Boletín IIE - Instituto Nacional de Electricidad y ... · Otro de los artículos técnicos...

Boletín IIE

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Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión, del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este Boletín sólo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autoriza-ción escrita del IIE. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, autorizado por Sepomex.

El tiraje de esta publicación es de 1,500 ejemplares.

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Comisarios públicos: • Juan Edmundo Granados Nieto, Subdelegado y Comisario Público Suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública

Invitados: • Emiliano Pedraza Hinojosa, director general de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Gerardo Lozano Dubernard, Béjar, Galindo, Lozano y Compañía, S. C., socio director • Miguel Vázquez Rodríguez, presidente de la Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Presidente: Alfredo Elías Ayub, director general de la Comisión Federal de ElectricidadSecretario: Gabriel Garza Herrera, presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Presidente: Julio Alberto Valle Pereña, Secretaría de EnergíaSecretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• José Abel Valdez Campoy, Comisión Federal de Electricidad • Juan Edmundo Granados Nieto, Secretaría de la Función Pública • Jaime Francisco

Hernández Martínez, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México • Yoloxochitl

Bustamante Diez, Instituto Politécnico Nacional • Enrique Fernández Fassnach, Universidad Autónoma Metropolitana • Juan Carlos Romero

Hicks, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Emiliano Pedraza Hinojosa, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Miguel

Vázquez Rodríguez, Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

• Francisco Escárcega Rodríguez, coordinador de Comunicación Institucional

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Arias, coordinador editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico • Johana

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Rodríguez, diagramación y formación • Wendy Lugo Sandoval, publicación

electrónica • Sergio Ortega López, fotografía • Ana María Sámano Ramírez,

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• Julián Adame Miranda, director ejecutivo • Ángel Fierros

Palacios, director de Energías Alternas • Salvador González

Castro, director de Sistemas de Control • Rolando Nieva

Gómez, director de Sistemas Eléctricos • José M. González

Santaló, director de Sistemas Mecánicos • Fernando

A. Kohrs Aldape, director de Planeación, Gestión de la

Estrategia y Comercialización • José Alfredo Pérez Gil y

García, director de Administración y Finanzas

octubre-diciembre-10

137

Sumario

Sumario

138 Editorial

139 TendenciastecnológicasSecuestroycapturadeCO2:Unaopciónparamitigardelcambioclimático. José Miguel González SantalóSe presenta la captura y secuestro de CO2 como una tecnología surgida en los últimos 15 años, que ha recibido gran impulso en la última década como una opción para mitigar el cambio climático, así como diversas aplicaciones en algunos países alrededor del mundo.

Artículostécnicos150 EstudiotécnicodelprocesodecapturadeCO2conmonoetanolaminaparaunaplantatermoeléctrica. Abigail González

Díaz, José Manuel Franco Nava, María Vita Peralta Martínez, José Miguel González Santaló, Rogelio Franco López y Ramón Carreón SilvaSe describe la simulación del proceso de captura de CO2 de los gases generados por una planta termoeléctrica de 350 MW, que utilizaría carbón como combustible para aplicación en centrales generadoras, como una posible alternativa para reducir las emisiones de CO2 en México.

156 Análisis y control de erosión por partículas sólidas en los elementos del sistema de flujo de turbinas de vapor. Zdzislaw Mazur Czerwiec, Alfonso Campos Amezcua y Rafael Campos AmezcuaSe presenta el análisis de erosión por partículas sólidas de diferentes elementos del canal de flujo de turbinas de vapor: toberas, válvula de paro, tetones de los álabes, sellos de laberinto y discos del rotor, que operan en México utilizando herra-mientas de Dinámica de Fluidos Computacional (CFD).

168 ComunidadIIELa Secretaria de Energía de vuelta en el IIE 3ª Reunión Trinacional para elaboración de Atlas Regional de CO2 Investigadores del IIE asisten al World Geothermal Congress 2010 Participa el IIE en congreso internacional en Italia sobre Automatic Control, Modelling & Simulation

170 BrevestécnicasPruebasdecombustiónenhornosexperimentales. Antonio Diego MarínSistemademonitoreo,diagnósticoyalternativasdesoluciónparaaerocondensadoresdecentralestermoeléctricas.Ramón Sánchez Sánchez, Ángel González Sánchez, José Hugo Rodríguez Martínez y José Alfredo Sánchez López

174 ArtículosdeinvestigaciónCaracterizacióndinámicadelrozamientoenrotordeturbinayanálisismetalográficodelelementoderozamiento.José Antonio Ramírez Solís, Víctor Manuel Cristalinas Navarro y Cecilio Mojica Calderón Se describe cómo el diagnóstico del rozamiento en equipo rotatorio, entre partes fijas y móviles, debe ser atendido inmedia-tamente sacando de servicio el equipo, con el fin de evitar que sus elementos mecánicos sufran daños catastróficos. ArtículopresentadooriginalmenteenelXCongresoyExposiciónLatinoamericanadeTurbomaquinaria,enVeracruz,Vera-cruz,del6al9denoviembrede2007.

183 ReseñaAnual

138

Boletín IIEEditorial

EditorialLa amenaza del cambio climático plantea consecuencias tan dramá-

ticas para la población mundial, particularmente para aquéllas que habitan la zona delimitada por los trópicos, que es irracional debatir

sobre la precisión de las estimaciones que se hacen del incremento de la temperatura ya que, aún con las previsiones más optimistas, será necesario enfrentar un problema de una magnitud hasta ahora no vista.

El cambio climático, por la gravedad de sus consecuencias, se ha conver-tido en uno de los impulsores más importantes del cambio tecnológico en los campos de generación y utilización de energía. En el Instituto de Inves-tigaciones Eléctricas compartimos el consenso logrado en el mundo, de que es mucho más económico invertir en mitigación del cambio climá-tico que verse obligado a medidas extremas de adaptación, aunque tanto la mitigación como la adaptación son tareas esenciales, ya que algunos de los efectos de las emisiones de gases de efecto invernadero parecen ser ya irreversibles.

El reto está ahí: se tienen que redoblar los esfuerzos por mitigar las conse-cuencias del cambio climático y es eso precisamente de lo que se habla en este último Boletín IIE del año 2010 titulado: Innovación en generación: Avances en captura de CO2 y en turbomaquinaria.

En el artículo de tendenciatecnológica se presenta la captura y secuestro de CO2 como una tecnología surgida en los últimos 15 años, que ha reci-bido gran impulso en la última década como una opción para mitigar el cambio climático.

Uno de los artículos técnicos describe la simulación del proceso de captura de CO2 de los gases generados por una Planta Termoeléctrica de 350 MW, que utilizaría carbón como combustible para aplicación en centrales generadoras, como una posible alternativa para reducir las emisiones de CO2 en México.

Otro de losartículostécnicospresenta el análisis de erosión por partículas sólidas de diferentes elementos del canal de flujo de turbinas de vapor: toberas, válvula de paro, tetones de los álabes, sellos de laberinto y discos del rotor, que operan en México, utilizando herramientas de Dinámica de Fluidos Computacional.

En comunidadIIEse hace una breve reseña de eventos realizados en el Instituto, así como de los congresos y exposiciones en los que se participó a nivel nacional e internacional.

Las brevestécnicas hablan de pruebas de combustión en hornos experimentales y de un sistema de moni-toreo, diagnóstico y alternativas de solución para aero-condensadores de centrales termoeléctricas.

El artículo de investigacióndescribe cómo el diagnós-tico del rozamiento en equipo rotatorio, entre partes fijas y móviles, debe ser atendido inmediatamente sacando de servicio el equipo, con el fin de evitar que sus elementos mecánicos sufran daños catastróficos.

Las estadísticas no mienten: en la última década del siglo veinte y en la primera del presente siglo, se han hecho estudios que indican cuál será la tendencia que el planeta habrá de seguir, si hoy en día no se hace algo por implementar una solución que nos permita vislum-brar un futuro promisorio, es por eso que en México, y en particular en el Instituto de Investigaciones Eléc-tricas se están desarrollado diversos proyectos encami-nados a plantear soluciones eficaces y eficientes, que coadyuven a la mitigación del cambio climático, colo-cando a México en la lista de países que pretender lograr un mundo mejor.

Tendencias tecnológicas

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Introducción

La preocupación mundial por el cambio climático, como se discutirá en más detalle en este artículo, hace pensar que en el futuro habrá serias limita-

ciones para el uso de combustibles fósiles, particular-mente para la generación eléctrica. En algunos países ya no se autoriza la construcción de ninguna nueva central de carbón, si no está diseñada para incorporar un sistema de secuestro y captura de CO2, tendencia que seguramente se generalizará.

La captura y secuestro de CO2 (Carbon Capture and Storage-CCS) es una tecnología surgida en los últimos 15 años, que ha recibido gran impulso en la última década como una opción para mitigar el cambio climático.

En México se han emprendido diversas actividades, particularmente por el Instituto de Investigaciones Eléctricas a partir de 2008, con el desarrollo de un taller sobre CCS que se llevó a cabo en julio de ese año, en el auditorio del Museo Tecnológico de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). Este taller se organizó con la colaboración del Carbon Sequestration Leadership Forum (CSLF), que es una iniciativa internacional de la cual México forma parte, constituida por los ministros de energía de los países participantes en 2003.

Estudios realizados por la Agencia Internacional de Energía o IEA por sus siglas en inglés (World Energy Outlook 2010) muestran que CCS es una opción de

Secuestro y captura de CO2: Una opción para mitigar el cambio climático

José Miguel González Santaló

mitigación que puede aportar para el 2050, el 20% de la reducción requerida en emisiones para mantener una concentración de CO2 de 450 ppm, que es lo que se considera necesario para evitar que la tempera-tura global se incremente en más de dos grados centí-grados. Las otras opciones son la energía nuclear, las fuentes renovables de energía, la eficiencia en el uso final de energía, la eficiencia en la generación eléctrica y el cambio de sistemas de transporte.

Adicionalmente, la IEA plantea que no utilizar CCS como una de las opciones de mitigación, incremen-taría el costo de lograr las reducciones requeridas en un 70%. La conclusión es que se requiere aplicar todas las medidas de mitigación para tener una solución óptima y es claro que no hay una sola solución que sea la panacea del cambio climático.

Este efecto de encarecer el costo global cuando se excluye la tecnología CCS se debe a que tendrán que aplicarse de forma más intensa las otras opciones, siendo afectadas por los rendimientos decrecientes. Si hablamos de energía eólica, se tendrían que utilizar sitios menos favorables y de forma similar se tendrían efectos similares con las demás opciones.

CCS es un paquete tecnológico que consiste en separar el CO2 que se produce al usar combus-tibles fósiles, para no emitirlo a la atmósfera y confinarlo de manera permanente.

Boletín IIETendencias tecnológicas

140

Definición de CCS y su contribuciónCCS es un paquete tecnológico que consiste en separar el CO2 que se produce al usar combus-tibles fósiles, para no emitirlo a la atmósfera y confinarlo de manera permanente.

Dicho paquete consta de dos componentes principales: 1. la captura o separación del CO2 en algún punto del proceso de oxidación de los combustibles y, 2. el secuestro o confinamiento de forma permanente, incluyendo en esta segunda operación el transporte desde el punto de generación, hasta el punto de confinamiento. Este esquema se ilustra en la figura 1.

En la actualidad hay tres proyectos de escala indus-trial que confinan más de 1,000,000 de toneladas de CO2 por año, que son la plataforma marina de Stat Oil en el Mar del Norte, Sleipner; el campo productor de gas natural InSalah de la empresa British Petroleum, en Argelia, y el proyecto conocido como Weyburn-Middale, en el que se utiliza el CO2 producido en una planta de gasificación en Dakota del Norte y se utiliza en Canadá para recuperación mejorada de crudo. Todos estos proyectos están reportados por el CSLF y se puede obtener información de los mismos en su página de internet.

Hay varios proyectos demostrativos que se espera entren en operación alrededor de 2014. El grupo G-8 ha planteado la necesidad de tener más de 20 proyectos de escala industrial en operación para el 2020, para que esta tecnología esté disponible de forma oportuna y sea efectiva como opción de mitigación.

Al reflexionar sobre CCS surgen varias preguntas que trataremos de responder a lo largo de este artículo.

• ¿Por qué es necesaria la tecnología CCS para mitigar el cambio climático?

• ¿Qué tecnologías hay para separar el CO2 en el proceso de combustión y en qué consisten?

• ¿Cuánto cuesta la aplicación de las tecnologías de captura de CO2?

• ¿Dónde se puede hacer el confinamiento perma-nente del CO2 y con qué garantías de permanencia?

• ¿Qué capacidad de confinamiento se tiene en el mundo?

• ¿Qué tan seguro es el confinamiento del CO2?• ¿Se le puede dar algún uso productivo al CO2 sepa-

rado de los procesos de combustión?• ¿Qué países están dando más impulso a la tecno-

logía de CCS y por qué?• Si la tecnología de CCS es tan útil y urgente, ¿por

qué no ha sido más rápida su implantación?

Todas estas preguntas son válidas y seguramente algunas respuestas serán polémicas, pero es esen-cial que tanto la comunidad técnica y científica, como el público en general se las planteen y conozcan las respuestas o definan las propias, pues como toda tecnología de gran alcance, uno de sus requerimientos será la aceptación social de la misma.

Figura 1. Diagrama esquemático del proceso de CCS.


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La tecnología CCS es necesaria para mitigar el cambio climáticoEl mundo requiere incrementar su consumo energético promedio per cápita, para dar un mejor nivel de vida a los habitantes de los países en desarrollo. En la actua-lidad, el consumo anual de energía per cápita varía entre 4.5 (OECD) y 0.6 (África) toneladas de petróleo equiva-lente (International Energy Agency, 2009) y, en el caso de la energía eléctrica, varía entre 10.5 (Norteamérica) y 0.59 (África) KW-hr (International Energy Agency, 2009).

De las cifras anteriores resulta evidente que si bien se puede contemplar un ahorro de energía en los países de mayor consumo, las diferencias son tales que, para luchar contra la miseria y lograr mejores condiciones de vida, es indispensable dar acceso a la energía e incre-mentar su consumo. Lo anterior hace que el consumo de energéticos deba aumentar y, además, se prevé que los combustibles fósiles seguirán siendo una parte fundamental del suministro de fuentes primarias, como se muestra en la figura 2, para el caso de la generación eléctrica (International Energy Agency, 2010), tomada de la referencia 4.

Figura 2. Utilización de combustibles fósiles en la generación eléctrica.

En la misma figura 2 se muestran las tecnologías que prevalecerían en la generación eléctrica en un esce-nario inercial y las tecnologías que se estarían utili-zando (Blue Map Scenario) en un escenario de mitiga-ción conducente a no exceder las 450 ppm de CO2 en la atmósfera.

La figura 3 muestra la evolución de las emisiones globales de CO2 derivadas del uso de combustibles fósiles, de aquí al año 2050, en un escenario inercial (business as usual) y un escenario de mitigación del nivel que se requiere para lograr la mitigación deseada (International Energy Agency, 2009).

En esta figura también se aprecian las reducciones de emisiones obtenibles con cada opción de mitigación, haciendo notar que CCS estaría contribuyendo con un 19% de la reducción requerida. El tamaño del reto es claro: se requiere pasar de un nivel de emisiones de 28 gigatoneladas de CO2 en 2005, a 14 gigatoneladas en 2050, a pesar de que el consumo energético global esencialmente se duplicará en ese mismo periodo.

Figura 3. Escenarios de emisiones mundiales para 2050.


142

La figura 4 muestra los escenarios de emisiones para 2070 en México, de acuerdo a un estudio realizado por el IIE, por encargo del Instituto Nacional de Ecología (INE) (Instituto de Investigaciones Eléctricas, 2010), para evaluar el posible impacto y costo de distintas medidas de mitigación en el país. Se desarrollaron medidas de mitigación para lograr llegar, en 2050, a un nivel anual de emisiones de 2 a 3 toneladas por persona. Las medidas de mitigación que se requieren se presentan en la misma figura 4. Es necesario resaltar que la mayor responsabilidad de reducción de emisiones, la tendrán que absorber las grandes fuentes fijas de éstas, en las que es posible incorporar sistemas de control de emisiones y que será necesario cambiar los energéticos que se utilizan en los sistemas de transporte. Uno de los sectores más importantes con potencial de reduc-ción de emisiones es el sector eléctrico y el tamaño del reto se presenta en la figura 5, donde se muestra la evolución que se requiere en la “intensidad de CO2” en los procesos de generación, que debe reducirse del valor actual de 800 gr/KW-hr a menos de 100 gr/KW-hr en 2050 (International Energy Agency, 2010).

