Trabajo de Diploma -...

Universidad “Vladimir Ilich Lenin”

Facultad de Ciencias Técnicas

Departamento de Ingeniería Industrial

Trabajo de Diploma

Potencialidades de aumento de Cogeneración en la

Central Eléctrica de Grupos Electrógenos Fuel-oil

de 2,5MW Las Tunas

Autora: Mailet Ferrás Pérez.

Tutor: MSc. Ing. Daniel Rodríguez Peña.

Las Tunas, 2011

“Año 53 de la Revolución”

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Wxw|vtàÉÜ|tWxw|vtàÉÜ|tWxw|vtàÉÜ|tWxw|vtàÉÜ|t

A mis padres y hermana, por apoyarme incondicionalmente en todo momento

durante los cinco años de mi carrera y guiarme siempre por el camino correcto.

A mi abuelo Efraín Ferrás Pérez.

A mi familia de forma general por brindarme su granito de arena en los

momentos más difíciles.

TzÜtwxv|Å|xÇàTzÜtwxv|Å|xÇàTzÜtwxv|Å|xÇàTzÜtwxv|Å|xÇàÉáÉáÉáÉá

A mis padres por su apoyo en todo momento.

A mi tutor por su apoyo incondicional, lo cual fue decisivo en la culminación

exitosa de mis estudios.

A familiares, amigos y compañeros de estudio.

A todos los profesores que contribuyeron en mi formación.

A los trabajadores de los Grupos Electrógenos Fuel-oil de Las Tunas.

A todas aquellas personas que de una forma u otra hicieron posible la

realización de este trabajo.

A la Revolución Cubana, pues gracias a ella veo realizados mis sueños.

RESUMEN

El trabajo fue realizado en la Central Eléctrica de Grupos Electrógenos Fuel-oil Las

Tunas, centrándose en el Sistema de Recuperación de Calor como área de estudio.

El objetivo principal fue determinar las potencialidades energéticas existentes y

elaborar una propuesta adecuada de aumento en la cogeneración. El trabajo consta

de tres capítulos: el capítulo I aborda los fundamentos teóricos respecto al tema de

investigación; el capítulo II muestra las metodologías aplicadas y el capítulo III los

resultados obtenidos. Se realizó un diagnóstico del sistema, el cual arrojó que

aproximadamente 1491764,44$/año se pierden por concepto de energía térmica en

gases de escape; el rendimiento de la producción de energía eléctrica se comporta

como promedio de 42.81%; el rendimiento global del sistema de cogeneración oscila

como promedio a un 47,66%, por lo que el sistema tiene una reserva de aumentar su

eficiencia en un 12,34% aproximadamente, que representa un ahorro anual si se

utiliza de 767015,55$/ año; el rendimiento exergético fluctúa entre el 38 y 40% lo cual

se corresponde con los reportes de bibliografía. Por lo que a partir de sus

potencialidades tanto energéticas como por capacidad instalada es posible generar

vapor para procesos industriales entre los que se encuentran: la producción de hielo

y alimentos.

Palabras claves: Gases de escape, Cogeneración, Rendimiento, Potencialidades.

ABSTRACT

Work was accomplished at the Power Station of Generating Sets Fuel oil Las Tunas,

focusing in Recuperation's System of Heat like area of study. The principal objective

was to determine energetic existent potentialities and to elaborate a proposal made

suitable of increase in the cogeneration. This work consists of three chapters: The

chapter I tackle the theoretic basics in relation to the fact-finding theme; the chapter II

shows the methodologies applied and the chapter III the aftermath obtained.

Accomplish a diagnosis of system which as it threw up than approximately

1491764,44$ it lose year by way of steam-generated power in gases of escape; The

performance of production of electric power is put up with like average of 42,81 %;

The global performance of system of cogeneration oscillate on average to a 47.66 %

that system has a reserve to increase its efficiency in a 12.34 % approximately, that it

represents a yearly saving if it is utilized of 767015,55$ year; The performance

exegetic fluctuates among the 38 and 40 % That corresponds with the reports of

bibliography. Regarding splitting of this potentialities so much energetic like for

capability installed it is possible to generate steam for processes industrials that it

meet among: The production of ice and alimony.

Key words: Gases of escap, Cogeneration, Performances, Potentialities.

ÍNDICE

INTRODUCCIÓN ........................................................................................................ 1

CAPÍTULO I. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL.............. ....................................... 5

1.1 INTRODUCCIÓN A LOS SISTEMAS DE VAPOR ............................................................. 5

1.1.1 Sistemas de vapor....................................................................................... 6

1.1.1.1 El agua como sustancia de trabajo....................................................... 6

1.1.1.2 ¿Cuáles son las razones del uso preferente del agua como fluido

portador de calor sobre otros fluidos? .............................................................. 7

1.1.1.3 ¿Cuáles son las características que diferencian las fases vapor y

líquido? ............................................................................................................. 7

1.1.1.4 ¿Por qué se emplea el agua en fase vapor en preferencia a la fase

líquida? ............................................................................................................. 8

1.1.2 Componentes de un sistema de vapor........................................................ 8

1.1.3 Generadores de vapor ............................................................................... 9

1.1.3.1 Requerimientos que debe cumplir un generador de vapor .................. 9

1.1.4 Descripción y principios de funcionamiento de una caldera acuotubular de

circulación natural ...............................................................................................10

1.2 COMBUSTIÓN ......................................................................................................15

1.2.1 Combustión completa.................................................................................16

1.2.2 Combustión incompleta..............................................................................16

1.2.3 Combustión estequiométrica o teórica .......................................................17

1.2.4 Combustión con exceso de aire .................................................................17

1.2.5 Combustión con defecto de aire.................................................................17

1.2.6 Combustión de combustibles líquidos ........................................................17

1.2.2. Etapas del proceso de combustión de un combustible líquido ..............19

1.3 GASES DE ESCAPE..............................................................................................20

1.4 COGENERACIÓN .................................................................................................20

1.4.1 Conceptos básicos y filosofía de la cogeneración.....................................21

1.4.2 Beneficios e inconvenientes de la cogeneración.......................................22

1.4.3 Ventajas e inconvenientes de la cogeneración ..........................................23

1.4.4 Evolución de la cogeneración ...................................................................24

1.4.5 Elementos de un sistema de cogeneración................................................26

1.4.6 Clasificación de los sistemas de cogeneración ..........................................26

1.4.7 Cogeneración con Motores de Combustión Interna ...................................27

1.4.8 Rendimientos de los sistemas de cogeneración ........................................28

1.5 TRIGENERACIÓN ..................................................................................................30

CAPÍTULO II. DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS Y MATERIAL ES EMPLEADOS

...................................................................................................................................32

2.1. BREVE CARACTERIZACIÓN DE LA ENTIDAD .............................................................32

2.1.1. Caracterización del área objeto de estudio ...............................................33

2.2 PÉRDIDAS DE ENERGÍA APROVECHABLE EN PLANTA DE GENERACIÓN FUEL-OIL LAS

TUNAS......................................................................................................................34

2.2.1. Pérdidas por gases de escape..................................................................34

2.3. CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS .........................................................................37

2.3.1. Rendimiento Global del Sistema de Cogeneración...................................37

2.3.2 Rendimiento Exergético .............................................................................39

2.3.3 Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica ..................................42

CAPÍTULO III. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ............... ...........................................43

3.1. PÉRDIDAS DE ENERGÍA APROVECHABLE EN PLANTA DE GENERACIÓN FUEL-OIL LAS

TUNAS......................................................................................................................43

3.1.1 Resultados del cálculo de la energía que se está utilizando, cuanto se está

perdiendo y qué por ciento representa de la energía primaria que entra al

sistema................................................................................................................44

3.2 ANÁLISIS DEL RESULTADO DEL CÁLCULO DE LOS RENDIMIENTOS ..............................45

RECOMENDACIONES ..............................................................................................48

BIBLIOGRAFÍA ....................................... ..................................................................49

ANEXOS

Trabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de DiplomaTrabajo de Diploma

1

INTRODUCCIÓN

El Desarrollo Energético de la sociedad está basado en el uso de los combustibles

fósiles principalmente, y en menor medida, en dependencia del nivel de desarrollo y

disponibilidad de recursos naturales, se encuentra la energía nuclear y la hidráulica

(Turrini 2006). En los últimos años, debido a la escasez de combustibles fósiles y su

encarecimiento, es evidente la importancia del desarrollo de sistemas energéticos

que hagan un uso efectivo de los recursos no renovables como petróleo, gas

natural y carbón mineral. La presión sobre el uso de estos recursos, obliga a

utilizarlos cada vez de manera más racional y eficiente. La tendencia al

encarecimiento de la energía y al agotamiento de los recursos hídricos, está

presionando social y económicamente a la sociedad (Moran M.J 2000; Turrini

2006). Los más afectados son los países con menos recursos y desarrollo, pues la

presión no es proporcional al avance económico. Por lo anterior, los países con

sociedades y economías más vulnerables deben, para garantizar su supervivencia;

desarrollar, adoptar y adaptar metodologías que les permitan usar de manera

óptima sus recursos, así como asegurarse que esa inversión de recursos se

mantenga en el tiempo y garantice la sostenibilidad y evolución de las sociedades

(Turrini 2006).

A raíz de la crisis energética mundial, se trazó una nueva estrategia en nuestro país

llamada Revolución Energética. Esta política energética considera, entre otros, los

siguientes aspectos:

� Uso racional de la energía, con el máximo ahorro en su uso final y la

utilización de tecnologías de alta eficiencia.

� Desarrollo de tecnologías para el uso generalizado de las fuentes renovables

de energía, con un peso progresivo en el balance energético nacional.

� Participación de toda la sociedad.

Es frecuente encontrar fábricas en las que se están vertiendo a la atmósfera gases

de combustión a temperaturas mucho más altas de las que, racionalizando su uso,

deberían ser vertidos. El calor residual en los gases de la combustión supone una

importante pérdida de energía térmica en la industria. La Central Eléctrica de Grupos


2

Electrógenos Fuel-oil Las Tunas que garantiza una disponibilidad sostenible de

energía eléctrica en el municipio no está exenta a esta realidad.

Esta central produce simultáneamente energía eléctrica y energía térmica útil, a partir

de la misma fuente primaria, para satisfacer sus requerimientos, conocido este

sistema como cogeneración. En un diagnóstico realizado al sistema de recuperación

de calor se pudo determinar que:

Situación Problémica.

� Parte de los gases de escape de los motores salen directo a la atmósfera sin

pasar por la caldera.

� Estos gases salen por las chimeneas a altas temperaturas, más de 3000C.

� Las calderas no trabajan a plena capacidad de generación de vapor.

� No se conocen la demanda de vapor, ni el consumo de combustible por

motores.

� Se desconoce el valor de las pérdidas de energía tanto en por ciento como en

dinero.

Por lo que se establece como problema científico :

¿Cómo determinar las potencialidades energéticas en los grupos electrógenos Fuel-

oil Las Tunas, para fundamentar una propuesta efectiva de aumento en la

cogeneración?

Objetivo principal de la investigación: Determinar las potencialidades energéticas

existentes en los grupos electrógenos Fuel-oil Las Tunas, y elaborar una propuesta

adecuada de aumento en la cogeneración.

Objeto de investigación: Eficiencia energética en las Plantas de Generación por

Motores de Combustión Interna.

Campo de acción: Cogeneración en Grupos electrógenos fuel-oil Las Tunas.

Atendiendo a este problema se define como hipótesis :

Si se determinan las potencialidades energéticas en los grupos electrógenos Fuel-oil

Las Tunas, se podrá elaborar una propuesta de posible aumento en la cogeneración.

Se trazan como objetivos específicos:

� Cuantificar las pérdidas de energía por los gases de escape.

� Evaluar el sistema de generación de vapor.


3

� Elaborar propuesta de aumento en la cogeneración.

