modelización y análisis de una microturbina de gas con gas...

Escuela Técnica Superior de Ingenieros IndustrialesUniversidad Politécnica de Madrid

Trabajo de Fin de Grado

Modelización y análisis de unamicroturbina de gas con gas

natural y biomasa comocombustibles

Yaiza Figueroa Romero

Grado en Ingeniería en Tecnologías Industriales

Especialidad:Técnicas Energéticas

Tutor: Javier Rodríguez Martín

Febrero 2018

Agradecimientos

La realización de este Trabajo de Fin de Grado no hubiese sido posible sin la genteque ha estado a mi lado durante toda mi trayectoria académica y me ha ayudado a lolargo de todos estos años.

Quiero agredecer a mi tutor Javier Rodríguez su gran ayuda y dedicación en la reali-zación de este Trabajo desde el primer momento, por haberme guiado desde el principioy haberme dedicado parte de su tiempo.

También quiero agradecer a mi familia todo su apoyo y su cariño. A mis padres Joséy Begoña, por ser mi pilar y ayuda y por estar tan cerca a tanta distancia. A mis cuatroabuelos, Lola, Fina, Santiago y Juan, sin los cuales nada de esto hubiese sido posible; porsu amor y su confianza en mi. A Antía, por la suerte de haber nacido con mi punto deapoyo.

A mis compañeros y compañeras de clase, los que llegaron los primeros años de carreray los que tardaron un poco más en aparecer, por haber encontrado gente tan maravillosacon la que compartir estos años. También a todas mis compañeras de piso, por haber si-do una parte tan fundamental estos años y haber hecho de Madrid una ciudad maravillosa.

I

Resumen ejecutivo

En el panorama energético actual se busca ante todo reducir las emisiones contami-nantes, en especial las de gases de efecto invernadero, que por su elevada cantidad emitidason la principal causa del cambio climático. Hoy, la principal fuente de emisiones de efec-to invernadero es la producción de electricidad, suponiendo alrededor de un 60% deltotal de las emisiones [1]. Dado que no se espera que en un futuro los niveles de consu-mo energético decrezcan, resultará imprescindible desligar el consumo energético de éstas.

En este sentido las fuentes de energías renovables suponen una alternativa adecuadaa las fuentes de energía fósiles tradicionales, ya que se produce energía reduciendo lasemisiones de CO2. La tendencia actual es a que el porcentaje de energía producida porfuentes renovables aumente año tras año, aunque la energía primaria procede principal-mente de fuentes no renovables como son el carbón, el petróleo y el gas natural.

El objetivo de este trabajo es comparar a nivel energético, económico y medioambien-tal la utilización de gas natural, combustible fósil, y la utilización de biomasa, fuente deenergía renovable, en la generación de energía mediante una microturbina de 100 kWe.Para ello se realiza la simulación de las dos instalaciones.

Las microturbinas son, como su propio nombre indica, turbinas de menor tamaño cuyapotencia está en el rango de los 30-500 kW. En cuanto a componentes, son más simplesque las de mayor tamaño: generalmente están formadas por un compresor y una turbinade una única etapa, una cámara de combustión y un intercambiador de calor, necesariopara aumentar el rendimiento de la instalación, que está limitado por la temperatura deentrada al compresor y por la temperatura de entrada a la turbina debido a los materialesde los álabes. El rendimiento de las microturbinas con recuperación de calor está en tornoal 30%. Las microturbinas resultan una buena solución para la generación de energíadescentralizada, por ejemplo en bloques de edificios o urbanizaciones, centros comercialeso campus universitarios.

En cuanto a termodinámica, las microturbinas de gas se basan en el Ciclo Brayton.

III

(a) Gas Natural (b) Biomasa

Figura 1: Disposición de las dos instalaciones

Para la simulación de los ciclos de las dos microturbinas, cuyos esquemas se muestran enla Figura 1, se utiliza el programa Engineering Equation Solver, con el que se obtienenlas propiedades termodinámicas en cada punto del ciclo y se realizan los cálculos quepermiten caracterizar cada instalación.

Es necesario tener en cuenta que los resultados obtenidos variarán en función deltipo de biomasa utilizado. En este caso se analiza el caso de virutas de madera cuyacomposición es:

48%C 5,99%H 45,83%O 0,05%N 0,10% cenizas

y su poder calorífico inferior es 17500 kJ/kg.

Para la simulación de las instalaciones, se utiliza el Modelo de los Gases Ideales paralos gases que circulan por el ciclo, teniendo en cuenta los gases de combustión, ya que encada caso se simula detalladamente la combustión para considerar con mayor rigurosidadla influencia del tipo de combustible.

Se calculan para cada instalación: el trabajo del compresor y de la turbina, el caloraportado por cada combustible, el consumo de aire, el consumo de combustible, las emi-siones de CO2 y la eficiencia global del ciclo.

Los datos obtenidos para cada instalación son los que se muestran en la Tabla 1.

IV

Gas Natural Biomasa

Wc [kW] 157,5 164,4Wt [kW] 277,4 284,4

Qcomb [kW] 329,7 408,2ma [kg/s] 0,7758 0,811mcomb [kg/s] 0,0066 0,0233mCO2 [kg/s] 0,018433 0ηe [ %] 30,33 24,49

Tabla 1: Datos obtenidos para cada instalación

En la tabla se puede observar que el rendimiento es mayor en la instalación que utilizacomo combustible el gas natural. Esto se debe principalmente al mayor poder caloríficodel gas natural frente a la biomasa y a la disposición de ambas instalaciones. Por el mismorazonamiento, el consumo de combustible es mayor en el caso de la biomasa. En lo querespecta a consumo de combustible y eficiencia, es más favorable la combustión de gasnatural que la de biomasa.

En cuanto a las emisiones, la biomasa es neutra en emisiones de CO2, ya que se con-sidera que el carbono presente en la biomasa fue capturado de la atmósfera durante elcrecimiento de los cultivos. Con la utilización de la microturbina con combustión de bio-masa se evitaría la emisión de hasta 533 toneladas anuales de dióxido de carbono a laatmósfera, lo que supone un ahorro anual de 2971,25e. Por esta razón, en términos deemisiones será más favorable la instalación de biomasa que la de gas natural.

El análisis económico se lleva a cabo mediante el cálculo del coste nivelado de la energía(LCOE). Este parámetro indica cuánto cuesta producir 1 MWh en cada instalación y elanálisis para su determinación tiene en cuenta la inversión inicial, los costes de operacióny mantenimiento, los costes del combustible y los costes de emisión de CO2.

El LCOE obtenido es el siguiente:

Gas natural [e/MWh] Biomasa [e/MWh]

Inversión inicial 23,82 23,82Combustible 76,49 77,56

O&M 12 16Emisiones 3,70 0TOTAL 116,00 117,37

Tabla 2: LCOE de las dos instalaciones

V

En la tabla anterior se observa que el parámetro que más afecta al LCOE es el preciodel combustible. Además otro parámetro fundamental en el LCOE son las horas de ope-ración anuales.

Para comprobar la influencia de estos dos parámetros sobre la rentabilidad de lasinstalaciones y ver en qué casos es rentable la instalación de biomasa frente a la de gasnatural, se realiza un análisis de sensibilidad, primero variando el precio del combustibley después las horas de operación anuales.

El precio del gas natural se ha considerado fijo, por lo que se realizará el análisis sobreel precio de la biomasa. Los resultados obtenidos son los siguientes:

e /MWh 14 15 16 17 18 19 20 21 22LCOE 96,96 101,05 105,13 109,21 113,29 117,37 121,46 125,54 129,62

Tabla 3: Variación del LCOE con el precio de la biomasa

Se determina que la instalación de biomasa es más rentable frente a la de gas naturalcuando el precio del combustible es menor de 18,66 e/MWh.

En cuanto a las horas anuales de operación, el coste nivelado de la energía varía a lapar para ambas instalaciones, por lo que la rentabilidad de una instalación frente a la otradependerá del precio de la biomasa y no de las horas anuales de operación.

Tras el análisis de los resultados obtenidos en este trabajo se extrae como conclusiónprincipal que pese a que la instalación de biomasa tiene un rendimiento significativa-mente menor y un mayor consumo de combustible, el uso de biomasa es factible a nivelmedioambiental, ya que se considera que no emite dióxido de carbono a la atmósfera ensu combustión, y a nivel económico si el precio de la biomasa es menor que 18,66e/MWh,ya que el coste nivelado de la energía será menor para la instalación de biomasa que parala de gas natural.

VI

Índice general

Agradecimientos I

Resumen ejecutivo III

1. Introducción 7

2. Turbinas de gas 112.1. Ciclo Brayton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.2. Microturbinas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 16

3. Consideraciones sobre los combustibles 213.1. Gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21

3.1.1. Utilización . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 223.1.2. Impactos en el medioambiente [2] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 25

3.2. Biomasa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 263.2.1. Consumo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.2.2. Impactos en el medioambiente . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 30

4. Metodología 314.1. Análisis energético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 31

4.1.1. Cálculo de las propiedades termodinámicas . . . . . . . . . . . . . . 314.1.2. Combustión de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 344.1.3. Combustión de biomasa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 404.1.4. Parámetros calculados . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44

4.2. Análisis económico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 444.3. Análisis medioambiental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 46

5. Resultados 475.1. Análisis energético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475.2. Análisis económico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 53

5.2.1. Análisis de sensibilidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 56

1

ÍNDICE GENERAL

5.3. Análisis medioambiental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

6. Planificación temporal y presupuesto 616.1. Planificación temporal . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 616.2. Presupuesto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 65

7. Valoración del impacto del trabajo en el ámbito medioambiental, socialy económico 67

8. Conclusiones 698.1. Análisis energético . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 698.2. Análisis económico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 708.3. Análisis medioambiental . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 71

Bibliografía 72

Anexos 75

2

Índice de figuras

1. Disposición de las dos instalaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . IV

1.1. Relación entre la producción de energía primaria y emisiones de CO2 [3] . . 8

2.1. Turbina de gas [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 122.2. Esquema de los componentes de una turbina de gas . . . . . . . . . . . . . 122.3. Ciclo Brayton . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 132.4. Sección transversal de una microturbina [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . 162.5. Componentes básicos de una microturbina de un eje [4] . . . . . . . . . . . 172.6. Comparación de Emisiones de NOx [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 182.7. Influencia de la temperatura ambiental sobre la potencia y el rendimiento

(MT de un eje) [4] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 19

3.1. Geología de las diferentes fuentes de gas natural. [5] . . . . . . . . . . . . . 223.2. Producción anual de electricidad procedente de gas natural. [5] . . . . . . . 233.3. Producción nacional de gas natural [6] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 233.4. Consumo de gas natural en España [7] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 243.5. Consumo de energía primaria en España en 2016 [8] . . . . . . . . . . . . . 253.6. Tecnologías termoquímicas de conversión, productos y usos finales de la

biomasa. [9] . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 283.7. Evolución de la demanda de energía renovable. Caso de la biomasa. [8] . . 293.8. Proporción de fuentes de energías renovables en el año 2016. [8] . . . . . . 29

4.1. Esquema de la disposición del ciclo con combustión de gas natural . . . . . 344.2. Recuperador de calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 374.3. Esquema de la disposición del ciclo con combustión de biomasa . . . . . . . 41

5.1. Potencias de compresores y turbinas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495.2. Comparación de consumo de combustible . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 505.3. Evolución de las temperaturas en el ciclo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 515.4. Comparación de las emisiones de CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 52

3

ÍNDICE DE FIGURAS

5.5. Calor aportado por los combustibles y rendimiento de cada instalación . . 535.6. Desglose del LCOE en gas natural . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.7. Desglose del LCOE en biomasa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 565.8. Variación del LCOE con el precio de la biomasa . . . . . . . . . . . . . . . 575.9. Variación del LCOE con las horas de operación anuales . . . . . . . . . . . 59

6.1. Estructura de Descomposición del Proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . 626.2. Diagrama de PERT sobre vista de Gantt del proyecto . . . . . . . . . . . . 64

4

Índice de tablas

1. Datos obtenidos para cada instalación . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . V2. LCOE de las dos instalaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . V3. Variación del LCOE con el precio de la biomasa . . . . . . . . . . . . . . . VI

4.1. Composición del aire de entrada . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 354.2. Composición de la biomasa (virutas de madera) [10] . . . . . . . . . . . . . 43

5.1. Propiedades de los puntos del ciclo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 475.2. Datos obtenidos de la combustión de gas natural . . . . . . . . . . . . . . . 475.3. Propiedades de los puntos del ciclo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 485.4. Datos obtenidos de la combustión de biomasa . . . . . . . . . . . . . . . . 485.5. Potencias de compresores y turbinas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 495.6. Comparativa del calor aportado y rendimiento global . . . . . . . . . . . . 535.7. Desglose del LCOE . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 555.8. Variación del LCOE con el precio de la biomasa . . . . . . . . . . . . . . . 575.9. Variación del LCOE con las horas de operación anuales . . . . . . . . . . . 585.10. Emisiones de CO2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 605.11. Emisiones de CO2 consideradas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 60

6.1. Cronograma del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 636.2. Coste total del proyecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 66

8.1. Conclusiones del análisis energético y medioambiental . . . . . . . . . . . . 708.2. LCOE de ambas instalaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 708.3. Conclusiones del análisis energético y medioambiental . . . . . . . . . . . . 71

5

ÍNDICE DE TABLAS

6

Capítulo 1

Introducción

La demanda mundial de energía no ha dejado de aumentar en el último siglo: entre losaños 1965 y 2016, al demanda de energía primaria aumentó un 256% [3], y no se preveeque esta demanda vaya a estabilizarse o decrecer en un futuro cercano, sobre todo si setienen en cuenta los países en vías de desarrollo, en los que el crecimiento económico estáfuertemente ligado al consumo de energía. En la Figura 1.1 se observa como la emisiónde CO2 está directamente relacionada a la producción de energía primaria.

Uno de los principales problemas que surgen a nivel global con esta elevada demandade energía son las emisiones de gases de efecto invernadero. La producción de energía es elfactor que más contribuye al cambio climático, representando alrededor del 60% de todaslas emisiones mundiales de gases de efecto invernadero [1].