Tecnologías existentes para separar el CO2 en el proceso de combustión Hay una variedad de tecnologías para hacer la separa-ción del CO2, y el reporte que se hizo para los servicios de investigación del congreso de los Estados Unidos (Rubin et al, 2010) indica que hay tres tecnologías que están probadas a nivel de planta piloto y se encuen-tran en distintas etapas de demostración comercial: Postcombustión, Precombustión y Oxicombustión. Hay además tecnologías en desarrollo, cuyo grado de éxito y costos son difíciles de estimar, como el uso de membranas y el Chemical Looping.

Aunque en materia de desarrollo e implantación tecno-lógica hay imprevistos, y el panorama futuro podría resultar muy distinto del esperado, el consenso es que sólo las tres primeras estarán en aplicación comercial hacia 2020.

PostcombustiónComo su nombre lo indica, se trata de una tecno-logía de “final de tubo”. Los gases de combustión, una vez que han cumplido su cometido en los sistemas de conversión, sean éstos calderas, turbinas u otros, se hacen pasar por unas torres de absorción (figura 6) donde un solvente selectivo atrapa el CO2 y deja pasar el resto de los gases.

Figura 5. Intensidad de CO2 en la generación eléctrica.

Figura 4. Escenarios de emisiones en México para 2070, con distinta medidas de mitigación.

Figura 6. Sistema de postcombustión.

El solvente que ya ha atrapado al CO2 queda saturado y es necesario regenerarlo para utilizarlo nuevamente. Esto se logra en un stripper o torre de desorción, donde calentando el solvente se logra que libere el CO2, el cual es comprimido a presiones de 100 a 200 atmósferas para enviarlo a los sitios de confinamiento.


143


Se trata de una tecnología que se puede aplicar como retrofit, siempre y cuando se hayan previsto los espa-cios necesarios. Sus costos principales son en inver-sión, las torres de absorción y desorción y, en opera-ción, la energía requerida para regenerar el solvente y la energía para comprimir el CO2.

Ésta es una de las tecnologías más antiguas que se han aplicado en la separación de CO2 de las corrientes de gas natural y es también la más avanzada en implan-tación. La tabla 1 (Rubin et al, 2010) presenta una lista de los proyectos de escala industrial que están en desa-rrollo actualmente.

Tabla 1. Proyectos de postcombustión.

Nombredelproyectoyubicación

Tipodeplantaycombustible

Añodeiniciode

operaciones

Capacidadaproximadadelaplanta

Tipodelsistemadecapturay

proveedor

CantidadanualdeCO2

capturado

Estadoactual(Marzo2010)

Basin Electric Antelope Valley Station (Beulah, ND)

Central a carbón 2012 120 MW Amoniaco (HTC) 1.0 Selección del sitio

Tenaska Trailblazer Energy Center (Sweetwater, TX)

Central a carbón 2014 600 MW Amoniaco (Fluor) 4.3 Licenciamiento

American Electric Power Mountaineer Plant (New Haven, WV)

Central a carbón 2015 235 MWAmoniaco enfriado

(ALSTOM)1.5

Estados preliminares

Sask Power Boundary Dam Polugon (Estevan, Canada)

Central a carbón 2014 115 MW Amoniaco (Cansolv) 1.0 Diseño de planta

E.ON Kingsnorth Ruhrgas UK Post-Combustion Project (Kent, United Kingdom)

Central a carbón 2014 300 MWAmoniaco

(Fluor & MHI)1.9 Diseño de planta

TransAlta Project Pioneer Keephills 3 Power Plant (Wabamun, Canada)

Central a carbón 2015 200 MWAmoniaco enfriado

(ALSTOM)1.0 Diseño de planta

Vattenfall Jänschwalde (Jänschwalde, Germany)

Central a carbón 2015 125 MWAmoniaco

(Por definir)0.0 Licenciamiento

Porto Tolle (Rovigo, Italy) Central a carbón 2015 200 MWAmoniaco

(Por definir)1.0

Estados preliminares

PrecombustiónEn esta tecnología, la separación del CO2 se hace en un tratamiento del combustible previo a su uso final, al cual se le conoce como gasificación; el gas que se obtiene a partir del carbón o coque puede aplicarse a la producción de otro tipo de combustibles (líquidos, gas natural, hidrógeno) o en un sistema de generación eléctrica de ciclo combinado, en cuyo caso se tendría lo que se conoce como IGCC (Gasificación Integrada a Ciclo Combinado).

La gasificación, que se muestra esquemáticamente en la figura 7, consiste en una oxidación parcial del combustible en presencia de vapor de agua y oxígeno puro, que da como resultado una mezcla de H2, CO y CO2 y que, al pasar por un segundo proceso (shift reactor), se convierte en más H2 y CO2. En esta corriente, la concentración de CO2 es alta y es relativamente fácil de separar del H2.

El CO2 nuevamente se comprime, igual que en el proceso de Postcombustión.

Los costos principales de este proceso son en inver-sión, la planta de separación de oxígeno y el gasificador mismo y, en operación, los consumos de energía eléc-

trica para la producción de oxígeno y para la compre-sión del CO2. Una desventaja de este sistema es que no puede aplicarse como retrofit.

La tabla 2 muestra los proyectos en desarrollo con tecnología de gasificación y sus fechas esperadas de operación.

Figura 7. Diagrama esquemático de un sistema de precombustión.


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Tabla 2. Proyectos de precombustión.



Añodeiniciodeoperaciones

Capacidadaproxi-madadelaplanta

TipodelsistemadecapturadeCO2

CantidadanualdeCO2

capturado

Baard Energy Clean Fuels (Wellsville, Ohio)

Carbón y biomasa a líquido

2013 53,000 barriles/ diarios Rectisol N/A

DKRW Energy (Medicine Bow, Wyoming)

Carbón a líquido 2014 20,000 barriles/ diarios Selexol N/A

Summit Power, Penwell, Texas) IGCC a carbón 2014 400 MWg d Selexol 3.0Taylorville Energy Center (Taylorville, Illinois)

IGCC a carbón 2014 602 MW N/A N/A

Mississippi Power, Kemper County IGCC (Mississippi)

IGCC a Lignita 2014 584 MW N/A N/A

Wallula, IGCC (Walla Walla County, Washington)

IGCC a carbón 2014 600-700 MW N/A N/A

Hydrogen Energy (Kern County, California)

IGCC a coque de petróleo

2015 250 MW N/A N/A

Southern California Edison IGCC (Utah)

IGCC a carbón 2017 500 MW Selexol 3.5

FutureGen Alliance (Mattoon, Illinois) a

IGCC a carbón 2012a 275 MW N/A N/A

GreenGen (Tianji Binhai, China)

IGCC a poligeneración

2011 (Etapa I)

250 MW N/A N/A

Eston Grange IGCC (Tees-side, UK)

IGCC a carbón 2012 800 MW N/A 5

Hartfield IGCC (Hartfield, UK) IGCC a carbón 2014 900 MW Selexol 4.5Genesee IGCC (Edmonton, Canada)

IGCC a carbón 2015 270 MW N/A 1.2

RWE Goldenbergwerk(Hurth, Germany)

IGCC a Lignita 2015b 360 MW N/A 2.3

Kedzierzyn Zero Emission Power and Chemicals(Opole, Pland)

IGCC a carbón y biomasa a

poligeneración2015 309 MW N/A 2.4

Nuon Magnum c (Eeem-shaven, Netherlands)

IGCC a multicombustión

2015 1,200 MWg d N/A N/A

ZeroGen (Rockhampton, Australia)

IGCC a carbón 2015 530 MWg d MHI N/A

FuturGas (Kingston, Australia) Lignita a líquido 2016 10,000 barriles/ diarios N/A 1.6

OxicombustiónÉsta es la menos desarrollada de las tres tecnologías probadas a nivel de planta piloto, y posiblemente una de las más atractivas desde el punto de vista econó-mico, así como para algunos nichos de aplicación. La oxidación del combustible en el equipo de conver-sión se realiza con oxígeno puro en lugar de aire, como se muestra en la figura 8. Al hacer la combustión con oxígeno, los productos resultantes son esencialmente CO2 y vapor de agua, este último se puede separar con condensación, quedando una corriente de CO2 lista para comprimirse.

Los costos principales de esta tecnología son, en inver-sión, la planta de separación de oxígeno y, en opera-ción, los costos de energía eléctrica para la producción de oxígeno y para la compresión. La tecnología puede aplicarse como retrofit.

La tabla 3 presenta los proyectos de oxicombustión en desarrollo en la actualidad.

Figura 8. Diagrama esquemático de un sistema de oxicombustión.


145


El costo que implica la aplicación de las tecnologías de captura de CO2

Tabla 3. Proyectos de oxicombustión.



Añodeiniciodeoperaciones

Capacidadaproxi-madadelaplanta

CantidadanualdeCO2capturado

Estadoactual(Marzo2010)

CS Energy (Australia)

Caldera a carbón 2011 120 MW N/A Bajo construcción

Boundary Dam (Canadá)

Caldera a carbón 2015 100 MW 1.0Ingeniería preliminar

Vattenfall Jänschwalde(Alemania)

Caldera a carbón 2015 500 MW N/AEstudios de factibilidad

Como se mencionó en la sección anterior, cualquiera de las tecnologías involucra costos de inversión y operación. El Instituto Global de CCS (GCCSI) publicó a fines de 2009 (GCCSI 2009), un reporte con un excelente análisis de los costos de captura de CO2.

La tabla 4 presenta los costos nivelados para cada una de las tecnologías de generación, con y sin captura de CO2, y se observa que la captura representa un incremento en el costo nivelado de generación de entre el 39% y el 75%, mientras que el costo de la tonelada de CO2 capturado es de 50 a 60 dólares USA/tonelada.

El incremento de costos puede compensarse parcial o totalmente, si el CO2 es comprado por otra organización para darle algún uso como Recuperación Mejorada de Hidrocarburos (EOR por sus siglas en inglés), o para alimentar viveros y campos de cultivo de algas. En estos casos, los análisis no pueden generalizarse y hay que hacerlos individualmente.

La respuesta es simple: CCS cuesta y el costo es muy significativo, a menos que se encuentre un uso productivo para el CO2 capturado.

Tabla 4. Costos de la captura del CO2 .

GeneracióndeEnergíaCarbón

pulverizadosupercrítica

Oxicombustión IGCCCiclocombinado

gasnatural

Costos nivelados de generación

Unidades US$/MWh US$/MWh US$/MWh US$/MWhSin CCS 76-79 76-79*3 96 78

Con CCS. Primeras plantas

136-138 120-127 134 112

Con CCS. Plantas subsiguientes

134-136 118-125 132 111

Porcentaje de incremento

75-78% 55-64% 39% 43%

Costo del CO2

evitado

Primeras plantas 87-91 62-70 61 112Plantas

subsiguientes84-88 60-68 59 109

Costo del CO2

capturado

Primeras plantas 56-57 44-51 44 90Plantas

subsiguientes54-55 42-49 42 87


146

Repositorios donde se puede hacer el confinamiento permanente del CO2

En la actualidad se contemplan tres tipos de repositorios de CO2: yacimientos de crudo y gas agotados; acuíferos salinos profundos, y yacimientos profundos de carbón.

En todos los casos se requiere que se tengan más de 1,000 metros de profundidad, para garantizar que el CO2 permanece en estado supercrítico y para asegu-rarse de que no se interfiere con acuíferos susceptibles de utilización para la agricultura o humano.

Los yacimientos de crudo y gas se encuentran en medios porosos, sellados con una capa de roca imper-meable y contuvieron durante miles de años crudo y gas a altas presiones. Esta característica los hace ideales para confinamiento de CO2, pues su misma naturaleza los hace recipientes herméticos.

Los acuíferos salinos profundos son formaciones geoló-gicas similares a las de los yacimientos de crudo y gas, pero el medio poroso no contiene hidrocarburos, si no que está saturado por agua salobre.

Finalmente, el tercer medio lo representan yacimientos profundos de carbón, que normalmente se encuentran saturados de metano. El carbón tiene más afinidad por el CO2 que por el metano, por lo que al inyectarse en el yacimiento, el gas natural se libera y se retiene el CO2.

Seguridad en el confinamiento del CO2

Capacidad de confinamiento a nivel mundialSe estima que la capacidad de almacenamiento de CO2 en el mundo es suficiente para retener las emisiones de CO2 de cientos de años, particularmente en los acuí-feros salinos profundos.

Como ejemplo están las estimaciones que presenta el ATLAS de CO2 de Norteamérica, publicado por los Estados Unidos (Department of Energy, 2008) que presenta las cifras que se muestran en la tabla 5.

Para México, el autor hizo una estimación aproximada de la capacidad de almacenamiento de CO2 en yaci-mientos agotados de crudo y el resultado es de 5 a 15 gigatoneladas, lo cual representa entre 30 y 150 veces el total de las emisiones anuales del sector eléc-trico de México.

Es claro entonces que la capacidad de confinamiento no es una limitante, aunque sí hay que tomar en cuenta que esta capacidad no está uniformemente distribuida en el planeta y será necesario crear la infraestructura para su transporte.

Tabla 5. Capacidades de almacenamiento de CO2 en Norteamérica.

Tipodeformacióngeológica EstimadoinferiortoneladasCO2

EstimadosuperiortoneladasCO2

Yacimientos agotados de hidrocarburos 90.9 * 10^9 90.9* 10^9

Yacimientos profundos de carbón 172* 10^9 202* 10^9

Formaciones salinas profundas 1,000* 10^9 3,700* 10^9

Las formaciones geológicas que se contemplan para el confinamiento del CO2 son formaciones que han almacenado hidrocarburos a altas presiones durante millones de años, sin tener emisiones a la superficie de importancia. No hay razón para pensar que no puedan seguir comportándose de la misma manera.

El riesgo más alto de fuga de CO2 se presenta al final del periodo de inyección, que es cuando se logran las presiones más altas. A medida que pasa el tiempo empiezan a actuar otros mecanismos de reacomodo

del CO2 en la formación, disolución del CO2 en el agua, carbonatación, etc., que hacen que la presión se vaya reduciendo y se vaya atrapando al CO2 de forma más permanente.

Es indiscutible que se necesita establecer programas de verificación y monitoreo para asegurarse de que no hay emisiones, particularmente por las vías que se pudieran haber generado durante las obras de explotación de los yacimientos, o de inyección del gas.


147


En general, se puede afirmar que la probabilidad de emisiones masivas de CO2 es la misma que la probabi-lidad de emisiones masivas de gas natural, proveniente de yacimientos subterráneos.

En todos los casos, el criterio que se ha establecido y que parece tener consenso es que las fugas de CO2

sean inferiores al 1% del monto almacenado, a lo largo de toda la vida del confinamiento. Las formaciones geológicas son muy estables y lo que hay que analizar con mayor detenimiento son las alteraciones que se hayan podido causar por la explotación de los hidrocar-buros, o por los pozos de inyección de CO2.

Uso productivo que se le puede dar al CO2 separado de los procesos de combustiónEl CO2 es un gas que se utiliza en la industria alimenticia, en la industria de las bebidas embo-telladas, como gas para extinguidores de incendios, etc. Sin embargo, las cantidades que se utilizan en estas industrias son insignificantes, comparadas con aquéllas producidas por el uso de combustibles fósiles.

Las aplicaciones que podrían utilizar cantidades importantes de CO2 son:

• La recuperación mejorada de hidrocarburos, en la que el CO2 se inyecta a los yacimientos para incrementar la presión y reducir la viscosidad del crudo y facilitar su extracción.

• Alimentación de viveros de cultivo de vegetales.• Alimentación de reactores para cultivo de algas para producción de etanol o biodiesel.

Desarrollar oportunidades para usos de CO2 es un reto atractivo para la comunidad científica.

Países que están dando más impulso a la tecnología de CCS

Los países que más impulso le están dando a las tecno-logías CCS son Noruega, Estados Unidos, Australia e Inglaterra, por la sencilla razón, al menos en el caso de los tres últimos, de que son los países con mayores reservas de carbón y, en el caso de Australia, una gran parte de sus exportaciones las representa dicho mineral.

Estos países no sólo tienen un incentivo ambiental, sino también un fuerte incentivo económico para que existan tecnologías aceptables ambiental y social-mente para el uso del carbón.

¿Si la tecnología de CCS es tan útil y urgente, por qué no ha sido más rápida su implantación?Esta pregunta le fue planteada al autor por un foro de discusión europeo y a continuación se presentan las mismas respuestas que ahí se dieron.

