-Rankine y Sistemas de Refrigeración porabsorción.
II. El tema “Propuesta de incremento a la eficiencia operativa de unacentral eléctrica Brayton-Rankine a través de un sistema deabsorción LiBr/H2O”.
III. Objeto de estudio: enfriamiento del aire.
IV. Motivación: el crecimiento de esta tecnología con las energíasrenovables.
V. Justificación: aprovechamiento de calor residual.
Introducción
Antecedentes
I. De acuerdo con la WRI (2016), el carbón, el petróleo y gas naturalson los principales combustibles de generación de energía.
II. De acuerdo a la ONU de 7200 millones de habitantes (Phillips,2014), 1300 ausentan de energía eléctrica.
III. De acuerdo con la International Energy Outlook (García, 2014),para el 2040 el consumo de energía crecerá más 50%, de 570.2 a859.8 Exajoules (EJ) desde 2012 a una tasa promedio anual de1.4%.
IV. De acuerdo con la (IEO, 2016), la generación neta de electricidaden el mundo incrementará 69% para el 2040.
V. Para el 2040 permanecerán las plantas con energías renovablescon una producción de energía eléctrica de 22.7% a nivel mundial(EIA, 2014) y 77.3% plantas térmicas con mayores eficiencias.
Introducción
Antecedentes
Introducción
I. De acuerdo con (CFE,2016), de 188 centrales eléctricas con54503.7 MW, el 36.48% se genera (CCC) con 38 plantas.
II. De acuerdo con la (SENER, 2016), en 2019 habrá 8 CCC con 6531MW.
III. Entre el 2013 y 2014 se tenían 8 plantas en etapa de pruebas con1749.4 MW, 3 son de CCC que destaca Agua Prieta II, queoperará CC con campo solar a 394.1 MW.
IV. La primera CCC México en 1974 en Dos bocas, Ver., con 452 MW,la última es Central Dulces Nombres II de 300 MW en Nuevo leóninaugurada el 8 de noviembre 2016.
V. La CCC más grande en Manzanillo, Col., con 1453.908 MW.
Antecedentes
Introducción
I. La CCC están es ascenso por bajas emisiones y alta eficiencia(Hada et al., 2015) y (Neopetrol, 2013) con 28 OEM’s en turbinasy 280 modelos.
II. Un ciclo Brayton-Rankine y las condiciones ambientales.
III. Los sistemas de absorción desde 1860 con Ferdinand hasta laactualidad con 13 OEM’s y 130 modelos de gran capacidad yCOP’s desde 0.41 a 1.8.
IV. Los retos de incremento de eficiencia en CC: Altas temperaturas,aumento de caudales, mejoras de combustión, nuevas aleaciones,disminución de espacios, modificaciones al ciclo, mejoras deenfriamiento, energía solar, adición de quemadores, cicloscerrados de TG.
Antecedentes
Introducción
Investigaciones sobre las CCC son:
I. (Mustapha, et al., 2006), (Bhargava et al., 2009) y (Kwon et al.,2016) en enfriamiento de aire.
II. (Yamazaki et al., 2016) y (Virgen et al,. 2016) en cámara decombustión.
III. (Almutairi et al., 2012) extracciones de vapor para aireacondicionado.
IV. (Barigozzi et al., 2014) análisis de energía solar en distintospuntos.
V. (Shaaban, 2016) ciclo ORG.
Antecedentes
Introducción
Investigaciones sobre las sistemas de absorción son:
I. (Majdi, 2016) y (Fan et al., 2014) sistema DE y Absorbedor.
II. (Mazzei et al., 2014) y (Vasilescu et al., 2014) energía solarSE.
III. (Kaita, 2002), (Ferreire, 2008) propiedades de las mezclas.
JustificaciónI. La utilización de gases de escape, que aumenta la eficiencia del CCC y evita la
quema de combustibles para la operación del sistema de absorción (Mohan etal., 2014).
II. Posibilita el uso rentable en la operación por la energía disponible (Vidal et al.,2010).
III. Por el incremento de la potencia operativa en el sistema debido a ladisminución de temperatura con la misma entrada de combustible, lo cual sevisualiza a menor consumo de energía de compresión y mayor salida deenergía eléctrica (García, 2015).
IV. Disminuirían las emisiones de CO2 asociadas a la quema de combustibles quese tendría con una temperatura ambiente contra la instalación de un sistemade absorción, en la admisión de aire del sistema combinado para la mismageneración de potencia eléctrica (Neopetrol, 2013).
V. Reducción de los costos de mantenimiento en la central de ciclo combinado,así como el incremento en la eficiencia y potencia eléctrica (Abdul et al., 2007).
VI. Retorno de inversión a corto plazo, comparado con el retorno de la instalaciónde estos sistemas de absorción en otras aplicaciones (Rovira, 2004).
VII. Se requieren mantener las condiciones ISO en una central, cuando sepresentan mayor cantidad de gases de escape y por lo tanto, un mejorfuncionamiento del sistema de absorción (Jonshagen, 2011).
Introducción
Problemática
I. La potencia en una central Brayton -Rankine se ve afectada por lascondiciones ambientales.
II. Los métodos de compensación: de enfriamiento con agua y deinyección de vapor, son buenos solo en lugares donde existe elrecurso (Qun et al., 2002)
III. Los sistemas de compresión son efectivos en cualquier ambientemás su consumo eléctrico es alto (Härtel et al., 2003), (García,2015).
IV. Con los sistemas de absorción se puede controlar la potencia y laeficiencia con el uso de calor residual (Neopetrol, 2013), (Abdul etal., 2008).
Introducción
Hipótesis
“Si se consigue mantener constante y cercano a las condicionesISO, mediante un sistema de refrigeración por absorciónutilizando los gases de escape en una central eléctrica Brayton-Rankine, la eficiencia operativa se incrementará”
Introducción
Objetivos• Objetivo general
Realizar el estudio teórico y balance exergético de la central de turbina degas para definir la mezcla o proporción de gases de combustión/temperaturade generación adecuada para incrementar la eficiencia operativa.
• Objetivos específicos
1. Realizar una investigación de campo para definir las condiciones actualesde operación.
2. Realizar el balance exergético de una central de turbina de gas bajocondiciones actuales a través de un software .
3. Simular las condiciones controladas de aire de ingreso al compresor axialmediante los sistemas de refrigeración por absorción.
4. Definir los límites de operación de los sistemas de refrigeración.
5. Definir la mezcla o proporción de los gases de escape decombustión/temperatura de generación que garantice un incremento en lapotencia.
Introducción
Ciclo de Carnot
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
𝑛𝑡𝑒𝑟 = 1 −𝑄𝑠𝑎𝑙
𝑄𝑒𝑛𝑡= 1 −
𝑄𝐿
𝑄𝐻=
𝑊𝑛𝑒𝑡𝑜
𝑄𝐻(1)
Figura 1. Diagrama P-V del ciclo Carnot.Fuente: Severns et al., 2015.
𝑛𝑡𝑒𝑟 = 1 −𝑇𝐿𝑇𝐻
(2)
Fuente caliente
Fuente fria
Qc
Qf
Qm
ng
nv
Wg
Wv
Tc
Tf
Tm
𝑛𝑡𝑒𝑟.𝐶𝐶 = 𝑛𝑔 + 𝑛𝑣 − 𝑛𝑔𝑛𝑣 (3)
Figura 2. Combinación de dos ciclos.Fuente: Desmond, 2015.
Ciclo Brayton para el análisis de turbina de gas
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
Figura 3. Turbina de gas ciclo abierto.Fuente: Cengel et al., 2015.
1-2 Compresión isentrópica (en un compresor)
2-3 Adición de calor a presión constante (cámara de combustión)
3-4 Expansión isentrópica en una turbina (turbina)
4-1 Rechazo de calor a presión constante (ambiente)
Figura 4. Diagrama T-s.Fuente: Cengel et al., 2015.