El aumento de las emisiones de gases de efecto invernadero procedentes de la actividadhumana están provocando el calentamiento global. Se espera que si no se toman accionespara evitarlo, la temperatura media del planeta pueda aumentar 3◦C a lo largo del sigloXXI [11]. Esto implica cambios en los patrones meteorológicos y el ascenso del nivel delmar, afectando principalmente a las zonas más vulnerables.

En la Figura 1.1 se observa en los últimos años una tendencia constante en las emisio-nes de dióxido de carbono pese al aumento en el consumo de energía primaria. Esto se debeprincipalmente a la estabilización de las fuentes de energía renovable, que están ganandoterreno frente a los combustibles fósiles, que pese a que su consumo no está disminuyendoaún, se ha frenado su crecimiento considerablemente, así como su contribución frente altotal de la producción. A nivel global, en el año 2016 las energías renovables supusieronun 3,16% del consumo total de energía primaria, mostrando una tendencia creciente [3].

7

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

0,0

5000,0

10000,0

15000,0

20000,0

25000,0

30000,0

35000,0

40000,0

-

2000,0

4000,0

6000,0

8000,0

10000,0

12000,0

14000,0

1965

1967

1969

1971

1973

1975

1977

1979

1981

1983

1985

1987

1989

1991

1993

1995

1997

1999

2001

2003

2005

2007

2009

2011

2013

2015

mill

ones

de

tone

lada

s

mto

eConsumo de energía primaria y emisiones de CO2

Energía primaria Emisiones CO2

Figura 1.1: Relación entre la producción de energía primaria y emisiones de CO2 [3]

Pese a que esta cifra no es muy elevada, en algunos países el porcentaje de energíaprimaria de fuentes renovables es mucho mayor. En España en 2016 el 13,9% de la energíaprimaria consumida era procedente de fuentes de energía renovables [8], y se prevee queeste porcentaje aumente. En los últimos años las tecnologías en el campo de las fuentes deenergía renovables se están desarrollando rápidamente. Entre ellas las que más relevanciahan conseguido han sido la energía eólica y la solar.

En este trabajo se analizan y comparan a nivel energético, económico y medioam-biental dos microturbinas que utilizan distintos combustibles para generar 100 kWe. Loscombustibles que se consideran son:

Gas natural: combustible fósil

Biomasa: combustible procedente de fuentes de energía renovables

Para poder realizar estas comparaciones se utiliza el programa Engineering EquationSolver (EES). Con este programa se obtienen las propiedades termodinámicas en cadapunto de las dos instalaciones según la metodología explicada con detalle en el Capítulo4, y que se puede consultar en el Anexo. Las hipótesis de los ciclos que se tienen en cuen-ta se han sacado de la referencia [12]. Las propiedades obtenidas se utilizan para sacar

8

conclusiones en cuanto a potencias en compresores y turbinas, potencias totales, caloraportado por los combustibles, rendimientos globales de las instalaciones y emisiones dedióxido de carbono a la atmósfera.

Una vez obtenidos estos parámetros y con los datos de la inversión inicial necesaria,precios de los combustibles, gastos en operación y mantenimiento y los gastos debidosa las emisiones de dióxido de carbono, se realiza el análisis económico y un análisis desensibilidad que permita comparar a nivel económico ambas instalaciones.

9

CAPÍTULO 1. INTRODUCCIÓN

10

Capítulo 2

Turbinas de gas

Las turbinas de gas obtienen energía mecánica a partir de un estado térmico proce-dente de una combustión. Estos motores térmicos pueden ser de combustión interna o decombustión externa. En el segundo caso, el ciclo es cerrado ya que el estado térmico seproduce en un fluido distinto al fluido motor y se transfiere a éste a través de un inter-cambiador de calor. Sin embargo, esta disposición raramente se utiliza y está mucho masextendida la turbina de gas de combustión interna, que es a la que este trabajo se refiere.En éstas, el estado térmico se produce en el fluido motor, que sufre una transformaciónquímica, por lo que el ciclo es abierto.

Las turbinas de gas están formadas por tres elementos principales: un compresor, unacámara de combustión y una turbina.

El compresor adiabático toma aire a temperatura y presión ambientales y lo com-prime.

La cámara de combustión se sitúa entre el compresor y la turbina. En ella se in-troduce el aire comprimido y el combustible para proporcionar la energía suficienteal fluido de forma que éste mueva la turbina. La combustión tiene lugar en condi-ciones prácticamente adiabáticas y las pérdidas de presión en la cámara no suelenser despreciables. Generalmente es necesario aumentar la presión del combustibledesde su valor en la red hasta el que debe tener para introducirse en la cámara decombustión. Sin embargo, este aumento de presión no es comparable al producidopor el compresor. Dado que los gases de combustión se van a expandir en la turbina,se requiere utilizar combustibles "limpios". Generalmente se utiliza gas natural.

La turbina acciona el compresor y produce potencia mecánica, que se transforma eneléctrica mediante un generador. La temperatura de entrada a la turbina está limita-da por los materiales de los álabes (alrededor de los 950◦). Los gases de combustiónse expanden en la turbina generalmente hasta la presión atmosférica.

11

CAPÍTULO 2. TURBINAS DE GAS

En la Figura (2.1) se muestra una sección transversal de una turbina de gas en la quese puede ver la disposición de cada elemento.

Figura 2.1: Turbina de gas [4]

Figura 2.2: Esquema de los componentes de una turbina de gas

La eficiencia de la turbina de gas depende a su vez de la eficiencia del compresor y de laturbina, así como fuertemente de las condiciones ambientales. Para mejorar la eficiencia,es conveniente que la temperatura de los gases de entrada sea elevada, como se verá másadelante. Por lo general, la eficiencia de las turbinas de gas ronda entre el 30 y el 40%, yla potencia que se obtiene es entre 1 y 500 MW.

2.1. Ciclo Brayton

Para poder obtener unas conclusiones preliminares sobre la turbina de gas, su estudiose aproxima a un ciclo ideal conocido como Ciclo Brayton. Estos ciclos ideales son proce-sos cíclicos cerrados cuyo fluido motor es el aire.

12

2.1. CICLO BRAYTON

Se admiten las siguientes aproximaciones:

El fluido que se considera en todos los puntos del ciclo es aire, es decir, no se tienenen cuenta los productos de la combustión. Esto supone un alejamiento del procesoreal tanto mayor cuanto menor sea el exceso de aire sobre el estequiométrico.

Puesto que las condiciones de presión y temperatura no se alejan mucho de sucomportamiento ideal, se admite que el fluido es un gas ideal.

Se consideran procesos endorreversibles.

La reacción química que tiene lugar en la combustión se sustituye por una absorciónde calor isóbara de un foco, y los procesos de entrada y salida de masa se sustituyenpor una cesión de calor al ambiente, por lo que ambos se representan como unintercambio de calor con el ambiente.

Para el rango de temperaturas y presiones consideradas, el calor específico del airese considera constante. (Se considera un gas perfecto → Cp=cte)

El Ciclo Brayton se produce en cuatro etapas [4]:

Figura 2.3: Ciclo Brayton

1-2: Compresión adiabática: el aire entra en el compresor, y se comprime incremen-tando la temperatura y la presión.

2-3: Combustión a presión constante (idealizada como absorción de calor isóbara).El aire comprimido entra en la cámara de combustión, donde se mezclan el aire yel combustible y se queman a presión constante. La temperatura del gas a la salidaes muy elevada.

13


3-4: Expansión adiabática y cuasiestática (reversible). El fluido entra en la turbinay la mueve. Cuando el aire caliente se mueve a través de la turbina, el volumen esmayor que antes y la presión desciende, es decir, el aire se expande en la turbina.

4-1: Enfriamiento del aire a presión constante hasta la temperatura en el punto 1(temperatura ambiente). Se produce una cesión de calor al ambiente, tras la cual elaire estaría listo para volver a entrar al compresor.

Aplicando el Primer Principio de la Termodinámica al sistema:

W = ��∆U −Q (2.1)

∆U = 0, ya que se trata de un sistema cerrado.El calor absorbido en el ciclo por unidad de masa se expresa como la diferencia de

entalpías. Al tratarse de gases ideales, la entalpía solo dependerá de la temperatura.

q2−3 = h3 − h2 = Cp(T3 − T2) (2.2)

Asimismo, el calor cedido al ambiente por unidad de masa será:

q4−1 = h4 − h1 = Cp(T4 − T1) (2.3)

Como consecuencia del primer principio de la termodinámica se ha visto que, paraprocesos adiabáticos, el trabajo intercambiado con el fluido por unidad de masa es igual ala variación de entalpía de este. Por lo que el trabajo realizado por unidad de masaserá:

w = −qT = q2−3 + q4−1 = Cp[(T3 − T2)− (T4 − T1)] (2.4)

El rendimiento del sistema se calcula como el trabajo neto producido entre el calorabsorbido.

η =|W ||Q2−3|

(2.5)

Y se puede expresar en términos de temperaturas de la siguiente manera:

η =Cp[(T3 − T2)− (T4 − T1)]

Cp(T3 − T2)= 1− T1(T4/T1 − 1)

T2(T3/T2 − 1)(2.6)

Sabiendo que los puntos 1 y 4 están a la misma presión, al igual que 2 y 3:

P4

P3

=P1

P2

(2.7)

14

2.1. CICLO BRAYTON

La compresión es un proceso isentrópico, esto es, un proceso termodinámico idealadiabático, para el cual se cumple la siguiente ecuación:

T2T1

=

(P2

P1

) γ−1γ

=

(V1V2

)γ−1(2.8)

En donde γ:

γ =CpCv

(2.9)

Siendo Cp y Cv la capacidad calorífica del aire a presión y volumen constante, respec-tivamente.

De igual forma:T3T4

=

(P3

P4

) γ−1γ

(2.10)

Por lo tanto: (T4T3

) γγ−1

=

(T1T2

) γγ−1

⇒ T4T3

=T1T2

(2.11)

Empleando esta relación en la expresión del rendimiento (2.5), ésta se puede simplificarde la siguiente forma:

η = 1− T1T2

= 1− T3T4

(2.12)

Teniendo en cuenta la ecuación (2.8), la eficiencia del Ciclo Brayton se puede expresarde la siguiente manera:

η =1

rγ−1γ

= 1− r1−γγ (2.13)

Pese a que estas expresiones se han obtenido asumiendo hipótesis que no se cumplenen la realidad, se pueden extraer diversas conclusiones que sí afectan a las turbinas de gasreales. De acuerdo con las expresiones anteriores, la eficiencia depende de las temperatu-ras en los diferentes puntos del ciclo (2.12) y de la relación de compresión (2.13).

Para que el rendimiento sea elevado interesa que la temperatura de entrada a la turbinasea lo más elevada posible, y a la vez, la temperatura de entrada al compresor sea baja.Sin embargo, en las turbinas de gas, las temperaturas máximas y mínimas están limitadaspor diferentes factores:

La temperatura máxima, T3, que se corresponde a la temperatura de entrada a laturbina, está limitada por los materiales de los álabes.

La temperatura mínima, T1, que es la temperatura de entrada al compresor, estálimitada por la temperatura ambiental.

15


Al existir estas limitaciones en las temperaturas, el rendimiento en las turbinas de gasestará también fuertemente limitado.

2.2. Microturbinas

Tradicionalmente, las turbinas de gas han sido utilizadas para la obtención de energíaa gran escala, pudiendo llegar a producir más de 1 MW. Sin embargo, actualmente existenun conjunto de turbinas, llamadas microturbinas, que son, como su propio nombre indica,turbinas de baja potencia [13] cuyo rango de utilización se encuentra entre 30 y 500 kWy cuyo uso está dirigido a la generación distribuida de energía.

Generalmente estas pequeñas turbinas son más simples que las de mayor tamaño ysuelen están formadas por un compresor y una turbina, ambos de una única etapa, con ungenerador instalado sobre el mismo eje y una cámara de combustión entre el compresor yla turbina. El compresor y la turbina son normalmente radiales y no axiales como en elcaso de las de mayor tamaño [4].

Figura 2.4: Sección transversal de una microturbina [4]

16

2.2. MICROTURBINAS

Figura 2.5: Componentes básicos de una microturbina de un eje [4]

La velocidad de giro de las microturbinas es muy elevada: se encuentra entre 40.000y 120.000 rpm. Asimismo, la frecuencia de salida es muy elevada, puediendo alcanzar los1000 Hz. Para ajustarse a la frecuencia de la red, estos sistemas cuentan con hardware deconversión de frecuencia.

En cuanto a su rendimiento, suele ser bajo en comparación con las turbinas de gas másgrandes, por lo que es fundamental el uso de un recuperador de calor si se quieren obtenerrendimientos más altos. Estos recuperadores de calor toman la corriente de salida de laturbina, que suele estar a temperaturas relativamente elevadas y la utilizan para preca-lentar la corriente de salida del compresor antes de que entre en la cámara de combustión.Por lo general, la eficiencia de las microturbinas con recuperador de calor se encuentra enel rango de 25-30%, y el de las microturbinas sin recuperador no es mayor de un 15%.

Sin embargo, la eficiencia de este tipo de instalaciones sigue siendo muy baja en com-paración con otras formas de generación de energía. Para compensarla, frecuentemente seutiliza el calor residual de los gases de escape para obtener energía térmica en un sistemade cogeneración de energía térmica y eléctrica. En el caso de que la cogeneración sea unaopción viable, por lo general no se instalará un recuperador de calor para aprovechar másenergía residual.

Una de las grandes ventajas de las microturbinas es su buen resultado en cuanto aemisiones. El principal contaminante que emiten las microturbinas son los NOx, y losniveles de emisión de éstos son relativamente bajos en comparación con otros sistemas degeneración de energía (Figura 2.6) por lo que en este sentido la instalación será viablesin la necesidad de instalar sistemas de control de emisiones adicionales, incluso en áreasurbanas.

17


Figura 2.6: Comparación de Emisiones de NOx [4]

Una de las principales limitaciones de las microturbinas es que su rendimiento tieneuna alta dependencia de las condiciones ambientales, como se vio anteriormente (ecuación2.12) y se puede observar en la Figura 2.7. Si la temperatura ambiental aumenta, o si sesitúa en cotas altas donde la presión es más baja, el rendimiento disminuirá. Otra granlimitación es la temperatura de entrada a la turbina, ya que los materiales convencionalescon los que se fabrican las turbinas no pueden alcanzar temperaturas mayores de alrede-dor de 1000◦C sin sufrir daños.

