Una turbina de gas es una máquina térmica en la que se realiza la transformación de energía presente en un fluido en trabajo mecánico, por medio de la expansión de dicho fluido (gas de combustión o vapor).

En una turbina, en que no hay prácticamente pérdidas de calor al exterior, el trabajo obtenido procede de la diferencia de entalpía del fluido que pasa a través de ella:

Trabajo mecánico = Entalpía entrada- Entalpía salida

La variación del volumen específico es el mecanismo que permite la transformación de energía térmica en mecánica y por tanto, su posterior aparición en el eje de la máquina. El volumen específico es el cociente:

Volumen específico = Volumen de un fluido/masa de fluido

Por esta razón, los fluidos que circulan en las turbinas (de gas y vapor), que se utilizan para transformaciones de energía térmica en mecánica son gases, ya que son los fluidos que presentan una variación importante del volumen específico con la temperatura presión.

1.2     Turbina de vapor

1.2.1     Turbina de vapor. Descripción y principio de funcionamiento

La turbina de vapor es un motor térmico cíclico rotativo, de combustión externa, que movido por vapor produce energía mecánica. El vapor entra a alta presión y temperatura, y se expansiona en la turbina, transformando una parte de su entalpía en energía mecánica. A la salida de la turbina, el vapor ha perdido presión y temperatura.

Al igual que en el caso de las turbinas de gas, el eje suele estar acoplado a un generador directamente o a través de un reductor, donde se transforma la energía mecánica en eléctrica.

1.3      Motores alternativos: principios generales, clasificación y diferencias

El motor alternativo, es un motor térmico cíclico de combustión interna, de movimiento alternativo, como su propio nombre indica, y convierte la energía química contenida en un combustible en energía mecánica de rotación de un eje. La reacción explosiva de la mezcla aire-combustible en el interior de un cilindro provoca el movimiento lineal del pistón, que la biela convierte en rotación del cigüeñal. De esta manera también se asegura el movimiento alternativo del pistón, que permite renovar los gases producto de la combustión por mezcla fresca, lista para explosionar.

El motor alternativo es una máquina cíclica, pero el fluido se renueva en cada ciclo; se trata por tanto de un ciclo abierto.

El motor alternativo de combustión

El motor alternativo de combustión interna está basado en una tecnología bien conocida y ampliamente usada. Está presente en máquinas tan habituales como los automóviles, barcos, aviones, equipos de obras públicas, y por supuesto, las plantas de producción de energía eléctrica. Los motores empleados en estas plantas se denominan motores estacionarios, porque no van montados sobre vehículos en movimiento. En realidad los motores estacionarios grandes e intermedios, para aplicaciones terrestres son prácticamente iguales a los motores marinos, y desde el punto de vista del diseño de ellos tienen su origen en estos. Existe una gran variedad de motores estacionarios para el mercado de generación eléctrica, que incluye sistemas de emergencia y de respaldo, equipos para picos de demanda, para demandas intermedias y para ser utilizados como carga base. Muchos de estos motores combinan la producción de energía eléctrica con la producción de energía térmica. Su sistema de funcionamiento se puede ver en la

        Fig 2.29 Flujo de fluidos principales en un motor alternativo

1.4      Motor alternativo de gas y sus elementos auxiliares

Después de estudiar las generalidades de los motores alternativos, vamos a comenzar con los motores ciclo Otto, para después pasar al ciclo diesel

1.4.1     Breve reseña histórica de los motores de ciclo Otto

Los primeros experimentos sobre motores de combustión interna fueron realizados por Etienne Lenoir, que construyó su primer modelo práctico en 1860, y que en aquel momento abrió la puerta de la evolución y estableció una serie de principios técnicos que han permanecido inmutables hasta hace pocos años.

En 1862 fue enunciado el ciclo de volumen constante por Beau de Rochar con el titulo "ciclo de cuatro tiempos". Posteriormente el alemán Otto lo aplicó a un motor térmico denominándolo como ciclo Otto.

Carl Benz ha sido considerado como el padre del automóvil, ya que en 1885 fue el primer constructor de un motor de cuatro tiempos de encendido por bujías.