Es una buena pregunta, que de igual manera puede plantearse para casi cualquier medida de mitigación del cambio climático. Parece que los niveles de toma de decisiones en todo el mundo no han adquirido conciencia de la urgencia real de mitigar el cambio climático.

La reducción de emisiones de CO2 tiene que ser un esfuerzo global. Si un país cualquiera hace inversiones fuertes para reducir sus emisiones, no verá los resul-tados de las mismas, a menos que los demás países actúen de forma equivalente. Al mismo tiempo, un país

que se desentienda de la reducción de sus emisiones, resultará beneficiado de los esfuerzos que otros países hagan. Esto genera un incentivo perverso para que se intente persuadir a los demás de tomar acciones efectivas, al tiempo que se den evasivas para no tomar acciones propias.

El caso de otros problemas ambientales como los de la lluvia ácida, o las emisiones de partículas fue distinto. Éstos eran problemas locales y las acciones que tomara un país resultarían en beneficios propios o, a lo más, en beneficio de países circundantes. Las acciones para proteger al medio ambiente tenían resultados directos sobre el país que las tomaba.

En la actualidad, CCS se utiliza a escala comercial en unas pocas instala-ciones en el mundo, sobre todo en plantas de producción de gas natural, y no hay ninguna central generadora que opere con un sistema completo de CCS, ¿por qué?


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En las plantas productoras de gas, la separación del CO2 de la corriente proveniente de los pozos es una necesidad para cumplir con las especifi-caciones del gas natural comercial. En estas instalaciones, el CO2 se separa por los propios requerimientos del producto y al final se tiene la opción de descargarlo a la atmósfera o confinarlo. En centrales generadoras la situación es diferente. En este caso, el CO2 se emite a la atmósfera junto con los demás gases de combustión y para poder aplicar CCS, primero se tendría que separar el CO2 y después confinarlo en formaciones geológicas adecuadas. El proceso de sepa-ración representa del 70% al 80% del costo total, lo que a su vez resulta en incrementos al costo de la electricidad de entre 40% y 75%, tal como se discutió en secciones anteriores. En otras palabras, CCS en la industria de generación eléctrica es muy caro y ninguna compañía lo implantará a menos que se le obligue, ya sea por medio de impuestos o de incentivos.

Actualmente, los costos de separar y confinar el CO2 están en el rango de 50 a 100 dólares (USA) por tonelada de CO2, mientras que el precio de los bonos de carbón está en el orden de 20 a 30 dólares. Los precios no se han incrementado, pues se tiene la esperanza de que con la experiencia que se adquiera en los proyectos de demostración, los costos se reducirán. Esto, sin embargo, deja por el momento en el limbo a la tecnología de CCS, mientras que el cambio climático sigue su marcha. Existen varias organizaciones en el mundo, como el CSLF (Carbon Seques-tration Leadership Forum), el GCCSI (Global CCS Institute), la IEA (Interna-tional Energy Agency), y más recientemente el CCUS (Carbon Capture Utili-zation and Sequestration) que tienen como objetivo central acelerar la implantación de la tecnología CCS y han inducido al grupo de los G-8 a asumir un compromiso de tener 20 proyectos demostrativos para 2020.

La tarea es gigantesca y el avance mucho más lento de lo que se esperaba. Un obstáculo adicional que frena el progreso de CCS es el asunto de la propiedad intelectual de la tecnología generada. Las empresas involucradas en el desarrollo de ésta, que en su mayoría están en los países desarro-llados, se rehúsan a publicar la información producida, ya que tienen la expectativa de comercializar la tecno-logía que se aplicará, sobre todo en los países en vías de desarrollo.

Por su parte, en los países en vías de desarrollo preva-lece la actitud de que si el problema de cambio climá-tico es consecuencia fundamentalmente de las emisiones acumuladas de los países desarrollados, no sería justo que ellos pagaran los costos de la solución.

En resumen, la implantación de CCS no es tan rápida como debiera porque es cara, porque nadie ha estable-cido los incentives fiscales requeridos por las empresas para involucrarse, porque los países son renuentes a hacer fuertes inversiones cuando los resultados dependen de lo que haga el resto del mundo y porque los intereses creados por los derechos de propiedad intelectual frenan los procesos de transferencia de tecnología hacia los países en vías de desarrollo.

ConclusionesLa tecnología CCS es una opción necesaria en el abanico de tecnologías para mitigar el cambio climático.

Por ser una tecnología reciente y de aplicación en grandes proyectos, genera inquietudes e interrogantes en la sociedad, que deben ser discutidas y atendidas.

Las interrogantes más frecuentes: ¿Qué es CCS?, ¿cuánto cuesta?, ¿qué tan seguro es?, ¿cuáles son las tecnologías actuales?, ¿por qué no se ha implan-tado más rápido?, ¿quiénes lo están impulsando?, ¿qué capacidad de almacenamiento hay en el mundo y dónde?, han sido discutidas y se espera que las respuestas hayan sido en cierto grado persuasivas.

CCS es una tecnología cara que requiere de la partici-pación de los gobiernos.

Se requiere una toma de conciencia en los niveles de toma de decisiones, respecto a la urgencia de mitigar el cambio climático.

También se requiere tomar conciencia de que todos formamos una comunidad mundial y de que todos tenemos que asumir una responsabilidad en la mitiga-ción del cambio climático.

Se prevé que en un futuro próximo será necesario, para instalar una central generadora a carbón, o para instalar procesos como los del cemento, incorporar sistemas de captura y confinamiento de CO2, por lo que el IIE, anticipándose a esta situación, está desarro-llando los proyectos de innovación y desarrollo tecno-lógico que le permitan a la Comisión Federal de Electri-cidad (CFE) y a la industria del país, utilizar las mejores opciones disponibles.

Finalmente, hay que reconocer que es necesario dar una difusión amplia a todos los desarrollos en el campo de CCS y tener el dinamismo requerido para adoptar las mejores opciones en cada momento. Se trata de una solución necesaria, segura y efectiva que debemos considerar con toda seriedad.


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ReferenciasWorld Energy Outlook 2010. International Energy Agency. To be published in November 2010.

International Energy Agency. World Energy Outlook 2009, p. 78.

International Energy Agency. Energy Technology Perspectives 2010.

International Energy Agency. World Energy Outlook 2009.

Instituto de Investigaciones Eléctricas. Estudio realizado para el Instituto Nacional de Ecología: Estudio del impacto y costos de diversas medidas de mitigación de emisiones de CO2, en México, en el horizonte al 2070. Mayo 2010.

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GCCSI. Strategic Analysis of the Global Status of Carbon Capture and Storage. Report 5. Synthesis Report.

NETL, Department of Energy, Office of Fossil Fuels. “Carbon Sequestration ATLAS for North America”. 2008.http://www.netl.doe.gov/technologies/carbon_seq/refshelf/atlasII/index.html

JOSÉMIGUELGONZÁLEZSANTALÓ[[email protected]]

Ingeniero Mecánico Electricista egresado de la Facultada de Ingeniería de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) y Maestro en Cien-cias y Doctor en Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massa-chusetts. Inició su carrera profesional en General Electric, División Nuclear en 1972 y desde entonces ha participado en la Academia en la Univer-sidad Autónoma Metropolitana (UAM-Azcapotzalco), donde también fue Director de Ciencias Básicas e Ingeniería de 1975 a 1980; en el sector público en el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) de 1980 a 1983 y de 1997 a la fecha. En el sector privado en IPRODET, de 1983 a 1997, dedi-cándose todo el tiempo a las áreas de Energía y Protección Ambiental. Ha colaborado con otras instituciones como la Academia de Ingeniería, como Coordinador y Secretario de la Comisión de Especialidad en Ingeniería Mecánica; miembro de Comité de Admisión; miembro de la Junta Direc-tiva de la UAM de 1986 a 1995; miembro de la Comisión Dictaminadora de la DIMEI de la UNAM y ahora del Instituto de Ingeniería, y en la actualidad es Director de la División de Sistemas Mecánicos en el IIE.

Boletín IIEArtículos técnicos

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Resumen

Estudio técnico del proceso de captura de CO2 con monoetanolamina para una planta termoeléctrica

Abigail González Díaz1, José Manuel Franco Nava1, María Vita Peralta Martínez1, José Miguel González Santaló1, Rogelio Franco López2 y Ramón Carreón Silva2

1 Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE)2 Comisión Federal de Electricidad (CFE)

Dentro del marco del Programa Especial de Cambio Climático (PECC) emitido por el Gobierno Federal, se lleva a cabo el estudio del

proceso de captura de CO2 poscombustión para aplica-ción en centrales generadoras, como una posible alter-nativa para reducir las emisiones de CO2 en México.

Se llevó a cabo la simulación del proceso de captura de CO2 de los gases generados por una planta termoeléc-trica de 350 MW, que utilizaría carbón como combus-tible, en el simulador de procesos ASPEN HYSYS. Para este proceso se requieren dos columnas: una de absor-ción, en la cual entran los gases y el solvente, que en este caso fue una solución de monoetanolamina (MEA) al 30%. La MEA reacciona con el CO2 contenido en los gases, reteniéndolo, de manera que los gases restantes

que son emitidos al ambiente, ya no lo contienen. La MEA y el CO2 capturado pasan a la segunda columna donde estos dos componentes se separan, utilizando energía térmica para regenerar la MEA liberando el CO2. El CO2 liberado sale por la parte superior de la columna y la MEA recuperada, que es reutilizada en la columna de absorción, por el fondo. La concentración de CO2 en los gases de la combustión es de 14.54% volumen. La simu-lación se realizó definiendo una eficiencia de captura de 90%, lo que arrojó un consumo de energía térmica para regenerar la MEA de 4.75 GJt/ton CO2, que sería sumi-nistrada por la central termoeléctrica. Considerando una capacidad de gases a tratar de 280 ton/h (por tren) se determinó la altura de las columnas de absorción y desorción, así como el flujo de solución de MEA.

PalabrasclaveProceso de captura de CO2, amina, planta generadora.

Se prevé que las emisiones globales de gases de efecto invernadero continuarán incremen-tándose en las siguientes décadas, por lo que se han estado desarrollando tecnologías para la captura y almacenamiento de CO2 para su mitigación.

Artículos técnicos

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IntroducciónLas emisiones de CO2 al ambiente han aumentado significativamente, esto ha dado como resultado el cambio climático. Se prevé que las emisiones globales de gases de efecto invernadero continuarán incrementándose en las siguientes décadas, por lo que se han estado desarrollando tecnologías para la captura y almacenamiento de CO2 para su mitigación.

Se cuenta con las siguientes tecnologías de captura de CO2: precom-bustión, oxicombustión y postcombustión. La tecnología postcombus-tión es la más utilizada a nivel industrial. El CO2 es separado tal y como se encuentra en los gases de escape utilizando un solvente, el cual puede ser la monoetanolamina (MEA), dietanolamina (DEA), metildietanolamina (MDEA), diisopropanolamina (DIPA), aminoetoxietanol o diglicolamina (DGA), amoniaco, KS-1.

La tecnología postcombustión tiene ciertas ventajas sobre las otras tecno-logías, ya que se encuentra disponible comercialmente, pero con capa-cidades para tratar cantidades de CO2 inferiores a las que producen las centrales termoeléctricas, y su aplicación no requiere grandes modifica-ciones a las mismas, aunque sí requiere adiciones.

Entre las desventajas de esta tecnología se encuentra el alto consumo de energía para regenerar el solvente, por lo que los estudios se han enfocado a encontrar nuevos solventes que requieran menor consumo de energía y que los contaminantes como SOx y NOx no impacten en este sentido, ya que con la MEA se requiere que los gases tengan concentraciones por debajo de 10 ppm de ambos contaminantes.

El estudio se aplicó al Complejo Termoeléctrico Presidente Adolfo López Mateos (CT PALM) de la CFE.

Metodología

Nomenclatura

MEA MonoetanolaminaCO2 Dióxido de carbonoSO2 Dióxido de azufreNO2 Dióxido de nitrógenoO2 OxígenoN2 NitrógenoAr Argón ppmv Partes por millón volumétricost toneladash horasm metroskWt Kilowat térmicosMW Megawatvol volúmenGJt Giga Joule térmicos Q CalorNG Gas natural

Se presenta el proceso de captura de CO2 postcombustión para su apli-cación en una planta de potencia. La metodología fue aplicada en una unidad de 350 MW que usaría carbón como combustible y donde 1,400 t/h de gases de combustión (sin captura de CO2) serán emitidos. La unidad es parte del Complejo Termoeléctrico Presidente Adolfo López Mateos de la CFE, localizada en Tuxpan, Veracruz, México.

Descripción del proceso de captura de CO2

El proceso de captura consiste principalmente de dos columnas: una de absorción, donde el CO2 contenido en los gases de combustión es absor-bido por una solución de amina acuosa, y de una de regeneración donde la solución acuosa es separada del CO2 que es enviada al sistema de compre-sión y deshidratación. En la figura 1 se muestra el proceso y a continuación se describe en forma más detallada el mismo.

Los gases producto de la combustión con un alto contenido de CO2 (corriente 1) y la solución de MEA (corriente 2), entran a la torre de absor-ción, cuya función es separar el CO2 de los gases, el CO2 reacciona con la amina (se requieren dos moles de MEA para absorber un mol de CO2 (Desi-deri y Paolucci, 1999; Lars, 2007)) y por tanto es absorbido por la solución, y los gases limpios salen a la atmósfera (corriente 3).

La solución rica en CO2 es bombeada hasta un intercambiador (corriente 4) donde se calienta a una temperatura de aproximadamente 90°C, inter-cambiando calor con la amina regenerada (corriente 7), ya que sale a una

temperatura de 125°C (temperatura máxima, ya que a más altas la amina se degrada).

La solución rica en CO2 calentada (corriente 6), entra a la torre de desorción, cuya función es separar el CO2 de la amina. El CO2 sale por la parte superior de la torre (corriente 8), donde pasa por un condensador (condensador de reflujo total), que tiene la función de quitarle agua al CO2 y retornar los líquidos de nuevo a la torre para aumentar la pureza del CO2; una parte del líquido regresa y es el llamado reflujo. El CO2 entra al compresor para su uso correspondiente. La solución de alimentación a la torre (corriente 6) y el reflujo bajan hasta el reboiler donde una parte se evapora, la solu-ción evaporada es rica en CO2 y la solución de amina recuperada sale por el fondo de la torre (corriente 7) e intercambia calor con la solución rica en CO2.


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La solución de amina recuperada se mezcla con agua de repuesto y con amina de repuesto, ya que en los procesos de separación pierde agua y amina (una parte se degrada y otra se pierde con los gases). Las torres de absorción y desorción son de empaques estructurados, que tienen como función aumentar el área de contacto de la solución de amina y de los gases de combustión y de esa manera disminuir las dimensiones de la torre. La descripción del proceso se muestra en la figura 1.

La simulación de proceso se llevó a cabo para un solo tren, el cual incluye los equipos mostrados en la figura 1, y su capacidad se determinó de acuerdo con la bibliografía que establece la cantidad máxima por cada tren de 300,000 m3/h técnica y económicamente viable, limitado por el diámetro del absorbedor, equivalente a 228 ton/h y en otro caso, una capacidad de 272 ton/h (Desideri y Paolucci, 1999; Yagi et al, 1992).

Figura 1. Proceso de captura de CO2 .

Simulación del proceso de captura de CO2 El proceso de captura fue simulado con la herramienta de simulación llamada Aspen Hysys. Se seleccionó el paquete de fluido de amina y el modelo termodiná-mico Kent-Eisenberg para aminas en solución acuosa y fueron analizados diferentes parámetros para la configuración del proceso, con el objetivo principal de encontrar los mejores parámetros y condiciones de operación para obtener CO2 con 95% de pureza y mínimo consumo de energía. El análisis brindó infor-mación acerca del impacto de cada parámetro sobre la eficiencia del proceso de captura de CO2.

Los parámetros analizados fueron:

• Tipos de empaques para el absorbedor y el stripper• Concentración de MEA • Diámetros para el absorbedor y el stripper• Número de etapas para las columnas

Se utilizó como solvente monoetanolamina (MEA) en solución acuosa al 30% peso. La composición del flujo de gas se muestra en la tabla 1. Es necesario reducir el contenido de NO2 y SO2 del flujo de gas a 10 ppmv, para evitar la degradación de la amina (DOE/NETL-401, 2007), ya que estos componentes reaccionan con la amina, formando sales y otros componentes que no pueden ser regenerados con calor.