Existen diversas soluciones que se plantean para compensar estas limitaciones, aunqueno todas sean rentables. Una de ellas puede ser la refrigeración del aire de entrada, deforma que la temperatura de entrada no dependa de las condiciones ambientales. Otraes la utilización de materiales resistentes a temperaturas más altas en los álabes de laturbina, como por ejemplo ciertos materiales cerámicos. Sin embargo, en cuanto a costes,estas soluciones suelen ser más rentables para instalaciones de mayor tamaño que paramicroturbinas.

18

2.2. MICROTURBINAS

Figura 2.7: Influencia de la temperatura ambiental sobre la potencia y el rendimiento (MTde un eje) [4]

Utilidades

Uno de los usos principales de las microturbinas es como sistema de seguridad o deemergencia en lugares donde la disponibilidad de energía es fundamental, como por ejem-plo hospitales o centros de datos. También se utilizan en entornos comerciales donde elsuministro de la red no sea suficientemente fiable [13].

Además, las microturbinas se pueden utilizar para el control de los picos de demanda,usando la unidad para proporcionar electricidad cuando el coste es elevado y devolvién-dola a la red cuando los costes caen.

Otras áreas donde las microturbinas pueden encontrar un nicho de mercado pueden ser:los combustibles alternativos (metano procedente de vertederos, biomasa, biogás propor-cionado por una variedad de recursos, etc.); lugares donde además de necesitar electricidadse necesita calor; áreas urbanas donde las emisiones son estrictas, etc.

Algunos de los lugares donde se podrían aprovechar las ventajas de una microturbinason:

Centros comerciales

Campus universitarios

Urbanizaciones

19


20

Capítulo 3

Consideraciones sobre los combustibles

3.1. Gas natural

El gas natural se produce de la fosilización de plantas microscópicas que se formarondurante el período geológico carbonífero, hace cerca de 300 millones de años. Al morir,estas plantas formaban capas en el fondo de los océanos, convirtiéndose finalmente enquerógeno. Debido a las altas presiones y temperaturas a las que estaba sometido estematerial polimérico al estar enterrado, se acabó convirtiendo en gas o petróleo, dependien-do de la composición del querógeno y de las temperaturas a las que estuviese sometido. Alo largo de los períodos geológicos, las rocas en las que estaba contenido el gas se fuerondeformando y moviendo. Como consecuencia, el gas podía salir a la superficie o en algunoscasos desplazarse y quedar retenido debajo de una capa de rocas impermeables, creandodepósitos. Estos depósitos son la principal fuente de gas natural en la actualidad [5].

La industria del petróleo y gas aprovecha tres fuentes geológicas diferentes. Los hidro-carburos se pueden clasificar en convencionales y no convencionales (Figura 3.1).

El petróleo almacenado en depósitos en rocas sedimentarias debajo de capas im-permeables (fuente convencional).

El petróleo y gas almacenado entre rocas impermeables de difícil acceso (hidrocar-buros no convencionales). Incluyen los depósitos de gas el petróleo esquistoso, asícomo de gas compactado, que está bloqueado dentro de piedra arenisca. El gas na-tural también puede estar atrapado entre vetas de carbón. Éste último se puedeextraer mediante técnicas de extracción no convencionales.

21

CAPÍTULO 3. CONSIDERACIONES SOBRE LOS COMBUSTIBLES

Figura 3.1: Geología de las diferentes fuentes de gas natural. [5]

Desde el punto de vista de la industria, la única diferencia entre los hidrocarburosconvencionales y no convencionales es la facilidad de extracción. El gas de las reservasconvencionales puede ser obtenido simplemente perforando la superficie, mientras que enel caso de depósitos no convencionales el gas debe ser impulsado utilizando técnicas comofractura hidráulica (fracking). El gas natural se puede encontrar tanto conjuntamente conpetróleo como solo y su está formado principalmente por metano, pero puede conteneruna amplia variedad de otros hidrocarburos, principalmente etano, propano y butano.

3.1.1. Utilización

Hasta la década de los años 70 del siglo pasado, el gas natural se utilizaba para produ-cir vapor en las calderas de las turbinas de vapor. El gas era generalmente un subproductode la producción de petróleo y por ello resultaba económico en lugares donde el gas na-tural era un recurso abundante y disponible, como por ejemplo en países con producciónde petróleo, que contaban con amplias reservas de gas natural para el que no había otrouso.

El uso del gas natural para la producción de electricidad comenzó a imponerse en losaños 80 con la aparición de las turbinas de gas de gran potencia y las instalaciones deciclo combinado, hasta convertirse en el segundo combustible fósil más utilizado en laproducción de energía tras el carbón.

22

3.1. GAS NATURAL

En la siguiente tabla se muestra la producción anual global de electricidad procedentedel gas natural.

Figura 3.2: Producción anual de electricidad procedente de gas natural. [5]

Esta gráfica refleja el aumento de la generación de energía con este combustible fósil.En 2004, la generación era de 3420 TWh, que representaba el 19,6% de la produccióntotal de energía en el mundo, proporción que aumentó hasta el 22,5% en 2012, cuando laproporción total alcanzó un total de 5100 TWh [5].

Las reservas naturales de gas natural probadas se estiman en torno a 190 billones dem3, pero las reservas son realmente mucho mayores. Oriente Medio y Rusia cuentan conlas reservas más amplias de gas natural [3]. En cuanto al territorio español, la produccióninterior es prácticamente nula. (Figura 3.3) La disminución de producción en el año 2015frente al año 2014 se debe principalmente al progresivo agotamiento de los campos.

Figura 3.3: Producción nacional de gas natural [6]

23


Se puede considerar que la totalidad de los abastecimientos de gas natural de Españaproceden de terceros países. Los principales importaciones de gas natural en 2015 proce-den de Argelia (59,87%) de Nigeria (11,86%) y de Qatar (9,07%) [6].

En cuanto al consumo de gas natural en los últimos años, no se ha mostrado una ten-dencia constante de crecimiento (figura 3.4), ya que ha habido disminución en el consumoen diversas ocasiones respecto a años anteriores. Se muestra una tendencia de crecimientoconstante entre los inicios de la década de los 90, con un pico de demanda en el año 2005,tras el cual decrece hasta alcanzar un mínimo en el año 2009, probablemente causa dela fuerte crisis económica. Tras ese punto, tras un ligero repunte, la demanda se muestramás o menos constante [7].

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

16000

18000

20000

1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

[kte

p]

Consumo de gas natural

Figura 3.4: Consumo de gas natural en España [7]

En 2016, el gas natural suponía el 20,3% del consumo de energía primaria total enEspaña (Figura 3.5), un 2% más que el año anterior [8].

24

3.1. GAS NATURAL

8,5%

44,2%

20,3%

12,4%

13,9%

Consumo de energía primaria, 2016CARBÓN PETRÓLEO GAS NATURAL NUCLEAR ENERGÍAS RENOVABLES

Figura 3.5: Consumo de energía primaria en España en 2016 [8]

3.1.2. Impactos en el medioambiente [2]

En cuanto a emisiones que provocan calentamiento global, son mucho menores queen la combustión de carbón. En concreto las emisiones de CO2 son un 50-60% menoresque en una instalación de carbón, y si se consideran únicamente las emisiones a la salidadel tubo de escape, las emisiones son entre un 15 y 20% que en un vehículo de gasolina.Además las emisiones de NOx del gas natural, también son considerablemente menoresque en la combustión de motores de gasolina y diésel.

Sin embargo, es necesario realizar un análisis más profundo que el de las emisionesfinales. La perforación y extracción del gas natural de los depósitos y su transporte entuberías provoca la emisión de metano al ambiente. El efecto invernadero de este gas es34 veces más potente que el de CO2 en un plazo de 100 años y 86 veces más potente enun plazo de 20. Estas fugas de metano pueden suponer entre el 1 y el 9% de las emisionesde todo el ciclo de vida.

Los principales impactos de la extracción del gas natural son:

Contaminación del aire: Pese a que las emisiones de NOx son menores, se detectaronotras emisiones peligrosas cerca de las perforaciones: partículas y ozono en niveles

25


peligrosos.

Cambio de uso del terreno y fauna, causando erosión en el terreno y fragmentandolos habitats de la fauna y sus patrones de migración, resultando en una pérdida dela biodiversidad.

Contaminación y uso del agua subterránea y superficial. La extracción de gas naturalde depósitos no convencionales puede suponer la contaminación del agua potable conelementos contaminantes utilizados en la perforación, en la fractura hidráulica, enel proceso de refinado del gas y en la eliminación de las aguas residuales. En cuantoal uso del agua, la fractura hidráulica requiere la utilización de enormes cantidadesde agua no recuperable.

Terremotos: La fractura hidráulica se ha visto ligada a terremotos de pequeña mag-nitud no detectables en la superficie. Sin embargo, la eliminación del agua residualprocedente del fracking mediante la inyección en pozos produce terremotos de mayormagnitud.

3.2. Biomasa

La biomasa fue el primer combustible utilizado por el ser humano, y el único hastaque a mediados del siglo XVIII se impuso la utilización de combustibles fósiles con lageneralización de la combustión del carbón.

Se puede definir biomasa como todo material de origen biológico, excluyendo aquellosque han sido englobados en formaciones geológicas sufriendo un proceso de mineralización(Especificación Técnica Europea CEN/TS 14588), tales como el petróleo o el gas natural.

La biomasa es un concepto muy amplio que incluye desde los residuos procedentesde actividades forestales, agrícolas y ganaderas hasta la fracción orgánica de los resíduosdomésticos e industriales, pasando por los subproductos de las industrias agroalimentariasy de la transformación de la madera. Los principales combustibles obtenidos a partir dela biomasa son leñas, astillas, pellets, huesos de aceituna y cáscaras de frutos. Se carac-teriza por la heterogeneidad de la procedencia de los recursos, lo que supone ventajas encuanto a versatilidad, ya que se podría obtener el combustible en casi cualquier lugar,pero también inconvenientes, ya que aumenta la complejidad debido a que cada proyectotiene unas necesidades de disponibilidad, transporte, almacenaje, distribución y forma deaprovechamiento.

26

3.2. BIOMASA

En cuanto a la consideración de la biomasa como fuente renovable de energía, estose debe a que se considera que la biomasa no contribuye al aumento del efecto inver-nadero dado que es neutra en emisiones. Esto significa que el carbono que se libera enla combustión forma parte de la atmósfera actual, ya que es el que absorben y liberancontinuamente as plantas durante su crecimiento, y no del subsuelo capturado en épocasremotas, como el gas o el petróleo. La energía que contiene la biomasa es energía solaralmacenada a través de la fotosíntesis [14].

El coste económico de la biomasa es generalmente inferior al de otros combustibles,pudiendo llegar a tener un coste cero dependiendo de los mercados si la biomasa es unresiduo el propio proceso industrial [15].

Por lo general, la biomasa no se puede utilizar directamente en una cámara de com-bustión debido a que no es un combustible limpio y a que es muy heterogéneo. Paraaprovecharla, existen diversas tecnologías de conversión de la biomasa para la obtenciónde energía [9]:

Pirólisis. Es la degradación térmica en ausencia de un agente oxidante. El productode la pirólisis puede transformarse en carbono activo, usado en la industria meta-lúrgica o como combustible de cocina doméstica. El gas de pirólisis puede usarsepara la producción de calor o de energía, o puede sintetizarse para producir metanoly amoníaco. El biocombustible puede reformarse para obtener combustible líquidode alta calidad para motores de combustión o ser utilizado directamente para lageneración de energía o calor.

Gasificación. Es la degradación térmica en presencia de un agente oxidante, quepuede ser aire, oxígeno, vapor o CO2. Mediante síntesis, el gas obtenido puede con-vertirse en metanol; puede ser quemado en una caldera para obtener agua caliente ovapor; puede ser utilizado en una turbina de gas o en motores de combustión internapara obtención de energía. Antes de poder ser utilizado en turbinas de gas o motoresde combustión interna alternativos, se deben eliminar las impurezas del gas.

Combustión directa. Se define como la completa oxidación de la biomasa. Los gasescalientes de la combustión se pueden utilizar para calentar agua en diversos procesospara obtención de calor o energía. Antes de la combustión, debe haber un procesode secado y otro de pirólisis o de gasificación.

Licuefacción. Se define como la conversión termoquímica a la fase líquida a tem-peraturas bajas (523–623K) y a altas presiones (100–200 bar). El resultado de lalicuefacción es un líquido con alto poder calorífico.

27


En la Figura 3.6 se indican las diferentes tecnologías de conversión de la biomasa y sususos finales.

Figura 3.6: Tecnologías termoquímicas de conversión, productos y usos finales de la bio-masa. [9]

3.2.1. Consumo

Desde el año 2000, el consumo primario de energías renovables se ha multiplicado por2,5, pasando de cerca de 7 millones de tep1 a algo más de 17 en 2016 (Figura 3.7). Laevolución en ese período muestra una tendencia creciente en el consumo primario de estosrecursos, moderada ligeramente en momentos de menor disponibilidad de recursos o conmenor demanda energética [8]. En el año 2016, la aportación de energías renovables alconsumo total de energía primaria, suponía el 13,9% (Figura 3.5).

Ya en el inicio de los 2000, gran parte de la demanda de energías renovables estabacubierta por biomasa2. En la Figura 3.8 se observa que en el año 2016 la biomasa suponíacasi un tercio de las aportaciones renovables al balance de energía final. Si además setienen en cuenta el biogás y los biocarburantes, la proporción aumenta hasta más de lamitad de las aportaciones.