La primera vez que el ciclo de cuatro tiempos se empleó con éxito fue en 1876, en un motor construido por un ingeniero alemán, el conde Nicholas Otto.

1.4.2     El ciclo Otto desde el punto de vista funcional

 A pesar de que el motor de explosión de 4 tiempos es extraordinariamente conocido, demos un pequeño repaso al esquema de funcionamiento.

El ciclo Otto se basa en el movimiento alternativo (de subida y bajada) del pistón en el interior del cilindro. El ciclo es abierto, pues la mezcla combustible gas-aire se renueva en cada tiempo o fase de admisión. El ciclo completo consta de 4 tiempos, dos de subida del pistón y dos de bajada, como se vio  anteriormente.

     Fases en un motor alternativo de cuatro tiempos

1.5      Motor alternativo de fuel y sus auxiliares

1.5.1     Breve reseña histórica

En 1895, Rudolf Diesel presentó por primera vez su invento al público: un motor con encendido por compresión. En comparación con el ya acreditado motor de explosión Otto, este motor tenía la ventaja de tener un mayor rendimiento y de poder funcionar con un combustible relativamente barato, siendo posible además alcanzar potencias muy superiores.

El invento de Diesel se impuso muy rápidamente, y pronto dejó de tener competencia en el campo de los motores navales y estacionarios. Sin embargo, el motor Diesel tenía el gran inconveniente de que resultaba imposible alcanzar regímenes de revoluciones elevados.

Pero a medida que se iba difundiendo el motor Diesel y cuanto más se iban conociendo las ventajas de este sistema, tanto más eran las voces que exigían un motor de auto ignición pequeño y rápido.
El mayor obstáculo para el desarrollo del motor Diesel de alta velocidad lo representaba la alimentación de combustible. El método de insuflación aplicado en un principio con el que el combustible es "soplado" al interior de la cámara de combustión mediante aire comprimido, no permitía incrementar adecuadamente el régimen de revoluciones. Además la "bomba del aire" exigía una instalación compleja, lo que hacía imposible reducir apreciablemente el tamaño y el peso de los motores.

A finales de 1922, Robert Bosch decidió desarrollar un sistema de inyección para motores Diesel. Las condiciones técnicas eran favorables: se disponía ya de experiencia en motores de combustión; las tecnologías de producción habían alcanzado un alto nivel de desarrollo y ante todo podían aplicarse conocimientos adquiridos en la fabricación de bombas lubricantes. Robert Bosch y su equipo trabajaron infatigablemente en esta nueva misión. A comienzos de 1923 se habían proyectado ya una docena de bombas de inyección distintas, y a mediados de 1923 se realizaron los primeros ensayos en el motor.

En el mundo técnico el desarrollo de la  bomba de inyección comenzó a crear gran expectación y se esperaba de ella un nuevo impulso para la construcción de motores Diesel. Por fin, en verano de 1925 se dieron los últimos toques al proyecto definitivo de la bomba de inyección, y en 1927 salieron de la fábrica las primeras bombas producidas en serie. Esta bomba de inyección desarrollada por Bosch proporcionó al motor de Rudolf Diesel la velocidad deseada, proporcionándole un éxito imprevisto.

El motor Diesel fue conquistando cada vez más campos de aplicación, ante todo en el sector del automóvil. La evolución del motor Diesel y del sistema de inyección continúa incesantemente

1.6      Calderas de recuperación

Una caldera es un aparato a presión, donde el calor procedente de un combustible o de otra fuente de energía se transforma en energía térmica, utilizable a través de un fluido caloportador en fase líquida o vapor.

Las calderas que se utilizan en las plantas de cogeneración son calderas que recuperan el calor contenido en los gases de escape de la máquina térmica de combustión (motor o turbina de gas). En ellas se calienta agua, que se convierte en vapor y que se utiliza para mover una turbina de vapor y/o como fluido caloportador que aporta calor a alguna fase del proceso industrial al que está asociada la planta de cogeneración. Son el elemento de unión entre la generación de electricidad y la generación de calor útil.

1.7      Calderas de recuperación de aceite térmico

En algunos casos se requieren en el proceso altas temperaturas. Esto se puede conseguir con muy altas presiones de vapor, pero se aumenta mucho el coste de la caldera. Para evitarlo se recurre a la producción de aceite térmico, que tiene una muy alta temperatura de evaporación, por lo que a presiones moderadas se puede trabajar con altas temperaturas.