Ciclo Brayton para el análisis de turbina de gas
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
(4)
dt
gzvUmd
WQgzvhmgzvhmcv
s
o
e
o)
2
1((
)2
1()
2
1(
2
..22
dt
smds
frontT
dQsmsm cv
gensalsal
o
ente
o )(
_)()( ..
dt
emdsT
dt
vvdW
T
TQemem cvcv
gen
h
salsal
o
ente
o )()()1()()( ....
0120
)()()(2
1)( 000
2
0
2
0 ssTzzgvvhhe xxxxx
)()()()(2
1)( 0000
2
0
2
0.. ssTVVPzzgvvUUe xxxxxcv
LHVmhmhmmq comb
o
f
o
a
o
f
o
aentrada***)(
23
)(*)(14 hhmmq
o
f
o
asalida
)(*)(43 hhmmW
o
f
o
aturbina
)(*12 hhmW
o
acompresor
(5)
(6)
(7)
(8)
(9)
(10)
Ecuación de la energía
Ecuación de la entropía
Ecuación de la exergía
(11)
(12)
Ciclo Brayton para el análisis de turbina de gas
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
𝑇2𝑇1
= (𝑃2𝑃1)(𝑘−1)/𝑘=
𝑇3𝑇4
= (𝑃3𝑃4)(𝑘−1)/𝑘
𝑇2𝑇1
= (𝑌𝑐)(𝑘−1)/𝑘=𝑇3𝑇4
= (𝑌𝑒)(𝑘−1)/𝑘
𝑛𝑡𝑒𝑟.𝐵𝑟𝑎𝑦𝑡𝑜𝑛 =𝑞𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎 − 𝑞𝑠𝑎𝑙𝑖𝑑𝑎
𝑞𝑒𝑛𝑡𝑟𝑎𝑑𝑎= 1 − (
𝑐𝑝 𝑡4 − 𝑡1𝑐𝑝 𝑡3 − 𝑡2
)
𝑛𝑡𝑒𝑟.𝐵𝑟𝑎𝑦𝑡𝑜𝑛 = 1 − (1
𝑦𝑝𝐾−1𝑘
)
𝑛𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 = (𝑛𝑡𝑇𝑓 −
𝑇𝑎𝑚𝑏 ∗ 𝑟𝑝𝑘−1𝑘
𝑛𝑐
𝑇𝑓 − 𝑇𝑎𝑚𝑏 − 𝑇𝑎𝑚𝑏 ∗ (𝑟𝑝
𝑘−1𝑘 − 1𝑛𝑐
)
)(1 −1
𝑟𝑝𝑘−1𝑘
)
(16)
(13)
Figura 5. Eficiencia Ideal.
Figura 6. Eficiencia real.
(14)
(15)
(17)
Ciclo Brayton para el análisis de turbina de gas
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
Figura 7. Incremento de eficiencia para diferentes rp. Figura 8. Incremento de n con inyección de vapor.
Ciclo Rankine para el análisis de turbina de vapor
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
Figura 9. Ciclo turbina de vapor.Fuente: Cengel et al., 2015.
Figura 10. Diagrama temperatura-entropía.
1-2 Compresión isentrópica en la bomba
2-3 Adición de calor a presión constante en la caldera
3-4 Expansión isentrópica en la turbina
4-1 Rechazo de calor a presión constante en el condensador
Ciclo Rankine para el análisis de turbina de vapor
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
Figura 11. Relación n % y W_neto en un ciclo simple Rankine.
Para incrementar la eficiencia en un ciclo Rankine se logra:
1. Incrementando la presión en la caldera.
2. Incrementando la temperatura.3. Disminuyendo la presión en el
condensador.4. Haciendo modificaciones al ciclo.
Ciclo combinado de potencia Brayton-Rankine
Ciclos combinados de potenciaMARCO TEÓRICO
Figura 13. Relación n % y W_neto en un CC.
Figura 12. Ciclo Brayton Rankine.
Ciclo refrigeración por compresión
Figura 14. Ciclo de refrigeración por compresión
Figura 15. Diagrama Presión Entalpía
𝐸. 𝑅. = ℎ2′ − ℎ1 = ℎ2′ − ℎ4
ሶ𝑚 =𝑄
𝐸. 𝑅.
𝑃𝑐 = ሶ𝑚(ℎ3−ℎ2)
𝑄𝑐 = ሶ𝑚 ℎ4 − ℎ3
COP=𝑄
𝑃𝑐
MARCO TEÓRICO Sistemas de Absorción
(18)
(19)
(20)
(21)
(22)
Sistema intermitente de absorción
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Figura 14. Generación de amoniaco (a), generación de frio (b)
Calor
Cloruro de plata
Vapor de amoniacoamoniaco líquido
con amoniaco
Absorbedor
a)
agua de enfriamiento(temperatura ambiente)
Cloruro de plata
Vapor de amoniacoamoniaco líquido
con amoniaco
Absorbedor
b)
Evaporador
(Extremo frio)
Sistema de absorción continua
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Figura 15. Comparación de un sistema de refrigeración por compresión y absorción.
𝑄𝑔𝑒𝑛 + ሶ𝑚7ℎ7 − ሶ𝑚1ℎ1 − ( ሶ𝑚7− ሶ𝑚1)ℎ8 − 𝑄𝐴 = 0
𝑄𝑐𝑜𝑛𝑑 − ሶ𝑚1ℎ1 + 𝑄𝐴 + ሶ𝑚2ℎ2 = 0
𝑄𝑒𝑣𝑎 + ሶ𝑚3ℎ3 − ሶ𝑚4ℎ4 − 𝑄𝐴 = 0
𝑄𝑎𝑏𝑠 − ሶ𝑚4ℎ4 + ሶ𝑚5ℎ5 − ℎ10 ሶ𝑚7 − ሶ𝑚1 + 𝑄𝐴 = 0
ሶ𝑚1 = ሶ𝑄𝑒𝑣𝑎/𝑞𝑒𝑣𝑎(23)
(24)
(25)
(26)
(27)
Propiedades Amoniaco-agua Agua-bromuro de litio
Refrigerante
Alto calor latente Bueno Excelente
Presión moderada de vapor Muy alto Muy bajo
Baja temperatura de congelamiento Excelente Aplicación limitada
Baja viscosidad Bueno Bueno
Absorbente
Baja presión de vapor Pobre Excelente
Baja viscosidad Bueno Bueno
Mezcla
No fase solida Excelente Aplicación limitada
Baja toxicidad Pobre Bueno
Alta afinidad entre refrigerante y
absorbente
Bueno bueno
Tabla 1. Propiedades de las mezclas comerciales refrigerante absorbente.
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Sistema de absorción continua
Tabla 1. Fuente (Magallanes, 2016).
Figura 16. Diagrama PTX para determinar las propiedades de la mezcla, ciclo simple efecto.