Tareas para darle cumplimiento a los objetivos:

� Realizar revisión bibliográfica.

� Caracterización y estudio del área de recuperación de calor de los gases de

escape.

� Determinar consumo de combustible y demanda de vapor por motores

funcionando.

� Cálculo de las propiedades térmicas de los gases de escape.

� Cuantificar el por ciento de pérdidas de calor en gases de escape.

� Determinar rendimientos del sistema y compararlos con los estándares,

(Rendimiento Global del Sistema de Cogeneración, Rendimiento Exergético y

Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica).

� Elaborar propuesta de aumento en la cogeneración.

Para el desarrollo de la investigación será utilizado el método científico como

método general del conocimiento y dentro de él serán relevantes los siguientes:

Métodos teóricos:

Método hipotético-deductivo: permite, mediante deducciones particulares,

demostrar el planteamiento de la hipótesis.

Método lógico-inductivo: permite la formación de hipótesis, investigación de leyes

científicas y sus demostraciones.

Método histórico-lógico: consiente en conocer la evolución y desarrollo del objeto o

fenómeno de investigación, con el fin de revelar su historia, las etapas principales de

su desenvolvimiento y las conexiones históricas fundamentales. Los métodos lógicos

se basan en el estudio histórico poniendo de manifiesto la lógica interna de

desarrollo, de su teoría y halla el conocimiento más profundo de esta, de su esencia.

La estructura lógica del objeto implica su modelación.

Método analítico-sintético: consiste en el análisis y síntesis, en sus múltiples

relaciones, y componentes, para facilitar su estudio y establecer la unión de las

partes previamente analizadas-sintetizadas, de forma concretas, las encuestas y

estadísticas para llegar a conclusiones.


4

Métodos Empíricos:

Observación: se aprecia el hecho directamente.

Experimentación: implica alteración controlada de las condiciones naturales, de tal

forma que se establecerán modelos, se reproducirán condiciones, se abstraerán

rasgos distintivos del objeto o del problema.

La medición: se desarrolla con el objetivo de obtener la información numérica

acerca de una propiedad o cualidad del objeto o fenómeno, donde se comparan

magnitudes medibles y conocidas, es la atribución de valores numéricos a las

propiedades de los objetos.


5

CAPÍTULO I. MARCO TEÓRICO REFERENCIAL

En el presente capítulo se muestran los conceptos y temas abordados durante el

desarrollo de este trabajo, obtenidos de la investigación y consultas de diversas

fuentes bibliográficas, del uso de las páginas Web y de las conferencias recibidas.

1.1 Introducción a los sistemas de vapor

Los sistemas de vapor tienen hoy en día un uso muy extenso en aplicaciones

diversas, tales como generación de energía mecánica y eléctrica, como agente

calefactor en servicios comerciales e industriales, y como materia prima en

determinados procesos, entre otros(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo;

González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007).

El vapor es utilizado de forma general como fuente de calor o para generar potencia

mecánica. En las plantas térmicas el vapor se expande en una turbina, su energía es

transformada en potencia mecánica, y esta a su vez en potencia eléctrica. En los

procesos industriales el vapor es utilizado como fuente de calor para múltiples

aplicaciones. En los sistemas de energía total, o esquemas de cogeneración, el

vapor se utiliza para la producción combinada o secuencial de energía eléctrica y

térmica, lo cual incrementa la eficiencia global del sistema(Borroto, A y cols. 2006;

Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007).

El elemento central en un sistema de vapor lo constituye el generador de vapor o

caldera de vapor, el cual tiene la función de transferir al agua, la energía en forma de

calor de los gases producto de la combustión de la sustancia combustible, para que

esta se convierta en vapor(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez

y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007).

El generador de vapor está constituido por un conjunto de superficies de

calentamiento y equipos, integrados en un esquema tecnológico para generar y

entregar vapor en la cantidad, con los parámetros, calidad y en el momento requerido

por los equipos de uso final, en forma continua y operación económica y segura, a

partir de la energía liberada en la combustión de un combustible orgánico(Borroto, A

y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Felice y All

1987; Nordelo 2007).


6

1.1.1 Sistemas de vapor

En las instalaciones industriales el vapor de agua se utiliza para diferentes fines, pero

todos ellos pueden agruparse en tres servicios básicos, los que en muchos casos se

presentan simultáneamente(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González

Pérez y De Armas Teyra 2010; Felice y All 1987; Nordelo 2007):

� Como fuente de energía térmica.

� Para producir potencia mecánica para ser utilizada directamente o bien para

su conversión posterior en electricidad.

� Como materia prima para el proceso.

En los esquemas de cogeneración a vapor típicos de instalaciones industriales, el

vapor se utiliza para la producción de potencia y además como fuente de energía

térmica para el proceso. En este tipo de instalación el vapor de extracción o de

escape de los motores primarios se envía al proceso para satisfacer los

requerimientos de energía térmica del mismo, existiendo diversas alternativas para

balancear la relación potencia/calor(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas

Teyra 2010). Algunas plantas de cogeneración están interconectadas con la red del

sistema eléctrico nacional lo que le permite entregar energía eléctrica cuando sobra y

consumir de la red en los momentos en que se requiere. Esta operación

interconectada, permite balancear la relación calor- electricidad sin necesidad de

pasar vapor por estaciones reductoras y aumenta la eficiencia energética de la

planta(Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra

2010; Felice y All 1987; Nordelo 2007).

1.1.1.1 El agua como sustancia de trabajo

Salvo en el caso en que el vapor se utiliza como materia prima para un proceso, en

el resto de los casos el vapor actúa como un transportador de energía, trasladando

una parte de la energía química liberada en la combustión del combustible desde el

generador de vapor hasta los diferentes equipos de la instalación(Faires 1991;

Glasstone 1979; Hougen O.A 1978; Martín y Batista 2009; Molina Igartua 1993;

Moran M.J 2000; Shields 1969).


7

1.1.1.2 ¿Cuáles son las razones del uso preferente del agua como fluido

portador de calor sobre otros fluidos?

Básicamente son tres las razones para ello(Faires 1991; Glasstone 1979; Hougen

O.A 1978; Martín y Batista 2009; Molina Igartua 1993; Moran M.J 2000; Shields

1969):

1. La abundancia del agua.

2. Su bajo costo.

3. Sus favorables propiedades, dentro de las que se pueden mencionar:

� Alto calor específico

� Alto calor latente

� Relativamente baja viscosidad

� Alto coeficiente pelicular de transferencia de calor

� Alta temperatura de saturación a presiones relativamente bajas

� Bajo consumo de potencia de bombeo

� No es tóxica, ni inflamable, ni corrosiva

1.1.1.3 ¿Cuáles son las características que diferen cian las fases vapor y

líquido?

Un líquido se caracteriza por(Faires 1991; Kirillin; Sichev y Sheindlin 1986; Martínez

2005; Mccabe 1985; Moran M.J 2000; Moreno Figueredo y Fernández Serna 1986;

Ocon 1952; Vázquez Vázquez 1997; Vennard y Street 1986; Warren Mccabe y Smith

1981; Zemansk y Freedman 1996):

� Ser prácticamente incompresible.

� Tener un volumen determinado y adaptar su forma al recipiente que lo

contiene.

Un gas se caracteriza por:

� Ser altamente compresible. Su volumen específico varía grandemente con la

presión.

� Expandirse o difundirse indefinidamente con las únicas limitaciones de las

fuerzas gravitacionales o de las paredes del recipiente que lo contiene.

Los vapores se encuentran en fase gaseosa, pero cerca de la condensación.

Mientras mayor sea la temperatura del vapor por encima de la temperatura de


8

saturación correspondiente a su presión, esto es su sobrecalentamiento, más se

acercará su comportamiento a de un gas(Faires 1991; Kirillin; Sichev y Sheindlin

1986; Martínez 2005; Mccabe 1985; Moran M.J 2000; Moreno Figueredo y

Fernández Serna 1986; Ocon 1952; Vázquez Vázquez 1997; Vennard y Street 1986;

Warren Mccabe y Smith 1981; Zemansk y Freedman 1996).

1.1.1.4 ¿Por qué se emplea el agua en fase vapor en preferencia a la fase

líquida?

Las razones principales para ello son las siguientes(Faires 1991; Glasstone 1979;

Hougen O.A 1978; Kirillin; Sichev y Sheindlin 1986; Kong 2001; Martín y Batista

2009; Moran M.J 2000; Nordelo 2007; Ocon 1952; Rakopoulos y Giakoumis 2005):

� El contenido energético del vapor es muy superior al del líquido a igualdad de

masa, temperatura y presión.

� El vapor se autotransporta sin necesidad de equipos de bombeo, aunque

sobre la base de consumir parte de la energía aportada por el combustible

para vencer la resistencia de las tuberías.

� El vapor en condensación permite alcanzar mayores coeficientes de

transferencia de calor y un mejor control de la temperatura en los procesos.

� Resulta más fácil satisfacer demandas de energía térmica a diferentes

temperaturas.

1.1.2 Componentes de un sistema de vapor

1. Generador de vapor (caldera) y sus auxiliares.

2. Tuberías de vapor.

3. Válvulas de regulación.

4. Equipos consumidores.

- Motores Primarios: Máquinas de Vapor, Turbinas

- Equipos de Proceso: Intercambiadores, Evaporadores, Secadores, Reactores

5. Trampas de Vapor, sellos barométricos, controles de nivel.

6. Sistema de condensado: Tuberías, Tanques, Bombas.

7. Sistema de agua de alimentación: Tanques, Bomba, Calentadores.

8. Sistema de tratamiento de agua.

9. Instrumentación y sistemas de control.


9

1.1.3 Generadores de vapor

La energía térmica para usos industriales se puede obtener a partir de varias fuentes,

aunque en la mayoría de los casos, se obtiene a partir de la energía química liberada

en forma de calor por los combustibles, al quemarse en los hogares de los

generadores de vapor. De ahí la importancia que tiene la correcta explotación de

estos equipos, logrando una operación óptima y eficiente(Alegría Felices 1982;

Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;

Conae 2002; Faires 1991; Felice y All 1987; Moran M.J 2000; Nordelo 2007; Shields

1969).

Un generador de vapor es un conjunto de equipos y agregados auxiliares, integrados

en un esquema tecnológico con el objetivo de producir vapor a partir de agua de

alimentación, para lo cual utilizan energía proveniente de una fuente de calor(Alegría

Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas

Teyra 2010; Conae 2002; Faires 1991; Felice y All 1987; Moran M.J 2000; Nordelo

2007; Shields 1969).

La fuente de calor puede ser(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Faires 1991; Felice y

All 1987; Glasstone 1979; Molina Igartua 1993; Moran M.J 2000; Nordelo 2007;

Shields 1969; Turrini 2006):

� Combustión: Generadores de vapor convencionales.

� Calor residual o gases de escape: Calderas recuperadoras.

� Fisión nuclear: Generadores de vapor de centrales nucleares.

1.1.3.1 Requerimientos que debe cumplir un generad or de vapor

Un generador de vapor debe responder a los siguientes requerimientos(Alegría

Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas

Teyra 2010; Conae 2002; Faires 1991; Felice y All 1987; Moran M.J 2000; Nordelo

2007; Shields 1969):

1. Satisfacer demanda de vapor: flujo, presión, temperatura, calidad (producción

de potencia, calor, requerimientos de proceso).

2. Eficiencia térmica: mantenerla en el rango de carga.

3. Confiabilidad: alta disponibilidad.


10

4. Costo: inicial, operación, mantenimiento y reparación.

5. Impacto ambiental: límites de emisiones.

1.1.4 Descripción y principios de funcionamiento de una caldera acuotubular de

circulación natural

Las calderas de tubos de agua son generalmente medianas o grandes y están

formadas por domos interconectados por tubos. Los tubos tienen la función de

trasladar el agua a las zonas de absorción de calor y conducir la mezcla agua –

vapor hacia el domo, por ello, de hecho, constituyen las superficies de transferencia

de calor. Los domos tienen la función de almacenar el agua y el vapor, y como no

tienen que contener ninguna flusería, pueden hacerse de diámetros menores que los

cascos de las calderas de tubos de fuego, lo que permite incrementar las presiones

de trabajo. Los tubos, por ser de diámetros pequeños, resisten también altas

presiones(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Conae 2002; Felice y All

1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).

