Monitoreo del rendimiento del condensador (Parte 1)

La primera mitad de esta serie de dos partes examina las ideas básicas detrás de la importancia de la transferencia de calor del condensador.

Por Brad Buecker – Buecker & Associates, LLC

Un artículo reciente de Power Engineering analiza una tecnología que está desarrollando la Universidad de Illinois en su planta de energía Abbot para aumentar el rendimiento del condensador de superficie de vapor hasta en un 2%.1

Puede que esto no parezca mucho, pero dicha mejora puede ser muy valiosa. En esta primera parte de una serie de dos partes, examinaremos las ideas básicas detrás de la importancia de la transferencia de calor del condensador y, en la segunda parte, revisaremos métodos sencillos para monitorear el rendimiento del condensador. Incrustaciones o incrustaciones en el lado del agua, o en el lado del vapor. El exceso de fuga de aire puede afectar gravemente la eficiencia del condensador y la capacidad de refrigeración.

La palabra "termodinámica" evoca visiones de matemáticas complejas para muchas personas (incluido en ocasiones este autor). Sin embargo, fórmulas relativamente simples de la termodinámica pueden explicar mucho sobre los fundamentos del generador de vapor, incluida la transferencia de calor del condensador.

La termodinámica se basa principalmente en dos leyes. A veces se les llama en broma (primera ley), “No se puede obtener algo a cambio de nada” y (segunda ley), “No se puede alcanzar el punto de equilibrio”. La primera ley se basa en la conservación de la energía. Dice que la energía utilizada dentro de un sistema no se crea ni se destruye, sino sólo se transfiere. La ecuación de energía clásica para un sistema fundamental (definido como volumen de control en los libros de texto)2,3 es:

Q – Ws = ṁ2[V22/2 + gz2 + u2 + P2υ2] – ṁ1[V12/2 + gz1 + u1 + P1υ 1] + dEc.v./dt Ec. 1

Dónde,

Q = Entrada de calor por unidad de tiempo Ws = Trabajo del eje, como el realizado por una turbina, por unidad de tiempoṁ2 = Flujo que sale del sistema por unidad de tiempoṁ1 = Flujo hacia el sistema por unidad de tiempo (V22 – V12)/2 = Cambio en la cinética energíagz2 – gz1 = Cambio en la energía potencialu2 = Energía interna del fluido que sale u1 = Energía interna del fluido que entraP2υ2 = Trabajo de flujo del fluido a medida que sale del sistema (P = presión, υ = volumen específico)P1υ 1 = Trabajo de flujo del fluido como ingresa al sistemadEc.v./dt = Cambio de energía dentro del sistema por unidad de tiempo

Si bien esta ecuación puede parecer complicada, se puede entender mejor mediante algunas definiciones y simplificaciones. Primero, en muchos sistemas y especialmente en los generadores de vapor, las energías potencial y cinética son muy pequeñas en comparación con otros cambios de energía y pueden despreciarse. En segundo lugar, en un proceso de flujo estacionario como un generador de vapor, el sistema no acumula energía, por lo que dEc.v./dt es cero. La eliminación de estos términos deja la energía interna del fluido (u) más sus capacidades de trabajo de flujo (Pυ). Los científicos han combinado estos dos términos en la propiedad muy útil conocida como entalpía (h). La entalpía es una medida de la energía disponible del fluido y se han calculado entalpías para una amplia gama de condiciones de vapor y líquido saturado. Estos valores se pueden encontrar en tablas de vapor estándar, donde se ha designado que el agua saturada a 0oC tiene entalpía cero.

Utilizando estas simplificaciones y definiciones, la ecuación de energía para la operación de flujo estacionario se reduce a:

Q – Ws = ṁ(h2 – h1) Ec. 2

Pero esta ecuación representa el escenario ideal sin pérdidas de energía, y aquí es donde interviene la segunda ley. Entre otras cosas, la segunda ley describe la dirección del proceso. Una taza de café caliente colocada sobre la mesa de la cocina no se calienta más mientras la habitación se enfría. Los seres humanos envejecen. Es posible un número literalmente infinito de ejemplos, pero estos ejemplos transmiten la esencia de la segunda ley.