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Sistema de absorción continua
Coeficientes de la ecuación de la entropía de la mezcla
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
s=B00*X[0]^0*T[0]^0+B10*X[0]^0*T[0]^1+B20*X[0]^0*T[0]^2+B30*X[0]^0*T[0]^3+B01*X[0]^1*T[0]^0+B11*X[0]^1*T[0]^1+B21*X[0]^1*T[0]^2+B31*X[0]^1*T[0]^3+B02*X[0]^2*T[0]^0+B12*X[0]^2*T[0]^1+B22*X[0]^2*T[0]^2+B32*X[0]^2*T[0]^3+B03*X[0]^3*T[0]^0+B13*X[0]^3*T[0]^1+B23*X[0]^3*T[0]^2+B33*X[0]^3*T[0]^3
B00=0.5127558B10=0.01226780B20=-0.00001364895B30=0.00000001021501B01=-0.01393954B11=-0.00009156820B21=0.0000001068904B31=0B02=0.00002924145B12=0.00000001820453B22=-0.000000001381109B32=0B03=0.0000009035697B13=-0.0000000007991806B23=0.00000000001529784B33=0
Ecuación de la entropía
(28)
Sistema de absorción continua
Coeficientes de la ecuación de la entalpía de la mezcla
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Ecuación de la entalpía
(29)
Sistema de absorción continua
A0=-2.00755A1=0.16976A2=-0.003133362A3=0.0000197668B0=124.937B1=-7.71649B2=0.152286B3=-0.000795090C=7.05D=-1596.49E=-104095.5a_0=-2024.33a_1=163.309a_2=-4.88161a_3=0.06302948a_4=-0.0002913705b_0=18.2829b_1=-1.1691757b_2=0.03248041b_3=-0.0004034184b_4=0.0000018520569c_0=-0.037008214c_1=0.0028877666c_2=-0.000081313015c_3=0.00000099116628c_4=-0.0000000044441207
T[8]=(T[4]-(B0*X[6]^0+B1*X[6]^1+B2*X[6]^2+B3*X[6]^3))/(A0*X[6]^0+A1*X[6]^1+A2*X[6]^2+A3*X[6]^3)T_8=273.15+T[8]LogP8=C+(D/T_8)+(E/(T_8)^2)P[8]=10^(LogP8)
h[1]=(a_0*X[1]^0)+(a_1*X[1]^1)+(a_2*X[1]^2)+(a_3*X[1]^3)+(a_4*X[1]^4)+((T[1])*((b_0*X[1]^0)+(b_1*X[1]^1)+(b_2*X[1]^2)+(b_3*X[1]^3)+(b_4*X[1]^4)))+((T[1]^2)*((c_0*X[1]^0)+(c_1*X[1]^1)+(c_2*X[1]^2)+(c_3*X[1]^3)+(c_4*X[1]^4))
Ecuación de la presión, temperatura del refrigerante y la solución(30)
(31)(32)
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Sistema de absorción continua doble efecto
Figura 17. Diagrama PTX para determinar las propiedades de la mezcla, ciclo Doble efecto.
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Sistemas avanzados: efecto mitad
Figura 18. Diagrama PTX sistema de absorción continua efecto mitad.
Refrigeración por absorciónMARCO TEÓRICO
Sistemas avanzados: triple efecto
Figura 19. Diagrama PTX sistema de absorción continua triple efecto.
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Turbina de gas
Figura 20. Componentes y sistemas de una turbina de gas.Fuente: Rocha et al., 2008.
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Turbina de gas
Tabla 2. Turbinas de gas en el mercado.
Marca País (MW) Turbina Pertenece Eficiencia Diseño
Ansaldo Energía
Italia 78 a 310 Industrial Ansaldo Energía 36.2,41.5 5
GE E.U. 44 a 510 Aer. e ind. GE 42.2,63.3 15
BHEL India 26.3 a 297.3 Industrial GE y Siemens 6
Hitachi Japón 3.7 a 255 Industrial Hitachi 13
Zorya Mask. Ucrania 16 a 60 Industrial Zorya 35.5,42.8 9
MHI Japón 113 a 470 Industrial MHI 41,61.7 8
Westinghouse E.U. 45 a 249 Siemens
Ishikawajima H Japón 2-42 Aero derivativa GE 25.4 a 40.3 7
Pratt y White E.U Aero derivativas
39.3, 58.7 4
Solar Turbines E.U. 1.21 a 21.7 Industrial Solar T 11
Toshiba Japón >255 Industrial GE 25.4,40.3
Alstom Francia 3 a 50 industrial Alstom 4
Siemens Alemania 4 a 425 Industrial Siemens 40.3,43.4
Rolls Royce Reino U. 25 a 64 Industrial 3e Rolls Royce 42
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Turbina de vapor
Figura 21. Turbina de vapor BHEL.Fuente: BHEL, 2016.
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Turbina de vaporTabla 3. Turbinas de vapor en el mercado.
Marca País (MW) Turbina P y T Eficiencia Diseño
Ansaldo Energía
Italia 40 a 1000 AP,MP,LP >620°C 4
GE E.U. 90 a 700 AP,MP,LP 140 -185bar565-600°C
37.9-43.6 7
BHEL India 1-75 100-140bar500-540°C
MPHI Japón 200-1300 AP,MP,LP 259.6 bar600-620°C
41-61.7 3
Siemens Alemania 8-250 AP,LP,MP 103-180 bar505-565°C
8
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Sistema de absorción
Figura 23. Sistema de refrigeración por absorción doble efecto paralelo Broad.Fuente: Broad, 2016.
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Sistema de absorciónTabla 4. Sistemas de absorción en el mercado
N MARCA PAIS T.R. T.GEN (°C) F.CALOR
1 TRANE USA 100-1600 MULTIENERGÍA
2 YORK USA 200-1000 MULTIENERGÍA
3 CARRIER USA 100-1700 VAPOR
4 SANYO JAPON 50-526 AGUA CALIENTE
5 EBARA CHINA 150-1000 GAS
6 BROAD CHINA 60-3300 MULTIENERGÍA
7 ENTROPIE FRANCIA 85-1700 90/70/60 AGUA O VAPOR
8 COLIBRI STORK HOLANDA 200
9 HANS GUNTNER ALEMANIA
10 THERMAX INDIA 40-2000 GAS ESCAPE
11 YAZAKY JAPON 50y200 FOSIL
12 KUNYUNGWON R.KOREA 80-1500 MULTIENERGÍA
13 L.G. KOREA 100-200 MULTIENERGÍA
14 SHUANGLIANG CHINA 99-300 MULTIENERGÍA
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
I. En el 2016 Nishimura et al., muestranM701F5 eficiencia del 61%, 1700°C.
II. En el 2016 Matthew et al., analizaron unsistema híbrido.
III. En el 2014 Barigozzi et al., realizaron unestudio de CC híbridos y solarizados.
IV. En 2009 Bhargava et al., estudian lacompresión húmeda en una turbina de gas.
Investigación relacionada
Estado del ArteMARCO TEÓRICO
Investigación relacionada
Sistemas de absorción:
I. Mezcla Silica gel-agua (Soto, 2017) parasistemas intermitentes continuos.
II. Mezcla Amoniaco nitrato de litio (Moreno etal., 2016) para reemplazo de amoniaco agua.
III. Mezcla Amoniaco cloruro de bario(Rodríguez, 2015) para menorestemperaturas de generación.
Descripción de la Central BraytonRankine
METODOLOGÍA
La Turbina de gas
Figura 24. Sistema 2x1 turbina de gas.
Ubicación: Chile Frio, Tuxpan, latitud 20.84°, longitud -97.24°
Datos turbina: I. 185MWII. MHI-501FIII. 1400°C entrada de turbinaIV. Etapas de compresión: 16V. Etapas de expansión: 4VI. Combustores: 16VII. Extracciones de aire de enfriamiento : 3
(6,10 y 13)VIII. Enfriamiento de la expansión: 1,2 y 3IX. Control de aire IGVX. Control de combustión: Válvula BypassXI. Entradas de combustible: 2
Descripción de la Central BraytonRankine
METODOLOGÍA
La Turbina de gas
Figura 25. Sistemas de la turbina de gas
Descripción de la Central BraytonRankine
METODOLOGÍA
HRSG
Figura 26. Generador de vapor por recuperación de calor
Datos recuperador:
I. AP: economizador, evaporador y sobrecalentador. 108.24 m3
II. MP: economizador, evaporador, sobrecalentador y recalentador. 52.94m3
III. BP: precalentador, evaporador, sobrecalentador. 84.06m3
Descripción de la Central BraytonRankine
METODOLOGÍA
Turbina de vapor
Figura 27. Turbina de vapor: a) AP y MP, b) BP
Ubicación: Chile Frio, Tuxpan, latitud 20.84°, longitud -97.24°
Datos turbina: I. 188.73MWPresiones:I. AP:127.9 bar, 538°C, 401600kg/hrII. MP:29.1 bar, 566°C, 448800kg/hrIII. BP:5.2 bar, 300.1°C, 510600kg/hrIV. P. CD: 68 mm Hg.Etapas de expansión:I. AP expansión: 8II. MP expansión: 6III. BP expansión: 10
b)
a)
Descripción de la Central BraytonRankine
METODOLOGÍA
Turbina de vapor
Figura 28. Sistemas de la turbina de vapor.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Modelo termodinámico de la instalación
Figura 29. Diagrama de la central Brayton-Rankine.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 30. Conexión entre las turbinas y el generador de vapor.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 31. Diagrama temperatura entropía.