La generación de vapor en las calderas de tubos de agua no se ve limitada, como en

las de tubos de fuego, por la superficie de transferencia de calor, pues colocando

mayor cantidad de tubos ésta puede incrementarse cuanto se desee, dentro de

ciertos límites lógicos de diseño. Lo anterior permite que estas calderas logren

grandes generaciones de vapor(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Conae

2002; Felice y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).

Las calderas de tubos de agua pueden operar con cualquier tipo de combustible ya

que presentan una gran flexibilidad para el diseño de sus hornos. La generación de

vapor sobrecalentado en estas calderas es también fácil y por lo general lo

suministran en dicho estado(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Conae

2002; Felice y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).

Las características generales de las calderas de tubos de agua, en comparación con

las de tubos de fuego, son las siguientes(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols.

2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Felice

y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007):


11

� Son calderas medianas y grandes con producciones superiores a los 15 000

kg/h y presiones hasta cercanas a la crítica. Suministran por lo general vapor

sobrecalentado.

� Tienen poca capacitancia de agua, por ello el nivel de agua les fluctúa con

rapidez y tienen un arranque relativamente rápido.

� El costo de la instalación es grande, llevan una importante obra estructural y

refractaria.

� Presentan una alta eficiencia (Generalmente: 80-92 %).

� Las calderas de tubos de agua se utilizan ampliamente en las empresas

industriales, centrales azucareros, textileras, refinerías, fábricas de papel, de

fertilizantes y muchas otras.

Partes componentes de una caldera acuotubular(Alegría Felices 1982; Borroto, A y

cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;

Felice y All 1987; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007):

1. Horno.

2. Quemadores.

3. Superficies de calentamiento:

• Paredes de agua

• Superficie de caldera

• Sobrecalentador

• Economizador

• Calentador de aire

4. Domo.

5. Bomba de alimentación.

6. Sistema de Tiro.

• Ventilador de tiro forzado

• Ventilador de tiro inducido

• Chimenea

7. Cimentación y soporte.

8. Refractarios.

9. Instrumentos y controles automáticos.


12

10. Accesorios de caldera.

Descripción de los diferentes circuitos de un generador de vapor acuotubular de

circulación natural(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006; Borroto Nordelo;

González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Felice y All 1987; Molina

Igartua 1993; Nordelo 2007):

Circuito de combustible.

El combustible una vez preparado y con las características adecuadas para

garantizar una buena combustión es suministrado al horno donde se produce la

reacción química de la combustión(Alegría Felices 1982; Borroto, A y cols. 2006;

Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Felice y All


Circuito de aire.

Para que ocurra el proceso de combustión es necesaria la presencia de un

comburente, que en el caso de los generadores de vapor es el aire, el cual puede

precalentarse previamente para facilitar el proceso, este aire se suministra en

exceso para lograr que exista suficiente oxígeno y garantizar una combustión

completa. El aire es impulsado por los ventiladores de tiro forzado, llega la calentador

de aire y de ahí es suministrado al horno para la combustión. Los ventiladores de tiro

forzado incluyen los ventiladores de aire primario y los de aire secundario(Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Nordelo 2007;

Shields 1969).

Circuito de gases.

Para mantener la combustión y lograr la transferencia del calor liberado en ella a la

sustancia de trabajo es necesario extraer los productos de combustión del horno, y

luego hacerlos circular a través de las diferentes superficies de calentamiento. Esta

corriente de los gases es originada por la diferencia de presiones entre el horno y el

punto de escape de los gases de la caldera creada por el ventilador de tiro inducido

y/o el tiro natural de la chimenea(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra

2010; Conae 2002; Nordelo 2007; Shields 1969).

El recorrido de los gases comienza en el horno, prosigue por la superficie

evaporativa o superficie de caldera, el sobrecalentador, economizador y calentador


13

de aire hasta llegar a la chimenea para ser descargados a la atmósfera. Durante todo

su recorrido los gases transfieren su calor al agua, vapor y aire en cada uno de los

equipos(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;

Nordelo 2007; Shields 1969).

Circuito de agua.

El agua es suministrada al generador de vapor por la bomba de agua de alimentar. El

agua circula por el economizador, pasa al domo y pasa desde este por los tubos

descendentes a los colectores inferiores o al domo inferior, de donde se alimentan

las paredes de agua o los tubos ascendentes o evaporadores, en las cuales se forma

la mezcla agua vapor. Esta mezcla se descarga en el domo que tiene como función

separar el agua del vapor, el agua que no se convierte en vapor baja por los tubos

descendentes conjuntamente con el agua de alimentación y se repite el ciclo(Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín y Batista

2009; Nordelo 2007; Shields 1969).

Circuito de vapor.

El vapor separado en el domo pasa al sobrecalentador donde se eleva la

temperatura del vapor por encima de la temperatura de saturación correspondiente a

la presión del domo, alcanzando los parámetros requeridos para el proceso(Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín y Batista

2009; Nordelo 2007; Shields 1969).

Superficies de calefacción.

Se definen como superficies de calefacción aquellas superficies de transferencia de

calor, que son bañadas por los gases de la combustión de un lado y por el agua o

vapor o aire por el otro, logrando el intercambio de calor entre los gases y las

sustancias de trabajo(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;

Conae 2002; Holman 1998; Kern 1979; Kong 2001; Lienhard Iv 2002; Martín y

Batista 2009; Mccabe 1985; Nordelo 2007; Shields 1969).

Las superficies de calentamiento están conformadas por regla general por haces de

tubos, cuya forma y disposición dependen del diseño y capacidad de la caldera, así

como de su presión de trabajo; de acuerdo con esto se encuentran la siguiente

disposición(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;


14

Holman 1998; Kern 1979; Kong 2001; Lienhard Iv 2002; Martín y Batista 2009;

Mccabe 1985; Nordelo 2007; Shields 1969):

Calderas de Mediana presión y un solo domo.

La superficie evaporadora principal está localizada en el horno en forma de paredes

de agua mientras que el pequeño banco de tubos convectivos consiste en una

distribución especial que forma la parte semirradiante de la caldera(Nordelo 2007).

Domo.

Su función es separar el agua del vapor, el vapor se acumula en la parte superior

por diferencia de densidades y de aquí pasa a los sobrecalentadores. Posee equipos

interiores llamados separadores que ayudan a la eficiente separación de la mezcla, a

evitar arrastres de agua y a garantizar la calidad del vapor requerida(Nordelo 2007).

Paredes de agua.

Las paredes de agua o pantallas radiantes no son más que tubos que cubren la

mayor parte de la superficie interior del horno, por dentro de los tubos circula el agua

y por fuera los gases calientes y las llamas. En estas la transferencia de calor se

efectúa principalmente por radiación. En el interior de estos tubos se forma la mezcla

agua-vapor, que asciende por diferencia de densidades y se descarga al

domo(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín

y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields 1969).

Circulación del agua.

La circulación del agua y la mezcla agua-vapor en una caldera de circulación natural

se origina debido a la diferencia de densidades entre el agua y el vapor. La fuerza

motriz que produce la circulación en este tipo de calderas se calcula por la siguiente

expresión(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;

Martín y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields 1969):

)( mlevm hP γγ −⋅= 1.1

Donde:

Pm → Carga motriz, kg/m2

hev→ Altura del tramo evaporador, m

γl → Peso específico del líquido saturado, kg/m3


15

γm → Peso específico de la mezcla, kg/m3

Una correcta circulación del agua en las superficies evaporativas de la caldera

favorece una eficiente transmisión de calor, pero sobre todo garantiza el enfriamiento

de los tubos y por tanto, la seguridad de la caldera(Borroto Nordelo; González Pérez

y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Martín y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields

1969).

Circulación de los gases.

La circulación de los gases producto de la combustión a través de las superficies de

calentamiento se logra mediante el sistema de tiro, el cual puede ser de tiro natural o

de tiro mecánico. El tiro natural es aquel que crea la chimenea sin que intervenga

algún equipo mecánico, este tiro teórico se expresa por la siguiente

expresión(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002;

Martín y Batista 2009; Nordelo 2007; Shields 1969):

ie PPP −=∆ 1.2

Donde:

Pe→ Presión en el exterior a la altura de la base de la chimenea.

Pi → Presión en el interior a la altura de la base de la chimenea.

Sustituyendo los valores de presión la ecuación a utilizar es la siguiente:

( )gaZP ρρ −=∆ Kg/cm2 1.3

Donde:

Z → Altura de la chimenea m

ρa → Densidad del aire kg/m3

ρg → Densidad del gas kg/m3

1.2 Combustión

La reacción de combustión se basa en la reacción química exotérmica de una

sustancia o mezcla de sustancias llamada combustible con el oxígeno. Es

característica de esta reacción la formación de una llama, que es la masa gaseosa

incandescente que emite luz y calor, que está en contacto con la sustancia

combustible. Puede llevarse a cabo directamente con el oxígeno o bien con una

mezcla de sustancias que contengan oxígeno, llamada comburente, siendo el aire


16

atmosférico el comburente más habitual(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;

González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

La reacción del combustible con el oxígeno origina sustancias gaseosas entre las

cuales las más comunes son CO2 y H2O. Se denominan en forma genérica productos,

humos o gases de combustión. Es importante destacar que el combustible solo

reacciona con el oxígeno y no con el nitrógeno, el otro componente del aire. Por lo

tanto el nitrógeno del aire pasará íntegramente a los productos de combustión sin

reaccionar. Entre las sustancias más comunes que se pueden encontrar en los

productos o humos de la reacción se encuentran(Alegría Felices 1982; Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Nordelo 2007; Wikipedia 2010):

• CO2

• H2O como vapor de agua

• N2

• O2

• CO

• H2

• Carbono en forma de hollín

• SO2

De acuerdo a como se produzcan las reacciones de combustión, estas pueden ser

de distintos tipos.

1.2.1 Combustión completa

Ocurre cuando las sustancias combustibles reaccionan hasta el máximo grado

posible de oxidación. En este caso no habrá presencia de sustancias combustibles

en los productos o humos de la reacción(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;

González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina

Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

1.2.2 Combustión incompleta

Se produce cuando no se alcanza el grado máximo de oxidación y hay presencia de

sustancias combustibles en los gases o humos de la reacción(Alegría Felices 1982;

Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978;

Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).