Un flujo de gas de 280 t/h por tren fue considerado dentro de la simulación del proceso. El contenido de CO2 en los gases de combustión es de 60.29 t/h, por lo que para tratar el flujo total de gases (1,400 t/h) de una planta termoeléctrica de 350 MW sin el proceso de captura se requieren 5 trenes, dependiendo de la confi-guración de integración que se elija. Las características de los gases que entran al proceso de captura es la que se muestra en la tabla 2.

Tabla 1. Composición de los gases de escape.

CO2 % vol 14.54

H2O % vol 7.57

O2 % vol 3.29

N2 % vol 70.98

Ar % vol 0.89

SO2 ppmv 10

NO2 ppmv 10

Total(%vol) 100.00

Tabla 2. Capacidad de un tren.

Flujogases[t/h]

CO2%vol

FlujodeCO2[t/h]

CO2engases[kmol/h]

280 14.54 60.29 1370


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Resultados de la simulación

Los parámetros más importantes en el diseño de la planta de captura de CO2 son los siguientes: el flujo de circulación del solvente, el calor requerido en el reboiler y el calor removido en el condensador, y el número de etapas de las columnas. El primer análisis consistió en determinar el efecto del flujo de MEA y el número de etapas en el absorbedor. Un número de simulaciones fue llevado a cabo cambiando el flujo de MEA en un rango de 550 a 1000 t/h, considerando de 7 a 18 etapas de equilibrio. La figura 2 muestra el diagrama de flujo del proceso de captura en el ambiente de simula-ción de ASPEN HYSYS, cuando los resultados de absor-bedor y el stripper han llegado a la convergencia.

Se requirió un flujo de solución acuosa de 1,068 t/h. Para el caso de estudio presentado en este artículo se requieren absorber 1370 kmol/h (60.29 t/h) of CO2; con una eficiencia de 100% se requerirían 2740 kmol/h de MEA (tabla 3), debido a que la reacción química requiere dos moles de MEA por un mol de CO2, pero las reacciones nunca se dan al 100%, por esta razón es necesario un exceso de moles de MEA. La eficiencia de captura fue de 91.2% y el CO2 se obtuvo con una pureza de 95% (tabla 4).

El CO2 capturado es de 55 t/h. Los resultados más importantes se muestran en la tabla 5.

Figura 2. Diagrama del proceso de captura de CO2 en el ambiente de simula-ción de ASPEN-HYSYS para un tren.

Tabla 3. Resultados de la solución de amina por tren.

FlujodesolucióndeMEA[t/h]

ConcentraciónMEA

%peso

MEA[t/h]

MEAkmol/h]

MolesMEArequeridos

[kmol/h]

ExcesodeMEA%

1,068 28.4 209.1 4762 2740 57.5

Tabla 4. CO2 Recuperado por un tren.

Flujodegases[t/h]

FlujodeCO2[t/h]

CO2Recuperado

[t/h]

PurezadeCO2%mol

Eficienciaderecuperación%

280 60.29 55 95 91.2

Tabla 5. Principales características del absorbedor y del stripper, y consumo de energía en el reboiler y energía removida en el condensador.

Etapas Alturadeempaques

[m]

Diámetro[m]

Energíareboiler

[kWt]

Energíacondensador

[kWt]

Stripper 18 13.63 4.42 72,580 -10,860

Absorbedor 14 13.27 6.706 [ - ] [ - ]


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Por lo tanto, para este caso de estudio se requieren siete trenes para tratar 1,972 t/h de gases de combus-tión, incluyendo el proceso de captura de CO2, y un total de energía térmica para el reboiler de 508,060 kWt (727 t/h de vapor de 5.9 bar y 290°C). El flujo de gases de combustión se incrementa cuando se incluye la captura de CO2, debido a que el proceso de captura requiere vapor para regenerar el solvente, éste se extrae de la unidad de generación a través del cross-

Comparación de resultados con la bibliografía del consumo de calor en el reboiler

Se comparan los resultados obtenidos para el caso de estudio de la CT PALM con los estudios realizados por otros autores mostrados. La tabla 6 muestra el resumen de la revisión de la lite-ratura abierta, que incluye la capacidad de la unidad de generación asociada a la concentra-ción de CO2, al flujo de gases de combustión, CO2 recuperado o capturado y el consumo de energía (particularmente en el reboiler).

Tabla 6. Comparación de resultados con información bibliográfica.

Capacidadporunidad

MWe

Flujodegas CO2recu-perado Energía

reboilerMWth

Energíareboiler

kJ/kgCO2

Solvente CombustibleMol%

CO2t/h % t/h

500 10 1,129 90 175 271.7 1.55 MEA (Yagi et al, 1992) Gas Natural

450 15 2,619 96 379 721 1.9 MEA (Marion et al, 2001) Carbón350 14.54 1,972 90 385 508 1.32 MEA IIE Carbón

300 11.6 1,882 88 192 371 1.93 MEA (Mariz et al, 1999) 75 % gases carbón

ConclusionesDe los resultados analizados en este artículo se puede ver que la aplicacióndel proceso de captura de CO2 -postcombustión en una planta de potencia,puede ser una alternativa para reducir las emisiones de CO2. También se puede ver la importancia del requerimiento de energía térmica, la cual se puede reducir al encontrar un solvente adecuado. Estudios realizados por parte del IIE se han orientado a evaluar, mediante simulación, diferentes solventes y a evaluar los de menor consumo de energía.

over o de alguna extracción de baja presión. Para mantener la misma capacidad de la planta de 350 MW se requiere incrementar la capacidad de la caldera para producir más vapor.

El tipo de empaque no tiene efectos significativos en la eficiencia de captura de CO2, el empaque seleccionado fue el FLEXIPAK (METAL STRUCTURED) MELLAPAC 125, recomendados por el fabricante (Sulzer).

Referencias

AgradecimientosLos autores agradecen el apoyo brindado por la Comi-sión Federal de Electricidad (CFE) para llevar a cabo este estudio.

Umberto Desideri and A. Paolucci. Performance Modelling of a Carbon Dioxide Removal System for Power Plants, Energy Conversion and Management 40, 1999, p. 1899-1915.

Lars Erik Oi. Aspen HYSYS Simulation of CO2 Removal by Amine Absorption from a Gas Based Power Plant, SIMS2007 Conference, Goteborg, October 30-31st 2007.

T. Yagi, H. Shibuya, T. Sasaki. Application of Chemical Absorption Process to CO2 Reco-very from Flue Gas Generated in Power Plants, Energy Conversion and Management, vol. 33, No. 5-8, ,1992, p. 349-355.

Shinichirou Morimoto, Kotarou Taki, and Tadashi Maruyam. Current review of CO2 separation and recovery technologies. In 4th workshop of International Test Network for CO2 Capture, Kyoto, Japan, October 2002. IEA Greenhouse Gas R&D Programme.

John Marion, Nsakala ya Nsakala, Carl Bozzuto, Gregory Liljedahl, Mark Palkes,David Vogel, J. C. Gupta, Manoj Guha, Howard Johnson, and Sean Plasynski. Engineering feasibility of CO2 capture on an existing US coal-fired power plant. In 26th International Conference on Coal Utilization & Fuel Systems, Clearwater, Florida, March 2001.

Carl Mariz, LarryWard, Garfiled Ganong, and Rob Hargrave. Cost of CO2 recovery and transmission for EOR from boiler stack gas. In Pierce Riemer and Alexander Wokaun, editors, Green-house Gas Control Technologies: Proceedings of the 4th Inter-national Conference on Greenhouse Gas Control Technolo-gies. Elsevier Science Ltd., April 1999.

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ABIGAÍLGONZÁLEZDÍAZ[[email protected]]

Maestra en Ingeniería Química con la especialidad en Integración de Procesos en 2003, por la Universidad de Guanajuato. Ingeniero Químico por el Instituto Tecnológico de Tuxtla Gutiérrez, Chiapas en 2001. Ha tomado cursos avanzados sobre generación de potencia con turbinas de gas, coge-neración y ciclo combinado, así como sobre captura y secuestro de CO2 en Estados Unidos y Canadá. Ingresó al IIE en 2004 a la Gerencia de Procesos Térmicos. Ha trabajo en el desarrollo de la metodología de costo de vapor y electricidad en plantas de cogeneración, el cual se ha aplicado en las seis refinerías y en 12 complejos petroquímicos. Ha desarrollado modelos para diagnóstico de ciclos combinados en línea y extensión de vida útil de turbinas y generadores de vapor. Actualmente trabaja en el diseño y simu-lación de procesos de captura de CO2, postcombustión, en la Gerencia de Turbomaquinaria, ayudando a encontrar una solución para reducir las emisiones de CO2 en México. Ha publicado 4 artículos en diferentes confe-rencias nacionales e internacionales. Tiene un derecho de autor registrado.

JOSÉMANUELFRANCONAVA[[email protected]]

Doctor en Filosofía (PhD) en 2004 por la Universidad de Cranfield, Ingla-terra. Maestro en Ciencias en 1992 del Imperial College of Science, Tech-nology and Medicine de la Universidad de Londres, Inglaterra, en el Departamento de Ingeniería Mecánica. Ingeniero Mecánico con especia-lidad en Energética egresado de la Escuela Superior de Ingeniería Mecá-nica y Eléctrica (ESIME), del Instituto Politécnico Nacional en 1982. Desde 1983 se desempeña como investigador y jefe de proyecto en la Gerencia de Turbomaquinaria (GTM) del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Ha trabajado en diagnóstico de fallas, desarrollo de sistemas infor-máticos para mantenimiento predictivo, análisis dinámico, análisis modal (teórico y experimental), análisis de mecánica de fractura y evaluación de vida útil, aplicando técnicas numérico-computacionales como análisis de elemento finito, elemento frontera, dinámica de fluidos computacional en análisis del comportamiento, optimización de componentes de turboma-quinaria, análisis del proceso de captura de CO2 y análisis técnico econó-mico de proyectos de conversión de unidades de generación eléctrica (de combustóleo a carbón). Fue miembro del SNI y ha publicado 44 artículos en congresos nacionales e internacionales. Tiene tres derechos de autor registrados. Ha impartido cursos especializados a personal de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Petróleos Mexicanos (PEMEX) y el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE).

MARÍAVITAPERALTAMARTÍNEZ[[email protected]]

Doctora en Ciencias en 2000 por el Imperial College of Science, Technology and Medicine de la Universidad de Londres, Inglaterra, en el área de fluidos del Departamento de Ingeniería Química. Ingeniero Químico por el Insti-tuto Tecnológico de Zacatepec en 1991, año en el que también ingresó al IIE. A partir del año 2000 se reincorporó a la Gerencia de Procesos Térmicos del Instituto, después de haber estudiado su Doctorado, participando en el proyecto bajo contrato de emulsiones de residuo de vacío en agua, del cual en 2001 pasó a ser Jefa de Proyecto. Actualmente tiene a su cargo proyectos sobre cambio climático y captura de CO2. Ha participado en varios congresos a nivel internacional; cuenta con varias publicaciones; tiene un registro en derechos de autor, una patente y otras dos solicitudes. Es miembro del SNI desde 2001.

JOSÉMIGUELGONZÁLEZSANTALÓ[[email protected]]Ver currículum en la pág. 149.


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Análisis y control de erosión por partículas sólidas en los elementos del sistema de flujo de turbinas de vapor

Zdzislaw Mazur Czerwiec, Alfonso Campos Amezcua y Rafael Campos Amezcua

En el caso de las toberas de la turbina, el desgaste por erosión se presenta en la zona del borde de salida de los álabes, reduciendo la vida útil de la tobera significativamente.

Resumen

Se presenta el análisis de erosión por partículas sólidas de diferentes elementos del canal de flujo de las turbinas de vapor que operan en México: toberas, válvula de paro, tetones de los álabes, sellos

de laberinto y discos del rotor; utilizando herramientas de Dinámica de Fluidos Computacional (CFD). En estos elementos principales de turbinas se registró un fuerte problema de erosión que amenaza la operación confiable de las turbinas, su disponibilidad y su rendimiento óptimo.

Con base en los resultados de los análisis numéricos, se desarrollaron las modificaciones de diseño de los diferentes elementos del canal de flujo de las turbinas de vapor, con el propósito de reducir la erosión y así, dismi-nuir las pérdidas de energía e incrementar el rendimiento de las turbinas de vapor. Este trabajo presenta los principales beneficios que obtienen las Centrales Termoeléctricas con la reducción de la erosión por partículas sólidas que afecta los componentes críticos de turbinas de vapor: exten-sión de períodos entre los mantenimientos, reposición de componentes, reducción de costos de operación y mantenimiento de las turbinas, y extensión de vida útil de los componentes principales.

Palabrasclaveturbinas de vapor, erosión por partículas sólidas, simulación numérica, control de erosión, toberas, válvulas, sellos.


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Introducción

El flujo de vapor que contiene partículas sólidas es responsable de los problemas de erosión de los compo-nentes de turbinas de vapor y reducción de su vida útil. La contaminación del vapor es un problema típico de turbinas de vapor geotérmicas, ya que las partí-culas duras de sílice, azufre, fósforo y otros elementos contenidos en el flujo de vapor, impactan directa-mente a los componentes del sistema de flujo de las turbinas causando su desgaste. En turbinas de vapor de las centrales termoeléctricas, el daño por erosión está causado por las partículas de óxido (magnetita) desprendidas de las tuberías de la caldera y líneas de vapor, típicamente durante arranques de las unidades de generación, que introducidas con el flujo de vapor a la turbina causan severos daños por erosión, a los componentes principales de la misma.

En general, los componentes de la turbina que princi-palmente son afectados por la erosión son: toberas, las bandas y tetones de los álabes móviles, álabes fijos de diafragmas, sellos de laberinto del rotor, láminas de sellos, discos del rotor, válvulas de control y carcasas.

La degradación de los sellos de laberinto del rotor resulta comúnmente en un deterioro considerable de la eficiencia de la turbina, llegando a valores de 2% - 4%, o mayor (Leyzerovich, 1997). Este problema también reduce el tiempo entre los mantenimientos e incrementa el costo de operación y mantenimiento de la turbina. Como consecuencia, los mantenimientos más frecuentes reducen la producción de la energía eléctrica, causando fuertes pérdidas económicas.

En el caso de las toberas de la turbina, el desgaste por erosión se presenta en la zona del borde de salida de los álabes, reduciendo la vida útil de la tobera signifi-cativamente. También, debido a erosión, se presenta un incremento en el área de la garganta de la tobera y pérdida de eficiencia de la turbina. Cuando se incre-menta el área de la garganta de la tobera, la turbina demanda más flujo de vapor para mantener la potencia requerida, provocando un incremento de las emisiones contaminantes. Este incremento de flujo de vapor también causa una sobrecarga de los elementos del sistema de flujo de la turbina, principalmente álabes móviles, resultando en las fallas de estos componentes críticos de la turbina.

La erosión de los discos del rotor, de la carcasa y erosión de las válvulas de control de la turbina, afecta la confia-bilidad y disponibilidad de operación de la turbina. Para evitar las fallas catastróficas por causa de éstos, se requiere una frecuente reparación o reemplazo de los elementos dañados.

El problema de erosión de las superficies de los sólidos ha sido estudiado ampliamente, y el mecanismo de su desarrollo fue atribuido a las pequeñas partículas sólidas o gotas de agua, que impactan continuamente a la superficie de los elementos del sistema de flujo de la turbina. El desgaste debido a erosión (abrasión) por partículas sólidas depende primeramente del material del elemento expuesto al fluido y de las propiedades de las partículas transportadas por el mismo. El proceso de abrasión de la superficie de un sólido está determi-nado por la velocidad relativa y el ángulo de impacto de las partículas, así como la proporción (contenido) del flujo de partículas y flujo de vapor (Curran, 1983; Franco, 1998; Quercia, 2001; Derevich, 2000; Keck, 1997).

El ángulo de impacto y la velocidad de las partículas juegan un rol principal en la razón de erosión. Sobre esta base, cada reducción de la velocidad de las partí-culas y modificación del ángulo de impacto de las mismas a la superficie de un sólido, conduce a la reduc-ción efectiva de la erosión (Franco, 1998).