Si el ciclo se transfiere a un diagrama T-s, queda como la siguiente figura.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Sistema de control y adquisición de datos
Figura 32. a) Sensores de presión y temperatura, b)sala de operación.
a) b)
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 33. Instrumentación de la turbina de gas.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 34. Instrumentación de la turbina de vapor.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 35. Instrumentación del recuperador de calor. Baja presión
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 36. Instrumentación del recuperador de calor media presión.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Figura 37. Instrumentación del recuperador de calor alta presión.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Tabla 5. Sensores de presión, de temperatura y control de válvulas.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Descripción de la operación de la planta
I. Turbina de gas: sistema de arranque, de aceite, de control, de combustible.
II. Recuperador de calor: recalentador, sobrecalentador, evaporador, precalentador.
III. Turbina de vapor: sistema de enfriamiento, de aceite de lubricación, de control.
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Evaluación de la central Brayton-Rankine
Figura 38. Turbina de gas, líneas de flujo.
Condiciones y datos extremos de operación
130013001000612 sssss
12
006)375.0(*P
Prp
12
0010)625.0(*P
Prp
12
0013)8125.0(*P
Prp
002
18)1875.0(*P
Prp
003
18)375.0(*P
Prp
004
18)625.0(*P
Prp
)_()_(_ 000600006006 ssThhe
)_()_(_ 000100000100010 ssThhe
)_()_(_ 000130000130013 ssThhe
)_()_(_ 0001300001313 ssThhe
)()( 018001818 ssThhe
)_()_(_ 000200002002 ssThhe
)_()_(_ 000300003003 ssThhe
)_()_(_ 000400004004 ssThhe
)_()_(_ 022002222 ssThhe
12006
120061
_
)(
hh
hhc
120010
1200102
_
)(
hh
hhc
120013
1200133
_
)(
hh
hhc
00218
002181
)_(
hh
hht
00318
003182
)_(
hh
hht
00418
004181
)_(
hh
hht
entrada
netotermica
Q
W
compresorturbinaneto WWW
)_( 006121
0
1 hhmW cc
)__( 00100062
0
2 hhmW cc
)__( 001300103
0
3 hhmW cc
)__( 1300134
0
4 hhmW cc
4321 ccccCompresor WWWWW
)_( 002181
0
1 hhmW ee
)__( 0030022
0
2 hhmW ee
)__( 0040033
0
3 hhmW ee
)__( 220044
0
4 hhmW ee
4321 eeeeTurbina WWWWW
)2731500(
)273(1(**_*_*__ 1418181313
aire
ooo
combustión
TLHVmememL
neto
ooooo
turbina WemememememL 22220022100320004191818 _*_*_*_*_*__
compresor
ooooo
compresor WemememememL 1313001321001020006191212 _*__*_*_**_
combustible Xi PM XI*PM
CH4 89.242 16.04256 14.3167014
C2H6 7.393 30.06964 2.22304849
C3H8 1.2 44.09652 0.52915824
C4H10 0.114 58.122 0.06625908
C4H10 0.201 58.122 0.11682522
C5H12 0.043 72.14878 0.03102398
C5H12 0.036 72.14878 0.02597356
C6H14 0.036 86.177 0.03102372
N2 1.005 28.01348 0.28153547
CO2 0.813 44.0098 0.35779967
100.083 17.9793488
Xi PM.i PM. Prom
CH4 97.473 16.04256 15.6371645
C2H6 1.331 30.06964 0.40022691
C3H8 0.16 44.09652 0.07055443
C4H10 0.062 58.122 0.03603564
C4H10 0.634 58.122 0.36849348
C5H12 0.021 72.14878 0.01515124
C5H12 0.014 72.14878 0.01010083
C6H14 0.052 86.177 0.04481204
N2 0.098 28.01348 0.02745321
CO2 0.775 44.0098 0.34107595
100.62 16.9510682
Tabla 5. Análisis de combustible
COMPOSICIÓN DEL AIRE
Compuesto %Vol WM PM.prom
A1 A2 A4
N2 78.084 28.0134 21.8739833
O2 20.9476 31.9988 6.70298063
Ar 0.9365 39.948 0.37411302
CO2 0.0319 44.0095 0.01403903
100 18.01528 28.9651159
(0.8924 CH4 + 0.07393 C2H6 + 0.012 C3H8 + 0.00114 C4H10 + 0.00201C4H10 + 0.00043 C5H12 + 0.00036 C5H12+ 0.00036 C6H14 + 0.01005 N2 + 0.00813 CO2) + 2.78a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) vCO2+wH2O+xN2+yAr +1.78aO2
1.1031+.00423a=v 1.1031+.001522a=v
4.15528=2w w=2.077 4.15528=2wa/c=2.78*2.13*4.76*28.97/17.66=46.23
0.01626+5.56a+.00846=2V+w+1.78a*2 0.01626+2a+2*.001522=2V+w
0.0201+a*20.72=X*2 a=2.13 0.0201+a*3.7275*2=X*2
Y=0.0447a v=1.11 Y=0.0447a
x=22.07
0.00423A-V=-1.1031 y=.26 0.001522A-V=-1.1031
2a-2v=2.05 2a-2v=2.058(0.8924 CH4 + 0.07393 C2H6 + 0.012 C3H8 + 0.00114 C4H10 + 0.00201C4H10 + 0.00043 C5H12 + 0.00036 C5H12+ 0.00036 C6H14 + 0.01005 N2 + 0.00813 CO2) + 2.78a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) +0.3925H2O 1.11CO2+2.4695H2O+22.07N2+.095Ar +3.79O2
T.amb.=33C
P=5.0762kPa presión del aire seco
presión parcial de humedad Pv.=(.8)(5.0762)=4.06
Nmoles.hum. Nv.air=(Pv.air/P.total)Ntotal=(4.06/101.325)(10.19+Nv.air)
Nv.air=0.3925 kmol de agua que se tienen que agregar a la ecuación de aire seco
Nv=2.077+.3925=2.4695
Pv=(Nv/Np)Pp=(2.46/11.63)(101.325)=21.43kPa, T=61.46C
AC=(m.air/m.comb.)=((10.19KMOL)(28.97KG/KMOL))/(17.6635KG)=16.26
Aire.total=(9.36kg/s comb)(16.26)=152.193kg.aire a 33C
flujo de aire=424.3kg/s
esceso.aire=2.78=278%
VOL% C H O N Ar C H O N ArM.COMB.