1Una tonelada equivalente de petróleo (tep) equivale a 11,63 MWh2En este caso biomasa incluye residuos sólidos urbanos (R.S.U.), biomasa, biogás y biocarburantes

28

3.2. BIOMASA

0

2.000

4.000

6.000

8.000

10.000

12.000

14.000

16.000

18.000

20.000

Consumo de Energía Renovable y biomasa

Evolución del consumo de EE.RR.(ktep) Biomasa*

Figura 3.7: Evolución de la demanda de energía renovable. Caso de la biomasa. [8]

18,2%

24,4%

32,9%

5,9%

18,5%

Energías renovables, 2016

Hidráulica Eólica Biomasa y residuos Biogás Biocarburantes

Figura 3.8: Proporción de fuentes de energías renovables en el año 2016. [8]

29


3.2.2. Impactos en el medioambiente

El uso de la biomasa como recurso energético, en lugar de los combustibles fósilescomúnmente utilizados, supone las siguientes ventajas medioambientales [14]:

Disminución de las emisiones de azufre, partículas, CO, HC y NOx

Ciclo neutro de CO2, sin contribución al efecto invernadero

Reducción de riesgos de incendios forestales y plagas de insectos

Aprovechamiento de residuos agrícolas, evitando su quema en el terreno.

Además de estos impactos positivos de la biomasa sobre el medioambiente, hay quetener en cuenta los negativos que se describen a continuación [16]:

La biomasa es neutra en carbono, pero no en nutrientes. Interferencia en el ciclodel nitrógeno, produciendo eutrofización, acidificación y producción de ozono, entreotros.

Recursos acuáticos y terrestres. La extracción de biomasa del terreno y del aguapara la producción de energía incrementa la degradación del suelo, inundaciones yla eliminación de nutrientes.

Erosión del terreno y drenaje de agua.

Pérdidas de nutrientes en el suelo.

Pérdida de hábitats y fauna. La alteración de bosques y pantanos reduce los hábitatslas zonas de apareamiento de mamíferos, pájaros y otros animales. Asimismo, losmonocultivos de árboles de rápido crecimiento reduce la diversidad de la vegetacióny el valor de las áreas como hábitats para muchas especies salvajes.

30

Capítulo 4

Metodología

4.1. Análisis energético

A continuación se describe el procedimiento seguido para la obtención de todas laspropiedades termodinámicas en los diferentes puntos de los ciclos. Los cálculos se hanrealizado con el programa Engineering Equation Solver (EES).

4.1.1. Cálculo de las propiedades termodinámicas

En el ciclo real no se pueden aplicar la mayoría de las aproximaciones consideradas enla descripción del ciclo Brayton del Capítulo 2. En primer lugar, para obtener unos resul-tados más exactos el fluido que se considera tras la combustión son gases de combustiónen lugar de aire y el calor específico no se considera constante.

Para el cálculo de las funciones termodinámicas, se suponen los fluidos como un sistemahomogéneo multicomponente que se comporta según el "Modelo de los Gases Ideales"[17].

En este tipo de sistemas, cualquier propiedad extensiva Z puede expresarse según lasiguiente ecuación:

Z = Z(T, P, n1, ...nc) (4.1)

Donde:

Z: propiedad extensiva cualquiera

T: temperatura

P: presión

ni: corriente molar del componente i

31

CAPÍTULO 4. METODOLOGÍA

Aplicando el teorema de Euler sobre funciones homogéneas, las propiedades Z se pue-den expresar como el sumatorio de las derivadas parciales de Z respecto de ni, manteniendoconstantes T, P y las otras n, multiplicado por cada corriente ni.

Z =c∑i=1

(∂Z

∂ni

)T,P,nj 6=i

(4.2)

El siguiente concepto a introducir es la propiedad de mezcla ZM . Se llama propiedad demezcla ZM a la diferencia entre el valor de la propiedad Z en la mezcla a P y T y la mismapropiedad en los componentes de la mezcla considerados puros y a P y T. Designando loscomponentes puros con un superíndice �

ZM = Z −∑i

niz�i =

∑i

ni(zi − z�i ) (4.3)

Donde ni son los moles de cada componente.Si se considera la propiedad de mezcla por unidad de masa, es decir, la propiedad de

mezcla intensiva:zM = z −

∑i

xiz�i =

∑i

xi(zi − z�i ) (4.4)

Donde xi es la fracción molar de cada componente.

El valor de la entalpía de mezcla en gases ideales es siempre nulo, pues se cumple:

hi = h�i → HM = 0 (4.5)

Los valores de las propiedades de mezcla SM y GM se pueden obtener utilizando elpotencial químico, el cual por definición sigue la ecuación (4.6) y la ecuación de Gibbs(4.7)

µi = g�i +RTxi (4.6)

dG = −SdT + V dP +∑i

µidni (4.7)

Derivando respecto a T las ecuaciones (4.6) y (4.7) se obtiene:

(∂µi∂T

)P,nj

=

(∂g�i∂T

)P

+Rlnxi(∂µi∂T

)P,nj

= −si(∂g�i∂T

)P

= −s�i

(4.8)

32

4.1. ANÁLISIS ENERGÉTICO

De las ecuaciones (4.8) y (4.3) se puede deducir:

SM = −RC∑i=1

nilnxi (4.9)

Finalmente, por definición se cumple:

gi = µi (4.10)

Por lo que se obtiene:

GM = RT

C∑i=1

nilnxi (4.11)

Una vez introducido el concepto de propiedad de mezcla se pueden calcular los valoresde entalpías y entropías. Para ello se utiliza la ecuación (4.3) despejando Z.

Para una mezcla de gases ideales:

H =c∑i=1

nih�i +��HM (4.12)

S =c∑i=1

nih�i + SM (4.13)

Luego, según (4.5), (4.9), (4.16) y (4.13), y utilizando la propiedad intensiva en vez dela extensiva:

h =c∑i=1

xih�i (4.14)

s =c∑i=1

xis�i −R

c∑i=1

xi Lnxi (4.15)

33


4.1.2. Combustión de gas natural

Descripción del ciclo

La simulación se basa en una microturbina comercial (Turbec T100, 100KWe), querealiza el ciclo recuperativo Joule-Brayton mostrado a continuación [12].

Figura 4.1: Esquema de la disposición del ciclo con combustión de gas natural

En este ciclo, el aire entra en condiciones atmosféricas al compresor (1-2) y se com-prime según la relación de compresión r. A continuación, pasa por un recuperador decalor elevando su temperatura (2-3) de entrada a la cámara de combustión. Después pasaa la citada cámara de combustión en la que se produce la combustión del gas natural(3-4), elevando la temperatura de los gases hasta la máxima permitida por los materialesde la turbina. Los gases de combustión se expanden en dicha turbina (4-5) y finalmentepasan por el recuperador de calor (6-7) para aprovechar el calor de los gases a la salidade la turbina y aumentar la eficiencia eléctrica neta del ciclo, que como se ha demostradoanteriormente (ecuación 2.5), aumenta cuando disminuye la temperatura de salida delcompresor.

Hipótesis del ciclo [12]

El aire que circula por el ciclo hasta la cámara de combustión se considera unamezcla de gases ideales.

Los gases de combustión que circulan por el ciclo tras la cámara de combustión seconsideran una mezcla de gases ideales.

La relación de compresión del compresor es r = 4, 5.

34


La turbina opera a condiciones ISO estándar: T = 15 ◦C; P = 1, 013 bar y humedaddel 60 %.

La temperatura de entrada a la turbina se limita a 950 ◦C.

La eficiencia del recuperador de calor es εrec = 0, 9

El rendimiento de la cámara de combustión es ηcc = 99, 5 %

Los rendimientos isentrópicos del compresor y la turbina son, respectivamente, ηcs =

76, 8 % y ηts = 82, 6 %. El rendimiento mecánico de ambas es ηm = 98 %.

La pérdida de carga en el recuperador de calor es ∆Prec = 0, 02

La pérdida de carga en la cámara de combustión es ∆Pcc = 0, 03

El combustible utilizado es gas natural, que consiste en una mezcla de gases,en proporciones variables, donde el metano (CH4) constituye el elemento princi-pal con un porcentaje superior al 95%. También contiene pequeñas cantidades deotros hidrocarburos y de otros gases, como etano, propano o CO2. En este caso, seconsiderará que el gas natural está compuesto en su totalidad por metano.

La potencia total de la microturbina es de 100,0 kWe.

La eficiencia global del ciclo es ηt = 90 %

El caudal de aire de entrada al compresor, m1, tiene la siguiente composición molar:

Componente xi

N2 0,77292O2 0,207338Ar 0,00931CO2 0,0003H2O 0,01009

Tabla 4.1: Composición del aire de entrada

A continuación se detallará el procedimiento seguido para obtener las propiedades termo-dinámicas en cada uno de los puntos del ciclo, según las ecuaciones y balances en cadaelemento.

35


Compresor

Se considera que las condiciones de entrada del aire al compresor son las ambientales.Conociendo la temperatura y la presión del aire, se pueden conocer su entalpía y suentropía. {

T1 = 15 ◦C

P1 = 1, 013bar→

{h1 = h(T1, P1)

s1 = s(T1, P1)

Aplicando la ecuación (4.14):

h1 =∑i

x1,i · h1,i (4.16)

Y según la ecuación (4.15):

s1 =∑i

x1,is1,i −∑i

R · x1,i · Lnx1,i (4.17)

Conocido el rendimiento isentrópico del compresor, se pueden hallar las propiedadesdel caudal de salida del mismo.

Rendimiento isentrópico ηci = 76, 8 % [12]

El rendimiento isentrópico de un compresor se define de la siguiente manera:

ηci =h2s − h1h2 − h1

(4.18)

En donde 2s es el punto supuesta una compresión isentrópica desde 1. De éste se conocensu entropía, ya que es la misma que en el punto 1, y su presión. Con estos dos datos sepuede conocer h2s. {

s2s = s1P2 = r · P1

→ h2s = h(P2s, s2s)

Despejando de (4.18), la entalpía del caudal de salida del compresor será:

h2 = h1 +h2s − h1ηci

(4.19)

Hallada la entalpía, y conocida la presión, se pueden obtener la temperatura y laentropía en ese punto: {

s2 = s(P2, h2)

T2 = T (P2, h2)

Tras haberse comprimido, el caudal másico m2 entra en el recuperador de calor paraaumentar su temperatura de entrada a la cámara de combustión.

36


Recuperador de calor

Se considera que la eficiencia del recuperador es la siguiente:

Eficiencia εrec = 0, 90 [12]

Figura 4.2: Recuperador de calor

La eficiencia de un intercambiador de calor se define como:

ε =TFS − TFETCE − TFE

(4.20)

Donde los subíndices representan:

F: Corriente fríaC: Corriente calienteS: SalidaE: Entrada

En este caso, la eficiencia del recuperador de calor se relacionará con las temperaturasde los caudales másicos de entrada y salida de la siguiente manera:

εrec =T3 − T2T6 − T2

(4.21)

Realizando un balance de energía en el recuperador:

n2 · (h3 − h2) = (n2 + ngn)(h6 − h7) (4.22)

Las presiones a la salida del recuperador de calor serán:

P3 = P2 · (1−∆Prec) (4.23)

P7 = P6 · (1−∆Prec) = Patm (4.24)

37


Combustión

Tras haber elevado su temperatura en el recuperador de calor, el aire se introduceen exceso respecto a las condiciones estequiométricas la cámara de combustión. En estacámara la temperatura del fluido se incrementa aún más gracias a la combustión del gasnatural, mediante la cual además la composición del fluido motor varía.

La reacción de combustión del metano es la siguiente:

CH4 + 2 ·O2 → CO2 + 2 · H2O (4.25)

Y se supone que la reacción es completa y que los únicos productos de la combustiónson el dióxido de carbono y el agua en fase vapor.

Para calcular la composición de los gases a la salida de la cámara de combustión,habrá que tener en cuenta los moles de CH4 (que son desconocidos) y la composiciónmolar del aire de entrada. Los elementos presentes en la corriente de salida de la cámarade combustión serán: O2. N2 y Ar, ya que la reacción no es estequiométrica (hay aire enexceso), y CO2 y H2O (que provienen del exceso aire de entrada y de la combustión).

El balance, en moles, de la combustión es el siguiente:

x4,O2 · n4 = n3 · xO2 − 2 · nCH4

x4,N2 · n4 = n3 · x3,N2

x4,Ar · n4 = n3 · x3,Arx4,CO2 · n4 = nCH4 + n3 · x3,CO2

x4,H2O · n4 = 2 · nCH4 + n3 · x3,H2O

La ecuación que rige la reacción de combustión es:

ηcc · hgn · ngn = (ngn + n3) · h4 − n3 · h3 (4.26)

La entalpía del metano corresponde a la temperatura de 25 ◦C.

La pérdida de presión en la cámara de combustión no es en absoluto depreciable. Lapresión a la salida de la cámara es:

P4 = P3 · (1−∆Pcc) (4.27)

Turbina

Tras elevar su temperatura en la cámara de combustión, los gases se expanden en laturbina.

38


La temperatura de entrada a la turbina es uno de los parámetros limitantes del rendi-miento de la instalación y dependerá de los materiales con los que se fabrique la turbina.Normalmente los álabes convencionales no soportan temperaturas mayores de 950 ◦C, queserá la temperatura de entrada a la turbina considerada.

Conocidas la temperatura y la presión en el punto, se hallan la entalpía y entropía.{T4 = 950 ◦C

P4 = P3 · (1−∆Pcc)→

{h4 = h(T4, P4)

s4 = s(T4, P4)

Aplicando las ecuaciónes (4.14) y (4.15):

h4 =∑i

x4,i · h4,i (4.28)

s4 =∑i

x4,is4,i −∑i

R · x4,i · Lnx4,i (4.29)

Las propiedades del caudal de salida de la turbina se pueden calcular mediante laexpresión del rendimiento isentrópico de la misma:

Rendimiento isoentrópico ηti = 82, 6 % [12]

El rendimiento isentrópico de una turbina se define como:

ηti =h4 − h5h4 − h5s

(4.30)

En donde 5s es el punto supuesta una expansión isentrópica desde 4. De éste se conocensu entropía, ya que es la misma que en el punto 4, y su presión. Con estos datos se puedeconocer h5s. {

s5s = s4P5 = P7/(1−∆Prec)

→ h5s = h(P5s, s5s)

Despejando de la expresión del rendimiento isentrópico (4.30) se obtiene h5.

Conocidas la entalpía, y conocida la presión en el punto 5, se pueden obtener latemperatura y la entropía en ese punto:{

s5 = s(P5, h5)

T5 = T (P5, h5)

Tras haberse expandido, el caudal másico m5 entra en la parte caliente del recuperadorde calor para ceder parte de su calor a los gases a menor temperatura que salen delcompresor.