Las calderas de aceite térmico presentan una serie de ventajas sobre las calderas convencionales:

-       Tienen menos elementos. Tan sólo requieren la propia caldera, indicadores de nivel, presión y temperatura, y las bombas de recirculación. Se eliminan las bombas de alimentación, el condensador, las bombas de recirculación, las de dosificación de productos químicos, el desgasificador, etc.

-       Por la presión y temperatura a la que trabajan no son considerados aparatos a presión, por lo que la exigencia de mantenimiento legal es menor

-       Al ser un fluido viscoso, las fugas son menores que en el caso de calderas de vapor o agua sobrecalentada. Eso sí, cuando se produce una fuga las manchas de aceite o los derrames hay que limpiarlos y recogerlos.

-       La distribución de temperaturas en la zona que es calentada con el aceite térmico suele ser mucho más homogénea y más fácilmente controlable

Con las calderas de aceite térmico se evitan los inconvenientes del tratamiento de agua de reposición y los riesgos respecto a la seguridad de los recipientes de presión, que tienen las calderas de vapor. No obstante, aparece el problema de la degradación del aceite, que obliga a su reposición periódica y la problemática de eliminación de este producto por razones medioambientales. Las fugas de los circuitos también tienen que ser cuidadosamente recogidas y entregadas a un gestor autorizado.

Las calderas de aceite térmico son siempre oleotubulares (el aceite va por el interior de los tubos, tubos que están dentro de un carcasa de chapa con aislamiento, por cuyo interior circulan los gases caliente).

Por supuesto, estas calderas pueden ser de combustión (con quemador), de recuperación o mixtas.

En algunas ocasiones se precisa para el proceso tanto aceite térmico, como vapor o agua caliente. Una buena solución en esos casos es una caldera en dos etapas. La primera es aceite térmico y después se encuentra la parte de generación de vapor. De esta manera conseguimos una mayor recuperación de calor, ya que lo gases pueden ser refrigerados hasta una temperatura menor. No hay que olvidar poner by-pass de gases a cada una de las secciones, para asegurar que la limitación en las necesidades de calor para la producción de uno de los fluidos no limita la producción del otro.

1.8.1     Elementos del sistema agua-vapor

Los elementos que componen el ciclo agua-vapor son los siguientes:

-   Desgasificador

-  Tanque de alimentación

-  Bombas de alimentación

-  Caldera

-  Turbina de vapor (en su caso)

-  Condensador (en su caso)

-  Bombas de condensado

-  Purgadores automáticos y válvulas de purga

-  Otros equipos (equipos de limpieza del condensador, eyectores para producir vacío en condensador, depósitos recolectores de condensados,  válvulas reductoras, etc.)

Veamos en un diagrama de bloques de entradas y salidas el ciclo agua vapor.

Fig 2.54 Diagrama de bloques del ciclo agua-vapor

1.9      Alternador

Podemos clasificar los alternadores según su principio de funcionamiento o según su tipo de refrigeración. Según su principio de funcionamiento, los alternadores pueden ser síncronos o de inducción. Según su tipo de refrigeración, puede tratarse de alternadores refrigerados por aire, por agua, por hidrógeno, o por un sistema mixto agua-hidrógeno.

En cogeneración, la práctica totalidad son alternadores síncronos refrigerados por aire o agua. En alternadores pequeños la refrigeración suele ser por aire, mientras que en los grandes la refrigeración conviene realizarla por agua, para evitar los problemas que la acumulación del polvo y contaminantes producen en los devanados.

1.10      Reductor

El reductor es un elemento mecánico que adapta las velocidades de giro de la máquina térmica y del alternador. Consiste en dos engranajes de diferentes tamaños, sumergidos parcialmente en aceite lubricante. De la carcasa principal, que contiene los dos engranajes y el aceite lubricante, salen dos ejes: uno que lo une con el alternador y otro que lo une con la máquina térmica. La unión a estos elementos se realiza normalmente mediante acoplamientos elásticos, que tratan de compensar pequeñas desalineaciones y amortiguan la transmisión de las vibraciones que se producen en alguna de las máquinas hacia las otras.