97.473 1 4 0 0 00.974
733.898
92 0 0 015.59
57
1.331 2 6 0 0 00.026
620.079
86 0 0 00.399
3
0.16 3 8 0 0 00.004
80.012
8 0 0 00.070
4
0.062 4 10 0 0 00.002
480.006
2 0 0 00.035
96
0.634 4 10 0 0 00.025
360.063
4 0 0 00.367
72
0.021 5 12 0 0 00.001
050.002
52 0 0 00.015
12
0.014 5 12 0 0 00.000
70.001
68 0 0 00.010
08
0.052 6 14 0 0 00.003
120.007
28 0 0 00.044
72
0.098 0 0 0 2 0 0 0 00.001
96 00.013
72
0.775 1 0 2 0 00.007
75 00.015
5 0 0 0.217
1.04661
4.07266
0.0155
0.00196 0
16.7697
78.084 0 0 0 2 0 0 0 01.561
68 0
20.9476 0 0 2 0 0 0 00.418
95 0 0
0.9365 0 0 0 0 1 0 0 0 00.009
37
0.0319 1 0 2 0 00.000
32 00.000
64 0 0
(0.97473 CH4 + 0.01331 C2H6 + 0.0016 C3H8 + 0.00062 C4H10 + 0.00634C4H10 + 0.00021 C5H12 + 0.00014 C5H12+ 0.00052 C6H14 + 0.00098 N2 + 0.00775 CO2) + a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) vCO2+wH2O+xN2+yAr
O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2
C1.04661+.001522a=v v=1.049
H4.07266=2w
w=2.0363
00.0155+2a+2*.001522=2V+w a=2.058
N0.00196+a*3.7275*2=X*2 x=7.672
ArY=0.0447a y=0.091
C0.001522A-V=-1.04661
O
2a-2v=2.017
Kmol.aire.seco=4.773*2.058=9.822humedad de aire=80%T.amb.=33CP=5.0762kPa
presión del aire seco
presión parcial de humedad
Pv.=(.8)(5.0762)=4.06
Nmoles.hum.
Nv.air=(Pv.air/P.total)Ntotal=(4.06/101.325)(9.822+Nv.air)
Nv.air=0.4099 kmol de agua que se tienen que agregar a la ecuación de aire seco
AC=(m.air/m.comb.)=((9.822KMOL)(28.97KG/KMOL))/(16.7697KG)=16.96Aire.total=(9.36kg/s comb)(16.96)=158.82kg.aire a 33C
(0.8924 CH4 + 0.07393 C2H6 + 0.012 C3H8 + 0.00114 C4H10 + 0.00201C4H10 + 0.00043 C5H12 + 0.00036 C5H12+ 0.00036 C6H14 + 0.01005 N2 + 0.00813 CO2) + 2.78a(O2+3.7275N2+.0447AR+.001522CO2) +0.3925H2O 1.11CO2+2.4695H2O+22.07N2+.095Ar +3.79O2
Cp.prom=a+bT+cT2+dT3 Tent.prom CP.gases
Kmoles F.MOLAR a b c d 885KJ/Kmol.K 372
CO2 1.11 0.03758317 22.26 5.98E-02 -3.50E-05 7.87E-09 5.32E+01 2.00E+00 4.01E+01 1.51E+00
H2O 2.4695 0.08361408 32.24 1.92E-03 1.06E-05 -3.60E-09 3.24E+01 2.71E+00 3.23E+01 2.70E+00
N2 22.165 0.75047825 28.9 -1.57E-03 8.08E-06 -2.87E-09 2.89E+01 2.17E+01 2.89E+01 2.17E+01
O2 3.79 0.1283245 25.48 1.52E-02 -7.16E-06 1.31E-09 2.59E+01 3.33E+00 2.59E+01 3.33E+00
29.5345 1 2.97E+01 2.92E+01
Mmolar=443/29.5345= 14.9994075kg/kmol.s
el cp=(29.70/14.99)=1.98KJ/(kg.K) 449828.692KW recuperador
0.55864358 449302.576(100°C) 25002.7093escape de gases KW
(108°C) 1345.02585calor de enfriador de aire
(300°C) 382.925
26730.6601
16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40
20000
25000
110000
115000
120000
125000
130000"Pérdidas exergéticas"
kW
T_aire (C)
Combustor
Compresor
Turbina
TK = °C + 273.15; R=8.31451 kJ/kgmolK; MW = peso molecular y -∆fH°=Entalpía de formación
H° =[( -A1/TK +A2*ln(TK) +A3*TK +A4*TK2/2+A5*TK
3/3+A6*TK
4/4+A7*TK
5/5+A8)*R-∆fH°]/MW
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Evaluación de la central Brayton-Rankine
Figura 38. Ciclo Rankine, líneas de flujo.
ሶ𝑚10 = ሶ𝑚1
ሶ𝑚10 = ሶ𝑚8 − ሶ𝑚9
ሶ𝑚8 = ሶ𝑚6 + ሶ𝑚7
ሶ𝑚5 = ሶ𝑚6
ሶ𝑚4 = ሶ𝑚5 + ሶ𝑚7
ሶ𝑚3 = ሶ𝑚4 + ሶ𝑚9
ሶ𝑚2 = ሶ𝑚3
ሶ𝑚1 = ሶ𝑚2
Parámetros de
operación:
Valores
nt_ri1 90%
nt_ri2 90%
nt_ri3 90%
np_ri1 87%
np_ri2 87%
np_ri3 87%
n_HSRG 85%
nm 98.2%
ng 98%
nt.c. 98.5%
m_steam 72 – 142 kg/s
P6 70 – 129 bar, 811K
P8 15 – 29 bar, 839K
P9 4.9 – 5.2 bar,
P10 0.068 – 0.09 bar
TH 565-560°C
TL 43.73 – 38.72°C
3
1
x
x
theo
t
theo
t xII
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t
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t
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t
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p
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x
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p
theo
p
3
1
])3[]4[(*2 hhxI theo
p
])4[]5[(*3 hhwI theo
p
xqqx
x
theo
r
theo
r
5
1
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r
])3[]9[(*2 hhyq theo
r
])4[]7[(*3 hhzq theo
r
])5[]6[(*4 hhwq theo
r
])7[]8[(*5 hhxq theo
r
theo
r
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r
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p
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hhrinhh
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t
t
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2_/])3[]4[(]3[]4[_ rinhhhh p3_/])4[]5[(]4[]5[_ rinhhhh p
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3
1
x
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3
1
x
x
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t
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.. hhhhn ct
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1
_
x
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2_ hhyqc
])4[_]7[(* 0
3_ hhzqc
])5[_]6[(* 0
4_ hhwqc
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5_ hhxqc
5
1
_
x
x
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e qIen /
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x
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c
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c
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c
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.._ ****)1()/( ctHSRG
c
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exhaustctHSRG
c
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e
m nItIe *
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2_ ssysc
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3_ sszsc
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4_ sswsc
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HSRGI
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0
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....
x
x
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ct TThhyL
321 ........ ctctctct LLLL
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t
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2/)_( 999 TTTmed
2/)_( 101010 TTTmed
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t
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t
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III
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])3[]4[(*)1)2_/1((])4[]4[_( hhrinhh p
])4[]5[_/(])4[]5[(3_ hhhhrin p
])4[]5[(*)1)3_/1((])5[]5[_( hhrinhh p
2/)_( 222 TTTmed
2/)_( 444 TTTmed
2/)_( 555 TTTmed
medTsshh 2*])2[]2[_(]2[]2[_
medTsshh 4*])4[]4[_(]4[]4[_
medTsshh 5*])5[]5[_(]5[]5[_
med
p Thhs 2/])2[]2[_(1
med
p Thhs 4/])4[]4[_(2
med
p Thhs 5/])5[]5[_(3
)/(*])1[]2[(*)1)1_/1((1 20
medp
p TThhrinL
)/(*])3[]4[(*)1)2_/1((2 40
medp
p TThhrinL
)/(*])4[]5[(*)1)3_/1((3 50
medp
p TThhrinL
321 pppp LLLL
pcond
IIIIII
tctHSRGinst LLLLLL ,,
.