17

1.2.3 Combustión estequiométrica o teórica

Es la combustión que se lleva a cabo con la cantidad mínima de aire para que no

existan sustancias combustibles en los gases de reacción. En este tipo de

combustión no hay presencia de oxígeno en los humos, debido a que este se ha

empleado íntegramente en la reacción(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;



1.2.4 Combustión con exceso de aire

Es la reacción que se produce con una cantidad de aire superior al mínimo

necesario. Cuando se utiliza un exceso de aire, la combustión tiende a no producir

sustancias combustibles en los gases de reacción. En este tipo de combustión es

típica la presencia de oxígeno en los gases de combustión. La razón por la cual se

utiliza normalmente un exceso de aire es hacer reaccionar completamente el

combustible disponible en el proceso(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;



1.2.5 Combustión con defecto de aire

Es la reacción que se produce con una menor cantidad de aire que el mínimo

necesario. En este tipo de reacción es característica la presencia de sustancias

combustibles en los gases o humos de reacción(Alegría Felices 1982; Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985;

Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

1.2.6 Combustión de combustibles líquidos

Para los combustibles líquidos derivados del petróleo empleados en calderas, la

temperatura de ignición es superior a la de ebullición, y, por tanto, primero ocurre la

evaporación del combustible, luego los vapores de combustible se mezclan con el

aire, se calientan hasta la temperatura de inflamación y por último se queman(Alegría

Felices 1982; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A

1978; Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

La pequeña gota de líquido, formada por la atomización del combustible dentro del

horno, comienza a recibir calor de los gases calientes y las llamas que la rodean;


18

esto hace que las fracciones más ligeras se evaporen y la envuelvan formando una

nube de vapores, los cuales se difunden al medio circundante(Alegría Felices 1982;

Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978;

Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

Con la continuidad del flujo de calor esta zona se desarrolla y se comienza a mezclar

por difusión con el oxígeno del aire. En la superficie de esta zona se provoca una

concentración tal de oxígeno, que con la alta temperatura del horno se inicia la

reacción de combustión y la formación de la llama. El comienzo de la reacción de

combustión provoca el desprendimiento de calor, parte del cual acelera el proceso de

ebullición de la gota y el resto se transfiere al medio por radicación y por convección

mediante los propios gases productos de la reacción, que se desprenden y pasan a

formar parte de la masa de gases calientes(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;



Como resultado de estos procesos, a una determinada distancia rest de la gota de

combustible, se alcanza la relación estequiométrica entre los gases combustibles y el

oxígeno, y en esta zona se establece el frente de llama, formando una esfera

alrededor de la gota de combustible(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo; González

Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina Igartua

1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

( ) gest rr ⋅−= 104 1.4

Donde:

rg → Radio de la gota

De este modo, la velocidad de la combustión de una gota de combustible líquido

depende de la velocidad de evaporación en la superficie de la gota, de la velocidad

de difusión del oxígeno hacia la zona de combustión y de la velocidad de la reacción

química en la zona de combustión(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo; González

Pérez y De Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina Igartua

1993; Nordelo 2007; Wikipedia 2010).

La velocidad de la reacción en un medio gaseoso es muy alta, y no retrasa el

proceso de combustión. La cantidad de oxígeno que se difunde a través de una


19

superficie esférica es proporcional al cuadrado de su diámetro, por lo que una

pequeña separación de la zona de combustión de la superficie de la gota incrementa

significativamente la difusión del oxígeno. Consecuentemente, la velocidad de la

combustión de una gota de combustible líquido está determinada por la velocidad del

proceso de evaporación. El proceso de combustión de una gota de combustible

líquido transcurre por las siguientes etapas (Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;



1.2.2. Etapas del proceso de combustión de un combu stible líquido

� Calentamiento.

� Evaporación.

� Formación de la mezcla.

Calentamiento de la mezcla e inflamación del combustible.

La pulverización del combustible en gotas de muy pequeño diámetro constituye el

factor esencial para lograr una alta eficiencia en la combustión de los combustibles

líquidos. Al disminuir el diámetro de las gotas se incrementa la transferencia de calor

entre las gotas y el medio circundante, pues el área total de intercambio aumenta,

aumentando sensiblemente la velocidad del proceso de combustión y permitiendo

alcanzar mayores eficiencias en el mismo(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo;



Para lograr una correcta combustión de estas sustancias, deben garantizarse los

siguientes aspectos(Alegría Felices 1982; Borroto Nordelo; González Pérez y De

Armas Teyra 2010; Hougen O.A 1978; Mccabe 1985; Molina Igartua 1993; Nordelo

2007; Wikipedia 2010):

� Atomización adecuada del combustible.

� Suministro del oxígeno suficiente a cada uno de los puntos donde hay

combustible.

� Diseño aerodinámico de la cámara del horno, que garantice un mezclado

apropiado de los productos de la combustión incompleta con el aire que

facilitará el fin de su combustión.


20

� Suministro correcto del aire a la raíz de la llama para garantizar el mezclado

del oxígeno y el combustible y evitar que por descomposición térmica se forme

hollín.

� Adecuada temperatura en la cámara del horno para asegurar la estabilidad del

proceso.

1.3 Gases de escape

El calor residual en los gases de la combustión supone una importante pérdida de

energía térmica en la industria. Es frecuente encontrar fábricas en las que se están

vertiendo a la atmósfera gases de combustión a temperaturas mucho más altas de

las que, racionalizando su uso, deberían ser vertidos. Ello supone a la empresa

utilizadora de energía un incremento importante en los costes de producción(Molina

Igartua 1993; Nordelo 2007).

En un intento aproximado de cuantificación se puede decir que, una disminución de

200C en la temperatura de salida de los gases supone aproximadamente, en

calderas, un aumente del 1% en el rendimiento(Molina Igartua 1993).

En cuanto a las posibilidades de descenso en la temperatura de los gases ha habido,

e incluso hay todavía en la actualidad, información escrita errónea, que afirma que

por debajo de ciertas temperaturas no es posible pasar como consecuencia de

ciertos problemas asociados, tales como el rocío ácido. Es cierto que el rocío ácido

es una limitación al descenso en la temperatura de los gases; sin embargo este

problema empieza a temperaturas que permiten ahorros considerables(Alegría

Felices 1982; Molina Igartua 1993).

1.4 Cogeneración

La cogeneración es el procedimiento mediante el cual se obtiene simultáneamente

energía eléctrica y energía térmica útil (vapor, agua caliente sanitaria), si además se

produce frío (hielo, agua fría, aire frío, por ejemplo) se llama Trigeneración. La

ventaja de la cogeneración es su mayor eficiencia energética ya que se aprovecha

tanto el calor como la energía mecánica o eléctrica de un único proceso, en vez de

utilizar una central eléctrica convencional y para las necesidades de calor una

caldera convencional(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez y


21

De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua 1993;

Nordelo 2007).

1.4.1 Conceptos básicos y filosofía de la cogenera ción

La cogeneración es la producción secuencial de energía eléctrica o mecánica y de

energía térmica útil, a partir de la misma fuente primaria. Cuando la energía para

producir la electricidad o el trabajo mecánico se extrae de una corriente de energía

térmica anterior a un proceso, el esquema se conoce como Sistema Superior

("topping cycles"). Inversamente, cuando la electricidad o la energía mecánica se

extraen de la corriente térmica proveniente de un proceso, el esquema se conoce

como Sistema Inferior ("bottoming cycles")(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co


La cogeneración posee varias ventajas importantes con respecto a la producción

separada de calor y electricidad. La energía se utiliza más eficientemente, tanto en

términos de la Primera Ley de la Termodinámica como de la Segunda Ley. Se

obtiene una reducción en el consumo total de energía primaria, con la consiguiente

reducción del impacto ambiental. Para la empresa, si bien consumirá entre un 5 y 10

% más de energía primaria, la diferencia entre el precio de la electricidad y el

combustible por unidad energética, representará un importante ahorro económico. La

cogeneración posibilita además, flexibilidad en el uso de combustibles, mejora la

seguridad del suministro de energía, y favorece el desarrollo de regiones alejadas de

las redes de suministro eléctrico(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo;

González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007;

Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).

Las tecnologías de cogeneración son aplicables a una amplia gama de sectores

industriales e instalaciones, en las que se utiliza calor de proceso, y las tecnologías

necesarias para su aplicación están técnicamente desarrolladas y disponibles

comercialmente(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez y De

Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua 1993;

Nordelo 2007).


22

La cogeneración es un término relativamente nuevo, pero sin embargo el concepto

que describe el proceso data de más de cien años. Se ha dicho que la palabra

Cogeneración fue acuñada por el Presidente de los Estados Unidos, James Carter,

quien en su mensaje del 20 de abril de 1977 sobre energía, la definió como la

producción de electricidad y otras formas de energía útil (tales como calor o vapor de

proceso) en la misma instalación(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo;

González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007;

Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).

La tecnología necesaria para una cogeneración económica está disponible, es una

tecnología suficientemente madura. En las pasadas décadas las barreras han sido

fundamentalmente institucionales, los que han sido determinantes en su bajo nivel de

aplicación en la actualidad(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra

2010).

1.4.2 Beneficios e inconvenientes de la cogeneraci ón

En términos generales, los beneficios potenciales de la cogeneración son(Borroto

Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010):

� Ahorros de energía primaria. Incrementando la capacidad de cogeneración en

la industria, puede ayudar a reducir el consumo de combustibles que

actualmente se usan en las plantas de generación de potencia.

� Incremento de la eficiencia de distribución. Las pérdidas por transformación y

distribución disminuyen al tener a los sistemas generadores ubicados en los

centros de consumo.

� Difiere inversiones requeridas en ampliar la capacidad instalada en el país.

Con los sistemas de cogeneración industrial se disminuye el crecimiento de la

demanda, por lo que el crecimiento de la oferta se puede realizar más

lentamente, lo que implica disminuir la velocidad de construcción de nuevas

plantas generadoras.

� Reduce emisiones globales. Al disminuir globalmente el uso de energía

primaria, produce que las emisiones derivadas de la combustión de

combustibles fósiles disminuyan, con el consiguiente beneficio.


23

A pesar de las grandes ventajas que tiene la cogeneración existen una serie de

inconvenientes(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010).

� Los sistemas de cogeneración requieren de una inversión sustancial, que

muchas compañías no están en disposición de erogar por tratarse de un

proyecto que no incrementa su capacidad de producción, aunque sea

altamente favorable. Los sistemas de cogeneración pueden llegar a ser

complejos en su diseño, instalación y operación, por lo que requieren la

utilización de empresas o personas bien capacitadas en esta área.

� En algunos proyectos su economía puede ser muy sensible a los costos de

energía eléctrica y de los combustibles, los cuales son impredecibles, aunque

la tendencia normal es hacia la alza, por lo menos en el mediano plazo. Para

los proyectos que son altamente dependientes de la venta de excedentes a la

red, deben de buscar contratos a largo plazo con precios de compra que

mantengan la rentabilidad del proyecto.

1.4.3 Ventajas e inconvenientes de la cogeneración

Para el País(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010):

� Ahorro de energía primaria, tal como ya se ha indicado.

� Mayor diversificación energética gracias al aprovechamiento de calores

residuales y combustible derivados del proceso.

� Disminución de la contaminación como resultado del menos consumo global

de combustible.

� Ahorro económico debido al menos coste de generación, y sobre todo, de

distribución de la calidad de la electricidad respecto a los sistemas

convencionales.

� Desarrollo de un mercado de bienes de equipo nacionales, especialmente

equipos auxiliares generadores de vapor, alternadores u transformadores.

Inconvenientes

� Necesidades de una normativa adecuada para regular y resolver los

numerosos posibles puntos conflictivos que pueden presentarse en las

relaciones cogenerador-compañía eléctrica.


24

� Exigencia de una infraestructura adecuada para el correcto mantenimiento de

las instalaciones.

Para compañía eléctrica(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010):

Ventajas

� Incremento en la garantía del suministro eléctrico.

� Posibilidad de rebajar la potencia de reserva.

� Utilización más económica de sus medios de producción al suministrar la

cogeneración a aquellas centrales con costes de generación más altos.

� Construcción de nuevas centrales de forma incremental a pequeña escala, en

lugar de construir grandes centrales en previsión de un incremento de

demanda de energía a largo plazo incurriendo fácilmente en una

sobreestimación.

Inconvenientes

� Problemas de regulación de la red al conectar en paralelo de los equipos del

generador con la red de distribución debido a los intercambios de energía

entre ambos y a los posibles fallos de suministro de los equipos del

cogenerador.

� Menor mercado. El cogenerador reduce el suministro de la compañía eléctrica

con su propio autoabastecimiento y con la posible venta a la red o a terceros

1.4.4 Evolución de la cogeneración

El término cogeneración es relativamente nuevo, pero sin embargo el concepto que

describe el proceso data de más de cien años. Los europeos, que fueron los

pioneros en la utilización de esta forma de producción de energía, la usaban desde

finales del siglo XIX(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez y

De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua 1993;

Nordelo 2007).