El movimiento de las partículas está gobernado por patrones (trayectorias) locales de flujo. Debido a que el patrón de flujo dentro de la turbina cambia significati-vamente, no es posible predecir el desgaste abrasivo de un componente de la turbina, sin conocer el patrón local de flujo en la zona de interés. La simulación de flujo por medio de Dinámica de Fluidos Computacional (CFD, por sus siglas en inglés) basado en el método de volumen finito, representa un camino viable y econó-mico para analizar y entender el patrón local de flujo en las regiones de fuerte desgaste por erosión. Muchas configuraciones de diseño bajo diferentes condiciones de operación pueden ser analizadas con bajo costo, sin costosos experimentos y se pueden proponer las modi-ficaciones del diseño de los elementos del canal de flujo de la turbina, para controlar/reducir el problema de erosión.

En este trabajo se presenta el análisis del problema de erosión de diferentes elementos del canal de flujo de las turbinas de vapor (toberas, válvula de vapor, tetones de los álabes, sellos de laberinto, discos del rotor) que operan en México utilizando herramientas CFD. Con base en los resultados del análisis se identificaron y desarrollaron las modificaciones de diseño de los dife-rentes elementos del canal de flujo de las turbinas, para reducción sustancial de la erosión. Las modificaciones de diseño de los elementos de las turbinas constan en la modificación del patrón de flujo relacionado, para reducir su impacto sobre la razón de erosión mediante disminución de la velocidad de flujo, modificación de trayectorias de las partículas sólidas y modificación del ángulo de impacto sobre la superficie de los elementos analizados.


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Simulación numérica de erosión de los componentes principales de turbinas de vapor

Metodología

Las simulaciones y predicciones numéricas fueron reali-zadas utilizando los códigos de volumen finito Fluent y Star CD, considerando diferentes modelos de turbu-lencia (Standard k – ε, RNG k – ε, otros).

El estudio numérico del proceso de erosión aplicando CFD, considera un modelo matemático con la ecua-ción de conservación de Euler en fase continua (flujo de vapor) y un modelo Lagrangiano (Fluent, 2001) para resolver la fase discreta (partículas sólidas). La disper-sión de las partículas en el fluido se predice usando un modelo estocástico. Este modelo incluye los efectos de las fluctuaciones de velocidad en régimen turbu-lento sobre la trayectoria de las partículas. El dominio computacional considera las ecuaciones de conserva-ción de la masa y de momento para flujo incompresible en una geometría tridimensional en estado estable.

Para contabilizar la erosión por partículas sólidas se calcula la trayectoria de varias partículas individuales en el dominio de flujo, cada partícula representa una muestra de partículas, las cuales siguen la misma trayectoria. El movimiento de las partículas contro-ladas/monitoreadas se usa para describir el comporta-miento promedio de toda la fase dispersa.

Aplicando el modelo Lagrangiano para resolver la fase discreta y los modelos de erosión se consideran las siguientes suposiciones:• Se omiten las interacciones entre partículas. • Cualquier cambio en la turbulencia del flujo

causado por las partículas no está considerado.• Se consideran las partículas sólidas como esféricas,

no reactivas y no fragmentadas.• La modificación de la geometría del elemento

analizado causado por la remoción de la pared por partículas sólidas no esta considerada. Esto signi-fica que el modelo computacional de la geometría es invariable durante simulación.

Adicionalmente, se considera que las partículas discretas están viajando en un fluido continuo, donde las fuerzas actúan sobre la partícula afectando su acele-ración y eso se debe a las diferencias de velocidades entre las partículas y fluido, además del desplaza-miento del fluido por la partícula.

La remoción del material de la pared se calcula utili-zando el modelo de Finnie (Finnie, 1960) desarrollado para materiales dúctiles. Este modelo considera remo-ción del material por erosión como corte por una partí-cula singular. Una de las principales tesis del modelo es que cuando la partícula impacta la superficie erosio-nada con un ángulo α (llamado ángulo de impacto) medido con respecto a la superficie, corta el mate-rial de la misma manera que una herramienta de corte (buril). Se considera que la partícula es más dura que la superficie erosionada y por eso no se fragmenta y el material de la superficie (sólido) se está deformando plásticamente durante el proceso de corte debido a que es dúctil.

Se considera el cambio de la trayectoria continua de la partícula debido al efecto de la trayectoria de la fase discreta sobre la continua.

Para cerrar el problema es necesario especificar:• La posición inicial y la velocidad de cada línea de

corriente de partículas.• El diámetro de la partícula.• El flujo másico de las partículas que siguen la

trayectoria de una particular individual.• Tipo de inyección de corrientes de partículas:

sencilla o grupo.

Inyección de superficie – inyección de partículas de la superficie definida previamente en la entrada de corrientes de vapor. En este caso, para evitar dema-siado número de partículas, se utiliza puntos de mues-treo en una superficie plana.

La razón de erosión esta definida por (Fluent, 2001):

erosionR =˙ m pC(dp ) f ( )

Afacep=1

N particles

Los dominios computacionales que representan los detalles de la geometría de los elementos de turbo-maquinaria se representan con mallas que fueron usadas para conducir la investigación. La construcción del modelo geométrico y mallado se llevó a cabo con GAMBIT, aplicando elementos hexaédricos. El valor de y+ para la malla cerca de la pared/superficie fue en el rango de y+ = 5 hasta y+ = 10. Este valor indica la calidad de la malla; su ortogonalidad (deformación) cerca de superficie. Se verificó la independencia de los resultados de solución de la malla, verificando varias mallas hasta obtener un modelo final. Esto se logró al incrementar la resolución de la malla hasta obtener una precisión suficiente.


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Condiciones de frontera

Con base en el análisis microscópico del flujo de vapor con partículas sólidas, se determinó el diámetro de las partículas sólidas para cada caso analizado. Las condi-ciones iniciales de flujo de vapor fueron calculados con base en los balances térmicos de las unidades analizadas, considerando presión, temperatura y flujo másico del vapor, número de Reynolds, número de Mach, intensidad de turbulencia, la relación de flujo de vapor y flujo de partículas sólidas, material del elemento de la turbina y material de la partícula sólida.

Resultados de modelación numérica

Se presentan varios casos de análisis de erosión por partículas sólidas de diferentes componentes críticos de turbinas de vapor, registrados en turbinas reales que operan en las centrales termoeléctricas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) de México.

Figura 1. Erosión del bloque de toberas.

Tobera de turbina de vapor de 300 MW

En la figura 1 se muestra la erosión por partículas sólidas en la tobera, etapa 1, de la turbina de 300 MW. La erosión se presenta en el borde de salida del álabe de la tobera aumentando la garganta (pasaje del canal de flujo) que resulta en la disminución de la eficiencia de la turbina. Para generar la misma potencia se gasta más flujo de vapor, y este incremento de flujo de vapor causa sobrecarga de algunos álabes móviles del rotor resultando en frecuentes fallas de estos álabes (particu-larmente álabes L-0).

La figura 2 presenta modelos numéricos de las dos toberas, utilizados para simulación de erosión. La figura 2a representa la geometría original de la tobera y la figura 2b la geometría modificada, que consta de un perfil modificado/escalonado en la parte cóncava adya-cente al borde de salida del álabe, que está desplazado hacía dentro del álabe, formando un escalón de 1 mm.

La figura 3 representa los resultados de las simula-ciones numéricas para la tobera original y la tobera modificada en forma de campos de velocidad (3a y 3b) y líneas de corrientes de partículas sólidas (figura 4).

Comparando las gráficas mencionadas se puede apre-ciar una reducción de la velocidad de flujo en la tobera modificada de un 6.7% y cambio de trayectoria de partículas sólidas en la tobera modificada en la zona del borde de salida del álabe. Se presenta una separa-ción del flujo de vapor/partículas sólidas en la zona del borde de salida.

Los contornos de la erosión en 3D para la tobera original y modificada con el perfil escalonado se presentan en la figura 5. En el caso de la tobera original, la erosión máxima se concentró en la zona del borde de salida del álabe de la tobera, con un valor de 1.28 kg/m2s. Se puede apreciar una corcondancia de los resultados numéricos de distribución de erosión máxima, con la distribución de la erosión en la tobera real, presentada en la figura 1.

Figura 2. Modelo/malla computacional de la tobera original (a) y tobera modi-ficada (b).


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Figura 3. Campos de velocidad para la tobera original (a) y la tobera modificada - perfil escalonado (b) en la altura de 50 % del canal de flujo [m/s].

Figura 5. Contornos de erosión en 3D, perfil original –(a) y perfil modificado – (b) [kg/m2s].

Figura 4. Líneas de corrientes de flujo de partículas sólidas en 2D en la altura de 50 % del canal de flujo (perfil original - 4b, izquierda y perfil modificado - 4b, derecha).


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Para el caso de la tobera con la geometría modificada (perfil escalonado) la distribución de contornos de erosión en el álabe es más uniforme (figura 5b). La erosión máxima registrada en la zona del borde de salida del álabe fue de 0.643 kg/m2s, es decir, de un 50% menor que para la tobera original.

Analizando el detalle de trayectorias de corrientes de flujo de las partí-culas sólidas, en zona del borde de salida del álabe se puede deducir que la disminución de erosión en la tobera modificada se debe a la optimiza-ción de trayectorias de las partículas sólidas, modificación de ángulos de impacto de partículas a la superficie del álabe, disminución de velocidad de flujo en esta zona y la reducción de densidad de impactos de partículas a la superficie del álabe, debido a la separación de flujo de vapor/partículas sólidas del álabe en la zona del borde de salida de la misma (figura 6).

Válvula principal de paro de la turbina de vapor de 158 MW

En la figura 7 se presenta la erosión registrada en la válvula principal de paro de la turbina de vapor de 158 MW. La erosión está concentrada prin-cipalmente en la zona del cuello de la válvula. Este grado de erosión se presenta después de 6 a 12 meses de operación de la turbina. Hubo varios casos que los fragmentos del cuello de la válvula fueron separados de la misma, e introducidos al canal de flujo de la turbina, causando graves daños en los álabes móviles y fijos, ocasionando fuertes gastos para el mantenimiento de la turbina debido al cambio o reparación de álabes móviles y fijos-diafragmas.

La figura 8 muestra el esquema de la disposición de la válvula en la posi-ción totalmente abierta. El flujo de vapor con partículas sólidas entra radialmente a la válvula por 10 canales de entrada, impactando a la super-ficie de trabajo de la válvula y cambiando la dirección radial del flujo a la dirección axial, posteriormente sale por 10 canales axiales de salida que conducen al sistema de flujo de la turbina.

Figura 6. Detalle de líneas de corrientes de flujo de partí-culas sólidas en 2D en la altura de 50 % del canal de flujo (perfil modificado/escalonado).

Figura 7. Daños por erosión de partículas sólidas en la válvula principal de paro de las turbinas de 158 MW.

Figura 8. Esquema de la disposición de la válvula en la posición abierta.


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Los contornos de velocidad del flujo para la válvula original y la válvula modificada se presentan en las figuras 9 y 10 respectivamente. La velocidad máxima del flujo se presenta en dos casos en la zona del cuello de la válvula, teniendo un valor máximo de 160 m/s para la válvula original y un valor similar de 158 m/s para la válvula modificada. Considerando esta distribu-ción de las velocidades, la zona crítica más propensa a la erosión es el mismo cuello de la válvula.

Los contornos de erosión en la válvula original y la válvula modificada obtenidos por simulación numérica se presentan en la figura 11.

Para el caso de la válvula original, la erosión máxima está concentrada en la zona del cuello de la válvula, con un valor de 951 kg/m2s. Se nota muy buena concor-dancia de esta distribución de erosión obtenida por simulación numérica, con la erosión registrada en la válvula real presentada en la figura 7.

Para el caso de la válvula modificada con canales de entrada del flujo tangentes a la misma, la distribución de erosión en la superficie de ésta es más uniforme (figura 11b). La erosión máxima de 462 kg/m2s se presenta en diferentes zonas de la superficie de la válvula. Este valor de erosión es 51% menor que para la válvula original. La gráfica comparativa de distribución de erosión en la superficie de la válvula en una sección en la dirección axial, se presenta en la figura 12. Esta gráfica muestra claramente las diferencias de variación de distribución de erosión entre dos variantes de las válvulas, siendo la válvula modificada con canales de entrada de flujo tangenciales la que tiene la magnitud y la distribución de erosión optimizada.

Figura 9. Contornos de velocidad del flujo para válvula original [m/s].

Figura 10. Contornos de velocidad del flujo para válvula modificada [m/s].


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Erosión de los dientes del sello de laberinto del rotor de la turbina geotérmica de 110 MW

La figura 13 muestra una sección del rotor de una turbina geotérmica de 110 MW, que registró un fuerte desgaste de los dientes del sello de laberinto (desaparición total). Esto produce un fuerte deterioro de la eficiencia de la turbina, debido al aumento de fugas de vapor en el sistema de flujo de la turbina. Adicionalmente, puede conducir a la falla catastrófica del rotor/turbina, si el desgaste llega a los valores críticos en forma de ranuras profundas en la superficie del rotor.

La reparación de este tipo de daños es costosa y no es confiable, la reposición del rotor signi-fica un fuerte gasto para la central geotermoeléctrica, del orden de decenas de millones de pesos. Además, estas dos soluciones no eliminan el problema de erosión, ya que son solu-ciones pasivas.

Figura 11. Contornos de erosión en la válvula original (a) y la válvula modificada (b) [kg/m2s].

Figura 12. Razón de erosión en la superficie de la válvula [kg/m2s].

Figura 13. Erosión del sello de laberinto del rotor de la turbina geotérmica de 110 MW.


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Para buscar las soluciones que mitigaran el problema de erosión del sello de laberinto del rotor de la turbina se realizaron simulaciones numéricas, considerando el diseño original del sello rotor-diafragma presentado en la figura 14 y el diseño modificado del mismo sistema de sello presentado en la figura 15.

El diseño modificado/propuesto consta de un deflector de flujo, incorporado a un anillo sujetado al diafragma por medio de tornillos, presentado en la sección anterior. El deflector tiene la función de no permitir la entrada directa del flujo de vapor con partículas sólidas al sistema de sello, regresándolo en la dirección contraria y originando una recirculación que aumente el camino del flujo hacía el sello y restrinja su entrada al mismo.

La comparación de velocidad axial del flujo de vapor con partículas sólidas en la zona de impacto con el primer diente del sello de laberinto, considerando la geometría original y geometría modificada del sello se presenta en la figura 16. La velocidad máxima de impacto de partículas registrada para el diseño original del sello fue de 52 m/s y para el diseño modificado de 28.5 m/s aproximadamente. Se obtuvo una reducción de velocidad de impacto de las partículas de un 44%.

El perfil/patrón de la razón de erosión en el diente del sello, como resultado de las condiciones operativas del flujo para el diseño original y modificado se presenta en las figuras 17 y 18 respectivamente. Comparando las dos gráficas se nota una fuerte reducción de la erosión para el diseño modificado del sello. La mancha negra que representa el desgaste por erosión es muy pequeña, comparándolo con la misma de la figura 17 para el diseño original del sello.

Erosión del sello exterior de laberinto del rotor de la turbina geotérmica de 25 MW

Después de un año de operación, en la turbina geotér-mica de nueva generación de 25 MW de potencia se presentó un desgaste acelerado por erosión de partí-culas sólidas en el muñón del rotor, en la zona del sello exterior de baja presión, como se muestra en la figura 19. Este desgaste causó un deterioro del vacío del condensador y como consecuencia, la caída de la eficiencia de la turbina.

Para determinar la causa del desgaste y las recomen-daciones pertinentes se realizó la simulación numé-rica del sistema de sello para condiciones nominales de operación (condiciones de diseño) y varias simula-ciones del mismo sello para diferentes condiciones de operación; diferentes valores de las presiones en las cámaras A y B del sello (figura 19).

Figura 14. Geometría original del sello de laberinto entre el diafragma y el rotor de la turbina geotérmica de 110 MW.

Figura 15. Geometría modificada del sello de laberinto entre el diafragma y el rotor de la turbina geotérmica de 110 MW con un deflector de flujo.

Figura 16. Comparación de velocidad axial del flujo de vapor con partículas sólidas en la zona de impacto con el primer diente del sello de laberinto, considerando la geometría original y geometría modificada del sello.


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Figura 19. Detalle de la erosión del sello exterior de laberinto en la cámara B del rotor de la turbina geotérmica de 25 MW.

Figura 17. Patrón/razón de erosión en el primer diente del sello de laberinto para la geometría original del sello.

Figura 18. Patrón/razón de erosión en el primer diente del sello de laberinto para la geometría modificada con el deflector.

En la cámara A del sello se encuentra el vapor de sello que llega del lado de alta presión de la turbina, para contrarrestar la entrada del aire a la misma. En la cámara B del sello se encuentra una mezcla del aire que entra del exterior hacía interior de la turbina y del vapor de sello que llega de la cámara A del sello. Una relación adecuada de las presiones en las cámaras A y B del sello asegura la eficiencia diseñada de éste, mante-niendo la turbulencia de los flujos de aire y de vapor en un nivel aceptable.