39


4.1.3. Combustión de biomasa

En turbinas de gas, la combustión directa de biomasa no es factible debido a la alta tasade deposición de carbono en los álabes de la turbina y a la erosión de la misma debida a lapresencia de partículas. Ésto tiene un impacto muy importante en la vida útil de la micro-turbina y además incrementa considerablemente los gastos de operación y mantenimiento.

Por esta razón, no es conveniente que los gases de escape de la cámara de combustiónatraviesen la turbina, por lo que el esquema utilizado para la combustión de gas natural noes adecuado y habrá que buscar una disposición alternativa, de tal manera que los gasesque entran en la turbina estén igualmente a alta temperatura para poder obtener potencia.

Una de las alternativas es la gasificación del combustible previamente a su entrada ala cámara de combustión. Ésto permite obtener un combustible de mayor calidad, peroimplica unos gastos de mantenimiento y limpieza muy altos e introduce unas pérdidasglobales en el sistema muy altas.

La otra opción es la colocación de la cámara de combustión a la salida de la turbina,es decir, en la recirculación. De esta forma, la gasificación no es necesaria y además lacámara de combustión es más versátil, ya que se pueden quemar una mayor variedad decombustibles, permitiendo el uso del que tenga mayor disponibilidad o el que sea másbarato en ese momento.

Uno de los principales problemas de esta disposición, son las altas temperaturas quese alcanzan en el intercambiador de calor. Por esta razón, no se pueden utilizar intercam-biadores de calor convencionales de materiales tales como el acero, sino que será necesarioincluir un recuperador de calor de materiales que soporten mayores temperaturas, comopor ejemplo intercambiadores de calor de materiales cerámicos.

40


Descripción del ciclo

Figura 4.3: Esquema de la disposición del ciclo con combustión de biomasa

En este caso, la primera parte del ciclo se realiza de la misma forma que en el casoanterior: en primer lugar el aire se comprime (1-2) para después pasar por el intercam-biador de calor (2-3). Sin embargo, en vez de producirse la combustión de la biomasa acontinuación, el aire se expande en la turbina (4-5), y es entonces cuando pasa por la cá-mara de combustión (5-6), de la cual saldrán los gases de combustión para pasar de nuevopor el intercambiador de calor (6-7). Es decir, en este caso la temperatura de entrada a laturbina se alcanza íntegramente por un intercambio de calor entre el aire y los gases deescape de la cámara de combustión.

Se realizará, de manera análoga al caso anterior, el análisis del ciclo para poder com-pararlo con la disposición anterior.

Compresor

El caudal de aire entra en el compresor a temperatura y presión ambiente. La obtenciónde las propiedades del punto 1 y 2 es análoga a la del caso de combustión de gas natural.Conocida la presión y la temperatura en el punto, se obtienen la entalpía y la entropía.{

T1 = 15 ◦C

P1 = 1, 013 bar→

{h1 = h(T1, P1)

s1 = s(T1, P1)

El punto 2s representa una compresión isentrópica desde 1.{s2s = s1P2 = r · P1

→ h2s = h(P2s, s2s)

41


Despejando de la expresión del rendimiento isentrópico de un compresor (4.18):

h2 = h1 +h2s − h1ηci

(4.31)

Hallada la entalpía, y conocida la presión, se obtienen la temperatura y la entropíadel punto. {

s2 = s2(P2, h2)

T2 = T2(P2, h2)

Tras haberse comprimido, el aire entra en el intercambiador de calor donde toma elcalor cedido por los gases de la combustión.

Intercambiador de calor

En este caso, el intercambiador de calor tendrá que soportar temperaturas mucho másaltas, ya que la temperatura de entrada a la turbina se mantiene en 950◦C (temperaturade salida de la corriente fría), por lo que la temperatura de entrada de la corriente calientedebe ser mayor que ésta.

De la expresión de la eficiencia de un intercambiador de calor (4.20), se obtiene:

εrec =T3 − T2T6 − T2

(4.32)

Realizando un balance de energía en el recuperador:

n2 · (h3 − h2) = (n2 + ngn)(h6 − h7) (4.33)

Para obtener las presiones a la salida del intercambiador de calor, hay que tener encuenta las pérdidas de presión en el mismo.

P3 = P2 · (1−∆Prec) (4.34)

P7 = P6 · (1−∆Prec) = Patm (4.35)

Turbina

En este caso, en la turbina no se expanden gases de escape procedentes de la com-bustión, ya que la cámara se encuentra en la recirculación. En este caso, el fluido que seexpande es el aire que sale del intercambiador de calor. La temperatura de entrada siguesiendo 950◦.

42


Conocidas presión y temperatura, se obtienen la entropía y la entalpía del punto.{T4 = 950 ◦C

P4 = P3

→

{h4 = h(T4, P4)

s4 = s(T4, P4)

El punto 5s es una expansión isentrópica desde 4.{s5s = s4P5 = P6/(1−∆Pcc)

→ h5s = h(P5, s5s)

Despejando de la expresión del rendimiento isentrópico de una turbina (4.30):

h5 = h4 + ηti · (h4 − h5)

Combustión

El combustible que se considera son virutas de madera, cuyo poder calorífico inferiores 17.514 kJ/kg, y su composición másica es la del cuadro siguiente:

Componente yiC 48,1H 5,99O 45,83N 0,08

Cenizas 0,10

Tabla 4.2: Composición de la biomasa (virutas de madera) [10]

La reacción combustión que tiene lugar es la siguiente:

CxHyOzNw + α ·O2 →y

2· H2O + x · CO2 +

w

2· N2 (4.36)

Donde:

x =yCPMC

; y =yHPMH

; z =yOPMO

; w =yNPMN

; α =y

4+ x+

z

2

La reacción no es estequiométrica porque existe exceso de aire, por lo que el balancemásico de la combustión es el siguiente:

n6 · x6,CO2 = n5 · x5,CO2 +mbm · xn6 · x6,N2 = n5 · x5,N2 +mbm ·

w

2n6 · x6,H2O = n5 · x5,H2O +mbm ·

y

2n6 · x6,Ar = n5 · x5,Arn6 · x6,O2 = n5 · x5,O2 −mbm · α

43


El balance energético de la combustión es el siguiente:

n6 · h5 − n6 · (x6,H2O · hH2O(298, 15) + x6,CO2 · hCO2(298, 15)) =

= n5 · h5 − n5 · (x5,H2O · hH2O(298, 15) + x5,CO2 · hCO2(298, 15)) +mbm · LHVbm (4.37)

La presión a la salida de la cámara de combustión:

P6 = P7/(1−∆Prec) (4.38)

En donde P7 corresponde a la presión atmosférica.

4.1.4. Parámetros calculados

La potencia total del ciclo se define según la siguiente ecuación:

W = ηt ·(ηm ·Wt +

Wc

ηm

)(4.39)

En dondeWc es el trabajo consumido por el compresor, que se define como la diferenciade entalpías a la salida y a la entrada del compresor por el caudal másico de aire que entra:

Wc = ma · (h1 − h2) (4.40)

Y Wt es la potencia cedida por la turbina, que se define como el salto entálpico a lasalida y entrada de la turbina por el caudal másico de entrada:

Wt = (ma + mcomb) · (h4 − h5) (4.41)

La energía cedida en la combustión es igual al caudal másico de combustible por supoder calorífico inferior.

Qcomb = mcomb · LHVcomb (4.42)

La eficiencia global del ciclo se define como el cociente entre la energía obtenida en elconjunto de la instalación y la energía aportada por el combustible.

ηe =W

Qcomb

· 100 (4.43)

4.2. Análisis económico

Los costes totales de la instalación a lo largo de su vida útil se pueden desglosar en:

Inversión inicial, que se realiza al inicio de la explotación, pero se tiene en cuentadurante toda la vida útil a través del factor de recuperación del capital.

44

4.2. ANÁLISIS ECONÓMICO

Combustible, que se considera un gasto constante a lo largo de la vida útil.

Gastos de operación y mantenimiento, que se consideran un gasto constante a lolargo de la vida útil.

Emisiones de CO2.

Coste nivelado de la energía

El coste nivelado de la energía (LCOE, por sus siglas en inglés):

Mide los costes de la vida útil divididos entre la producción de energía

Calcula el valor presente del valor total de construir y operar una instalación durantesu tiempo de vida.

Permite comparar diferentes tecnologías independientemente de su vida útil y ta-maño de la instalación.

En definitiva, el coste nivelado de la energía da una idea de lo que cuesta producir 1MWh de energía en la instalación considerada.

El LCOE se calcula de la siguiente manera:

LCOE =

∑ni=0

(CI + CO&M + CF + CCO2)

(1 + r)i∑ni=0

Eg(1 + r)i

(4.44)

La ecuación anterior se puede simplificar si se consideran todos los costes constantes a lolargo de la vida de la planta y el coste de inversión se realiza íntegramente en el año 0.

LCOE =CRF · CI + CO&M + CF + CCO2

E(4.45)

Siendo E la energía producida en un año y CRF es el factor de recuperación del capital,que se calcula mediante la siguiente ecuación:

CRF =r · (1 + r)n

(1 + r)n − 1(4.46)

Donde r es el coste del capital (8%) y n la vida útil de la instalación (20 años)

45


4.3. Análisis medioambiental

El análisis medioambiental se centra principalmente en el cálculo de las emisiones dedióxido de carbono a la atmósfera, ya que es el dato que se puede obtener a partir delos datos obtenidos en las simulaciones. La consideración de otras emisiones tales comopartículas o NOx en la combustión de gas natural y biomasa es igualmente importante,pero se sale del alcance de este trabajo.

Como se indicó anteriormente, se considera que la combustión de la biomasa es neutraen emisiones, lo que significa que se consideran nulas las emisiones de CO2 a la atmósfera.Esto se debe a que el carbono que se libera en la combustión de biomasa ha sido absorbidopor las plantas en su crecimiento.

Para el caso del gas natural, la emisión anual de CO2 [t/año] dependerá de las horasde operación anuales y del caudal másico de CO2 en los gases de combustión según lasiguiente ecuación:

MCO2 = 3, 6 · mCO2 · top (4.47)

Esta expresión equivaldría a las emisiones anuales de CO2 evitadas mediante la com-bustión de biomasa en vez de gas natural.

46

Capítulo 5

Resultados


Combustión de gas natural

Definida la potencia total de la microturbina (W=100,0 kWe) es posible obtener laspropiedades en cada uno de los puntos del ciclo:

Punto m [kg/s] T [ ◦C] P [bar] h [kJ/kmol]

1 0,7758 15 1,013 -28492 0,7758 214,2 4,559 30093 0,7758 607 4,467 152294 0,7824 950 4,333 138835 0,7824 650,6 1,034 37226 0,7824 650,6 1,034 37227 0,7824 272,8 1,013 -8314

Tabla 5.1: Propiedades de los puntos del ciclo

Con estos datos se obtiene:

mng = 0, 00659 kg/s

Wc = −157, 5 kW

Wt = 277, 4 kW

Qng = 329, 7 kWηe = 30, 33 %

Tabla 5.2: Datos obtenidos de la combustión de gas natural

47

CAPÍTULO 5. RESULTADOS

Combustión de biomasa

Definida la potencia total de la microturbina (W=100,0 kW) es posible obtener laspropiedades en cada uno de los puntos del ciclo:

Punto m [kg/s] T [ ◦C] P [bar] h [kJ/kmol]

1 0,811 15 1,013 -28492 0,811 214,2 4,56 30093 0,811 950 4,468 266454 0,811 950 4,468 266455 0,811 646,5 1,066 165116 0,8343 1032 1,034 116547 0,8343 343,7 1,013 -11423

Tabla 5.3: Propiedades de los puntos del ciclo

Con estos datos se puede obtener:

mbm = 0, 02331kg/s

Wc = −164, 6kW

Wt = 284, 8kW

Qbm = 408, 2kW

ηe = 24, 49 %

Tabla 5.4: Datos obtenidos de la combustión de biomasa

Es importante resaltar que los resultados obtenidos dependen en gran medida del tipode biomasa considerada, ya que en función de ésta el combustible tendrá mayor o menorcalidad, y consecuentemente, variará su poder calorífico y con el consumo de combustible,el calor aportado por el combustible y consecuentemente el rendimiento global del ciclo.

48


Comparación de los datos obtenidos en las dos instalaciones

Compresor y turbina

Las potencias cedidas por las turbinas y consumidas por los compresores son las ex-presadas en la tabla 5.5 y en el gráfico 5.1.

Gas natural Biomasa

Wc [kW] 157,5 164,6Wt [kW] 277,4 284,8

Tabla 5.5: Potencias de compresores y turbinas

157,5

277,4

164,6

284,8

Compresor Turbina

Potencias [kW] Gas Natural Biomasa

Figura 5.1: Potencias de compresores y turbinas

Se observa que las potencias tanto del compresor como de la turbina son mayores enel caso de la instalación de biomasa, en parte debido al mayor caudal que circula por lamisma. En el caso del gas natural, el caudal de aire de entrada al ciclo es ma,ng=0,7758kg/s y en el de la biomasa es de ma,bm=0,811 kg/s.

49


Consumo de combustible

0,0066

0,0233

Consumo de combustible [kg/s]

Gas natural Biomasa

Figura 5.2: Comparación de consumo de combustible

El consumo de combustible es un 234,8% mayor en la combustión de biomasa. Esto sedebe a que la biomasa tiene un poder calorífico inferior mucho menor que el gas natural(50 MJ/kg del metano frente 17,5 MJ/kg de la biomasa).

En términos anuales, suponiendo 8040 horas de operación al año, el consumo de com-bustible se traduce en 191 toneladas de gas natural y 6744 toneladas de biomasa.

50


Evolución de las temperaturas

15

214,2

950

646,5

1032

343,7

15

214,2

607

950

650,6

272,8

2 3 4 5 6 7

Evolución de las temperaturas [ºC]

T biomasa T gas natural

Figura 5.3: Evolución de las temperaturas en el ciclo

Las diferencias entre ambos casos en el tramo 1-2, que corresponde a la compresión,son insignificantes, por lo que se podría decir que el proceso de compresión es igualpara la biomasa que para el gas natural.