La segunda ley tiene como fundamento el concepto del ciclo de Carnot, que dice que el motor más eficiente que se puede construir opera con un aporte de calor (QH) a alta temperatura (TH) y una descarga de calor (QL) a baja temperatura (TL). ), en el cual

QH/TH – QL/TL = 0 Ec. 3

Esta ecuación representa un motor teóricamente ideal. En todos los procesos conocidos por los humanos se producen algunas pérdidas de energía. Estos pueden deberse a la fricción, el calor que se escapa del sistema, alteraciones del flujo o una variedad de otros factores. Los científicos han definido una propiedad conocida como entropía (s), que, en sus términos más simples, se basa en la relación entre la transferencia de calor en un proceso y la temperatura (Q/T). En cada proceso, aumenta el cambio general de entropía de un sistema y su entorno.

Entonces, en el mundo real, la Ecuación 3 se convierte en

QH/TH – QL/TL < 0 Eq. 4

Si bien la entropía puede parecer un término algo abstracto, es de gran beneficio para determinar la eficiencia del proceso. Al igual que la entalpía, los valores de entropía se incluyen en las tablas de vapor.

Cabe señalar dos puntos importantes sobre el ciclo de Carnot y, por inferencia lógica, sobre todos los procesos del mundo real. La primera es que no se puede hacer que ningún proceso produzca trabajo sin cierta extracción de calor del proceso (QL) en la Ecuación 3.

En segundo lugar, la eficiencia neta (η) de un motor de Carnot se define como:

η = 1 – TL/TH Ec. 5

Entonces, en general, a medida que la temperatura de entrada aumenta y/o la temperatura de escape disminuye, la eficiencia aumenta. Los cálculos pueden resultar bastante complicados para sistemas complejos, pero esta serie se centra en el condensador de superficie de vapor.

Para simplificar, considere el sistema muy básico que se muestra a continuación con una turbina que no tiene pérdidas por fricción, calor u otras pérdidas, lo que significa que no hay cambio de entropía (isentrópico).

Según los conceptos descritos en las Ecuaciones 3 y 4, QB, la entrada de calor a la caldera y al sobrecalentador representa QH; y QC, el calor residual extraído por el condensador, representa QL.

A lo largo de los años me han preguntado en varias ocasiones por qué se debe condensar el vapor de escape de la turbina. ¿Por qué no transportarlo directamente a la caldera? Entre varias respuestas, una razón principal es que se necesitaría mucha energía para comprimir el vapor de escape y devolverlo a la presión de la caldera. Al convertir el vapor en agua, que es esencialmente un fluido incompresible en condiciones normales, el fluido puede regresar a la caldera mediante una bomba de agua de alimentación con un requerimiento de energía mucho menor que un compresor de vapor.

Los beneficios de la condensación de vapor también se pueden ilustrar mediante termodinámica básica. Volvamos al sistema isentrópico que se muestra en la Figura 1. (En realidad, las turbinas suelen tener entre un 80 y un 90 por ciento de eficiencia, pero no es necesario incluir este factor aquí para mostrar la importancia del rendimiento del condensador). Las condiciones para este primer caso son:

• Presión de vapor principal (entrada de la turbina): 2000 psia

• Temperatura del vapor principal: 1000 oF

• Presión de vapor de salida de la turbina: atmosférica (14,7 psia)

Las tablas de vapor dan una entalpía (h1) del vapor de entrada a la turbina de 1474,1 Btu por libra de fluido (Btu/lbm). Los cálculos termodinámicos en condiciones isentrópicas indican que la entalpía de salida (h2) de la turbina es 1018,5 Btu/lbm (la calidad del vapor es 86,4%). La primera ley, la ecuación de energía en estado estacionario para el trabajo de una turbina, es wT = ṁ(h1 – h2). En consecuencia, el trabajo unitario disponible de esta turbina ideal es (1474,1 Btu/lbm – 1018,5 Btu/lbm) = 455,6 Btu/lbm. Para poner esto en perspectiva práctica, suponga que el flujo de vapor (ṁ) es de 1.000.000 lb/h. El trabajo total es entonces de 455.600.000 Btu/h = 133,4 megavatios (MW).