Los resultados de la simulación numérica del sello en forma de trayectorias de partículas sólidas en la cámara interna B del sello se presentan en la figura 20. Se observan fuertes recirculaciones de flujos en diferentes zonas del sello que tienen una influencia directa a la erosión del muñón del rotor.

Los perfiles de la energía cinética en las cámaras internas del sello para condiciones nominales de operación y propuestas se presentan en la figura 21. Se observa que la energía cinética máxima del flujo en la cámara B del sello (cámara crítica) fue reducida del valor 2597 m2/s2 (para condiciones nominales de operación), al valor de 1299 m2/s2 (para condiciones propuestas), es decir, de un 50%.

Figura 20. Trayectorias de las partículas sólidas en el sello exterior de laberinto cámara B del rotor de la turbina geotérmica de 25 MW.


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ConclusionesSe presentan simulaciones y predicciones numéricas de flujo aplicando Dinámica de Fluidos Computacional (CFD), para determinar las condi-ciones específicas que gobiernan el fenómeno de erosión por partículas sólidas de diferentes componentes críticos de turbinas de vapor.

Los resultados de simulaciones/predicciones indican que es posible reducir significativamente y controlar la erosión de los componentes del sistema de flujo de las turbinas de vapor, modificando ciertas características geomé-tricas de los componentes o parámetros de su operación.

La reducción de la erosión por partículas sólidas que afecta los compo-nentes críticos de turbinas de vapor (toberas, álabes móviles, sellos de laberinto, válvulas, otros) resulta en grandes beneficios económicos para las centrales termoeléctricas en forma de extensión de períodos entre los mantenimientos (de 100% a 200%) o reposición de componentes, reduc-ción de costos de operación y mantenimiento de las turbinas, y extensión de la vida útil de los componentes.

Los resultados obtenidos en este trabajo enseñan que la simulación numé-rica puede ser aplicada como una herramienta predictiva. Asimismo, estos resultados pueden ser utilizados como condiciones de entrada en la etapa de diseño, para determinar parámetros optimizados del sistema y para incrementar la vida útil de los componentes.

Algunos resultados de este trabajo fueron implementados en las centrales termoeléctricas, confirmando los resultados de las simulaciones numéricas. La implementación de otros requiere su programación y preparación en forma de planos de manufactura detallados, especificación de materiales y procesos de manufactura, incorporándolos a los programas de manteni-miento de las turbinas en cuestión.

Figura 21. Perfiles de energía cinética turbulenta en las cámaras del sello exte-rior de laberinto del rotor de la turbina geotérmica de 25 MW [m2/s2].

ReferenciasCurran, R.E., Solid Particle Erosion Turbulent Design and Mate-rials, Technical Report No. CS-3178, EPRI, Palo Alto, USA, 1983.

Derevich, I.V., Statistical Modeling of Mass Transfer in Turbulent Two-Phase Dispersed Flows, International Journal of Heat and Mass Transfer, 34, pp. 243-152, 2000.

Finnie, J. Erosion of Surfaces by Solid Particles, Wear, 3 (46), pp. 87-103, 1960.

Fluent V6.0.12, 2001, User’s Guide, Vol. 3, Lebanon, 2001.

Franco, A. and Roberts, S.G., The Effect of Impact Angle on the Erosion Rate of Polycrystalline α-Al2O3, Journal of The European Ceramic Society, 6, pp. 123-132, 1998.

Keck, H. et al, Flow Computation in the Whole Turbine, Sulzer Technical Review, 1/97, pp. 26-29, 1997.

Leyzerovich, A., “Large Power Steam Turbines: Design & Opera-tion”, PennWell, Tulsa, 2 (8), pp. 1294-1297, 1997.

Quercia, G. et al, 2001, Friction and Wear Behavior of Several Hard Materials, International Journal of Refractory Metals, 19, pp. 359-369, 2001.


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ALFONSOCAMPOSAMEZCUA [[email protected]]

Ingeniero Industrial Mecánico por el Instituto Tecnoló-gico de Morelia en 1994. En 2001 obtuvo el grado de Maestro en Ciencias con la especialidad en Ingeniería Energética, en el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM), y en 2007 obtuvo el grado de Doctor en Ingeniería Mecánica con mención de Cum Laude en la Universidad de Guanajuato. Su tesis doctoral obtuvo el primer lugar en el Certamen Nacional de Tesis 2007-2008, en la categoría de Gene-ración de Energía Eléctrica. Ha tomado cursos de espe-cialización en Diseño de Turbomaquinaria en Estados Unidos y Diseño de Aerogeneradores en Holanda. Desde 1994 trabaja en la Gerencia de Turbomaquinaria del IIE en la línea de investigación: Evaluación, diagnós-tico y extensión de vida útil de Turbomaquinaria, reali-zando trabajos para la Comisión Federal de Electri-cidad (CFE) y Petróleos Mexicanos (PEMEX) en México, y ECOPETROL en Colombia. Ha publicado 40 artículos en diferentes conferencias nacionales e internacio-nales, así como en revistas técnicas especializadas. Es coautor de un capítulo del libro Numerical Modeling of Coupled Phenomena in Science and Engineering, editado por Taylor & Francis. Tiene una patente en trámite y un derecho de autor registrado. Ha sido profesor asociado en la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM) y en la Universidad de Guanajuato. Miembro del SNI desde 2008.

ZDZISLAWMAZURCZERWIEC[[email protected]]

Ingeniero Mecánico y Maestro en Ciencias en la Univer-sidad Técnica de Gdansk, Polonia (Politécnico de Gdansk). Desde esa fecha y hasta 1988 trabajó en la empresa ZAKLADY MECHANICZNE - ZAMECH, Elblag, Polonia, que actualmente lleva por nombre ALSTOM POWER - Elblag. Doctor en Ciencias e Ingeniería de Materiales por la Universidad Autónoma del Estado de Morelos. Actualmente impulsa las técnicas de estima-ción y predicción de vida útil remanente de los compo-nentes de zona caliente de turbinas de gas, técnicas de rehabilitación y extensión de vida útil de los compo-nentes de turbinas de gas y rediseño de componentes de turbomaquinaria. Es miembro del Sistema Nacional de Investigadores - Nivel III, miembro de Academia de Ingeniería y miembro de la Academy of Science de Nueva York. Ha publicado 172 artículos en revistas y conferencias internacionales; obtuvo 17 patentes rela-cionadas con las técnicas de mantenimiento, rehabili-tación y mejoras de diseño de turbomaquinaria. Es el revisor de numerosas revistas internacionales y cate-drático del CENIDET.

RAFAELCAMPOSAMEZCUA[[email protected]]

Ingeniero Mecánico por el Instituto Tecnológico de Morelia en 2000. En 2005 obtuvo el grado de Maestro en Ciencias con especialidad en Mecánica de Fluidos, en la Université Pierre et Marie Curie de París, Francia, y en 2009 obtuvo el grado de Doctor en Ingeniería Mecá-nica en la École Nationale Supérieur d’Arts et Métiers (Arts et Métiers ParisTech), con la tesis: “Análisis numé-rico y experimental de flujos cavitantes estacionarios y no estacionarios en turbomáquinas”. Ha tomado cursos de especialización en simulación numérica de fluidos (CFD) en México y en el extranjero. Desde 2000 trabaja en la Gerencia de Turbomaquinaria (GTM) del IIE en la evaluación, diagnóstico y extensión de vida útil de Turbomaquinaria. Ha publicado 20 artículos en dife-rentes conferencias nacionales e internacionales, así como revistas técnicas especializadas. Es coautor de la patente “Sello de diafragma de una turbina”. Realizó una estancia de investigación en el Institut Français du Pétrole y ha sido ingeniero investigador asociado en el Laboratoire d’Energétique et Mécanique des Fluides Interne, así como profesor asociado de la École Natio-nale Supérieur d’Arts et Métiers de Paris. Miembro del SNI a partir de enero de 2011.

De izquierda a derecha: Alfonso Campos Amezcua, Zdzislaw Mazur Czerwiec y Rafael Campos Amezcua.


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Boletín IIEComunidad IIE

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La Secretaria de Energía de vuelta en el IIE

Los días 9 y 10 de marzo de 2010 se llevó a cabo en Cuernavaca, Morelos, la 3ª. Reunión Trinacional para el desarrollo de un “Atlas Regional de CO2” para América del Norte, coordinada por el IIE. El evento fue inaugu-rado por Aldo Flores, Director General de Asuntos Inter-nacionales de la Secretaría de Energía (SENER).

Cabe destacar que en el último trimestre de 2008, la SENER designó a José Miguel González Santaló, Director de Sistemas Mecánicos del IIE, como representante de México en el NAEWG (North American Energy Working Group) para el desarrollo de dicho Atlas.

El Atlas de CO2 es una herramienta que se pretende sirva de base a las empresas del sector energético, para desarrollar una estrategia de reducción de emisiones a la atmósfera de gases de efecto invernadero, utilizando la tecnología CCS (Carbon Capture and Storage).

El 30 de julio de 2010, el Instituto de Investigaciones Eléctricas recibió por segunda ocasión la visita de la C. Secretaria de Energía, Georgina Kessel Martínez, acompañada por Carlos Petersen, Subsecretario de Planeación Energética y Desarrollo Tecnológico de la Secretaría de Energía (SENER); Mauro Díaz, Coordi-nador de Asesores de la C. Secretaria, y Olenka Blanco, Asesora de la C. Secretaria, a quienes se les presentaron las acciones que se están llevando a cabo, relacionadas con la Estrategia Nacional de Energía.

Durante la presentación, Julián Adame mencionó cómo está conformado el IIE, haciendo hincapié en sus alianzas estratégicas; habló del Centro de Posgrado del IIE; se refirió a las líneas y sublíneas de desarrollo tecno-lógico del Instituto, y presentó los proyectos de alto impacto.

Al concluir su visita, la C. Secretaria de Energía dijo que el IIE tiene un capital humano altamente calificado del que se puede depender para generar nuevos desarro-llos y recursos para la industria eléctrica y energética de México.

3ª. Reunión Trinacional para elaboración de Atlas Regional de CO2

Comunidad IIE

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Del 25 al 29 de abril de 2010, un promedio de 2,500 miembros de las comunidades geotérmicas del mundo representando a 85 países se dieron cita en el World Geothermal Congress 2010, realizado en Bali, Indonesia. Este evento, que se lleva a cabo cada cinco años, fue organizado por la International Geothermal Association y la Indonesian Geothermal Association, y fue inaugu-rado por Susilo Bambang Yudhoyono, Presidente de la República de Indonesia.

El objetivo de este congreso es el de lograr el inter-cambio de ideas, experiencias y conocimientos del estado del arte en los aspectos técnicos, financieros y políticos de la exploración, desarrollo y explotación de los recursos geotérmicos.

Por parte del IIE participaron: Alfonso García, Mahendra Pal Verma, Georgina Izquierdo, Eduardo Iglesias, Peter Birkle y Rosa María Barragán, todos ellos investigadores de la Gerencia de Geotermia, quienes presentaron 15 trabajos en diversos temas.

Cabe destacar que el Grupo de Geotermia del IIE es el más importante de Latinoamérica y uno de los más reconocidos a nivel internacional.

Investigadores del IIE asisten al World Geothermal Congress 2010

Del 29 al 31 de mayo de 2010, Alejandro Villavicencio Ramírez, Gerente de Supervisión de Procesos (GSP) del IIE y Alfredo Espinosa Reza, investigador de la misma Gerencia, participaron en el congreso: 12th WSEAS International Conference on Automatic Control, Mode-lling & Simulation (ACMOS ´10), realizado en Catania, Italia, y organizado por la World Scientific and Enginee-ring Academy and Society (WSEAS).

En este evento, el IIE presentó el artículo: On-Line Simu-lator of Electrical Distribution Networks for Decision Support in Distribution Control Centers, el cual resume el desarrollo del Simulador del Sistema Eléctrico de Distri-bución, integrado en la GSP, e instalado y en opera-ción en el Centro de Control de Distribución de la Zona Tampico y en la División Golfo Centro de la Comisión Federal de Electricidad (CFE). El artículo presentado por la GSP fue seleccionado dentro del 30% de los mejores recibidos por el Comité de Revisores, para su publica-ción en una revista especializada o journal de la WSEAS.

Participa el IIE en congreso internacional en Italia

Boletín IIEBreves técnicas

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La Gerencia de Procesos Térmicos cuenta con hornos experimentales de dife-rentes características, y cada uno de ellos se emplea para estudios especí-ficos en la combustión de combustibles fósiles y la reducción de emisiones.

El primer horno se diseñó y construyó en 1980. Se ha modernizado en varias ocasiones para atender nuevos estudios, conservando la capacidad inicial de 350 kW térmicos. Este equipo utiliza combustóleo y reproduce la composi-ción y la temperatura de gases de generadores de vapor.

Pruebas de combustión en hornos experimentales

Antonio Diego Marín

Los primeros proyectos en los cuales se utilizó el horno de 350 kW fueron para evaluar el impacto que se tendrían en los generadores de vapor, al utilizar combustóleo proveniente del petróleo tipo Maya en lugar del Istmo. También se ha empleado en proyectos contratados por empresas de Estados Unidos, en el desarrollo de emulsiones y aditivos. Asimismo, el IIE utilizó esta herramienta para el desarrollo de la tecnología de emulsiones agua (con productos orgá-nicos de magnesio) en combustóleo para calderas. A la vez se empleó para probar el funcionamiento de instrumentos diseñados en el Instituto: pirómetros de succión, con los cuales se mide la temperatura de flama en generadores de vapor, así como probetas para colectar partículas en el horno de calderas. Otros estudios en este horno se orientaron para evaluar los impactos en generadores de vapor, al sustituir el combustóleo por petróleo crudo Maya despuntado. Cabe señalar que por treinta años, este horno se ha empleado para evaluar a proveedores de aditivos para combustóleo de la CFE.

Para asesorar a la CFE y al Sector Energético en la planeación y selección de tecnologías para captura del bióxido de carbono (gas que se ha asociado al cambio climático) se construyó un horno (35 kW térmicos) que emplea oxígeno en lugar de aire para la combustión. Este proceso se conoce como oxicombustion, y se carac-teriza porque los gases de combustión están consti-tuidos por CO2 y H2O. Los gases se secan y el bióxido de carbono se comprime para almacenamiento. En el Laboratorio de Combustión del IIE, este horno se ha utilizado en oxicombustion con gas LP y diesel. Próxi-mamente se empleará con carbón, tanto con aire como con oxígeno.

Horno de 350 kW.

Breves técnicas

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El horno de 35 kW se utilizó, además, para pruebas de combustión de gas natural con aire. Se analizó el efecto del incremento del nitrógeno en el gas natural sobre las emisiones de óxidos de nitrógeno y en la temperatura de flama. Éste fue un estudio contratado por la Dirección Corporativa de Operaciones de PEMEX.

También se cuenta con un reactor de flujo laminar, el cual es un horno vertical de 1.6 metros de altura y 76 milímetros de diámetro interno. El consumo de combustible es de 40 gramos por hora. Este instrumento expe-rimental se utiliza para determinar la facilidad o dificultad (reactividad) para quemar eficientemente un carbón o una mezcle de éste u otros combus-tibles sólidos. En 2010, la CFE otorgó un proyecto al IIE para analizar el comportamiento de carbones que se emplean en las centrales termoeléc-tricas José López Portillo (Río Escondido, Coahuila), Carbón II (Coahuila) y Plutarco Elías Calles (Petacalco, Guerrero)

Los hornos descritos han permitido al Instituto desarrollar proyectos para la CFE, PEMEX, e industrias nacionales y extranjeras, con el objetivo de optimizar el proceso de combustión de combustibles fósiles y reducir las emisiones al medio ambiente.

Horno de 35 kW.

Boletín IIEBreves técnicas

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La potencia máxima generada y la eficiencia energé-tica de las unidades generadoras de centrales termo-eléctricas están fuertemente ligadas al funcionamiento óptimo de todos los subsistemas que integran dichas unidades. El desempeño óptimo depende, a su vez, de las prácticas operativas y de los mantenimientos adecuados, además de que se haya realizado un buen diseño de la unidad generadora en su conjunto.