A principios del siglo XX los sistemas de cogeneración, producían más del 50% de la

energía demandada por la industria. Sin embargo, este porcentaje cayó al 15% en

los años 50 y hasta menos del 5 en la década de los 70(Borroto, Anibal Et All 2002;

Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy

Industries Co 2007; Molina Igartua 1993; Nordelo 2007).


25

A partir del desarrollo de la producción de electricidad y la expansión de las redes

eléctricas en los años de 1920, el uso de la cogeneración comenzó a declinar. Las

compañías eléctricas suministraban un servicio más barato y muy confiable. Otros

factores contribuyeron a reducir el empleo de la cogeneración tales como el aumento

de legislaciones restrictivas sobre la generación de electricidad, las políticas de las

compañías eléctricas para desestimular la autogeneración, el bajo costo de la

energía, representando un porcentaje decreciente de los costos totales, así como los

avances tecnológicos en la fabricación de calderas compactas(Borroto, Anibal Et All

2002; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy


La importancia y el uso de la cogeneración fue disminuyendo debido a:

� Extensión de las redes eléctricas

� Bajos costos de la energía primaria

� Tarifas eléctricas subsidiadas

� Oposición de las compañías eléctricas nacionales.

En los años 40 cerca del 20 % de la electricidad en los Estados Unidos era producida

en plantas de cogeneración, mientras que a mediados de los 70 esta tasa era solo

del 5 %(Romero 2009).

A partir de mediados de la década de los 70, ésta tecnología resurge debido

a(Romero 2009):

� Alza de los precios de los combustibles y encarecimiento de la energía

eléctrica producida en centrales térmicas.

� Manifestaciones cada vez más evidentes y graves de los impactos

ambientales de la producción y uso de la energía.

El cambio en el panorama energético que se produce a partir de la década de los 70,

revive el interés de la industria en la cogeneración como una fuente estable de

electricidad más barata. Este interés se extiende al sector de los servicios,

apareciendo el concepto de la trigeneración como vía para adecuar la relación

calor/electricidad a los rangos viables para sistemas de cogeneración(Romero 2009).

En los años 80 recibe el uso de la cogeneración un impulso adicional, dado por:

� Nuevas legislaciones en algunos países


26

� Desarrollos tecnológicos:

� Incremento de eficiencia de las turbinas de gas (de 15-20% a 35%). Nuevos

materiales, Mejoras en los ciclos.

� Introducción de turbinas aeroderivadas.

� Desarrollo de calderas recuperadoras.

� Inicio de tecnología de gasificación.

� Ciclo Combinado Vapor-Gas.

� Sistemas de cogeneración tipo paquete.

� Motores de combustión interna más eficientes (40%).

1.4.5 Elementos de un sistema de cogeneración(Borro to Nordelo; González

Pérez y De Armas Teyra 2010)

Fuente de energía

Gas Natural Petróleo Carbón

Biomasa, otros.

Motor Primario Turbina de vapor Turbina de gas

Motor de combustión interna

Sistema de aprovechamiento de energía mecánica

Compresores Bombas

Generadores eléctricos

Elementos de un sistema de Cogeneración

Sistema de aprovechamiento de calor

Caldera convencional Caldera recuperadora Hornos y Secadores

Intercambiadores de calor

1.4.6 Clasificación de los sistemas de cogeneración

De acuerdo al orden o posición relativa de la generación de energía eléctrica y

térmica se clasifican en(Borroto, Anibal Et All 2002; Borroto Nordelo; González Pérez

y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy Industries Co 2007; Molina Igartua

1993; Nordelo 2007):

� Sistemas superiores, en los cuales la energía primaria se emplea para obtener

un fluido a alta temperatura, con el que se genera energía mecánica y/o

Tabla 1.1


27

eléctrica, y luego el calor residual se utiliza en un proceso. Estos sistemas son

típicos en la industria del papel, petróleo, textil, alimentos, azúcar, etc.

� Sistemas inferiores, en los que la energía primaria se convierte en calor de

proceso, y a partir del calor residual del mismo es que se produce energía

mecánica y/o eléctrica. Este tipo de sistema es utilizado en la industria del

cemento, del vidrio, del acero, etc.

Clasificación de los sistemas de cogeneración de ac uerdo al motor primario

Turbinas de vapor

Contrapresión Extracción- Contrapresión Extracción- Condensación

Presión Mixta Tipo de

fabricación Industriales

Aeroderivadas

Turbinas de gas

Tipo de ciclo

Ciclo Brayton Ciclo Brayton modificado

Ciclo Cheng (Inyectados con

Vapor)

Regenerativo Interenfriamiento

Tipo de ciclo Otto Diesel

2 Tiempos 4 Tiempos

Velocidad Baja velocidad Alta velocidad

Sistemas de Cogeneración

Motores de combustión

interna Tipo

aspiración

Natural Sobrecargado Turbocargado

1.4.7 Cogeneración con Motores de Combustión Intern a(Borroto, Anibal Et All

2002; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010; Conae 2002; Heavy


� Se aplican fundamentalmente en instalaciones de baja capacidad. Se

producen desde 15 kW de potencia hasta cerca 20 MW.

� Tienen una alta eficiencia (hasta 40%), la cual se mantiene aceptablemente a

cargas parciales.

� Su costo de inversión es relativamente bajo, requieren poco espacio, su

instalación es sencilla y se ponen en marcha en corto tiempo.

Tabla 1.2


28

� La relación calor/electricidad es baja. La energía térmica producida es de bajo

potencial (agua caliente o vapor saturado de baja presión).

� La energía térmica recuperable está dispersa (gases, agua de enfriamiento y

aceite).

� Se producen en forma de módulos compactos o paquetes de cogeneración en

potencias desde 6 kW hasta 1 MW.

En términos generales, con la cogeneración se obtiene entre un 15 y un 40% de

ahorro de energía primaria en comparación con la producción independiente de

calor y electricidad. La inversión inicial en un proyecto de cogeneración puede ser

relativamente alta pero en un marco favorable, puede esperarse un período de

recuperación en el entorno de los 3 - 5 años. La efectividad económica y los ingresos

dependerán fundamentalmente de la diferencia entre el precio del combustible y el

precio de la energía eléctrica vendida(Borroto, Anibal Et All 2002).

1.4.8 Rendimientos de los sistemas de cogeneración

Rendimiento Global del Sistema de Cogeneración (Eficiencia Energética)(Borroto, A

y cols. 2006; Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010)

Figura 1.1: Esquema de cogeneración con Motor de Combustión Interna


29

cg

cgcggcg EP

QE +=η 1.5

Donde:

Ecg → Energía eléctrica generada.

Qcg → Calor cogenerado.

EPcg → Energía primaria consumida por el sistema.

Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica

cg

cgNcg EP

E=η 1.6

Rendimiento Exergético(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;

Martínez 2005; Moran M.J 2000)

EP

qEEXcg E

EE +=η 1.7

Donde:

EE→Exergía de la Electricidad.

Eq→Exergía del vapor.

EEP →Exergía de la energía primaria (Fue-oil).

Exergía de la electricidad(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;


La electricidad es 100% exergía por tanto todo su componente energético se puede

convertir en trabajo, por lo que su energía es igual a su exergía(Martínez 2005).

Exergía del vapor(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;


La exergía de vapor es del tipo entalpía y se calcula por la fórmula:

( )000f ssThhb −⋅−−= 1.8

Donde:

h y h0→ Son las entalpías de la sustancias en el estado considerado y en el ambiente

de referencia, respectivamente.


30

s y s0 → Son las entropías de la sustancia en el estado considerado y en el ambiente

de referencia, respectivamente.

Exergía del combustible(Borroto Nordelo; González Pérez y De Armas Teyra 2010;


La principal componente exergética de los combustibles es la química, la

componente física es despreciable, salvo casos excepcionales donde el combustible

está sometido a muy alta presión y temperatura. En este caso particular, el

combustible entra a temperatura ambiente.

El mayor inconveniente que presentan los combustibles líquidos y sólidos al calcular

sus exergías, es que no tienen una composición molecular regular (debido a la

diversidad en la composición elemental) por lo que se carece de los datos de las

entalpías y entropías de formación, de modo que se utilizan correlaciones empíricas

promedios.

La exergía de los combustibles sólidos y líquidos; bq se calcula a partir de la siguiente

expresión (Molina, 1993):

[ ]molCcal fSThb iiooofq µ−⋅−∆= 1.9

Donde:

∆hfo → Es la entalpía de formación del combustible en el ambiente de referencia

estándar (AR st), cal/mol carb. (Puede interpretarse como la energía que hubo que

consumir para "sintetizar" ese compuesto, o sea, el combustible).

1.5 Trigeneración

Procedimiento similar a la cogeneración en el que se consigue frío, además de

energía eléctrica y calor, típicos de la cogeneración. Una planta de trigeneración es

similar a una de cogeneración, a la que se le añade un sistema de absorción para la

producción de frío. No obstante existen una serie de diferencias(Seisa 2011;

Wikipedia 2011).

Esta modalidad de cogeneración tiene más aplicaciones:

� Aplicaciones de secado. Especialmente en industria cerámica que utilizada

atomizadores. Son plantas muy simples y económicas, ya que los gases

calientes generados por una turbina o un motor se utilizan directamente en el

proceso de secado.


31

� Aplicaciones en la industria textil.

� Calefacción y refrigeración.

� Aplicaciones para industrias medioambientales, como plantas depuradoras de

tipo biológico, o de concentración de residuos o de secado de fangos, etc, al

demandar calor son potencialmente cogeneradoras. En estas aplicaciones

puede ser un factor importante para la reducción del coste de tratamiento de

los residuos.


32

Capítulo II. Descripción de los métodos y material es empleados

2.1. Breve caracterización de la entidad

A partir de la Revolución Energética en Cuba, la Unión Nacional Eléctrica (UNE), fue la

encargada de trazar una estrategia para garantizar una disponibilidad sostenible de

energía eléctrica en las redes de consumo de todo el país. Para ello se crean centrales

eléctricas a lo largo de la isla, entre ellas la Fuel-oil Las Tunas, inaugurada en el mes de

julio del 2009 en Carretera Oriente Kilómetro 2 Zona Industrial Las Tunas.

Cuenta con una tecnología HHI HYUNDAI de 12 motores de 2.5 MW, agrupados en 3

baterías de 4 máquinas y con una capacidad instalada de 30 MW.

Misión

La Central Eléctrica Fuel-oil Las Tunas tiene como misión generar energía eléctrica, con

eficiencia y eficacia, proporcionándoles a los clientes un servicio que garantice la

satisfacción de sus necesidades, respaldando los planes de desarrollo del territorio;

contando para ello, con la profesionalidad del capital humano y la incorporación de

tecnologías de avanzada.

Visión

La Central Eléctrica Fuel-oil Las Tunas ofrece a sus clientes un servicio con calidad,

competitivo, certificado por las normas internacionales y basadas en un proceso de

mejora continua, mediante el cumplimiento de los objetivos estratégicos planteados, en

función del desarrollo del territorio.

Objeto social

La función de la planta es disponer y suministrar la mayor cantidad de energía eléctrica

posible a las redes según la necesidad de estas, de acuerdo a la situación que tenga el

Sistema Electroenergético Nacional (SEN) en su rango de acción. En caso de desastre,

que puede ser en su mayoría, ciclones o huracanes generar en modo isla, es decir de

forma independiente para los circuitos residenciales previstos y con ello mantener la

vitalidad del suministro de energía.

La central cuenta con 25 trabajadores, de ellos 20 son operadores, incluidos 4 jefes de

turnos. Además 4 especialistas y un director general, respondiendo a la estructura

organizativa general (anexo 1).