En el tramo 2-3, el caso de la biomasa aumenta rápidamente su temperatura alpasar por el intercambiador de calor hasta la temperatura de entrada a la turbina(punto 4). En el caso del gas natural, la temperatura aumenta primero hasta 607◦Cal pasar por el recuperador de calor y después hasta 950◦C gracias a la combustióndel gas natural.

El tramo 4-5 corresponde a la expansión de los gases en la turbina. Las diferenciasentre ambos casos es insignificante, por lo que se podría decir que el proceso deexpansión es igual para el caso de la biomasa que el del gas natural.

El tramo 5-6 es donde más difieren los dos tipos de combustión, ya que se trata dela recirculación. En el caso de la biomasa, es aquí donde se produce la combustión.La temperatura que se alcanza en la combustión es mucho mayor que en el caso delgas natural, ya que la transmisión de calor al fluido que se expande en la turbinase realiza íntegramente a través del intercambiador de calor. El intercambiador decalor deberá ser capaz de alcanzar temperaturas mayores a los 1000◦C (en este casose alcanzan 1032◦C)

51


El último tramo corresponde al enfriamiento de la corriente caliente en el intercam-biador de calor hasta temperaturas inferiores a 300◦C. Estas corrientes calientes degases de combustión se expulsan a la atmósfera.

Emisiones de CO2

El caudal de CO2 [kg/s] en los gases de escape se calcula como:

mCO2 = m7 · x7,CO2 (5.1)

Y se puede observar en el siguiente gráfico:

0,04145

0,018433

Emisiones de CO2 [kg/s]

Biomasa Gas natural

Figura 5.4: Comparación de las emisiones de CO2

Las emisiones de CO2 en la combustión de biomasa es un 113,6% mayor que en lacombustión de gas natural. Esto de debe principalmente al mayor consumo de combustibleque supone la biomasa frente al gas natural.

Rendimiento global

El rendimiento global de la instalación indica la cantidad de energía que tiene queproporcionar el combustible para poder obtener los 100 kWe en la microturbina. Es decir,da una idea de la calidad del combustible y de la instalación en general.

En la tabla 5.6 y el gráfico 5.5 se muestra la energía aportada por el combustible encada caso, y consecuentemente el rendimiento global obtenido en cada una:

52


Gas natural Biomasa

Qcomb [kW] 329,7 408,2ηe 30,33 24,49

Tabla 5.6: Comparativa del calor aportado y rendimiento global

329,7

408,2

Calor aportado por el combustible [kW]

Gas natural Biomasa

(a) Calor aportado por el combustible

30,33

24,49

Rendimiento

Gas Natural Biomasa

(b) Rendimiento

Figura 5.5: Calor aportado por los combustibles y rendimiento de cada instalación


Inversión inicial

La inversión inicial corresponde a los costes de la microturbina de gas, por lo que esigual en ambas instalaciones.

CI = 188 000 e [18]

Para conocer la contribución de la inversión inicial al LCOE de la instalación, hay quemultiplicarla por el factor de recuperación definido anteriormente, y que también es igualpara los dos casos. En este caso será:

CRF = 0, 102

Por lo que finalmente el valor del coste nivelado de la inversión es:

CRF · CI = 19148, 22 e

53


Combustible

El precio del gas natural es 23,199 e/MWh. [19]

La energía aportada por el gas natural es de 329,7 kW, y el tiempo de operación anualde la instalación es de 8040 horas. Por lo tanto, el coste anual de combustible será:

Cng = 23, 199 e/MWh · 0, 3297 MW · 8040 h

Cng=61495,63 e

En el caso de la biomasa, el precio considerado es de 19 e/MWh [12] . La energíaaportada por la biomasa es de 387,6 kW, y considerando el tiempo de operación de lainstalación 8040 h/ano, se obtiene un coste anual de combustible:

Cbm = 19 e/MWh · 0, 4082 MW · 8040 h

Cbm=62356,63 e

Operación y mantenimiento

En el caso del gas natural los gastos de operación y mantenimiento son 12 e/MWh[12], por lo que en total, considerando 8040 horas de operación anuales:

CO&M,ng = 12 e/MWh · 0, 100 MW · 8040 h

CO&M,ng=9648 e

Para la instalación de biomasa, los gastos de operación y mantenimiento también seconsideran constantes, y en este caso son 16 e/MWh [12], por lo que en total:

CO&M,bm = 16 e/MWh · 0, 100 MW · 8040 h/ao

CO&M,bm=12864 e/año

Emisiones de CO2

La emisión de CO2 supone un coste de 5,57 e por tonelada emitida [20].

En los gases de escape de la cámara de combustión de gas natural el caudal másico deeste gas es:

mCO2,ng = 0, 018433 kg/s

O lo que es lo mismo,mCO2,ng = 533, 44 t

Por lo que el coste por las emisiones de CO2 es:

54


CCO2,ng=2971,25 e

El CO2 emitido en la combustión de la biomasa no se computa como emisión. Elfundamento de este supuesto es que el carbono presente en la biomasa fue capturado dela atmósfera durante el crecimiento de los cultivos.

CCO2,bm=0 e

LCOE

El desglose de los costes nivelados de producción de electricidad es:




Tabla 5.7: Desglose del LCOE

Inv inicial21%

Combustible66%

O&M10%

Emisiones3%

Figura 5.6: Desglose del LCOE en gas natural

55


Inv inicial20%

Comb66%

O&M14%

Figura 5.7: Desglose del LCOE en biomasa

5.2.1. Análisis de sensibilidad

Para las mismas condiciones operativas, el LCOE de la instalación de biomasa es me-nor que el LCOE de la instalación de gas natural. La principal razón de que esto sea asíes que, por las razones explicadas anteriormente, las emisiones de la combustión de labiomasa se pueden considerar nulas y porque el precio del gas natural es mayor que el dela biomasa.

Para saber en qué rango de condiciones es más adecuada la combustión de biomasafrente a la combustión de gas natural, se realiza un análisis de sensibilidad. Para ello, semantienen constantes todas las variables menos una para ver como su variación en unrango de valores altera el LCOE.

Se analizarán mediante un análisis de sensibilidad dos variables con las que el LCOEmuestra una fuerte dependencia: el precio del combustible, que como se puede observaren las Figuras 5.6 y 5.7 es el que mayor influencia tiene en el LCOE total y las horas deoperación anuales. Manteniendo constante el resto de variables se ve como su variaciónen un rango de valores altera el LCOE. De esta forma es posible saber en qué condicioneses más adecuada la combustión de biomasa frente a la de gas natural y viceversa.

56


Precio del combustible

El precio del gas natural es de 23,199 e/KWh, y este precio no es variable, ya queestá estipulado en el Boletín Oficial del Estado cuando su uso es como materia prima [19].Por esta razón, no es una variable manipulable en el análisis de sensibilidad.

Sin embargo, el precio de un mismo tipo de biomasa sí que es variable. Dependerá dela zona geográfica, de la necesidad de transporte, de la disponibilidad y de la demanda,entre otros factores.

Variando el precio de la biomasa en un rango de valores, se obtienen los siguientesresultados para los costes nivelados de producción de electricidad (LCOE):

e /MWh 14 15 16 17 18 19 20 21 22LCOE 96,96 101,05 105,13 109,21 113,29 117,37 121,46 125,54 129,62

Tabla 5.8: Variación del LCOE con el precio de la biomasa

El LCOE de la instalación crece de forma prácticamente lineal con el precio de labiomasa, tal y como se puede ver en la Figura (5.8).

50

70

90

110

130

150

170

190

210

230

250

8 13 18 23 28 33 38 43 48

LCO

E

Precio del combustible

LCOE biomasa LCOE gas natural

Figura 5.8: Variación del LCOE con el precio de la biomasa

57


El LCOE de la instalación de gas natural es 116 e/MWh, por lo que, manteniendoconstantes el resto de variables, el LCOE de la instalación de biomasa sólo será menor siel precio de la biomasa es menor que 18,66 e.

Horas de operación anuales

Al variar las horas de producción anuales, también se verán alterados el consumo anualde combustible, los gastos de operación y mantenimiento y la producción total anual deenergía.

Considerando el precio de la biomasa inicial, los datos obtenidos son los siguientes:

h/año LCOE gas natural LCOE biomasa

2000 187,92 189,302500 168,78 170,153000 156,01 157,393500 146,89 148,274000 140,05 141,434500 134,73 136,115000 130,48 131,855500 127,00 128,376000 124,10 125,476500 121,64 123,027000 119,54 120,917500 117,71 119,098000 116,12 117,498500 114,71 116,09

Tabla 5.9: Variación del LCOE con las horas de operación anuales

El LCOE de la instalación de gas natural es mayor que el de biomasa en todos loscasos. La evolución del LCOE con las horas de operación anuales es igual en las dosinstalaciones, tal y como se puede ver en la Figura (5.9).

58


100

110

120

130

140

150

160

170

180

190

200

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000

LCO

E

h/año

LCOE Biomasa LCOE gas natural

Figura 5.9: Variación del LCOE con las horas de operación anuales

Se observa que el LCOE desciende más bruscamente para valores más bajos de horasde operación. Pasando de 2000 a 2500 horas anuales el LCOE decrece un 10,11% en lainstalación de biomasa y un 10,19% en la de gas natural. Por el contrario, para horas deoperación más elevadas, el decrecimiento del LCOE es menos acusado. Cuando se pasade 8000 a 8500 horas de operación, el LCOE disminuye un 1,19% en biomasa y un 1,21%en gas natural.

59



Según la Ecuación 4.47 se obtienen las emisiones anuales de dióxido de carbono.Suponiendo 8040 horas de operación al año:

Gas natural Biomasa

mCO2 [kg/s] 0,018433 0,04145MCO2 [t/año] 533,52 1199,73

Tabla 5.10: Emisiones de CO2

El caudal másico de CO2 en la instalación de gas natural es 0,018433 kg/s, y en la debiomasa de 0,04145 kg/s, es decir, un 124,9% mayor. Que el CO2 presente en los gasesde combustión de biomasa sea mayor que en la combustión de gas natural se debe princi-palmente al mayor consumo de combustible que supone la biomasa frente al gas natural.Esto a su vez se debe a que el poder calorífico de la biomasa es menor que el del gasnatural, es decir, se podría decir que el combustible es de peor calidad.

Sin embargo, debido a que se considera que la biomasa es neutra en emisiones de CO2

porque el carbono emitido en la combustión es el absorbido por las plantas durante sucrecimiento.

Gas natural Biomasa

mCO2 [kg/s] 0,018433 0MCO2 [t/año] 533,52 0

Tabla 5.11: Emisiones de CO2 consideradas

La combustión de biomasa en lugar de gas natural supone evitar una emisión de 533,52toneladas anuales de gas natural a la atmósfera y además un ahorro de 2971,25 e.

En un análisis medioambiental más riguroso sería necesario considerar el ciclo de vi-da completo de los combustibles, así como otras emisiones también importantes en lacombustión de biomasa y gas natural, como partículas o NOx, este último especialmenteimportante en las turbinas de gas por las elevadas temperaturas de combustión que sealcanzan. Sin embargo, esas consideraciones se salen del alcance de este trabajo, que secentra en las emisiones de dióxido de carbono debidas exclusivamente a la combustión.

60

Capítulo 6

Planificación temporal y presupuesto

6.1. Planificación temporal

Para ver cómo se ha desarrollado el proyecto a lo largo del tiempo, se va a elaboraruna Estructura de Descomposición del Proyecto (EDP) y un cronograma, a través de loscuales, se pueden analizar las diferentes tareas o paquetes de trabajo en las que se divideel proyecto, de una manera jerarquizada y cronológica. Una vez realizada la descomposi-ción en paquetes del trabajo, se realiza el diagrama de Gantt del proyecto con ayuda delprograma Project de Microsoft.

Se establece como fecha de inicio del proyecto el 9 de febrero de 2017, que correspondea la fecha de la primera reunión entre la autora de este trabajo y el tutor.

La primera tarea llevada a cabo fue la recopilación de documentación relativa al traba-jo, parte proporcionada por el tutor, la lectura de la misma, y el estudio de los conceptosteóricos fundamentales para el trabajo.

A continuación, como primera toma de contacto con el programa con el que se desa-rrolló el modelo, se realizaron diversas pruebas y resoluciones de ejercicios sencillos. Pos-teriormente se pasó a realizar una estimación del orden de magnitud de los valores dela microturbina para finalmente ya modelizar detalladamente las dos distintas plantasen el programa. Finalmente, una vez obtenidos los resultados en el programa, se analiza-ron los resultados y se realizó un análisis económico que incluye un análisis de sensibilidad.

Por último, se redactó el Trabajo de Fin de Grado. Primero se elaboraron gráficos eimágenes que incluir y posteriormente se redactó la memoria con la herramienta LaTeX.Finalmente, se ejecutó una revisión de todo el documento y se corrigió el mismo.

61

CAPÍTULO 6. PLANIFICACIÓN TEMPORAL Y PRESUPUESTO

Figura 6.1: Estructura de Descomposición del Proyecto

62

6.1. PLANIFICACIÓN TEMPORAL

Nombre de la tarea Duración (días) Comienzo Fin

1. Documentación y estudio deconceptos teóricos

50 09/02/2017 30/03/2017

1.1. Lectura de artículos relacionados 25 09/02/2017 25/02/20171.2. Estudio de conceptos teóricos 25 20/02/2017 30/03/20172. Aprendizaje de EES 31 31/03/2017 30/04/20172.1 Tutoriales 8 31/03/2017 07/04/20172.2. Resolución de ejercicios sencillos 23 08/04/2017 30/04/20173. Aplicación de EES para cálculosde la planta

153 01/05/2017 30/09/2017

3.1. Estimación del orden de magnitudde los valores

32 01/05/2017 01/06/2017

3.2. Modelización de la instalación degas natural

65 02/06/2017 05/08/2017

3.3. Modelización de la instalación debiomasa

56 06/08/2017 30/09/2017

4. Análisis de los resultados 30 01/10/2017 30/10/20174.1. Repaso y corrección de los cálculos 9 01/10/2017 09/10/20174.2. Comparación de los resultados deambos modelos

21 10/10/2017 30/10/2017

5. Cálculos para el análisis econó-mico

28 31/10/2017 27/11/2017

5.1. Documentación en costes 7 31/10/2017 06/11/20175.2. Cálculo de inversión y costes 15 07/11/2017 21/11/20175.3. Análisis de sensibilidad 6 22/11/2017 27/11/20176. Redacción del Trabajo de Finde Grado

49 28/11/2017 15/01/2018

6.1. Realización de esquemas y gráficos 9 28/11/2017 06/12/20176.2. Redacción de la memoria 32 07/12/2017 07/01/20186.3. Revisión del documento y correc-ciones

8 08/01/2018 15/01/2018

Tabla 6.1: Cronograma del proyecto

A continuación se muestra el Diagrama de PERT sobre vista de Gantt del proyecto,elaborado con Microsoft Project.