1.11      Plantas de frío: máquinas de absorción

El aprovechamiento de calor residual para la producción de frío supuso un desarrollo de los sistemas de cogeneración de forma que la posibilidad de obtener frío con la recuperación de calores residuales hizo rentables plantas de cogeneración que en principio, con el aprovechamiento de energía eléctrica y calor útil, no lo eran. Así, se conseguía que determinadas plantas cuyo aprovechamiento térmico era estacional (sólo eran rentables cuando la temperatura ambiental era baja porque el calor útil se empleaba para calentar edificios, por ejemplo) tuvieran un periodo anual de aprovechamiento mayor.

El frío generado a partir de agua caliente, agua sobrecalentada o vapor se emplea generalmente para el acondicionamiento de aire o para determinados procesos que necesitan una temperatura baja. Tiene la ventaja de que es fácilmente almacenable en forma de agua fría, aunque presenta la limitación de que su temperatura no puede bajar de los 5ºC

Para producir frío aprovechable a partir de agua caliente o vapor se emplean máquinas de absorción. Existen dos tipos de procesos diferenciados: los que emplean una solución de Bromuro de litio como sustancia absorbente y los que emplean una solución de amoniaco.

El rendimiento en estas máquinas se denomina COP (coefficient of performance), y es la relación entre el frio producido y el calor aportado a la misma por el foco caliente. Esta cantidad puede ser mayor que la unidad sin contradecir las leyes de la termodinámica. Como ya veremos en varios tipos de máquinas el frío producido o calor absorbido del foco frío es mayor que el calor absorbido del foco caliente.

El COP de las máquinas de bromuro de litio está en torno al 65% en el caso de máquinas de simple efecto y del 110% en las de doble efecto

1.12      Sistemas de tratamiento de agua

Los sistemas de tratamiento de agua tienen como objetivo suministrar agua de la calidad apropiada para su consumo en la caldera, el ciclo agua-vapor y rellenos de circuitos cerrados y aporte de torres de refrigeración. La obtención de agua desmineralizada, o agua demin, se realiza en varios pasos:

- Filtración

- Descalcificación o ablandamiento. En esta fase se eliminan la mayor parte de las sales alcalinas, que dan dureza al agua, intercambiando iones Ca y Mg por Na.

-  Desgasificación térmica

- Desmineralización. En esta segunda fase se trata desmineralización propiamente dicha, eliminando en gran medida las sales que pudieran contenerse en el agua previamente ablandada.

1.13      Sistemas de refrigeración

Las plantas de cogeneración necesitan ser refrigeradas, pues la combustión genera más energía que la que la planta es capaz de transformar en energía eléctrica y energía térmica aprovechable. Así es necesario evacuar a la atmósfera el agua de refrigeración del circuito de baja temperatura de los motores alternativos, el calor no aprovechado del circuito de alta temperatura de estos motores, el calor de condensación en turbinas de vapor, el calor de los aceites de lubricación, el de los devanados de los alternadores, etc.

Puesto que el rendimiento global no suele superar el 85%, una planta de cogeneración necesita evacuar al menos entre el 10 y el 15% de su potencia térmica total. Las técnicas convencionales para esta evacuación son tres: circuito abierto, circuito semiabierto con torres de refrigeración y refrigeración/condensación por aire.

1.14      Sistemas eléctricos

 1.14.1     Generalidades

El objetivo de los sistemas eléctricos es generar, distribuir y consumir la electricidad, bien dentro de la planta de cogeneración como importar o exportar el déficit de la misma o los excedentes.

Siendo uno de los productos esenciales de una planta de cogeneración la electricidad es natural que haya que tener el máximo cuidado en el diseño y explotación de los sistema eléctricos de la planta.

Los sistemas eléctricos se componen de una serie de equipos e instalaciones. Estos sistemas se agrupan por tensiones. Baja tensión se considera por debajo de 1000 V, media tensión hasta 10000 V y alta tensión por encima de 10000 V.