])0[]2[_(])0[]2[_(1 0 ssThheHSRG
in
]))0[]3[_(])0[]3[_((*2 0 ssThhyeHSRG
in
]))0[]4[_(])0[]4[_((*3 0 ssThhzeHSRG
in
]))0[]5[_(])0[]5[_((*4 0 ssThhweHSRG
in
]))0[]7[_(])0[]7[_((*5 0 ssThhxeHSRG
in
5
1
x
x
HSRG
in
HSRG
in xee
))/(1(* 0 hexhaust
HSRG
in TTqeq
])0[]3[(])0[]3[(1 0 ssThheHSRG
out
]))0[]9[(])0[]9[((*2 0 ssThhyeHSRG
out
]))0[]7[_(])0[]7[_((*3 0 ssThhzeHSRG
out
]))0[]6[(])0[]6[((*4 0 ssThhweHSRG
out
]))0[]8[(])0[]8[((*5 0 ssThhxeHSRG
out
5
1
x
x
HSRG
out
HSRG
out xee
HSRG
out
HSRG
in
HSRG
in
HSRG eeqeL )(
]))0[]6[(])0[]6[((*1 0
..ssThhwe
ct
in
]))0[]8[(])0[]8[((*2 0
..ssThhxe
ct
in
]))0[]9[(])0[]9[((*3 0
..ssThhye
ct
in
321........ ct
in
ct
in
ct
in
ct
in eeee
]))0[]6[(])0[]6[((*1 0
..ssThhwe
ct
out
]))0[]8[(])0[]8[((*2 0
..ssThhxe
ct
out
]))0[]9[(])0[]9[((*3 0
..ssThhye
ct
out
321........ ct
out
ct
out
ct
out
ct
out eeee
..... ct
out
ct
in
ct eeL
Figura 38. Mediciones de temperatura y presión del 2009 al 2014 de Tuxpan II
Figura 39. Mediciones de temperatura gases de escape de Tuxpan II
0
20
40
60
80
100
120
140
160
180
200
70 90 110 130 150
Efic
ien
cia
y p
ote
nci
a e
léct
rica
(M
W)
m_steam (kg/s)
Ie( CASE I)MW
n %(CASE I)
Ie( CASE II)MW
n %(CASE II)
Increment MW
Figura 39. Pérdida de energía en ciclo Rankine
Figura 41. Potencia y eficiencia de la TV
Figura 40. Pérdidas de capacidad en ciclo Rankine
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Realización del algoritmo con diagrama
Figura 39. Instrumentación del recuperador de calor alta presión.
20
Compressor Turbine
Combustion
HRSG
Turbine HP/IPL P
Condenser
Pump 1 (Low pressure)
Pump 2 (high and medium pressure)
1 2
3 1
2
4
5
6
7
8
9
10
121
13
14
15
16 17
18
19
21
26
1
2
Gen. 1
Gen. 2
27
Pre-heater
Evaporator
Economizer
Over-heater
Evaporator
Economizer
EvaporatorOver-heater
Re-heater
Air
Fuel
WaterSteam
Exhaust
Rankine Cycle
Brayton Cycle I
Air Gas
Steam
Electric
Electric
Air cooling
Feed
To HRSG 2
From HRSG 2
From HRSG 2
To HRSG 2
From HRSG 2
rs
t
20
Compressor Turbine
Combustion
122
13
14
15
16 17
18
19
21
26
Gen. 1
Brayton Cycle II
Air Gas
Electric
Air cooling
rs
t
Brayton Rankine Combined Cycle 2-2-1Taire= 16.4 [C]
Taire,2= 16.4 [C]
P11= 101.1 [kPa]
T18= 1400 [C]
LHV= 48490 [kJ/kg]
P11,2= 101.1 [kPa]
T18,2= 1400 [C]
rp= 14
rp2= 14
Ie = 192892 [kW]
Wtotal = 538856 [kW]
Wnet,g = 178282 [kW]
Wnet,g,2 = 178282 [kW]
m12 = 446 [kg/s]
m12,2 = 446 [kg/s]
m14 = 10.08 [kg/s]
m14,2 = 10.08 [kg/s]
me4 = 456.1 [kg/s]
me42 = 456.1 [kg/s]
T27 = 99.74 [C]
T22,22 = 612.3
T22 = 612.3 [C]
msteam = 145.2 [kg/s]
P6 = 13091 [kPa]
P7 = 2948 [kPa]
P9 = 526.9 [kPa]
P10 = 9.32 [kPa]
cc = 0.5513
g22 = 0.3648
g22,2 = 0.3648
IGV1= 1
IGV2= 1
Qexhaust = 635171
Qr = 531797
Qproc = 495174
Qhsrg = 897647
Qin = 391064
Qin2 = 488738Qin2,real = 408963
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción
VE
VE
VR
VR
EVAPORADOR
CONDENSADOR
CONDENSADOR GENERADOR
INTERCAMBIADOR
ABSORBEDOR
SHX1
SHX2
B1
B2
1
2
3 4
5
6
7
8
9
10
11
12
13 14
15
16
17
18
19
T1= 29.85 [C]
T3= 47.33 [C]
T7= 57.47 [C]
T4= 76.39 [C]
T11= 57.47 [C]
T13= 90.18 [C]
T17= 122.8 [C]
T14= 144.8 [C]
X6= 61.97 [%]X1= 52.77 [%]
X10= 0 [%]
m11= 0.55 [kg/s]
m17= 0.082 [kg/s]
T21= 150 [C]
T22= 142 [C]
m21= 1 [kg/s]
T23= 25 [C]
T24= 33.65 [C]
m23= 1 [kg/s]Qe= 354.4 [KW]
T25= 25 [C]
T26= 28.16 [C]
m25= 1 [kg/s]
T27= 12 [C]
T28= 7.78 [C]
m27= 1 [kg/s]
COP = 1.322
COPext = 0.5147
COPext1 = 0.5147
COPmax = 2.991
Qabext = 36.19 [KW]Qabext = 36.19 [KW]Qeext = 17.66 [KW]
Qgext = 34.32 [KW]
Qgen = 268.1 [KW]
Qcd1 = 193.4 [KW]
Qcd2 = 185.1 [KW]
QSXH1 = 37.14 [KW]
QSHX2 = 38.38 [KW]
Wp1 = 0.002206
Wp2 = 0.02215
Qcext = 13.22 [KW]
sistema = 0.442
Efec1 = 0.5002
Efec2 = 0.5005
m10 = 0.1485 [kg/s]
m7 = 0.06654 [kg/s]
m1 = 1 [kg/s]
m6 = 0.8518 [kg/s]
m16 = 0.468 [kg/s]
ALTA PRESIÓN
MEDIA PRESIÓN
BAJA PRESIÓN
REFRIGERANTE SOLUCIÓNSISTEMA DE ABSORCIÓN Br-Li/H2O DOBLE EFECTO
P21= 1 [KPa]
P23= 1 [KPa]
P25= 1 [KPa]
P27= 1 [KPa]
P10 = 0.8799 [KPa]
P7 = 4.17 [KPa]
P17 = 64.25 [KPa]
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción
140 145 150
1.312
1.314
1.316
1.318
1.320
1.322
1.324
1.326
1.328
1.330
1.332
1.334
1.336
1.338
1.340
1.342
Bromuro de litio agua
CO
P
T_generación (°C)
T_cd 36°C
T_cd 34°C
T_cd 32°C
T_cd 30°C
T_cd 28°C
T_cd 26°C
T_cd 24°C
T_cd 22°C
T_cd 20°C
140 145 150
2360
2380
2400
2420
ER
(kJ/k
g)
T_generación (°C)
ER_36°C
ER_32°C
ER_28°C
ER_24°C
ER_20°C
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla Carrol$IfNot Diagramwindow