33

2.1.1. Caracterización del área objeto de estudio

La investigación se centró en él sistema de Recuperación de Calor de la central

diseñado en este caso para una planta de 12 motores. Consta de tres calderas

acuotubulares recuperativas (anexo 2) de circulación natural, cada una de ellas

conectadas a cuatro motores (1 batería). Tienen una capacidad de producción de

vapor nominal de 20 t/h, con una presión y temperatura de operación de 7 bar y

171°C. La función de cada una de ellas en la central es producir el vapor necesario, a

partir de la energía térmica cedida por los gases de escape de los motores (de

combustión interna), para precalentar el combustible que se va a bombear desde los

tanques principales hasta los de abasto a los motores así como para el

calentamiento necesario a su entrada a los mismos.

El agua se bombea desde el tanque de alimentar (anexo 3) a través de las bombas

de alimentar (anexo 4) hacia el domo (anexo 5). Desde el domo el agua fluye de

forma natural a través de los tubos evaporadores de la caldera de gases de escape,

donde el agua ebulle por medio de los gases de escape de los motores, que entran a

la caldera con una temperatura alrededor de 350°C. El vapor saturado asciende a la

parte superior del domo y continua al colector de vapor.

El domo tiene protección por alta presión que se logra cerrándose la válvula de

regulación de gases cuando se alcanza una presión de 9 bar.

Los gases de escape que salen de los motores son regulados por una válvula de

regulación de 3 vías. Parte de ellos pasan al hogar de la caldera y la otra hacia la

chimenea de acuerdo a la presión que tenga el domo. La temperatura de los gases

de entrada es de 350°C y 276°C a la salida de la caldera al 100% de la carga

nominalmente. La válvula de regulación de gases de caldera es de función

modulante con un actuador eléctrico. Opera con una presión de los gases de 25-30

mbar y la temperatura de los gases 350-450°C. Tiene 2 interruptores de límites

(abierto, cerrado). Su función es la de regular la presión de la caldera.

La temperatura de los gases de escape de la caldera debe ser observada

regularmente. Este valor debe ser comparado con el valor de la caldera limpia y la

posible desviación aclarada inmediatamente.


34

El vapor generado en la caldera pasa al cabezal de salida, que es el encargado de

recepcionar el vapor de las calderas de las diferentes baterías y suministrarlo a los

diferentes calentadores de fuel-oil. Estos calentadores son los encargados de darle

la temperatura necesaria al fuel para lograr su fácil trasiego a través de las tuberías y

obtener una óptima combustión en el motor.

2.2 Pérdidas de energía aprovechable en Planta de G eneración Fuel-oil Las

Tunas

Los motores de Combustión Interna de ciclo diesel tienen una eficiencia que varía

entre el 35 y el 45%, algunos en condiciones excepcionales pueden llegar a un 60%.

Las pérdidas de energía en ellos son principalmente por calor, están desglosadas en

las que se pierde por el agua de enfriamiento, las paredes del motor y por los gases

de escape (inquemados y temperatura), de ellas la principal y prácticamente única

que se puede aprovechar es la temperatura de los gases de escape de los motores

que salen alrededor de 450 °C y llegan a la caldera a 380°C aproximadamente y salen

por la chimenea en el rango de 200 a 380 °C, en dependencia del régimen de trabajo

de la caldera. Por lo que se cuantifican solo las pérdidas de energía en gases de

escape por concepto de altas temperaturas.

2.2.1. Pérdidas por gases de escape

Para cuantificar las pérdidas por gases de escape se utiliza la siguiente metodología

de cálculo:

1. Determinar el consumo de combustible, por motor.

2. Medir y calcular las propiedades de los gases de escape en el sistema de

recuperación de calor de ellos y por ciento de utilización de estos en la

generación de vapor.

3. Calcular la energía que se está utilizando, cuanto se está perdiendo y qué por

ciento representa de la energía primaria que entra al sistema.

Para calcular el flujo de combustible por motor (Gm) se necesitan conocer los datos

siguientes:

Nm →Número de motores funcionando: Se toma por el número de motores que están

funcionando en el momento de la medición.


35

tT →Tiempo de trabajo de cada motor [ ]h : Es el tiempo entre el inicio y final de la

medición.

Pe →Potencia que está entregando el generador [ ]kW : Se toma la que está

entregando el generador en cada medición, que se obtiene del panel de control de la

sala RCM (control automático) de la planta.

Ic → Índice de consumo [ ]kWhkg : Se obtiene del registro de datos que tiene la

planta.

1. Determinar el consumo de combustible, por motor.

Primero se promedia por motor la potencia entregada y se multiplica por el tT

obteniéndose la energía generada en ese tiempo.

3600PtE eTcg ⋅⋅= [ ]kJ 2.1

El flujo de combustible por motor se calcula por:

( )( )3600t

EIG

T

gcc

m ⋅⋅

= [ ]skg 2.2

El flujo de combustible se obtiene en diferentes días por existir diferentes tipos de

fuel-oil, estado mecánico de los motores, accesorios y condiciones climáticas. Los

resultados y análisis se exponen en el capítulo 3.

2 y 3. Calcular la energía que se está utilizando, cuanto se está perdiendo y qué por

ciento representa de la energía primaria que entra al sistema.

Para realizar este punto se utilizan los siguientes datos, que se obtienen de

mediciones y cálculos utilizando el software Progases para gases de escape de

combustión. Para introducir los datos en el software se utiliza una composición

química estándar de fuel-oil la cual se expresa a continuación: C 84.4%, H 10.5%, S

3.5%, W 1.4% y Cenizas 0.2%.

→cTN Número de calderas trabajando.

En el caso de que una caldera no esté trabajando los gases de escape de esa

batería de motores van directo a la atmósfera sin usarse.

→geG Flujo gases de escape [ ]skg .

→gcβ % de los gases de escape que van a la caldera.


36

→et Temperatura de los gases de escape que entran a la caldera [ ]C° .

→st Temperatura de los gases de escape que salen de la caldera [ ]C° .

→gah Entalpía de gases directo a la atmósfera [ ]skJ .

→gch Entalpía de gases que salen de la caldera [ ]skJ .

Para determinar la cantidad de energía que se está perdiendo es necesario conocer

primeramente el flujo gases de escape que se determina por la siguiente ecuación:

amge GGG += [ ]skg 2.3

Donde:

Gm→ Flujo de combustible skg .

Ga→ Flujo de aire de entrada al motor skg .

El flujo de aire (Ga) de entrada al motor es igual a la cantidad de aire necesaria para

combustionar un kg de fuel-oil para una mezcla estequiométrica multiplicado por el

factor λ. En este caso para combustionar un kg de fuel convencional son necesarios

13.284 ecombustiblkgairekg para mezcla estequiométrica (obtenido en software

Progases), estos 13.284 se multiplican por λ que tiene un valor que varía entre 1.1 y

1.2 para motores diesel con turbocompresor, se escoge 1.15, y se obtiene un

ecombustiblkgairekg2766.15Ga = .

Los gases de escape se dividen en dos grupos en los que van directo a la atmósfera

y los que tienen uso en la caldera, por lo que las pérdidas se calculan de manera

separada y las totales se obtienen con la suma de ellas.

Cálculo de la energía que se pierde por los gases que van directo a la atmósfera.

( ) [ ]MWh1000

h1GE gagcge

ga

⋅−⋅= ∑

β

2.4

Cálculo de la energía que se pierde de los gases que salen de la caldera.

[ ]MWh1000

hGE gcgcge

gc

⋅⋅= ∑

β

2.5


37

Cálculo de la energía del combustible de entrada a los motores.

[ ]MWhPCIG

E mce 1000

18.4⋅⋅= ∑

2.6

Pérdidas totales en gases de escape.

[ ]MWhEEP gcgage += 2.7

Por ciento de la energía primaria de entrada que se pierde en los gases de escape.

[ ]%100E

P

ce

gege ⋅=α

2.8

2.3. Cálculo de los Rendimientos

A continuación se expone el cálculo de los distintos tipos de rendimientos, los cuales

se comparan con los que debe tener este sistema (cogeneración) y se determina si

está funcionando correctamente y el nivel de potencialidades en el mismo.

2.3.1. Rendimiento Global del Sistema de Cogeneraci ón

cg

cgcggcg EP

QE +=η

2.9

Ecg → Energía eléctrica generada [ ]kJ .

Qcg → Calor cogenerado [ ]kJ .

EPcg → Energía primaria consumida por el sistema [ ]kJ .

El rendimiento varía en el tiempo y por días, a continuación se expone la

metodología de cálculo para un período de tiempo en que se realizaron los

experimentos y en el capítulo 3 se expone el resumen con los resultados obtenidos

para diferentes días. Para un período de tiempo se establecen los valores de Ecg,

cgEP y Qcg que se determinan por:

Energía eléctrica generada

Se calcula por 2.1


38

Energía primaria consumida por el sistema

[ ]kJPCIGEP fueloilTcg ⋅= 2.10

TmT tGG ⋅=∑ 2.11

Donde:

TG →Es el consumo de combustible total de los motores en un tiempo Tt [ ]kg .

→∑ mG Es la suma de los flujos de combustible que está entrando a cada motor en

funcionamiento [ ]skg .

fueloilPCI → Es el valor calórico del fuel-oil que se obtiene por datos del

laboratorio [ ]kg/kJ .

Calor cogenerado.

Qcg → Es el valor energético que tiene el vapor generado en un Tt por las calderas

[ ]kJ . Para determinarlo se emplea la siguiente ecuación:

( ) ( ) [ ]kJGhChQ aaaavvcg ⋅−⋅= 2.12

Donde:

hv→ Entalpía del vapor [ ]kgkJ .

Cv→Consumo de vapor [ ]kg .

haa→ Entalpía del agua de alimentación [ ]kgkJ .

Gaa→Flujo de agua de alimentar que es igual a vC [ ]kg .

Las entalpías se obtienen con el software Propagua introduciendo los parámetros de

presión y temperatura del vapor y el agua.

El Cv es el consumo de vapor, que se determina por la diferencia del nivel de agua

en el interior del domo en un tiempo tT, con este consumo de vapor se calcula la

demanda de vapor por motores a partir de la ecuación 2.13. Con esta ecuación se

obtiene vC en dependencia de la cantidad de motores trabajando.


39

vmD → Demanda de vapor por motor ( )[ ]mNskg ⋅ .

mT

vvm Nt

CD

⋅=

2.13

Obtenidos los valores de Ecg, Qcg y EPcg se calcula el Rendimiento Global del

Sistema de Cogeneración para distintos días y se promedia para obtener un

rendimiento medio de la planta.

2.3.2 Rendimiento Exergético

EP

qEEXcg E

EE +=η

2.14

Ee →Exergía de la electricidad.

Los valores de la exergía eléctrica se toman de las mediciones de la energía eléctrica

aportada por los generadores en los tiempos de la medición.

Eq→Exergía del vapor.

La exergía del vapor se obtiene del programa Propagua, introduciendo los

parámetros: 160°C de temperatura y 8 bar de presión.

Eep→Exergía del combustible.

La exergía del combustible se calcula según la siguiente metodología y teniendo en

cuenta sus consideraciones:

El mayor inconveniente que presentan los combustibles líquidos y sólidos al calcular

sus exergías es que no tienen una composición molecular regular (debido a la

diversidad en la composición elemental) por lo que se carece de los datos de las

entalpías y entropías de formación, de modo que se utilizan correlaciones empíricas.

De la ecuación (2.15) se puede calcular la exergía de los combustibles sólidos y

líquidos; bq:

[ ]molCcal fSThb iiooofq µ−⋅−∆= 2.15

Donde:

∆hfo → Es la entalpía de formación del combustible en el ambiente de referencia

estándar (AR st), cal/mol carb. (Puede interpretarse como la energía que hubo que

consumir para "sintetizar" ese compuesto, o sea, el combustible).