Los esquemas eléctricos unifilares se utilizan para la representación, diseño y explotación de los sistemas eléctricos. En ellos se representan los elementos generadores, los consumidores y otros elementos que veremos cómo los transformadores e interruptores, junto con sus cables de interconexión. Entrando más en detalle se encuentran otros elementos auxiliares como sistemas de alimentación ininterrumpida, protecciones, equipos de medida, etc.

1.15      Sistema de control

En cuanto a los sistemas de control, el DCS o sistema de control distribuido es sin lugar a dudas, uno de los elementos más importantes de una planta, ya que es desde donde se envían las ordenes y se observan todos los parámetros para mantener a la planta bajo control. Es, de alguna forma, el cerebro de la central que gobierna cada equipo.

Las plantas de cogeneración están altamente automatizadas, y el sistema de control distribuido se encarga de centralizar y coordinar todos los sistemas. El sistema de control requiere miles de cables, señales, tarjetas, relés, etc.,  con lo que la búsqueda de averías y errores que puedan cometerse durante el montaje de la planta o tras accidentes graves (incendios, por ejemplo) es a veces muy complicada. Existen salas refrigeradas en las que se localizan de forma exclusiva los armarios de conexionado de señales y las tarjetas electrónicas, y que conviene que estén separadas de las salas dedicadas a los sistemas eléctricos de potencia.

1.16      Estación de gas (ERM)

El gas natural que se suministra al motor térmico (motor alternativo o turbina de gas) debe tener unas condiciones determinadas. Debe tener una presión en un rango concreto, debe llegar a una temperatura correcta y el grado de limpieza debe estar controlado. Además, la composición química del gas natural debe estar controlada. Por último, debe conocerse la cantidad de gas que se consume y su poder calorífico, a efectos de facturación del combustible consumido.  De todo ello se encarga la Estación de Gas, también conocida como ERM (estación de regulación y medida).

Naturalmente la ERM no es responsable de la composición química del gas. Los motores de gas son especialmente sensibles a la proporción de CH₄ y el consecuente aumento de hidrocarburos más pesados aumenta el riesgo de detonación y obligan a bajar la carga del motor. Los motores industriales actuales suelen aceptar combustibles con un índice  de metano superior al 70….80 ºC.

Es necesario incidir en la importancia de la temperatura para el buen funcionamiento de la instalación de gas, y de los equipos por ella alimentados. Esta necesidad de calentamiento se debe al efecto Joule-Thomson que hace que el gas se enfríe al expandirse. En el gas natural, el enfriamiento es aproximadamente de 0,5 ºC por cada bar de bajada en la presión. Es necesario calentar el gas a la entrada por cuatro razones:

a) Evitar congelación de las válvulas de reducción o de interrupción de seguridad.

b) Evitar la condensación de hidrocarburos o agua, que pueden perjudicar la buena combustión del gas en los equipos o producir detonaciones en motores.

c) Evitar condensaciones en el exterior de tuberías y equipos que producen corrosión de las partes metálicas.

d) Ahorrar energía, mediante el uso de agua caliente o vapor de baja excedente para calentamiento final del gas antes de introducción en turbina de gas.

1.17      Plantas de regasificación

En ocasiones está previsto que en el futuro llegue gas natural por tubería a la planta, pero mientras se desarrolla el mercado en una zona, se instala de forma provisional un sistema de suministro de gas natural liquado de GNL que ha de ser regasificado (convertido nuevamente en gas) “in situ”. El GNL llega a la planta normalmente en cisternas, por carretera.

La planta de regasificación consta de unos depósitos de almacenamiento (2 ó más), bombeo de GNL y gasificación eléctrica, con vapor o con agua caliente. En plantas de cogeneración es conveniente utilizar calor residual, pero en este caso debe disponerse de un sistema alternativo de calentamiento para el periodo de arranque. La capacidad de almacenamiento de GNL debe ser suficiente para abastecer a plena carga durante tiempo que se prevea entre suministros, considerando las interrupciones que éste pueda tener por causas relacionadas con el transporte (distancia desde la planta suministradora de GNL hasta la de cogeneración, condiciones meteorológicas que pueden condicionar el transporte, regulaciones y limitaciones al tráfico de mercancías peligrosas en determinadas fechas, etc) Esto es especialmente importante en zonas de montaña. La autonomía normal suele estar comprendida entre los tres y los siete días.