Ahora considere el caso 2, donde el sistema tiene un condensador que reduce la presión de escape de la turbina a 1 psia (aproximadamente 2 pulgadas de mercurio). Suponiendo nuevamente una turbina ideal, la entalpía del escape de la turbina es 871,1 Btu/lbm (la calidad del vapor es 77,4%). La producción de la turbina pasa a ser 1474,1 – 871,1 = 603,0 Btu/lbm. Con un flujo de vapor de 1.000.000 lb/h, el trabajo total es 603.000.000 Btu/h = 176,6 MW. Esto representa un aumento del 32% con respecto al ejemplo anterior. Obviamente, la condensación del vapor tiene un efecto enorme sobre la eficiencia. ¿Recuerda la ecuación 5? Esta es una ilustración práctica de cómo el condensador baja TL.

También se puede mirar este ejemplo desde una perspectiva física. El volumen de condensado es muchas veces menor que el del vapor de escape de la turbina. Así, el proceso de condensación genera un fuerte vacío que actúa como fuerza impulsora para impulsar el vapor a través de la turbina. (El vacío también aspira aire de fuentes externas, donde una fuga excesiva de aire puede afectar seriamente la transferencia de calor. Abordaremos este problema en la Parte 2 de esta serie).

Llevemos este concepto un paso más allá en el caso 3. Consideremos si la contaminación o incrustación en la orilla del agua (o el exceso de fuga de aire) causa que la presión del condensador del ejemplo anterior aumente de 1 psia a 2 psia. De acuerdo con los cálculos mostrados anteriormente, la potencia de trabajo de la turbina cae de 176,6 MW a 166,5 MW. Ésta es la razón principal por la que el tratamiento químico adecuado del agua de refrigeración y la supervisión del rendimiento del condensador son muy importantes. Otra es la protección de los tubos del condensador contra problemas tales como depósitos insuficientes y corrosión influenciada por microbiología.5 La eficiencia degradada del condensador y la pérdida de capacidad de generación pueden generar mucho dinero para una planta. Los problemas durante las condiciones operativas máximas pueden resultar enormemente costosos, especialmente si es necesario reducir la potencia de la unidad para evitar que la turbina se dispare debido a la alta contrapresión del condensador.

Notas: El término calidad del vapor se confunde a menudo con pureza del vapor. La calidad del vapor se refiere al porcentaje de vapor en una mezcla de agua y vapor. Por ejemplo, una mezcla que tiene una calidad de vapor de 0,9 tiene un 90% de vapor y un 10% de gotas de agua. La pureza del vapor, como su nombre lo indica, se refiere a las impurezas en un suministro de vapor. Por ejemplo, una pauta común para la pureza del vapor en unidades de servicios públicos de alta presión es <2 partes por mil millones (ppb) de sodio, cloruro y sulfato, y <10 ppb de sílice.

En los ejemplos mostrados arriba, la calidad del vapor para cada caso es inferior al 90%. Un contenido de humedad tan elevado provocaría la erosión de los álabes de las turbinas de baja presión. Una recomendación común es <10% de humedad en el escape de la turbina. Por esta razón, prácticamente todas las calderas de servicios públicos están equipadas con recalentadores de vapor. El recalentamiento mejora la eficiencia pero, lo que es más importante, agrega suficiente calor al vapor para mantener la humedad en las últimas filas de la turbina de baja presión por debajo del nivel del 10%.

El calor perdido en el condensador es principalmente el calor latente de vaporización y representa la porción de energía entrante a la caldera que convierte el agua de alimentación en vapor. La siguiente sección examina esta cuestión más de cerca.

Volviendo nuevamente a la Figura 1, para sistemas simples de generación de vapor, la eficiencia general se puede representar mediante la siguiente ecuación:

η = (wT – wP)/qB Ec. 6

Dónde,

wT = Trabajo producido por la turbinawP = Trabajo necesario por la bomba de agua de alimentaciónqB = Aporte de calor a la caldera

La energía requerida por la bomba de agua de alimentación es mucho menor que el trabajo producido por la turbina, por lo que podemos despreciar wP en la Ecuación 6. El aporte de calor de la caldera (qB) es equivalente a la diferencia de entalpía del condensado que ingresa a la caldera vs. el vapor principal que sale de la caldera.