T[4]=89.9 [C] {T ent calor en el generador, varia de 80 a 95}T[1]=30 [C] {T solución}{T[7]=77[C] {varia de 67 0 82}}{T[3]=82.2 [C] {T sol entrada del generador, varia de 53 a 68}}Qe=8 [KW] {potencia de refrigeración}X[6]=62.5 [%] {alta concentración}X[1]=56.7 {baja concentración}X[10]=0T[11]=100 [C]T[12]=96.5 [C]T[13]=25 [C]T[14]=37 [C]T[15]=25 [C]T[16]=34.6 [C]T[17]=10 [C]T[18]=3.7 [C]P_atm=101.3 [KPa]$EndIf
T[7]=T[4]-13T[3]=T[4]-27
A0=1197.190135A1=-53.49325167A2=0.7482707211A3=0.0031541588B0=-2.41786903B1=0.2400371279B2=-0.004021956B3=0.0000209546C0=0.019006407C1=-0.0007928478C2=0.0000115277C3=-0.0000000581
X[6]=X[5]X[6]=X[4]X[1]=X[2]X[1]=X[3]X[10]=X[7]X[10]=X[8]X[10]=X[9]
Fluid$='steam'T[8]=T[4]*(1.6630-0.032372*X[6]+0.00049701*X[6]^2-0.0000029363*X[6]^3)+(-210.71+10.907*X[6]-0.18574*X[6]^2+0.00093912*X[6]^3)P[8]=(6.6411-0.049*T[8]+0.03255*T[8]^2-0.000319*T[8]^3+0.00000752*T[8]^4)*(101.3/760)
h[8]=enthalpy(fluid$,T=T[1],x=0)h[8]=h[9]T[9]=T[1]*(1.6630-0.032372*X[1]+0.00049701*X[1]^2-0.0000029363*X[1]^3)+(-210.71+10.907*X[1]-0.18574*X[1]^2+0.00093912*X[1]^3)P[9]=(6.6411-0.049*T[9]+0.03255*T[9]^2-0.000319*T[9]^3+0.00000752*T[9]^4)*(101.3/760)h[10]=enthalpy(fluid$,P=P[9],x=1)m[9]=Qe/(h[10]-h[9])ER=h[10]-h[9]m[10]=m[9]T[10]=T[9]
m[10]+m[6]=m[1]m[10]*X[10]+m[6]*X[6]=m[1]*X[1]P[9]=P[10]P[9]=P[6]P[9]=P[1]m[1]=m[2]m[1]=m[3]m[6]=m[5]m[6]=m[4]m[10]=m[8]m[10]=m[7
h[1]=(A0*X[1]^0)+(A1*X[1]^1)+(A2*X[1]^2)+(A3*X[1]^3)+((T[1])*((B0*X[1]^0)+(B1*X[1]^1)+(B2*X[1]^2)+(B3*X[1]^3)))+((T[1]^2)*((C0*X[1]^0)+(C1*X[1]^1)+(C2*X[1]^2)+(C3*X[1]^3)))
{punto 4}h[4]=(A0*X[4]^0)+(A1*X[4]^1)+(A2*X[4]^2)+(A3*X[4]^3)+((T[4])*((B0*X[4]^0)+(B1*X[4]^1)+(B2*X[4]^2)+(B3*X[4]^3)))+((T[4]^2)*((C0*X[4]^0)+(C1*X[4]^1)+(C2*X[4]^2)+(C3*X[4]^3))){punto 3}h[3]=(A0*X[1]^0)+(A1*X[1]^1)+(A2*X[1]^2)+(A3*X[1]^3)+((T[3])*((B0*X[1]^0)+(B1*X[1]^1)+(B2*X[1]^2)+(B3*X[1]^3)))+((T[3]^2)*((C0*X[1]^0)+(C1*X[1]^1)+(C2*X[1]^2)+(C3*X[1]^3)))
{punto5}m[3]*(h[3]-h[2])=m[4]*(h[4]-h[5])h[5]=(A0*X[4]^0)+(A1*X[4]^1)+(A2*X[4]^2)+(A3*X[4]^3)+((T[5])*((B0*X[4]^0)+(B1*X[4]^1)+(B2*X[4]^2)+(B3*X[4]^3)))+((T[5]^2)*((C0*X[4]^0)+(C1*X[4]^1)+(C2*X[4]^2)+(C3*X[4]^3))){punto6}h[6]=h[5]T[9]=T[6]*(1.6630-0.032372*X[6]+0.00049701*X[6]^2-0.0000029363*X[6]^3)+(-210.71+10.907*X[6]-0.18574*X[6]^2+0.00093912*X[6]^3)
Q_SXH=m[2]*(h[3]-h[2])m[10]*h[10]+m[6]*h[6]=m[1]*h[1]+Q_absm[3]*h[3]+Q_gen=m[4]*h[4]+m[7]*h[7]m[7]*h[7]=m[8]*h[8]+Q_cdcp=1.92{[KJ/kg.K]a 60%}Efec=(m[1]*cp*(T[4]-T[5]))/(m[1]*cp*(T[4]-T[2]))COP=Qe/Q_gen
T_9=T[9]+273.15T_amb=T[1]+273.15T_ggen=T[4]+273.15COP_max=((T_9)/(T_amb-T_9))*((T_ggen-T_amb)/(T_ggen))Eta_sistema=COP/COP_maxQ_torre=Q_cd+Q_absRF=m[1]/m[10]
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla amoniaco agua:
P[1]=240[KPa]P[2]=1555[KPa]T[1]=40[C]T[2]=40[C]T[3]=110.7[C]T[4]=131[C]T[5]=40.5[C]T[6]=40.7[C]T[7]=108[C]T[8]=108[C]T[9]=44[C]T[10]=40[C]T[12]=-14.5[C]T[13]=-10[C]Qe=147[KW]m[1]=1[kg/s]m[4]=0.863[kg/s]m[7]=0.150[kg/s]m[8]=0.013[kg/s]m[9]=0.137[kg/s]X[1]=0.368X[4]=0.268X[7]=0.9444X[9]=0.999634
m[1]=m[2]m[1]=m[3]m[4]=m[5]m[4]=m[6]m[10]=m[9]m[10]=m[12]m[10]=m[13]P[1]=P[6]P[1]=P[12]P[1]=P[13]P[2]=P[3]P[2]=P[4]P[2]=P[5]P[2]=P[7]P[2]=P[8]P[2]=P[9]P[2]=P[10]X[1]=X[2]X[1]=X[3]X[1]=X[8]X[4]=X[5]X[4]=X[6]X[9]=X[10]X[9]=X[12]X[9]=X[13
h[1]=-42.3h[2]=-39.2h[3]=306.8h[4]=401.6h[5]=0.9h[6]=0.9h[7]=1547h[8]=264.1h[9]=1294h[10]=190.1h[12]=190.1h[13]=1264
f=(X[9]-X[4])/(X[3]-X[4]){Wp=(P[1]-P[2])*v*m[1]/np=3.05KW}E_shx=(T[4]-T[5])/(T[4]-T[2])Q_shx=m[1]*(h[3]-h[2])Q_abs=m[13]*(h[13]-(h[6]-f*(h[6]-h[1])))r=m[9]/m[7]Q_rec=m[7]*(h[7]-h[8]+r*(h[8]-h[9]))Q_des=m[7]*(h[7]-h[4]+f*(h[4]-h[3]))+Q_recQ_cd=m[9]*(h[9]-h[10])Q_eva=m[9]*(h[13]-h[12])COP=Q_eva/Q_des
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla amoniaco cloruro de bario:
Condensador
Válvula de expansión
Generador Absorbedor
EvaporadorCondensador
Agua caliente
Refrigerante
Agua fria
Salmuera
Alta presión
Baja presión
1
4
2
3
Evaporador
chiller
Carga de enfriamiento
calentador solar
P1= 10 [bar]
P3= 2 [bar]
Tamb= 25 [C]
T5= 25 [C]
T6= 28 [C]
T7= 60 [C]
T8= 59.5 [C]
T10= 24.5 [C]
m5= 1 [Kg/s]
m7= 1.03 [Kg/s]
m9= 0.08 [Kg/s]
Qe= 0.164 [KW]
T9= 25 [C]
Qgen = 2.112 [KW]
Qabs = 12.3 [KW]
Qrefrigeración = 0.164 [KW]
Tabs = 20.72 [C]
Tgen = 51.28 [C]
Qcd = 12.3 [KW]
COP = 0.07767
m3 = 0.0001462 [Kg/s]
T3 = -18.85 [C]
T1 = 51.28 [C]
T2 = 24.89 [C]
sistema intermitente cloruro de bario amoniaco
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción: Mezcla amoniaco nitrato de litio:
T1= 80.43 [C]T2= 71 [C]