63


Figura 6.2: Diagrama de PERT sobre vista de Gantt del proyecto64

6.2. PRESUPUESTO

6.2. Presupuesto

Una vez realizado la planificación temporal se procede a calcular el coste total de larealización del proyecto.

En primer lugar se considera el tiempo dedicado por la alumna. Según los datosde la Tabla 6.1, se han dedicado un total de 341 días en la elaboración de estetrabajo. Suponiendo una media de una hora diaria, el tiempo total asciende a 341horas totales empleadas. Esta dedicación entra dentro del margen esperado, ya queel Trabajo de Fin de Grado tiene 12 créditos ECTS asociados que suponen entre300 y 360 horas de trabajo.

En cuanto al tutor, se considera por un lado una hora y media de reuniones al mesy por otro dos horas extra por cada hora con la alumna, sumando un total de 45horas en total aproximadamente.

El coste horario se estima de 10 e/h para la alumna y 30 e/h para el tutor.

Una vez cuantificadas las horas de trabajo, el siguiente coste a tener en cuenta es elde los recursos utilizados:

Licencia EES: El precio de la licencia de EES es de 3500 euros por departamento.Se estima que en el departamento tienen acceso 10 personas, por lo que el coste esde 350 e.

Ordenador portátil. El coste del ordenador portátil se calcula teniendo en cuentaque no es un recurso exclusivo para la realización de este trabajo, suponiendo uncoste inicial de 900 e y una amortización lineal según la siguiente fórmula:

Amortizacion =horas de uso

horas de vida=

341

5 aos · 365 dias · 6 horas= 0, 0311 (6.1)

Consumo de electricidad: En este apartado se incluye la demanda energética delordenador y de la luz, sumando en total 110 W. El precio del kWh consultado en[21] es de e/kWh. La energía total consumida es:

E = P · t = 0, 110 kW · 341 h = 37, 5 kWh (6.2)

Sobre el precio total calculado hay que tener en cuenta el Impuesto sobre el Valor Añadidodel 21%. En la Tabla 6.2 se recoge el presupuesto final del proyecto realizado.

65


Concepto Cantidad Precio unitario Importe

Trabajo realizado por la alumna 341 horas 10 e/h 3410 eTrabajo realizado por el tutor 45 horas 30e/h 1350 e

Ordenador portátil 0,0311 900e 27,99 eConsumo de electricidad 37,5 kWh 0,127e/kWh 4,76 e

Licencia EES 1 licencia 350 e 350 eTotal sin IVA 5142,75 e

TOTAL 6222,73 e

Tabla 6.2: Coste total del proyecto

66

Capítulo 7

Valoración del impacto del trabajo enel ámbito medioambiental, social yeconómico

Este trabajo realiza un análisis comparativo a nivel energético, económico y medioam-biental de dos instalaciones con la misma generación de energía: una de ellas utiliza gasnatural en la combustión, que es un combustible fósil y la otra quema biomasa, que esuna fuente de energía renovable.

A nivel medioambiental, se busca mejorar los métodos de obtención de electricidada partir de fuentes primarias de energía, de manera que el proceso sea lo más eficienteposible, es decir, obteniendo la misma energía con un consumo más limitado de recursos.Asimismo, en un contexto energético en el que cada vez se persigue más la disminución delas emisiones contaminantes, es necesario encontrar alternativas a soluciones tradicionalesde la generación de energía. La necesidad de la utilización de fuentes renovables de energíaes evidente para garantizar una generación de energía limpia sin emisiones de gases deefecto invernadero. En esta línea, en este trabajo se comparan dos instalaciones de lascuales una utiliza un combustible fósil y otra un combustible procedente de fuentes deenergía renovables.

El impacto social está directamente ligado al ámbito medioambiental en el sentidode que un mejor aprovechamiento de los recursos energéticos y un mayor cuidado delmedioambiente están directamente conectados a la calidad de vida de las personas, con-siguiendo garantizar una mayor fiabilidad en el suministro eléctrico, cubriendo las necesi-dades de la población y consiguiendo abastecer al máximo número posible de personas, ala vez que se mitigan los efectos adversos de la polución local y del cambio climático.

67

CAPÍTULO 7. VALORACIÓN DEL IMPACTO DEL TRABAJO EN EL ÁMBITOMEDIOAMBIENTAL, SOCIAL Y ECONÓMICO

A nivel económico, todo proceso optimizado para consumir la mínima cantidad derecursos generando el mismo o mayor beneficio es favorable. En este caso, con el cálculodel coste nivelado de la energía (LCOE) y la realización del análisis de sensibilidad sebusca conocer los escenarios hipotéticos en los que la utilización de un combustible esmás favorable que otro según qué contextos económicos.

68

Capítulo 8

Conclusiones

Tras el análisis de los resultados obtenidos en este trabajo, se extrae como conclusiónprincipal que pese a que la instalación de biomasa tiene un rendimiento significativamentemenor que la de gas natural, el uso de biomasa es factible en términos medioambientales,ya que se considera que no emite dióxido de carbono en su combustión, y en términoseconómicos, ya que a partir de cierto precio de la biomasa el coste nivelado de la energíaes menor para la instalación de biomasa que para la de gas natural.

Esta idea se explica con más detalle en los siguientes apartados.


Con la modelización de ambas instalaciones con el programa EES, se han obtenido laspropiedades termodinámicas de todos los puntos de los ciclos, así como los parámetrosmás relevantes que permiten analizar y comparar las instalaciones.

El parámetro fundamental para comparar las dos instalaciones a nivel energético esel rendimiento del ciclo, ηe, definido como el cociente de la potencia obtenida entre elcalor aportado por el combustible. Éste es mayor en la instalación de gas naturalque en la de biomasa, lo que significa que en la combustión de gas natural se hace unmejor aprovechamiento del combustible que en la de biomasa.

En la Tabla 5.6 se aprecia que la diferencia entre ambos rendimientos es muy significa-tiva: el rendimiento de la instalación de gas natural es alrededor de un 24% mayor. Estose debe al peor poder calorífico que tiene la biomasa considerada (17,5 MJ/kg) frente aldel gas natural (50 MJ/kg) y se traduce en un mayor consumo de combustible: 0,0233 debiomasa frente a 0,0066 kg/s de gas natural (un 234,8% mayor).

69

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES

Gas natural Biomasa Comparación

Eficiencia [%] 30,33 24,45 24%Consumo de combustible [t/año] 191,03 674,40 235%

Tabla 8.1: Conclusiones del análisis energético y medioambiental

Otro aspecto importante a tener en cuenta en el análisis energético es la evolución detemperaturas obtenidas en cada caso. Mientras que la temperatura máxima obtenida enel ciclo con combustión de gas natural son los 950◦C de entrada a la turbina, en el ciclocon combustión de biomasa se llegan a alcanzar los 1032◦C en la salida de la cámara decombustión y entrada al intercambiador de calor. Esto supone que los requerimientos en lautilización de materiales será más exigente en el segundo caso, en el que el intercambiadorde calor debe ser capaz de soportar esas temperaturas tan elevadas.


Para comparar la rentabilidad de ambas instalaciones, se ha calculado el coste nive-lado de la energía, o lo que es lo mismo, cuánto cuesta producir 1 MWh de energía encada una de ellas. Para este cálculo se ha tenido en cuenta la inversión inicial, el preciodel combustible, los gastos de operación y mantenimiento y las emisiones de CO2. Losresultados obtenidos fueron los siguientes:




Tabla 8.2: LCOE de ambas instalaciones

Para los parámetros considerados, el coste nivelado de la energía es ligeramente supe-rior en la instalación de biomasa.

Se observa que la principal dependencia del LCOE en ambos casos es sobre el preciodel combustible, por lo que una variación en el éste supondrá una fuerte variación en elLCOE. Sin embargo, el precio del gas natural está estipulado y no es variable, algo queno sucede con la biomasa, que puede variar fuertemente, por lo que se ha realizado un

70

8.3. ANÁLISIS MEDIOAMBIENTAL

análisis de sensibilidad para ver si en algún caso es más rentable la utilización de biomasaque de gas natural.

Los resultados de este análisis indican que el LCOE de la instalación de biomasa serámenor si el precio del combustible es menor que 18,66 e (Figura 5.8). En algunos casos, elcoste de la biomasa puede llegar a ser 0 en instalaciones que utilicen como combustible re-siduos propios. Por esta razón, se concluye que la instalación de biomasa puede llegara ser rentable frente a la de gas natural a partir de cierto precio de la biomasa.

Otra fuerte dependencia del LCOE es frente a las horas anuales de operación, comose puede observar en la Figura 5.9. En este caso, el coste nivelado de la energía varía a lapar para ambas instalaciones.


En un análisis medioambiental es importante tener en cuenta las emisiones de CO2 encada una de las instalaciones. Se considera que las emisiones de la combustión de biomasason nulas, ya que el carbono liberado es el absorbido por las plantas durante su creci-miento. Sin embargo, en la combustión de gas natural sí que hay que tener en cuenta lasemisiones de CO2 dado que éste es un combustible fósil.

Gas natural Biomasa

Emisiones de CO2 [t/año] 533,44 0

Tabla 8.3: Conclusiones del análisis energético y medioambiental

En términos de emisiones, será más adecuada la microturbina con com-bustión de biomasa. Utilizando biomasa como combustible en vez de gas natural seevita la emisión de 533,44 toneladas anuales de dióxido de carbono a la atmósfera, lo quese traduce en un ahorro de 2971,25e anuales. Si lo que se procura es una mayoreficiencia, será conveniente la utilización de gas natural como combustible.

71

CAPÍTULO 8. CONCLUSIONES

72

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https://www.sendeco2.com/es/precios-co2

https://www.endesaclientes.com/precio-luz-pvpc.html?d=Any

https://www.endesaclientes.com/precio-luz-pvpc.html?d=Any

Anexos

En esta sección se incluye el informe generado por el programa Engineering EquationSolver (EES) con las ecuaciones utilizadas, las soluciones obtenidas y las tablas con losdiferentes parámetros obtenidos para cada punto de los ciclos.

75

COMBUSTION GAS NATURAL

Equations

Datos

R = 8, 3144

constante gases

εrec = 0, 9

Eficiencia regenerador

ηcc = 0, 995

Rendimiento camara combustion

ηg = 0, 9

Rendimiento generador

ηcs = 0, 768

Rendimiento Isentropico Compresor

ηts = 0, 826

Rendimiento Isentropico Turbina

ηm = 0, 98

Rendimiento mecanico

∆rec = 0, 02

Perdida carga recuperador [-]

∆cc = 0, 03

Perdida camara combustion [-]

rc = 4, 5

Relacion compresion compresor

T4 = 950 [C]

Temperatura de entrada a la turbina

Entrada Compresor

W = 100 [kW]

T1 = 15 [C]

Temperatura del aire

P1 = 1, 01325 [bar]

76

Presion del aire

Composicion de un mol de aire de entrada

xN2 = 0, 77292

xO2 = 0, 20738

xAr = 0, 00931

xCO2 = 0, 0003

xH2O = 0, 01009

n1 =m1

PMa

PMa = xN2 · MW (N2) + xO2 · MW (O2) + xCO2 · MW (CO2) + xH2O · MW (H2O) + xAr · MW (Ar)

Combustible

Tf1 = 25

Temperatura de entrada

mf1 = nf1 · MW (CH4)

LHV f1 = LHV (CH4)

LHV f1mass =LHV f1

MW (CH4)

hf1 = h (CH4; T = Tf1)

Calculo Presiones

P2 = rc · P1

P3 = P2 · (1 − ∆rec)

P4 = P3 · (1 − ∆cc)

P5 =P6

1 − ∆rec

P6 = P1

Balance de masa

n2 = n1

n3 = n1

n4 = nf1 + n1

n5 = n4

n6 = n5

Reaccion quımica

nf1 + n1 · xCO2 = n4 · yCO2

4 · nf1 + 2 · n1 · xH2O = 2 · n4 · yH2O

77

n1 · xAr = n4 · yAr

n1 · xN2 = n4 · yN2

n1 · (2 · xO2 + 2 ·XCO2 + xH2O) = n4 · (2 · yO2 + 2 · yCO2 + yH2O)

PMgc = yN2 · MW (N2) + yO2 · MW (O2) + yCO2 · MW (CO2) + yH2O · MW (H2O) + yAr · MW (Ar)

m4 = n4 · PMgc

mCO2 = n4 · yCO2 · MW (CO2)

——COMPRESOR—–

Entrada

h1 = xN2 · h (N2; T = T1) + xO2 · h (O2; T = T1) + xAr · h (Ar; T = T1) + xCO2 · h (CO2; T = T1) +

xH2O · h (H2O; T = T1)

s1 = xN2 · (s (N2; T = T1; P = P1) −R · ln (xN2)) + xO2 · (s (O2; T = T1; P = P1) −R · ln (xO2)) +

xAr · (s (Ar; T = T1; P = P1) −R · ln (xAr)) + xCO2 · (s (CO2; T = T1; P = P1) −R# · ln (xCO2)) +

xH2O · (s (H2O; T = T1; P = P1) −R · ln (xH2O))

Salida Isentropica

s2s = s1

s2s = xN2 · (s (N2; T = T2s; P = P2) −R · ln (xN2)) + xO2 · (s (O2; T = T2s; P = P2) −R · ln (xO2)) +

xAr · (s (Ar; T = T2s; P = P2) −R · ln (xAr)) + xCO2 · (s (CO2; T = T2s; P = P2) −R · ln (xCO2)) +

xH2O · (s (H2O; T = T2s; P = P2) −R · ln (xH2O))

h2s = xN2 · h (N2; T = T2s) + xO2 · h (O2; T = T2s) + xAr · h (Ar; T = T2s) + xCO2 · h (CO2; T = T2s) +

xH2O · h (H2O; T = T2s)

