Cuando hablamos a un promotor de nuevas tecnologías siempre existe el temor a que el proyecto no resulte como inicialmente habíamos pensado. No todo el mundo se lanza a explorar nuevas aplicaciones de las tecnologías y prefieren anclarse en la mediocridad de lo ya probado. En relación a los nuevos proyectos con turbinas de gas de ciclo combinado, CHP, es importante disponer de referencias sobre cómo está funcionando esta tecnología en las plantas que se están instalando en diferentes países. En este artículo exponemos algunas conclusiones sobre proyectos que se están llevando a cabo en Reino Unido, Canadá, Suecia y Alemania. Las turbinas de gas se implementan con éxito en proyectos CHP en edificios o aplicaciones industriales individuales, además de la otra tecnología habitual en estos proyectos, los motores recíprocos. La tecnología de las turbinas de gas ha sido desarrollada por un reducido número de fabricantes, los cuales vienen suministrando estos equipos en proyectos de todo el mundo. Analizamos a continuación la experiencia práctica de los fabricantes más importantes de turbinas de gas, así como la forma de gestionar los proyectos de plantas que utilizan estas turbinas.
- Tecnología CHP E.ON en el Reino Unido: Es una de las compañías que ha asumido la tecnología CHP como parte de su estrategia para producir energía con fuentes alternativas al carbón. E.ON ha invertido en el Reino Unido 941 millones de dólares, en 14 esquemas CHP. La planta más pequeña es la de Bradford, que tras una inversión de 6,7 millones de dólares produce energía eléctrica y proporciona 25 toneladas de vapor/hora con destino al sector químico. Este esquema comprende una turbina de gas de 4,5 MW más una caldera de recuperación de calor de residuos auxiliar. Otra planta genera 25 MW de electricidad y aproximadamente 90 MW de vapor (70 toneladas/hora destinado a procesos de fabricación desde cuatro calderas de calor de residuos)) para la moderna refinería de Humber. Una de las plantas CHP más grandes del Reino Unido es la de Northwich, que puede suministrar 500 toneladas de vapor/hora,más 130 MW de electricidad. La planta principal CHP consiste en dos turbinas de gas, dos calderas de recuperación de calor y una turbina de vapor. Las turbinas de EON proceden de varios fabricantes, siendo las principales GE LM6000s, GE Frame 6Bs, aeroderivadas Rolls-Royce RB211, Siemens SGT 800s, Siemens Tornados y Typhooons. Las máquinas aeroderivadas, son más pequeñas y giran más rápido por lo que necesitan un mantenimiento superior. Los filtros de aire principales, por ejemplo, requieren ser reemplazadas cada tres años, y los pre-filtros anualmente. El uso de control electrónico para supervisar los cambios de presión diferencial en la admisión de cada etapa vigila las condiciones del filtro para maximizar el rendimiento y vida útil. Las plantas CHP de EON utilizan gas como combustible principal, y algunas utilizan gas destilado como apoyo. Esto puede cambiar en el futuro como consecuencia del incremento de los precios del gas natural. Algunas plantas de E.ON utilizan biocombustibles, pero la compañía prefiere incorporarlos solamente a las nuevas plantas de gran capacidad, en vez de reconvertir las existentes.