T3= 28 [C]
T5= 25.05 [C] T6= 25.38 [C]
T8= 52.55 [C]
T9= 61.81 [C]
T10= 83.49 [C] T11= 52.93 [C]
T12= 52.94 [C]
T13= 39.52 [C]
T14= 39.03 [C]
T16= 90.2 [C]
T15= 86.62 [C]T17= 27.99 [C]
T18= 29.49 [C]
T19= 24.87 [C]
T20= 23.66 [C]
T21= 27.85 [C]
T22= 30.82 [C]
Fab= 18.28 [kg/m]
Fcd= 20.24 [kg/m]
Fe= 20 [kg/m]
Fg= 24.78 [kg/m]
m1= 0.0937 [kg/m]
m10= 1.25 [kg/m]
m13= 1.63 [kg/m]
Pab= 4.76 [bar]
Pcd= 12.83 [bar]
Pe= 4.8 [bar]
Pg= 12.89 [bar]
COPext1 = 0.2651
Cr= 4.038 [kg/m]
X1= 0.467 X2= 0.53COPext2 = 0.265
COPin = 0.4757
Qab = 2.29 [KW]
Qcd = 1.977 [KW]
Qe = 1.859 [KW]
Qg = 3.758 [KW]
Wp = 0.1496 [KW]
Qab1 = 3.785 [KW]
Qcd1 = 2.117 [KW]
Qe1 = 1.687 [KW]
Qg1 = 6.214 [KW]
T4 = 3.005 [C]T7 = 40.42 [C]
Efec = 0.4154QSXH = 71.17 [KW]
COPmax = 1.682
sistema = 0.2828
ab = 0.6051
cd = 0.9342
e = 1.102
I = 2.02
g = 0.6048
QSXH1 = 35.24 [KW]
12
3
4
5 6
7
8
9
10 11
12
13
14
15
16
17
18
20
19
21
22
CONDENSADOR
21
EVAPORADOR
21
ABSORBEDOR
GENERADOR
AMONIACO NITRATO DE LITIO
BOMBA
ECONOMIZADOREXPANSIÓN
Para todos los casos se utilizó el método de Newton Rapson para las iteraciones de las mezclas:
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
1
2
3
1314
15
16
4
5
6
7
8
9
10
17
18
19
Generador 1
Generador 2
Condensador 1
Condensador 2
Evaporador Absorbedor
Eco 1
Eco 2
Presión baja
Presión media
Presión alta
T1= 30 [C]
T14= 138.6 [C]
X1= 52.9 [%]
X4= 62.66 [%]
X10= 0 [%]
X14= 57.33 [%]
Eff= 0.5
Qe= 371.1 [KW]
COP = 1.328
COPmax = 2.842
sistema = 0.4674
Qgen = 279.4 [KW]
Qabs = 453.9 [KW]
Qcd1 = 232.1 [KW]
Qcd2 = 163.2 [KW]
P1 = 0.8753 [kPa]
P7 = 4.352 [kPa]
P17 = 77.54 [kPa]
BrLi/H2O Doble efecto (flujo en serie)
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Análisis de ciclos avanzados de absorción
135 140 145
1.316
1.318
1.320
1.322
1.324
1.326
1.328
1.330
1.332
1.334
1.336
1.338
1.340
1.342
1.344
1.346
1.348BrLi/H2O Doble Efecto (flujo serie)
CO
P
T_generación (C)
T_cd 36°C
T_cd 34°C
T_cd 32°C
T_cd 30°C
T_cd 28°C
T_cd 26°C
T_cd 24°C
T_cd 22°C
T_cd 20°C
135 140 145
2360
2380
2400
2420
2440
Efecto de refrigeración
ER
(kJ/k
g)
T_generación (C)
ER_36°C
ER_32°C
ER_28°C
ER_24°C
ER_20°C
B1
B2
B3
VE1
VE2
VE3
V1
V2
V3
Generador 3
Generador 2
Generador 1Condensador 1
Condensador 3
Condensador 2
Economizador 1
Economizador 2
Economizador 3
EvaporadorAbsorbedorPresión 1
Presión 2
Presión 3
Presión 4
T1= 30 [C]
T24= 180 [C]
Qe= 232.7 [KW]
X1= 52.94 [%]
X6= 58.66 [%]
Eff= 0.5
COP = 1.646
X10= 0 [%]
1
2
34
5
6
7
8
9
10
11
12
1314
15
16
17
18
19
21
22
2324
25
26
27
28
29
Qabs = 294.3 [KW]
Qcd1 = 57.82 [KW]
Qcd2 = 76.13 [KW]
Qcd3 = 97.05 [KW]Qgen = 141.4 [KW]
COPmax = 3.557
sistema = 0.4628
BrLi/H2O Triple Efecto Paralelo
P10 = 0.8715 [kPa]
P7 = 4.245 [kPa]
P17 = 37.63 [kPa]
T27 = 166 [C]P27 = 237.8 [kPa]
T14 = 120.8 [C]
T4 = 69.5 [C]
Bomba1 = 0.0021 [KW]
Bomba2 = 0.01498 [KW]
Bomba3 = 0.05396 [KW]
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Realización del algoritmo en un Software
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Comparación de resultados
16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40
020406080
100120140160180
400
500
W_tg
178.5 MW
T_air_cold
16.29°C
6
6
5
4
3
2
1
5432
1
Po
we
r (M
W),
Air f
low
(kg
/s),
Air c
old
(°C
)
T_environment (°C)
W_tg
W_tv
W_total
m_air
T_air_cold
W_tg_abs
16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40
0
10000
20000
150000
160000
170000
180000
190000
200000
210000
220000
76
5
3
4
2
1
Pote
ncia
(K
W),
ahorr
o c
om
bustible
kg/d
ía
T_aire (C)
sistema con absorción
sistema con evaporativo
ahorro.absorción
ahorro.evaporativo
Gas nat.1
Gas nat.2
Pe
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Comparación de resultados
17
18
19
enfriamiento evaporativo
refrigeración por absorción
1 a 2
2 a 3
A
17 a 18
17 a 19
16 18 20 22 24 26 28 30 32 34 36 38 40 42 44
0
5
10
15
20
25
30
35
110
120
130
140
150
160
4
3
2
1
T_a
ire_
frio
[C
], a
gu
a p
erd
ida
y g
an
ad
a [
kg/m
in]
T_aire (C)
T_18
T_19
m_vapor_abs.
m_vapor_eva
Modelo ExperimentalMETODOLOGÍA
Conclusiones y recomendaciones
1. Con la instalación del sistema de absorción se puede incrementar hasta 6 MW por T.G.
2. Se puede obtener la máxima potencia sin llegar a la temperatura mínima de operación.
3. Con la instalación del sistema de absorción, a 22.8°C se puede obtener la máxima potencia de 178.5 MW por cada T.G.
4. Si se instalaran los sistemas de absorción en las CCC se tendría un aumento de potencia de 238 MW.
Muchas gracias por su atención