40

So →Es la entropía del combustible en el AR st, cal/mol carbono. K

fj →Es el elemento del vector de composición atómica del combustible de cada

elemento constituyente de éste, en mol de elementos j/mol de carbono.

µj → Es el potencial químico de cada elemento constituyente del combustible en el

estado muerto, cal/mol de elemento.

A continuación se detalla cómo se determina cada una de estas componentes de la

ecuación:

a) Cálculo de ∆hf0

Normalmente, dada la complejidad y variedad de la estructura química del

combustible, su ∆hf0 no se tabula, o sea, se desconoce, por lo que hay que emplear

un procedimiento indirecto para su determinación, basado en las entalpías de

formación de cada uno de los productos de la combustión y del valor de la potencia

calorífica superior, pcs (llamada también valor calorífico alto), o sea:

0

0)(

0

0

222

2 SOflíqOHfCOff hshh

hpcsh ∆+∆+∆+=∆ cal/mol carbono 2.16

Donde:

pcs→ Está expresado en cal/mol carbono y se calcula de la forma siguiente:

CF 4.19

PCS 1000pcs=

2.17

PCS→ Es la potencia calorífica superior a kJ/kg combustible. Se determina

experimentalmente o por expresiones propuestas por distintos autores según el tipo

de combustible.

FC → Es un factor de conversión.

12

C 1000FC = mol carbono/kg de combustible

2.18

C→ Son los kg de carbono por kg de combustible, lo cual presupone conocer la

composición elemental del combustible.

∆hf0

CO2, ∆hf0

H2O (líq.) y ∆hf0

SO2, son las entalpías de formación del CO2, H2O y el SO2,

respectivamente, por los productos de la combustión completa ya que el carbono, el


41

hidrógeno y el azufre son los únicos elementos que se oxidan y liberan calor. (si no

se consideran otras reacciones). Los valores de estas entalpías de formación están

tabulados. (anexo 10)

h y s→ Son los moles de hidrógeno/mol de carbono y moles de azufre/mol de carbono,

respectivamente, en el combustible.

b) Cálculo de S0.

Para combustibles sólidos:

S0 = 1.36 + 3.14 h + 3.40 o + 5.13 n + 7.65 s cal/mol combust.K 2.19

Para combustibles líquidos:

S0 = 1.12 + 4.40 h + 10.66 o + 20.56 n + 20.70 s cal/mol de combustible.K 2.20

Los valores de o (moles de oxígeno/mol de carbono) y n (moles de nitrógeno/mol de

carbono), también se determinan más adelante.

c) Cálculo de fj.

Los elementos químicos que constituyen el combustible (excluyendo la humedad y

las cenizas, que no participan en la combustión) son: carbono, hidrógeno, nitrógeno y

azufre. De modo que se puede plantear:

j = 1 : f1 = fcarbono = fc = c, moles de carbono/mol de carbono.

j = 2 : f2 = fhidrógeno = fh = h, moles de hidrógeno/mol de carbono.

j = 3 : f3 = foxígeno = fo = o, moles de oxígeno/mol de carbono.

j = 4 : f4 = fnitrógeno = fn = n, moles de nitrógeno/mol de carbono.

j = 5 : f5 = fazufre = fs = s, moles de azufre/mol de carbono.

Estos valores se determinan partiendo de la composición elemental del combustible y

de los pesos atómicos de cada elemento. O sea:

112

12 =⋅=C

Cc mol de carbono/mol de carbono

2.21

h =H

C⋅12

1.0 , moles de hidrógeno/mol de carbono

n =N

C⋅12

14 , moles de nitrógeno/mol de carbono

o =O

C⋅12

16 , moles de oxígeno/mol de carbono


42

s=S

C⋅12

32 , moles de azufre/mol de carbono

Aquí se toman los pesos atómicos aproximados de cada elemento

C, H, N, O y S, son los kg carbono/kg combustible, kg hidrógeno/kg combustible, kg

nitrógeno/kg combustible, kg oxígeno/kg combustible, kg azufre/kg combustible,

respectivamente.

d) Cálculo de µj0.

Los valores del potencial químico de cada elemento químico en el estado muerto, µj0,

han sido calculados y tabulados convenientemente (anexo 10). Sus valores son los

siguientes:

j = 1 : µ10 = µc

0 = -98546 cal/mol carbono

j = 2 : µ20 = µh

0 = -32766 cal/mol hidrógeno

j = 3 : µ30 = µo

0 = -7777 cal/mol oxígeno

j = 4 : µ40 = µn

0 = -6902 cal/mol nitrógeno

j = 5 : µ50 = µs

0 = -145966 cal/mol azufre

Con todos estos valores determinados se puede calcular bq por la expresión (2.15),

en cal/mol carbono. Para hallar su valor en kJ/kg combustible hay que multiplicar por FC

(en mol carb/kg combust.) y llevar las cal a kJ (recordar que 1 kcal = 4.19 kJ).

2.3.3 Rendimiento en la Producción de Energía Eléct rica

cg

cgNcg EP

E=η

2.22

Ecg→ Energía eléctrica generada [ ]kJ .

EPcg→ Energía primaria consumida por el sistema [ ]kJ .

Los valores de Ecg y EPcg se obtuvieron para el cálculo del rendimiento del sistema

de cogeneración. El Rendimiento en la Producción de Energía Eléctrica se calcula

para distintos días y se promedia para obtener un rendimiento medio de la planta.

Capítulo III


43

Capítulo III. Resultados y Discusión

3.1. Pérdidas de energía aprovechable en Planta de Gener ación Fuel-oil Las

Tunas

Las pérdidas existentes en el sistema son por calor a través de las paredes de los

motores, agua de enfriamiento de estos y gases de escape, las dos primeras su

temperatura es baja (no más de 100°C ) por lo que la energía esta degradada y es

prácticamente imposible su recuperación, por lo que los resultados se centran en los

gases de escape. Estos son producto de la combustión por lo que su flujo es igual a

la suma del flujo de combustible (Gm) y el de aire de entrada a los motores (Ga). El Gm

se determina por motores y por día, reflejándose los resultados en la tabla 3.1.

Con el flujo de combustible se obtiene el flujo de aire necesario para la combustión

cuyo resultado por motor se refleja en el anexo 6. El promedio de este es de 1,7820

kg/s.

Con la suma de estos dos flujos se obtiene el flujo de gases de escape por motor, el

resultado se refleja en el anexo 7. El promedio de este es 1,8987 kg/s.

No. Motores

Consumo (kg/s). Día 1





Promedio Consumo

(kg/s)

1 0,1259 0,1302 0,1156 0,1295 0,1298 2 0,1182 0,1230 0,0725 0,1233 0,1231 3 0,1270 0,1163 0,1188 0,1163 4 0,1184 0,1226 0,1159 0,1226 5 0,1268 0,1142 0,1158 0,1281 0,1119 0,1211 6 0,121 0,1148 0,1136 0,1136 7 0,1157 0,1150 0,1215 0,1145 0,1186 8 0,0959 0,1017 0,0959 9 0,1174 0,1301 0,1159 0,1223 0,1332 0,1262 10 11 0,1209 0,1196 0,1196 12 0,1119 0,1116 0,1152 0,1136 0,1126

Promedio total 0,1181 Tabla 3.1


44

3.1.1 Resultados del cálculo de la energía que se e stá utilizando, cuanto se está

perdiendo y qué por ciento representa de la energía primaria que entra al

sistema.

Los gases de escape se dividen en dos grupos en los que van directo a la atmósfera

y los que tienen uso en la caldera, por lo que las pérdidas se calculan de manera

separada y las totales se obtienen con la suma de ellas. La energía que se pierde por

los gases que van directo a la atmósfera se puede dividir en dos grupos, el primero

los que en su totalidad van directo a la atmósfera porque siempre hay una caldera

que no se está utilizando, mientras que el otro es un por ciento del total y todos estos

dependen del número de motores trabajando. La energía que se pierde por este

concepto se calcula por las ecuaciones 2.4, 2.5 y 2.7, sus resultados se exponen en

el anexo 8.

Los resultados del cálculo de la energía del combustible de entrada a los motores se

aprecian en el anexo 8, el consumo de combustible de los motores oscila entre 0,10 a

0,12 kg/s esto provoca que las baterías consuman en una hora una energía que varía

entre 10 a 12 MWh.

El por ciento de la energía primaria de entrada que se pierde en los gases de

escape, oscila entre 23 y 25,5 %. El precio del fuel-oil es de 49,2359 $/hl ( )cp , quiere

decir esto que por cada 100lts que se consuman 11,8166 $ se botan por la chimenea.

Para determinar aproximadamente cuanto se pierde en un año se hacen las

siguientes consideraciones:

El consumo de combustible por motor 0,12 /mG kg s=

Los motores trabajan 8h al día dt

Existe todos los días una disponibilidad técnica en la planta de 10 motores mN

Se trabaja los 365 días al año Ad

Existe un 24% de pérdida por gases de escape α

Teniendo en cuenta esto se aplica la siguiente fórmula para obtener la cantidad de

dinero que se pierde por concepto de gases de escape en un año.

[ ]3600$ /

100m d m

d c A

G t NP p d añoα⋅ ⋅ ⋅= ⋅ ⋅ ⋅

3.1


45

Como resultado se obtiene que se botan por las chimeneas aproximadamente

1491764,44$/año.

3.2 Análisis del resultado del cálculo de los rendi mientos

Se calcularon tres tipos de rendimiento el Rendimiento Global del Sistema de

Cogeneración, Rendimiento Energético y Rendimiento en la Producción de Energía

Eléctrica cuyos resultados del cálculo por días se aprecian en el anexo 9.

El rendimiento global del sistema de cogeneración se comporta como promedio a un

47,66%, según el reporte de diferentes fuentes bibliográficas los rendimientos de los

sistemas de cogeneración varían alrededor de un 60% de eficiencia, lo cual quiere

decir que el sistema tiene una reserva de aumentar su eficiencia en un 12,34%

aproximadamente que representaría un ahorro anual si se toman las condiciones y la

ecuación 3.1 del epígrafe 3.1, de 767015,55$/ año.

El rendimiento de la producción de energía eléctrica se comporta como promedio de

42.81% que aunque existe una pequeña reserva de poder aumentar su eficiencia

(máximo 45%) se encuentra en parámetros aceptables.

El rendimiento exergético fluctúa entre el 38 y 40% lo cual se corresponde con los

reportes bibliográficos, para este tipo de planta basada en motores de combustión

interna. Se obtiene un valor siempre por debajo del rendimiento energético lo cual se

corresponde con la esencia de la exergía, en que no toda la energía se puede

convertir en trabajo.

3.3 Propuesta para aumentar la cogeneración en la p lanta

En la planta actualmente existen 3 calderas con una capacidad de generación de

20T/h de vapor saturado, a una presión de 7 bar a 171 ° C. Existiendo una de ellas

siempre apagada; las otras 2 con 10 motores trabajando demandan solo 3,277 T de

vapor en una hora de trabajo, por lo que se utiliza solo un 5,46% de la capacidad

instalada de generación de vapor. Se puede afirmar por lo descrito en los epígrafes

3.1 y 3.2 que existen capacidades, ya sean energéticas y tecnológicas para un

aumento en la cogeneración.

El vapor de agua tiene varios usos, los más comunes son en la producción de frío en

plantas de absorción o en la cocción de alimentos, ya sea de conservas o en

comestibles para cocinas.


46

Se propone para aumentar la cogeneración en la planta:

1. Instalación de una planta de hielo por absorción, con capacidad según la

producción de vapor que pueda suministrar el sistema.

2. Instalación de una cocina a vapor centralizada que abastezca todas las

demandas de alimentos por parte del personal de la empresa eléctrica en el

municipio Las Tunas.


47

CONCLUSIONES

1. La energía primaria de entrada que se pierde en gases de escape, oscila entre

23 y 25,5 %. Lo que significa que por cada 100lts que se consuman 11,8166 $ se

pierden por la chimenea, representando aproximadamente 1491764,44$/año.