En los múltiples estudios realizados por el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), relacionados con el desempeño de las centrales termoeléctricas, se ha determinado frecuentemente, que las causas princi-pales de las deficiencias y decrementos de potencia de las unidades generadoras son las desviaciones que presentan los equipos que conforman el sistema de enfriamiento (condensador, torre de enfriamiento y bombas de agua de circulación o aerocondensador, según el caso), con respecto a las condiciones operativas establecidas por diseño. Estas desviaciones ocasionan pérdidas de potencia y/o mayor consumo de combus-tible que, dependiendo del tamaño de las unidades generadoras, pueden ser del orden de 1 a 10 MW. En los últimos años, el IIE ha diseñado e implantado un sistema computacional de monitoreo y diagnóstico en línea para el sistema de enfriamiento de una unidad termoeléctrica de 350 MW de la CFE, el cual permite monitorear en tiempo real, las variables operativas del condensador, torre de enfriamiento y bombas de agua de circulación, así como determinar el impacto del funcionamiento de dichos equipos en el desempeño de la unidad generadora y proporcionar un diagnóstico de dichos equipos.

Actualmente está en desarrollo un sistema de moni-toreo y diagnóstico en línea para un aerocondensador de un ciclo combinado, para una unidad generadora de 250 MW. Este sistema está integrado por módulos de monitoreo en tiempo real, validación y ajuste de datos, cálculo de indicadores de comportamiento para los motores y ventiladores del aire de enfriamiento, así como el condensador, incluyendo los cabezales de vapor, camas de tubos y ductos de condensado, además de los módulos requeridos para realizar el diagnóstico y la propuesta de alternativas de solución a los problemas detectados.

Sistema de monitoreo, diagnóstico y alternativas de solución para aerocondensadores de centrales termoeléctricas

Ramón Sánchez Sánchez, Ángel González Sánchez, José Hugo Rodríguez Martínez y José Alfredo Sánchez López

Los valores de las variables monitoreadas, tempera-turas de vapor, presiones en la descarga de la turbina, presión en los cabezales de entrada a las camas de tubos aletados, flujo de vapor y temperaturas de condensado son validados y promediados cada minuto y, posteriormente, se tabulan y envían a las pantallas de los usuarios en tiempo real, ya sea como tablas o gráficos. Estas variables sirven de base para el cálculo de indicadores de comportamiento, la realización del diagnóstico y la presentación de alternativas de solu-ción a los problemas detectados en el aeroconden-sador y equipos periféricos principales (motores y ventiladores), en los cuales es posible que se haya detectado bajo flujo de aire o, en el propio conden-sador, ensuciamiento excesivo de los tubos aletados.

Breves técnicas

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Es conveniente mencionar que la evaluación de los equipos principales del sistema de enfriamiento se realiza por medio de la comparación de los indicadores de desempeño operativo reales y los esperados, conforme al diseño del aerocondensador. También es necesario puntualizar que debido a las deficiencias encontradas para el sistema de enfriamiento, el diag-nóstico del funcionamiento global de la unidad generadora se realiza por medio de un sistema experto que utiliza razonamiento basado en casos. Esto es, conforme a los indicadores calculados y los casos previamente capturados en una base de datos, el sistema identifica las posibles causas de las deficiencias de los equipos o tubos y se realizan las recomenda-ciones pertinentes al usuario, lo cual le ayuda a tomar las decisiones opor-tunas para reducir o eliminar el problema detectado, mejorando con esto el desempeño del aerocondensador.

Pantalla principal del sistema de monitoreo y diagnóstico para el aerocondensador.

El desarrollo e implantación de este tipo de sistemas en unidades generadoras con aerocondensador, así como en otras unidades con o sin torre de enfriamiento, permite al personal de operación de las mismas, tomar las decisiones oportunas sobre la operación y manteni-miento del sistema de enfriamiento, lo cual contribuye en la optimización de recursos, ahorro de combustible y reducción de emisiones de gases contaminantes.

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Boletín IIEArtículos de investigación

Caracterización dinámica del rozamiento en rotor de turbina y análisis metalográfico del elemento de rozamiento

José Antonio Ramírez Solís, Víctor Manuel Cristalinas Navarro y Cecilio Mojica Calderón

Artículo presentado originalmente en el X Congreso y Exposición Latinoamericana de Turbomaquinaria, en Veracruz, Veracruz, del 6 al 9 de noviembre de 2007.

ResumenComo parte del diagnóstico de la causa raíz de la falla de los álabes de la rueda L-1 de un rotor de baja presión de 300 MW, en una de las Centrales de Generación Eléctrica, se diseñó y efectuó una prueba experimental de rozamiento en el mismo rotor, pero en la rueda adyacente de álabes móviles L-2.

Los objetivos de la prueba experimental de rozamiento fueron determinar las características dinámicas del rozamiento, para corroborar lo observado en los diagramas de espectros registrados por la Central durante la opera-ción de la Unidad, determinar el esfuerzo máximo a la flexión del elemento utilizado para suministrar rozamiento a la rueda de álabes L-2 e inferir, de manera cualitativa, la magnitud de la fuerza de rozamiento necesaria para generar las características dinámicas del rozamiento y por último, deter-minar los cambios microestructurales que experimentó el elemento utili-zado para aplicar rozamiento.


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Artículos de investigación

Con base en el análisis de dureza y metalografía, así como la coloración del elemento de rozamiento, se estima que la temperatura que éste alcanzó en su zona de contacto durante la prueba fue de alrededor de los 800°C. Este incremento de temperatura provocó un cambio microestructural y de dureza en el elemento de rozamiento. Por lo anterior es necesario efectuar pruebas de dureza y de análisis metalográfico en las partes que experimentan rozamiento, para verificar y asegurar que conservan tanto su estructura metalográ-fica original como su dureza, de no ser así, se requiere de tratamientos térmicos, reparaciones o la sustitución de los componentes.

El diagnóstico del rozamiento en equipo rotatorio, entre partes fijas y móviles, debe ser atendido inme-diatamente sacando de servicio el equipo, con el fin de evitar que sus elementos mecánicos sufran daños catastróficos.

NOMENCLATURA.E = Módulo de elasticidad [kg/cm2]k = Factor del deformímetro [-]N = Número de deformímetros activos [-]RC = Dureza en la escala Rockwell CRg = Resistencia del deformímetro [Ω]s = Esfuerzo a la flexión [kg/cm2]ε = Deformación unitaria [-]

Introducción

Durante la operación comercial de un turbogenerador se presentó una falla por rozamiento entre las partes fijas y móviles de la etapa L-1 del rotor de doble flujo, de la sección de baja presión lado generador eléctrico. Los daños fueron más severos en la rueda de álabes móviles L-1.

Para determinar la causa raíz que originó la falla de los álabes móviles de la rueda L-1 y a partir de cuándo estuvo presente esta falla en el comportamiento diná-mico del turbogenerador, fue necesario realizar una serie de estudios y pruebas, entre ellas la prueba expe-rimental de rozamiento para corroborar lo observado en los diagramas de espectros obtenidos durante la operación comercial de la unidad.

La idea de realizar la prueba experimental de roza-miento surgió a partir de la observación de los diagramas de espectros de vibración de las dos chuma-ceras del rotor de baja presión, que fueron registrados cuando el turbogenerador todavía se encontraba en operación y generando a una carga eléctrica parcial.

Las figuras 1 y 2 muestran los diagramas de los espec-tros de vibración adquiridos por los transductores instalados en la dirección radial horizontal, que es igual a la del plano horizontal del turbogenerador de las dos chumaceras del rotor de baja presión.

Para cumplir con estos objetivos se realizó lo siguiente: • Diseño de una estructura metálica para efectuar la

prueba experimental de rozamiento, tomando en cuenta que el rotor iba a girar en una bancada de balanceo de dimensiones geométricas conocidas.

• Instrumentación del rotor de baja presión con tres transductores de vibración relativos para obtener la caracterización dinámica del rozamiento.

• Instrumentación con deformímetros del elemento utilizado para aplicar el rozamiento a la rueda de álabes L-2 del rotor, con el fin de determinar el esfuerzo máximo a la flexión a que fue sometido durante la prueba.

• Análisis de la microestructura del elemento de roza-miento mediante metalografías, con el fin de veri-ficar sus cambios microestructuales.

Como resultado de efectuar la prueba experimental de rozamiento se concluye lo siguiente:

El patrón dinámico característico del rozamiento en equipo rotatorio es el contenido armónico presente en los diagramas de espectros de vibración. Este patrón de comportamiento dinámico existe en todo momento en equipo rotatorio con problemas de rozamiento.

Con base en la atenuación de la vibración (1X) al aplicar rozamiento y en la fuerza flexionante que existió en el extremo del elemento de rozamiento, se infiere que la fuerza de rozamiento aplicada durante la prueba fue relativamente baja. Esto es indicativo de que al existir rozamiento de cualquier magnitud, se va a presentar el mismo patrón de comportamiento dinámico determi-nado en este estudio.

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En los dos diagramas de espectros se observa la exis-tencia de múltiplos de la componente fundamental de la frecuencia (1X), hasta el 12X en la chumacera del rotor de baja presión del lado turbina de alta presión (figura 1) y hasta el 8X en la chumacera del lado gene-rador eléctrico (figura 2). También se observa una mayor amplitud de vibración en los múltiplos de la componente fundamental de la frecuencia en la chumacera del lado generador eléctrico (figuras 1 y 2), y como ya se indicó, la falla ocurrió en la rueda de álabes móviles L-1 lado generador eléctrico.

Figura 1. Diagrama del espectro de vibración de la chuma-cera del rotor de baja presión lado turbina de alta presión.

Figura 2. Diagrama del espectro de vibración de la chuma-cera del rotor de baja presión lado generador eléctrico.

El mismo rotor dañado fue empleado para efectuar la prueba de rozamiento: ésta se realizó en la rueda de álabes móviles L-2, la cual es adyacente a la rueda dañada.

Para la ejecución de la prueba experimental de roza-miento se diseñaron, especificaron, construyeron e instalaron los elementos mecánicos, los instrumentos y los equipos requeridos.

La prueba de rozamiento se realizó a baja velocidad, tomando registros de la vibración con y sin rozamiento, así como de la deformación unitaria que experimentó el elemento de rozamiento. Posteriormente a la prueba se midió la dureza y se obtuvo la microestructura del elemento de rozamiento.

Descripción del sistema de medición de vibracionesLa detección de vibraciones requiere de transductores para su manejo adecuado en los equipos de análisis, los cuales envían una variación de voltaje que es propor-cional a la variación de la amplitud de la vibración que están identificando.

Durante la prueba de rozamiento se utilizaron dos transductores de desplazamiento para medir la vibra-ción, estos elementos registraron la vibración relativa del rotor observado, con respecto a los mismos trans-ductores, tal como se muestra en la figura 3, y fueron instalados en la dirección radial horizontal en cada uno de los bancos de balanceo.

La sensibilidad para este transductor, observando una superficie de acero 4140 es de 8 V/mm ó 8 mV/µm.

Figura 3. Diagrama de bloques del funcionamiento de un transductor de desplazamiento.


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Como transductor de la fase de los vectores de vibra-ción también se utilizó un transductor de desplaza-miento montado en la dirección radial horizontal de uno de los bancos de balanceo. En lugar de realizar ranuras en la flecha del rotor, como es el caso de la figura 4, se pegaron 4 lainas de acero inoxidable, distri-buidas simétricamente en toda la longitud del perí-metro del rotor, esto con el fin de efectuar la prueba experimental de rozamiento a una baja velocidad tangencial del rotor, suficiente para que el equipo de adquisición y procesamiento de señales vibratorias la detectara, y como consecuencia de esta acción, incre-mentar la seguridad física del personal involucrado en la realización de la prueba.

Todas las señales de los elementos primarios fueron enviadas al equipo de adquisición y procesamiento de señales vibratorias.

Figura 4. Generación de pulsos con transductores de desplazamiento.

Descripción del sistema de rozamientoEl sistema de rozamiento fue conceptuado de la siguiente manera: la fuerza se debe aplicar de manera vertical y hacia abajo que coincida con el eje radial del rotor sobre las bandas de los álabes de la rueda ante-rior, L-2, figura 5. Además se debe instrumentar para determinar su deformación unitaria.

El diseño del sistema de rozamiento lo constituyen: un marco alrededor de la rueda L-2, con una separación entre la rueda de álabes y el marco de 50 mm, tanto en la parte superior como en los dos laterales del marco; una tuerca unida mediante soldadura exactamente al centro del travesaño del marco, que se hace coincidir con el eje radial de la rueda de álabes móviles L-2 y específicamente con la superficie de las bandas de los grupos de estos álabes, en el lado de salida del fluido de trabajo, y un tornillo maquinado en su parte infe-rior al inicio de su rosca, como elemento para provocar el rozamiento.

Figura 5. Esquema de la prueba de rozamiento realizada en un rotor de baja presión.

Figura 6. Esquema de diseño de la estructura de montaje del elemento de rozamiento.

El marco fue construido con canal CPS de 200 mm (8 pul). En cada uno de sus laterales se le unió por solda-dura una placa base de 9 mm (3/8 de pul) de espesor y ésta se ancló al piso por medio de cuatro tornillos con taquetes de 19 mm (3/4 pul) de diámetro nominal. Además se unieron por soldadura cartabones de refuerzo en las esquinas superiores del marco (figura 6).

En la parte central del travesaño del marco se soldó una tuerca de rosca fina con diámetro nominal de 19 mm (3/4 pul) (figura 7).

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Al tornillo de 200 milímetros de longitud y 19 mm (3/4 pul) de diámetro nominal se le maquinó una longitud de 40 mm para formar una sección cuadrada de 10X10 mm, con un radio en la zona de transición de 4 mm y un radio en la superficie plana inferior de la sección cuadrada de 2 mm (figura 8). A esta superficie le fue aportada soldadura de bronce como material de sacrificio, con un espesor de 5 mm.

Tres de las cuatro caras laterales del prisma rectangular del elemento de rozamiento fueron instrumentadas con deformímetros (figura 9), unidos por medio de soldadura de puntos.

Figura 7. Detalle de la tuerca en la estructura para el montaje del elemento de rozamiento.

Características del sistema de medición de deformación

Descripción del sistema motrizEl sistema motriz estuvo constituido por un motor de combustión interna, un variador de velo-cidad y una banda de transmisión trapezoidal para la transmisión del par torsor. Uno de los extremos de esta banda se acopla a una de las bridas del rotor de baja presión.

Figura 8. Detalle del maquinado del elemento de rozamiento (tornillo).

Figura 9. Instrumentación del elemento de rozamiento con deformímetros.

El equipo utilizado para medir y registrar la deforma-ción a la flexión que experimentó el tornillo durante la prueba de rozamiento fue el siguiente: multímetro digital marca Fluke modelo 8050ª, y un equipo ampli-ficador y de acondicionamiento de deformímetros marca Measurements Group modelo 2100.

Las características de los deformímetros, utilizando un circuito de cuarto de puente, fueron las siguientes:

• Tipo de deformímetro: LWK-09-W250B-350• Rg = 350.3 Ω• K = 2.03

• N = 1.0• Forma de adhesión al tornillo: soldadura de puntos.

El cableado del deformímetro se realizó directo a un equipo amplificador y de acondicionamiento de defor-mímetros modelo 2100, el cual cuenta con una resis-tencia de calibración de 174,800 Ω. La deformación máxima simulada con esta resistencia fue de 985.22 µε; por lo que la sensibilidad ajustada en el sistema fue de 5 mV/µε.


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Preparación del sistema para la prueba de rozamientoEl arreglo de todos los elementos requeridos para la prueba de rozamiento consistió en:

• Adecuación del área de trabajo para realizar la prueba.

• Posicionamiento y alineación de los bancos de balanceo a una distancia igual a la separación entre los muñones del rotor de baja presión.

• Colocación de los hules de amortiguamiento encima de los bancos de balanceo.

• Colocación de los rodillos con sus bases soporte, encima de los hules de amortiguamiento.

• Verificación de la distancia de separación entre los rodillos y su alineación.

• Colocación del rotor de baja presión en sus muñones sobre los rodillos.

• Nivelación de los muñones del rotor de baja presión.

• Instalación del sistema motriz para hacer girar el rotor de baja presión.

• Instalación de la estructura y del elemento de roza-miento en la rueda L-2 del rotor de baja presión. La inducción del rozamiento al sistema se ejerció con el tornillo o elemento de rozamiento, accionado de manera manual.

• Instalación de la instrumentación primaria para vibración, velocidad y deformación unitaria.

• Cableado de la instrumentación primaria al equipo de adquisición de señales.

• Pruebas y ajustes del equipo de adquisición de señales.