Salida Real


xH2O · h (H2O; T = T2)

h2 = h1 + 1/ηcs · (h2s − h1)

Potencia Compresor

Wc = n1 · (h1 − h2)

—–RECUPERADOR DE CALOR–

Calculo de Punto 3

T3 = T2 + εrec · (T5 − T2)

78


xH2O · h (H2O; T = T3)

Calculo de Punto 6

n2 · (h3 − h2) = n5 · (h5 − h6)

h6 = yN2 · h (N2; T = T6) + yO2 · h (O2; T = T6) + yAr · h (Ar; T = T6) + yCO2 · h (CO2; T = T6) +

yH2O · h (H2O; T = T6)

–CAMARA COMBUSTION—

n3 · h3 + ηcc · hf1 · nf1 = n4 · h4

Potencia Termica

Qf1 = nf1 · LHV f1

—–TURBINA—

Entrada turbina

h4 = yO2 · h (O2; T = T4) + yN2 · h (N2; T = T4) + yAr · h (Ar; T = T4) + yCO2 · h (CO2; T = T4) +

yH2O · h (H2O; T = T4)

s4 = yN2 · (s (N2; T = T4; P = P4) −R · ln (yN2)) + yO2 · (s (O2; T = T4; P = P4) −R · ln (yO2)) +

yAr · (s (Ar; T = T4; P = P4) −R · ln (yAr)) + yCO2 · (s (CO2; T = T4; P = P4) −R · ln (yCO2)) +

yH2O · (s (H2O; T = T4; P = P4) −R · ln (yH2O))

Salida Isentropica

s5s = s4

s5s = yN2 · (s (N2; T = T5s; P = P5) −R · ln (yN2)) + yO2 · (s (O2; T = T5s; P = P5) −R · ln (yO2)) +

yAr · (s (Ar; T = T5s; P = P5) −R · ln (yAr)) + yCO2 · (s (CO2; T = T5s; P = P5) −R · ln (yCO2)) +

yH2O · (s (H2O; T = T5s; P = P5) −R · ln (yH2O))

h5s = yN2 · h (N2; T = T5s) + yO2 · h (O2; T = T5s) + yAr · h (Ar; T = T5s) + yCO2 · h (CO2; T = T5s) +

yH2O · h (H2O; T = T5s)

Salida Real

h5 = h4 − ηts · (h4 − h5s)

h5 = yN2 · h (N2; T = T5) + yO2 · h (O2; T = T5) + yAr · h (Ar; T = T5) + yCO2 · h (CO2; T = T5) +

yH2O · h (H2O; T = T5)

79

Potencia Turbina

Wt = n4 · (h4 − h5)

–TRABAJO NETO—

W = ηg · (ηm ·Wt +Wc/ηm)

–RENDIMIENTO NETO–

η = W/Qf1

Solution

∆cc = 0, 03 ∆rec = 0, 02εrec = 0, 9 η = 0, 3033ηcc = 0, 995 ηcs = 0, 768ηg = 0, 9 ηm = 0, 98ηts = 0, 826 h2s = 1650 [kJ/kmol]h5s = 1582 [kJ/kmol] hf1 = −74595 [kJ/kmol]LHV f1 = 802519 [kJ/kmol] LHV f1mass = 50023mCO2 = 0, 01843 [kg/s] mf1 = 0, 00659 [kg/s]nf1 = 0, 0004108 [kmol/s] PMa = 28, 85 [kg/kmol]PMgc = 28, 66 Qf1 = 329, 7 [kW]R = 8, 314 [kJ/kmol-C] rc = 4, 5s2s = 198, 1 [kJ/kmol-C] s5s = 232, 1 [kJ/kmol-C]T2s = 168, 6 [C] T5s = 585, 5 [C]Tf1 = 25 [C] W = 100 [kW]Wc = −157, 5 [kW] Wt = 277, 4 [kW]xAr = 0, 00931 xCO2 = 0, 0003xH2O = 0, 01009 xN2 = 0, 7729xO2 = 0, 2074 yAr = 0, 00917yCO2 = 0, 01534 yH2O = 0, 04004yN2 = 0, 7613 yO2 = 0, 1742

Arrays Table

Row hi mi ni Pi si Ti[kJ/kmol] [kg/s] [kmol/s] [bar] [mixed]

1 -2849 0,7758 0,02689 1,013 198,1 152 3009 0,02689 4,56 214,23 15229 0,02689 4,468 6074 13883 0,7824 0,0273 4,334 232,1 9505 3722 0,0273 1,034 650,66 -8314 0,0273 1,013 272,8

80

COMBUSTION BIOMASA

Equations

Datos

R = 8, 3144

Constante gases

εrec = 0, 9

Eficiencia regenerador

ηcc = 0, 995

Rendimiento camara combustion

ηg = 0, 9

Rendimiento generador

ηcs = 0, 768

Rendimiento Isentropico Compresor

ηts = 0, 826

Rendimiento Isentropico Turbina

ηm = 0, 98

Rendimiento mecanico

∆rec = 0, 02

Perdida carga recuperador [-]

∆cc = 0, 03

Perdida camara combustion [-]

rc = 4, 5

Relacion compresion compresor

T3 = 950 [C]

Temperatura de entrada a la turbina

Entrada Compresor

W = 100 [kW]

T1 = 15 [C]

Temperatura del aire

P1 = 1, 01325 [bar]

81

Presion del aire

Composicion de un mol de aire de entrada

xN2;1 = 0, 77292

xO2;1 = 0, 20738

xAr;1 = 0, 00931

xCO2;1 = 0, 0003

xH2O;1 = 0, 01009

PM1 = xN2;1 · MW (N2) + xO2;1 · MW (O2) + xCO2;1 · MW (CO2) + xH2O;1 · MW (H2O) +

xAr;1 · MW (Ar)

n1 =m1

PM1

duplicate i = 2; 4

xN2;i = xN2;1

xO2;i = xO2;1

xAr;i = xAr;1

xCO2;i = xCO2;1

xH2O;i = xH2O;1

PM i = PM1

end

xN2;6 = xN2;5

xO2;6 = xO2;5

xAr;6 = xAr;5

xCO2;6 = xCO2;5

xH2O;6 = xH2O;5

PM6 = PM5

Combustible

LHV f1 = 17514

Calculo Presiones

P2 = rc · P1

P3 = P2 · (1 − ∆rec)

P4 =P5

1 − ∆cc

P5 =P6

1 − ∆rec

P6 = P1

82

Balance de masa

n2 = n1

n3 = n1

n4 = n1

n5 = n4 + nf1

n6 = n5

Reaccion quımica

aC = 0, 481

aN = 0, 0008

aO = 0, 4583

aH = 5, 99 × 10−2

n5 · xCO2;5 = n4 · xCO2;4 +mf1 ·aC

MW (C)

n5 · xH2O;5 = n4 · xH2O;4 +mf1 ·aH

MW(H)

2

n5 · xN2;5 = n4 · xN2;4 +mf1 ·aN

MW(N)

2n5 · xAr;5 = n4 · xAr;4

mf1 = m5 −m4

m5 = PM5 · n5m4 = PM4 · n4PM = mf1/nf1

1 = xO2;5 + xCO2;5 + xH2O;5 + xN2;5 + xAr;5

PM5 = xN2;5 · MW (N2) + xO2;5 · MW (O2) + xCO2;5 · MW (CO2) + xH2O;5 · MW (H2O) +

xAr;5 · MW (Ar)

nCO2 = xCO2;5 · n5mCO2 = nCO2 · MW (CO2)

——COMPRESOR—–

Entrada

h1 = xN2;1 · h (N2; T = T1) + xO2;1 · h (O2; T = T1) + xAr;1 · h (Ar; T = T1) + xCO2;1 · h (CO2; T = T1) +

xH2O;1 · h (H2O; T = T1)

s1 = xN2;1 · (s (N2; T = T1; P = P1) −R · ln (xN2;1)) + xO2;1 · (s (O2; T = T1; P = P1) −R · ln (xO2;1)) +

xAr;1 · (s (Ar; T = T1; P = P1) −R · ln (xAr;1)) + xCO2;1 · (s (CO2; T = T1; P = P1) −R# · ln (xCO2;1)) +

xH2O;1 · (s (H2O; T = T1; P = P1) −R · ln (xH2O;1))

83

Salida Isentropica

s2s = s1

s2s = xN2;2 · (s (N2; T = T2s; P = P2) −R · ln (xN2;2)) + xO2;2 · (s (O2; T = T2s; P = P2) −R · ln (xO2;2)) +

+xAr;2 · (s (Ar; T = T2s; P = P2) −R · ln (xAr;2)) +xCO2;2 · (s (CO2; T = T2s; P = P2) −R · ln (xCO2;2)) +

+ xH2O;2 · (s (H2O; T = T2s; P = P2) −R · ln (xH2O;2))

h2s = xN2;2 ·h (N2; T = T2s)+xO2;2 ·h (O2; T = T2s)+xAr;2 ·h (Ar; T = T2s)+xCO2;2 ·h (CO2; T = T2s) +

xH2O;2 · h (H2O; T = T2s)

Salida Real


+ xH2O;2 · h (H2O; T = T2)

h2 = h1 + 1/ηcs · (h2s − h1)

Potencia Compresor

Wc = n1 · (h1 − h2)

—–RECUPERADOR DE CALOR–

Calculo de Punto 5

T5 = T2 +T3 − T2εrec


xH2O;5 · h (H2O; T = T5)

Calculo de Punto 6


xH2O;3 · h (H2O; T = T3)

n2 · (h3 − h2) = n5 · (h5 − h6)


xH2O;6 · h (H2O; T = T6)

–CAMARA COMBUSTION—

n5 · h5 − n5 · (xH2O;5 · h (H2O; T = 25) + xCO2;5 · h (CO2; T = 25)) =

(n4 · h4 − n4 · (xH2O;4 · h (H2O; T = 25) + xCO2;4 · h (CO2; T = 25)) +mf1 · LHV f1 · ηcc)

84

Potencia Termica

Qf1 = mf1 · LHV f1

—–TURBINA—

Entrada turbina

s3 = xN2;3 · (s (N2; T = T3; P = P3) −R · ln (xN2;3)) + xO2;3 · (s (O2; T = T3; P = P3) −R · ln (xO2;3)) +

xAr;3 · (s (Ar; T = T3; P = P3) −R · ln (xAr;3)) + xCO2;3 · (s (CO2; T = T3; P = P3) −R# · ln (xCO2;3)) +

xH2O;3 · (s (H2O; T = T3; P = P3) −R · ln (xH2O;3))

Salida Isentropica

s4s = s3

s4s = xN2;4 · (s (N2; T = T4s; P = P4) −R · ln (xN2;4)) + xO2;4 · (s (O2; T = T4s; P = P4) −R · ln (xO2;4)) +

xAr;4 · (s (Ar; T = T4s; P = P4) −R · ln (xAr;4)) + xCO2;4 · (s (CO2; T = T4s; P = P4) −R · ln (xCO2;4)) +

xH2O;4 · (s (H2O; T = T4s; P = P4) −R · ln (xH2O;4))

h4s = xN2;4 ·h (N2; T = T4s)+xO2;4 ·h (O2; T = T4s)+xAr;4 ·h (Ar; T = T4s)+xCO2;4 ·h (CO2; T = T4s) +

xH2O;4 · h (H2O; T = T4s)

Salida Real

h4 = h3 − ηts · (h3 − h4s)

h4 = xN2;4 · h (N2; T = T4) + xO2;4 · h (O2; T = T4) + xAr;4 · h (Ar; T = T4) +

CO2; 4 · h (CO2; T = T4) + xH2O;4 · h (H2O; T = T4)

m2 = m1

m3 = m1

m6 = m5

Potencia Turbina

Wt = n3 · (h3 − h4)

–TRABAJO NETO—

W = ηg · (ηm ·Wt +Wc/ηm)

–RENDIMIENTO NETO–

η = W/Qf1

85

Solution

aC = 0, 481 aH = 0, 0599aN = 0, 0008 aO = 0, 4583∆cc = 0, 03 ∆rec = 0, 02εrec = 0, 9 η = 0, 2449ηcc = 0, 995 ηcs = 0, 768ηg = 0, 9 ηm = 0, 98ηts = 0, 826 h2s = 1650 [kJ/kmol]h4s = 14377 [kJ/kmol] LHV f1 = 17514 [kJ/kg]mCO2 = 0, 04145 [kg/s] mf1 = 0, 02331 [kg/s]nCO2 = 0, 0009419 [kmol/s] nf1 = 0, 0006808 [kmol/s]PM = 34, 24 [kg/kmol] Qf1 = 408, 2 [kW]R = 8, 314 [kJ/kmol-K] rc = 4, 5s2s = 198, 1 [kJ/kmol-C] s4s = 230, 4 [kJ/kmol-C]T2s = 168, 6 [C] T4s = 580, 5 [C]W = 100 [kW] Wc = −164, 6 [kW]Wt = 284, 8 [kW]

Arrays Table

Row mi ni Ti Pi PM i hi si xCO2;i

[kg/s] [kmol/s] [C] [bar] [kg/kmol] [kJ/kmol] [kJ/kmol-K]1 0,811 0,02811 15 1,013 28,85 -2849 198,1 0,00032 0,811 0,02811 214,2 4,56 28,85 3009 0,00033 0,811 0,02811 950 4,468 28,85 26645 230,4 0,00034 0,811 0,02811 646,5 1,066 28,85 16511 0,00035 0,8343 0,02879 1032 1,034 28,98 11654 0,032726 0,8343 0,02879 343,7 1,013 28,98 -11423 0,03272

Row xH2O;i xAr;i xN2;i xO2;i

1 0,01009 0,00931 0,7729 0,20742 0,01009 0,00931 0,7729 0,20743 0,01009 0,00931 0,7729 0,20744 0,01009 0,00931 0,7729 0,20745 0,03391 0,00909 0,7547 0,16966 0,03391 0,00909 0,7547 0,1696

86

modelización y análisis de una microturbina de gas con gas...

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