2. El rendimiento de la producción de energía eléctrica se comporta como

promedio de 42.81% que aunque existe una pequeña reserva de poder

aumentar su eficiencia (máximo 45%) se encuentra en parámetros aceptables.

3. El rendimiento global del sistema de cogeneración se comporta como

promedio a un 47,66%, los estándares varían alrededor de un 60% de

eficiencia, por lo que el sistema tiene una reserva de aumentar su eficiencia

en un 12,34% aproximadamente que representaría un ahorro anual si se utiliza

de 767015,55$/ año.

4. El rendimiento exergético fluctúa entre el 38 y 40% lo cual se corresponde con

los reportes de bibliografía.

5. Es posible un aumento de la cogeneración en la Central Eléctrica de Grupos

Electrógenos fuel-oil Las Tunas, al existir capacidades energéticas y

tecnológicas.


48

RECOMENDACIONES

1. Realizar balance energético en el sistema completo.

2. Realizar el análisis termoeconómico para obtener una idea más exacta de las

pérdidas de dinero que se están teniendo.

3. Buscar plantas de hielo por absorción y cocinas a vapor, que se ajusten a la

cantidad de vapor sobrante que puede producir la planta, y realizar análisis

económicos a partir de los ahorros que se tienen por aumento en la eficiencia

del rendimiento global del sistema de cogeneración.

49

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34. ZEMANSK, S. y Y. FREEDMAN. Física universitaria. 1996. vol. 1.

ANEXOS ANEXO 1 Estructura organizativa de la planta

DIRECTOR

Especi alista Químico

Especialista automático

Especialista de Explotación

Especialista de Mantenimiento

Jefe de Turno 1

Jefe de Turno 2

Jefe de Turno 3

Jefe de Turno 4

Operadores del Turno 1




ANEXO 2 Datos técnicos de la caldera

Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP

5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP

Código del Dispositivo EGB

Dispositivo Escape de Gases en Caldera

Modelo AV-6N

Tipo Circulación Natural

Sección Principal Economizador

Fabricante Aalborg Indutries Oy

Número de Serie 7098-7127, 7210-7222

Año de Fabricación 2006/2007

Dimensiones Principales L=2250, W=2900, H=3800 mm

Peso : Operación / Seco 7485 / 7285

Volumen de agua : Operación / MAX 0,2 / 0,2 m³

Valores Básicos

Flujo de entrada de gases de escape 10,71 kg/s (50%) / 350 °C Flujo de salida de gases de escape 10,71 kg/s (50%) / 276 °C Temperatura del agua en el tanque de alimentar 90 °C Temperatura en el condensador (para balance de calor) 90 °C (60 °C) % de retorno de condensado 99% Temperatura de agua de entrada al sistema 20 °C Capacidad 1200kg/h (842kW) Presión de operación / temperatura 7 bar (g) / 170°C Presión de diseño / temperatura 10 bar (g) / 184°C Caída de presión en gases de escape Máximo. 1800 Pa Presión de prueba 16,7 bar (g) Código de diseño EN 12952

Datos a procesar Valor medio Posición Indicador de Temperatura (IT), entrada de gases de escape 350 °C EGB.T001 Indicador de Temperatura (IT), salida de gases de escape 276 °C EGB.T002

ANEXO 3 Datos técnicos del domo

Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP 5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP Código del Dispositivo SD Dispositivo Tambor de Vapor Modelo HK-10-2

Fabricante Aalborg Industries Oy Número de Serie 7128-7157, 7223-7235 Año de Fabricación 2006/2007 Dimensiones Principales L=3000, W=1500, H=2000, ø1200 mm Peso: Operación / Seco 2500 / 1500 kg Volumen de Agua: Operación / MAX

Valores Básicos Posición Operación Presión / Temperatura 7 bar (g) / 170C Diseño Presión / Temperatura 10 bar (g) / 184°C Valor de prueba de presión 16,7 bar (g)

Código de Diseño EN 12952 Seguridad Válvula Abierta / Completamente Abierta

10 bar (g) / 10,5 bar (g) SD.V001, SD.V002

Seguridad Válvula de Presión 9 bar (g) SD.V001, SD.V002 Seguridad de la Válvula 2 x 3025 kg/h SD.V001, SD.V002

Datos a procesar Valor medio Posición Indicación de Temperatura (TI) 170 °C SD.T001 Indicación de Presión (PI) 7 bar (g) SD.P001 Transmisor de presión (pt) 7 bar (g) SD.P002 Alarma por presión alta (pah) 9 bar(g) Programmed to PLC

Indicador local del nivel de agua Ver al lado SD.L003

Control del nivel +325 mm Nivel alto de alarma 275 mm (1,4 m3) LAH (SD.L001) Control del nivel alto (LCH) 325 mm (1,25 m3) LCH (SD.L001) Control del nivel bajo (LCL) 425 mm (0,95 m3) LCL (SD.L001) Alarma de nivel bajo (LAL, alarmed) 475 mm (0,8 m3) LAL (SD.L001) Alarma de nivel bajo bajo (LALL,damper open) 675 mm (0,3 m3) LALL (SD.L002) Indicación de nivel continuo 100% (tank full) 100 mm LT (L001) Indicación de nivel continuo 0% (tank empty) 700 mm LT (L001)

ANEXO 4 Datos técnicos tanque alimentar

Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP 5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP Código del Dispositivo FWT Dispositivo Tanque de agua de alimentación Modelo SVS-7 Fabricante Aalborg Industries Oy Número de Serie 3538-3543, 3615-3619 Año de Fabricación 2006/2007 Dimensiones Principales L=4200, W=2500, H=3500, ø1700 mm Peso: Operación / Seco 7200 / 1700 kg Volumen de Agua: Operación / MAX 5,5 / 7,6 m³

Valores Básicos Presión de operación /Temperatura Atmosférica / 90°C Presión de Diseño /Temperatura Atmosférica / 100°C Válvula de prueba de presión Prueba de agua

Datos a procesar Valor medio Posición Indicación de Temperatura (ti) 90 °C FWT.T001 Control de Temperatura, Inyección de vapor 90 °C FWT.V002 Control de Nivel FWT.L001 Nivel alto de alarma (LAH, alarmed) 50 mm (6,9 m³) LAH (FWT.L001) Control del nivel alto (LCH) 290 mm (5,8 m³) LCH (FWT.L001) Control del nivel bajo (LCL) 370 mm (5,3 m³) LCL (FWT.L001) Alarma de nivel bajo (LAL, alarmed) 690 mm (3,3 m³) LAL (FWT.L001) Alarma de nivel bajo bajo (LALL, pump stopped)

1210 mm ( 0,5 m³) LALL (FWT.L001)

Indicación de nivel (LI) Ver abajo LI (FWT.L001)

ANEXO 5 Datos técnicos bomba

Número del Proyecto y Nombre 5257 / 120 x 2500 kW UNE DPP

5263 / UNE ADDITIONAL 130 MW DPP Código del Dispositivo FWPU Dispositivo Bomba de Agua de alimentación Modelo FWPU-11/60

Fabricante Aalborg Industries Oy Número de Serie 1170-1175, 1181-1185 Año de Fabricación 2006/2007 Tipo de bomba, see details from pump card Multitec MTC V 32/4D-02.1 10.62

Motor de la bomba 8,6kW / 13,5A / 3500 rpm / 480V, 60Hz Dimensiones principales L=1500, W=1100, H=1200 Peso: En operación / En vacío 550 / 500 kg

ANEXO 6 Flujo de aire de entrada a los motores

No. Motores

Flujo de aire (kg/s) Día 1





Promedio Flujo de aire

(kg/s)

1 1.9247 1.9903 1.7663 1.9794 1.9151 2 1.8071 1.8794 1.1081 1.8837 1.6695 3 1.9414 1.7775 1.8162 1.8450 4 1.8098 1.8743 1.7720 1.8187 5 1.9385 1.7457 1.7699 1.9582 1.7096 1.8243 6 1.8485 1.7538 1.7366 1.7796 7 1.7687 1.7578 1.8562 1.7493 1.783 8 1.4661 1.5543 1.5102 9 1.7937 1.9888 1.7719 1.8696 2.0363 1.8920 10 11 1.8474 1.8283 1.8378 12 1.7100 1.7058 1.7599 1.7355 1.7278

ANEXO 7 Flujo de gases de escape por motor

No. Motores

Flujo gases de escape

(kg/s). Día 1


(kg/s). Día 2


(kg/s). Día 3


(kg/s). Día 4


(kg/s). Día 5

Promedio Flujo gases de escape

(kg/s)

1 2.0507 2.1206 1.8819 2.1089 2.0405 2 1.9254 2.0024 1.1806 2.0070 1.7788 3 2.0685 1.8938 1.9351 1.9658 4 1.9283 1.9970 1.8880 1.9377 5 2.0654 1.8600 1.8858 2.0864 1.8216 1.9438 6 1.9695 1.8686 1.8503 1.8961 7 1.8845 1.8729 1.9777 1.8639 1.8997 8 1.5621 1.6561 1.6091 9 1.9111 2.1190 1.8879 1.9920 2.1696 2.0159 10 11 1.9684 1.9479 1.9581 12 1.8220 1.8175 1.8751 1.8491 1.8409

ANEXO 8 Energía que se pierde en gases de escape

Número de Baterías

Número de

motores

Energía directa a la atm. en

una hora (MWh)

Energía que sale de la caldera

(MWh)

Total de perdida de

energía (MWh)

Energía de entrada al motor

en una hora (MWh)

% de energía primaria que se

pierde por la chimenea

1 2 3

1

4

1,3847 0,8950 2,2797 10,8420 25,2474

5 6 7

2

8

1,6803 0,7228 2,4031 12,1021 23,0480

9 10 11

3

12

1,3208 1,1643 2,4851 10,6121 24,2821

Promedios totales 1,4619 0,9274 2,3893 11,1854 24,2821

ANEXO 9 Rendimiento Global del Sistema de Cogenerac ión, Rendimiento Energético y Rendimiento en la Producción de Energí a Eléctrica

Días ηgcg ηncg ηexcg 1 48.8386 43.3131 40.8305

2 46.0031 41.4052 38.8240 3 48.3073 43.3449 40.6880 4 47.0024 42.4566 39.8544 7 48.1826 43.5083 40.6422

Promedio 47.6668 42.8056 40

ANEXO 10 Propiedades termodinámicas en el ambiente de referencia estándar

Sustancia Símbolo Estado ∆hf0 S0 µ0 bq

Carbono

(Grafito) C S 0 1.372 -98546 98137

Hidrógeno H2 G 0 31.195 -65533 56231

Hidrógeno H G 52098 27.391 -32766 76697

Oxígeno O2 G 0 49.005 -15554 943

Oxígeno O G 59559 38.470 -7777 55866

Nitrógeno N2 G 0 45.769 -13805 159

Nitrógeno N G 112981 36.613 -6902 108967

Azufre

(Rómbico) S S 0 7.630 -145966 143691

Calcio Ca S 0 9.970 -173189 170216

Dióxido de

Carbono CO2 G -94052 51.070 -114101 4822

Agua H2O L -68315 16.750 -73310 0

Agua H2O G -57796 45.106 -73310 2066

Dióxido de

Azufre SO2 G -70970 59.290 -161521 72884

Monóxido de

Carbono CO G -26416 47.214 -106324 65831

Calcita CaCO3 G -288450 22.200 -295067 0

Yeso CaSO4 . 2H2O S -483060 46.360 -486884 0

Hidróxido OH G 9310 43.890 -40544 36768

Oxido

Nítrico NO G 21570 50.330 -14680 21244

Acido

Sulfídrico H2S G -5000 49.160 -211499 191842

Amoníaco NH3 G -11040 46.040 -105202 80432

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