- Turbinas de gas Trent de Roll-Royce: La primera turbina diseñada con esta tecnología fue para una planta en Whitby, Ontario, Canada. Se trata de una planta de cogeneración con carga base de 51,2 MW. Esta planta se instaló en 1998 y usaba un motor de gas natural Trent 60. El Trent, diseñado para mercados con carga base y picos, es un desarrollo aeroderivado, que genera 70.000 C.V con una eficiencia de hasta el 42 %. Estas turbinas suponen un nuevo hito en el desarrollo de la tecnología CHP para maximizar el ahorro de combustible, y cumple además los más exigentes requisitos de emisión NOx y CO. Además de en operación síncrona a 3000-3600 rpm para el mercado de generación de potencia a 50-60 Hz, la turbina Trent 60uede usarse en operación de velocidad variable con un rango de velocidades del 70 %-105 % (la velocidad 100 % es 3400 rpm). La planta de cogeneración de Whitby, que trabaja también en ciclo simple si se requiere, comprende una turbina de gas y un generador que proporciona energía eléctrica a la red pública, y vapor a una planta de procesado de papel próxima. La planta es flexible desde el punto de vista de la operación ya que las necesidades de vapor varían según la demanda de la planta. La estacionalidad es también un factor muy importante en la planta de Canadá, ya que debido a los grandes cambios de temperatura entre verano e invierno, la demanda de vapor es muy variable. A plena carga, la planta produce en verano un calor por generación estimado en 5400-5700 Btu/kWh – lo cual representa una eficiencia entre 63 % – 60 %. En invierno, la producción es de 5600 – 5800 Btu/kWh con una eficiencia del 61–59 % en invierno. En operación en ciclo simple, la planta genera 51,2 MW (eficiencia del 40,2 %). Desde el principio, la Trent 60 fue dotada de un sistema de bajas emisiones en seco (DLE), diseñado para permitir menos de 25 ppm NOx/2 ppm CO a plena carga.
- La gran planta de cogeneración de Gothenburg: De la nueva planta de cogeneración de Gothenburg, Suecia, no hay disponibles aún datos sobre tendencias operacionales, pero las cuidadosas especificaciones y los modernos requerimientos de diseño pueden tener un impacto significativo en la operación. El contratista de esta planta de cogeneración ha sido Siemens. Se trata de una planta que afecta muy poco al medio ambiente. En efecto, a pesar del incremento en la producción de energía de Gothenburg, las emisiones de contaminantes ácidos, azufre y óxido de nitrógeno son actualmente más bajas. El gas natural es el combustible principal, pero en el futuro puede utilizarse syngas o biogás. Mediante reducción catalítica selectiva (SCR) se reducen las emisiones de óxido de nitrógeno (NOx)por debajo de20 mg/MJ. La planta es muy flexible ya que usa tres turbinas de gas en vez de una.
- Planta CHP en Kassel: En Kassel, Alemania, una planta de cogeneración genera electricidad y suministra calor a las industrias próximas (100 km). Esta planta comprende una turbina de gas de 10 MW, fabricada por GE hace 21 años, y una segunda turbina de gas aeroderivada de 30 MW. La segunda turbina ha sido instalada en 2005. Las calderas de recuperación de estas dos máquinas obtienen calor a presión/temperatura de salida de 40 bares/485 ºC para proporcionar vapor a una única turbina de vapor de 10 MW BBC (ahora Siemmens). El combustible utilizado es gas natural, que se precalentado ya que contiene elementos de gas líquido que puede tener demasiada energía para los combustores.
Mantenimiento predictivo y control remoto:
Además del incremento en el rendimiento de las máquinas y la mayor eficiencia en la recuperación de contaminantes, otra tecnología ha revolucionado el mundo de las plantas de generación CHP. Nos referimos a la automatización, y sus aplicaciones en control remoto y mantenimiento predictivo. En varias turbinas de gas se ha experimentado la utilización de técnicas de captura de datos durante años. Siemens Power Generation es un ejemplo. Inicialmente, en 1993, estaba conectada a un sistema de control de turbinas MkII Rustronic. Hoy en día, sistemas mucho más desarrollados se utilizan en el equipo de planta y las turbina para ayudar a conseguir el máximo rendimiento, fiabilidad y disponibilidad.
Bibliografía:
Gas turbine CHP O&M in practice. Cogeneration & On-Site Power. March – April 2008.
Palabras clave:
Reciprocating engines, gas turbine, aero-derivatives, dry low emissions (DLE) system, selective catalytic reduction (SCR), remote monitoring and predictive.
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