Suponiendo nuevamente condiciones isentrópicas, para el caso 2 anterior, qB se calcula en 1380,1 Btu/lbm. A partir de la ecuación de eficiencia simplificada (η = wT/qB), la eficiencia neta respectiva es 43,7%. A medida que las unidades de energía convencionales basadas en vapor evolucionaron en el último siglo, las modificaciones incluyeron la incorporación (o mejoras) de calentadores de agua de alimentación regenerativos, economizadores, sobrecalentadores y recalentadores, calentadores de aire de entrada y otros equipos. Pero los requisitos de energía parásita para ventiladores, bombas, sistemas de control de la contaminación del aire, etc., combinados con la gran pérdida de calor en el condensador, limitaron las calderas de tambor de última generación a quizás alrededor del 30% de eficiencia neta. Incluso las unidades de vapor ultrasupercríticas sólo pueden alcanzar eficiencias netas de quizás el 45% o ligeramente más. Esta es una de las varias razones por las que las unidades de energía de ciclo combinado ganaron popularidad. La combinación de una turbina de combustión (que funciona en el ciclo termodinámico de Brayton) y uno o más generadores de vapor con recuperación de calor (HRSG) en ciclos Rankine avanzados ahora puede funcionar con una eficiencia neta del 60% o un poco más. Pero incluso entonces, todavía se pierde mucha energía en los condensadores HRSG.

En aplicaciones de cogeneración y de calor y energía combinados (CHP), donde el vapor se extrae de una turbina antes de alcanzar el punto de saturación y luego se utiliza para el calentamiento del proceso, gran parte del calor latente se recupera en lugar de desperdiciarse. Estas turbinas se clasifican como turbinas “sin condensación” o de “contrapresión”.

Las turbinas sin condensación funcionan a una contrapresión de diseño, establecida por los requisitos del proceso. Son comunes en muchas industrias pesadas (petroquímica, pulpa y papel, metales primarios, etc.) y a menudo se utilizan para impulsar equipos centrífugos como turbosopladores y compresores. Algunos procesos de cogeneración pueden acercarse o incluso superar el 80% de eficiencia neta, lo que dificulta argumentar en contra de la economía de estos procesos.4

Esta entrega describió algunos de los fundamentos más importantes relacionados con la transferencia de calor del condensador y la importancia de maximizar la eficiencia del condensador. Si bien la cogeneración se está volviendo cada vez más popular en muchas plantas industriales, la mayoría de las centrales eléctricas dedicadas con turbinas de vapor todavía tienen turbinas de condensación. En la segunda y última parte de esta serie, examinaremos métodos prácticos para monitorear el desempeño del condensador.

Referencias

Sobre el autor: Brad Buecker es presidente de Buecker & Associates, LLC, consultoría y redacción técnica/mercadeo. Más recientemente, se desempeñó como publicista técnico senior en ChemTreat, Inc. Tiene más de cuatro décadas de experiencia en el apoyo a las industrias de energía y tratamiento de agua industrial, gran parte de ella en puestos de química de generación de vapor, tratamiento de agua, control de calidad del aire e ingeniería de resultados. con City Water, Light & Power (Springfield, Illinois) y la estación La Cygne, Kansas de Kansas City Power & Light Company (ahora Evergy). Su trabajo también incluyó 11 años con dos firmas de ingeniería, Burns & McDonnell y Kiewit, y también pasó dos años como supervisor interino de agua/aguas residuales en una planta química. Buecker tiene una licenciatura en química de la Universidad Estatal de Iowa con cursos adicionales en mecánica de fluidos, equilibrios de energía y materiales, y química inorgánica avanzada. Es autor o coautor de más de 250 artículos para varias revistas técnicas y ha escrito tres libros sobre química de plantas de energía y control de la contaminación del aire. Puede comunicarse con él en [email protected].