• Verificación de la operación correcta de los equipos de adquisición de señales conectados a la instru-mentación primaria.

• Realización de la prueba de rozamiento.

Resultados experimentales de la prueba de rozamiento

La característica dinámica del espectro de vibración obtenido cuando el rotor fue sometido a rozamiento es el contenido armónico (figura 10), mientras que el espectro obtenido cuando el rotor no se encontraba sometido a rozamiento, no presenta esta característica dinámica (figura 11).

Comparando ambas figuras 10 y 11 se observa una atenuación en la amplitud de la vibración, de la compo-nente fundamental (1X) de alrededor del 12%.

Al ejecutar la prueba de rozamiento se obtuvo, en el indicador del multímetro digital, un valor máximo de 585 mV; al dividir este valor entre la sensibilidad ajus-tada en el sistema de 5 mV/µε resulta una deforma-ción unitaria máxima a la flexión, experimentada por el elemento de rozamiento, de 117 µε, esto es, el esfuerzo a la flexión en éste, acorde con la Ley de Hooke en la posición del deformímetro fue de 245.7 kg/cm2, conside-rando un módulo de elasticidad (E) de 2.1 x 106 kg/cm2.

Bajo estas condiciones, la fuerza flexionante en la posi-ción del deformímetro fue de 245.7 kg y por tanto, la fuerza flexionante en el extremo del elemento de roza-miento se estimó en 286.7 kg.

La imagen 1 muestra el arreglo de los elementos de la prueba de rozamiento, la imagen 2 muestra el elemento de rozamiento (tornillo) entre el travesaño y las bandas de la rueda L-2, la imagen 3 muestra el tornillo, la imagen 4 muestra uno de los deformímetros unido al tornillo, y la imagen 5 muestra el desgaste de la superficie del tornillo expuesta al rozamiento.

Figura 10. Esquema del espectro de vibración con rozamiento.

Figura 11. Esquema del espectro de vibración sin rozamiento.

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Dureza y metalografía del tornilloSobre una de las superficies del paralelogramo del tornillo o elemento de rozamiento, se trazó una cuadrícula para medir la dureza en cada uno de los puntos de intersección (figura 12). Se utilizó un probador de dureza portátil marca Krautkrämer Branson y modelo MIC 10. Los valores de la dureza en la escala Rockwell C (RC) medidos se indican en la tabla 1. Próximo a la superficie de rozamiento, a partir de la línea 9, el medidor de dureza no indicó valor, por estar fuera de rango de la escala RC y en la tabla se identifica como no registrado (NR).

Tabla 1. Valores de dureza en la escala Rockwell C.

Punto Valor Punto Valor Promedio Diferencia1 A 20.9 1 B 21.5 21.2 0.02 A 19.1 2 B 20.0 19.6 -1.73 A 24.9 3 B 24.9 24.9 3.74 A 23.6 4 B 24.2 23.9 2.75 A 21.8 5 B 22.6 22.2 1.06 A 20.5 6 B 21.3 20.9 -0.37 A 21.3 7 B 21.9 21.6 0.48 A 23.4 8 B 20.3 21.9 0.79 A NR 9 B NR - -

10 A NR 10 B NR - -11 A NR 11 B NR - -

Se preparó una probeta para su observación metalográfica, fue pulida y atacada con el reactivo Nital al 3% y se utilizó un microscopio óptico meta-lográfico OLYMPUS modelo PME3.

La superficie sana muestra una microestructura de dos fases: la primera es una matriz ferrítica (fase clara) y la segunda está formada por colonias de perlita laminar (fase oscura), con un tamaño de grano entre 9 y 10 (imagen 6).

La superficie próxima a la de rozamiento muestra una microestructura descarburada con colonias de perlita laminar, dispersión de partículas de carbono (puntos oscuros) y deformación y alargamiento de los granos (imagen 7).

Imagen 1. Rotor en los bancos de balanceo con el marco de rozamiento colocado en la posición de la rueda L-2, lado generador eléctrico.

Imagen 2. Elemento de rozamiento instru-mentado (tornillo) instalado en el marco de rozamiento y colocado en la parte superior de las bandas de la rueda de álabes móviles L-2.

Imagen 3. Tornillo instrumentado.

Imagen 4. Deformímetro unido a una de las caras del prisma rectangular del elemento de rozamiento.

Imagen 5. Desgaste del tornillo en su superficie expuesta al rozamiento.


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Imagen 6. Microestructura original del material del tornillo o del elemento de rozamiento (1000X).

Discusión

Figura 12. Cuadrícula para la medición de dureza en una de las superficies del paralelogramo del tornillo.

Imagen 7. Microestructura del material del tornillo próxima a la zona de rozamiento (1000X).

De la prueba de rozamiento experimental llevada a cabo en la rueda L-2 del rotor de baja presión se observó lo siguiente:

En los espectros de vibraciones adquiridos en el rotor a baja velocidad y con rozamiento se presenta conte-nido armónico con una atenuación en la amplitud de vibración de la componente fundamental (1X) del 12%, con respecto al diagrama de espectros adquirido sin rozamiento.

En los espectros de vibraciones adquiridos en el rotor a baja velocidad y sin rozamiento se presenta única-mente la componente fundamental de la vibración.

La deformación unitaria máxima a la flexión medida en el tornillo de rozamiento fue de 117 me, por lo que el esfuerzo máximo a la flexión en la posición del defor-mímetro fue de 245.7 kg/cm2. Con base en lo ante-rior, la fuerza estimada en el extremo de contacto del elemento de rozamiento con la rueda de álabes L-2 fue de 286.7 kg.

El elemento de rozamiento tuvo una pérdida de material de 8 mm: 5 mm del material de sacrificio y 3 mm más del

propio material del tornillo, debido a la fricción de éste con las bandas de la rueda de álabes móviles L-2.

La dureza medida en una de las superficies del prisma rectangular del elemento de rozamiento no es uniforme y fue menor en la superficie cercana a la de rozamiento. La diferencia entre los valores de dureza máximo y mínimo medidos es de 5.4 puntos en la escala Rockwell C.

Conforme al color azul presente en la superficie de contacto del elemento de rozamiento, así como en las superficies restantes del prisma rectangular, se estima que la temperatura alcanzada durante la ejecución de la prueba fue de alrededor de 800°C.

La microestructura tomada en una de las superficies del prisma rectangular del elemento de rozamiento no es uniforme, existen cambios en las dos fases: ferrita y perlita laminar, de la zona cercana a la de rozamiento con respecto a la de la superficie sana, ocasionada por la alta temperatura generada durante el rozamiento entre las bandas de la rueda de álabes L-2 y el elemento de rozamiento.

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Conclusiones

VÍCTORMANUELCRISTALINASNAVARRO[[email protected]]

Ingeniero Mecánico por el Instituto Politécnico Nacional (IPN). Investigador en el IIE desde 1982 en la División de Sistemas Mecánicos. Sus trabajos iniciales están relacionados con el desarrollo de procesos numé-ricos de optimización de sistemas de tuberías para plantas de potencia, lo cual incluye el diseño. Su acti-vidad estuvo relacionada con los principales aspectos de la transferencia de tecnología para el diseño y fabri-cación de turbinas de vapor geotérmico. También ha desarrollado y aplicado tecnologías para rehabilitar y extender la vida útil de componentes de turbinas y de otros equipos. Actualmente trabaja en el diagnóstico de comportamiento de turbomaquinaria. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales, así como de patentes otorgadas y en trámite.

JOSÉANTONIORAMÍREZSOLÍS[[email protected]]

Ingeniero Mecánico Electricista por la Universidad Veracruzana. Investi-gador del IIE desde 1987, donde ha colaborado y dirigido proyectos en las siguientes disciplinas: diagnóstico de fallas en equipo rotatorio mediante análisis de vibraciones; balanceo dinámico; análisis de potencia y eficiencia de turbinas de vapor, tanto en operación como a turbina abierta, con el fin de diagnosticar el canal de vapor y determinar qué etapas o grupos de trabajo deben ser programados para recibir mantenimiento, y pruebas de telemetría en álabes de turbinas de vapor para evaluar su diseño, realiza-ción y adecuación de bases de licitación para la adquisición de turbinas de gas y de vapor de unidades de generación eléctrica. Participó en el desa-rrollo de una norma de referencia para tubería de uso geotérmico que actualmente ya está vigente. Es autor de artículos nacionales, derechos de autor, secretos industriales y de patente en trámite.

CECILIOMOJICACALDERÓN[[email protected]]

Ingeniero Metalúrgico por la Escuela Superior de Ingeniería Química e Industrias Extractivas (ESIQIE), del Instituto Politécnico Nacional (IPN) en 1986. Maestro y Doctor en Ciencia e Ingeniería de la Corrosión por la University of Manchester Institute of Science and Technology (UMIST) de Manchester, Inglaterra, en 1992 y 1996, respectivamente. Desde 1987 se desempeña como investigador del Área de Degradación y Protección de Materiales Metálicos, de la Gerencia de Materiales y Procesos Químicos (GMyPQ) del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Ha dirigido y parti-cipado en diversos proyectos de investigación relacionados con la detec-ción, evaluación y diagnóstico de la corrosión, los sistemas de protección, análisis de falla e ingeniería de materiales de equipos de centrales termo-eléctricas. Las líneas de investigación actuales son el monitoreo de la corro-sión en alta temperatura en línea y la caracterización, selección y determi-nación de vida residual de materiales metálicos para equipos de Centrales Termoeléctricas.

El patrón dinámico característico del rozamiento en equipo rotatorio es el contenido armónico presente en los diagramas de espectros de vibración. Este patrón de comportamiento dinámico existe en todo momento, sin importar la magnitud de la fuerza de rozamiento, desde el arranque, velocidad nominal, toma de carga y carga máxima en equipo rotatorio con problemas de rozamiento.

Con base en la atenuación de la amplitud de vibración de la componente fundamental (1X) del 12% al aplicar rozamiento sobre la rueda L-2 y en la fuerza flexionante en el extremo del elemento de rozamiento de 287 kg, se infiere que la fuerza de rozamiento aplicada durante la prueba fue de alrededor de 34 kg. Esto es indicativo de que al existir rozamiento de cualquier magnitud, se va a presentar el mismo patrón de comportamiento dinámico determinado en este estudio.

El diagnóstico del rozamiento en equipo rotatorio, entre partes fijas y móviles, debe ser atendido inme-diatamente sacando de servicio el equipo, con el fin de corregir los errores del montaje y evitar que sus elementos mecánicos sufran daños catastróficos.

Con base en el análisis de dureza y metalografía del elemento de rozamiento y la coloración azul que presentan sus superficies, se estima que la temperatura que éste alcanzó en su zona de contacto con la rueda de álabes L-2 durante la prueba, fue de alrededor de los 800°C. Este incremento de temperatura provocó un cambio microestructural y de dureza en el elemento de rozamiento. Por lo anterior es necesario efectuar pruebas de dureza y de análisis metalográfico en las partes que experimentan rozamiento, para verificar y asegurar que conservan tanto su estructura metalográ-fica original como su dureza, de no ser así, se requiere de tratamientos térmicos, reparaciones o la sustitución de los componentes.

De izquierda a derecha: Cecilio Mojica Calderón, José Antonio Ramírez Solís y Víctor Manuel Cristalinas Navarro.

reseña anual 2010

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RESEÑA ANUAL2010

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Índice por tema

Innovación en generación. Avances en captura de CO2 y en turbomaquinaria

Análisis y control de erosión por partículas sólidas en loselementosdelsistemadeflujodeturbinasdevaporBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 156-167.Zdzislaw Mazur Czerwiec, Alfonso Campos Amezcua y Rafael Campos AmezcuaSe presenta el análisis de erosión por partículas sólidas de dife-rentes elementos del canal de flujo de turbinas de vapor: toberas, válvula de paro, tetones de los álabes, sellos de laberinto y discos del rotor, que operan en México utilizando herramientas de Diná-mica de Fluidos Computacional (CFD).

CaracterizacióndinámicadelrozamientoenrotordeturbinayanálisismetalográficodelelementoderozamientoBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 174-182.José Antonio Ramírez Solís, Víctor Manuel Cristalinas Navarro y Cecilio Mojica CalderónSe describe cómo el diagnóstico del rozamiento en equipo rota-torio, entre partes fijas y móviles, debe ser atendido inmedia-tamente sacando de servicio el equipo, con el fin de evitar que sus elementos mecánicos sufran daños catastróficos. Artículopresentado originalmente en el X Congreso y ExposiciónLatinoamericanadeTurbomaquinaria,enVeracruz,Veracruz,del6al9denoviembrede2007.

EstudiotécnicodelprocesodecapturadeCO2conmonoeta-nolaminaparaunaplantatermoeléctricaBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 150-155.Abigail González Díaz, José Manuel Franco Nava, María Vita Peralta Martínez, José Miguel González Santaló, Rogelio Franco López y Ramón Carreón SilvaSe describe la simulación del proceso de captura de CO2 de los gases generados por una planta termoeléctrica de 350 MW, que utilizaría carbón como combustible para aplicación en centrales generadoras, como una posible alternativa para reducir las emisiones de CO2 en México.

Secuestro y captura de CO2: Una opción para mitigar delcambioclimáticoBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 139-149.José Miguel González SantalóSe presenta la captura y secuestro de CO2 como una tecnología surgida en los últimos 15 años, que ha recibido gran impulso en la última década como una opción para mitigar el cambio climá-tico, así como diversas aplicaciones en algunos países alrededor del mundo.

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Red Eléctrica Inteligente (Smart Grid)

Arquitectura base de interoperabilidad semántica para elsistemaeléctricodedistribucióninteligenteenlaCFEBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 109-115.Alfredo Espinosa Reza, Raúl García Mendoza, Jesús F. Borjas Díaz y Benjamín Sierra RodríguezSe presenta la arquitectura física y lógica de la plataforma de interoperabilidad definida para los Sistemas de Gestión de la Distribución, de la Subdirección de Distribución de la Comisión Federal de Electricidad en México.

Incorporacióndeelectrodomésticosalconceptoderedeléc-tricainteligenteBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 95-101.Gilberto Vidrio López, Roberto Castán Luna, Fernando Ramírez Garduño, David Pascacio Maldonado, Francisco Antón Gabe-lich y Alfredo Díaz FernándezSe presenta un sistema para la incorporación de electrodomés-ticos al concepto de red eléctrica inteligente, desarrollado por el IIE y la empresa mexicana MABE, para optimizar la eficiencia energética en los consumidores mediante la administración de la operación de los electrodomésticos.

IntroducciónalconceptodemicrorredesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 102-108.Raúl Velázquez Sánchez, Héctor G. Sarmiento Uruchurtu, José L. Silva Farías, Gilberto Vidrio López y Rolando Nieva GómezSe define el concepto de microrred y los elementos que la conforman, como resultado de nuevas tecnologías participantes en la generación de energía eléctrica y de avances en las tecnolo-gías de información y comunicaciones.

Metodología para establecer el perfil que define una meta-especificación que aplica a subestaciones de distribución-casoMéxico-basadaenlanormaIEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.Cuitlahuac Picasso Blanquel, Carlos Chairez Campos, Joaquín García Hernández, Hebert Godínez Enríquez, Francisco C. Poujol Galván, Dionisio A. Suárez Cerda, Andrés Villalobos Romo, Rosa E. Llamas González y Carlos Samitier OteroSe presenta un caso de estudio de automatización de subesta-ciones eléctricas en la Comisión Federal de Electricidad (CFE), en el cual se ha tomando como referencia la norma IEC61850 y en el que se define una metaespecificación para los sistemas de protección, control, medición y comunicaciones requeridos por las subestaciones de distribución eléctrica. Artículo presen-tado originalmente en el Décimo Tercer Encuentro RegionalIberoamericanodeCigré,enPuertoIguazú,Argentina,del24al28demayode2009.

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Tecnologías Habilitadoras para la Industria Eléctrica

Análisis del estado del arte y de la práctica en la aplicacióndelmodeloCIMenempresaseléctricasBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 55-64.José Alfredo Sánchez López, Alfredo Espinosa Reza y Rosa Genoveva García EspinosaSe presenta el resultado de revisar el estado del arte en el desa-rrollo del modelo Common Information Model (CIM), así como el estado de la práctica de su implementación y uso en empresas eléctricas.

La Inteligencia de Negocios aplicada en los Mercados deElectricidadBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 86-92.Manuel Mejía Lavalle, Ricardo Sosa Ríos y Nemorio González Medina Se hace una revisión del estado del arte que muestra las áreas, tendencias y métodos que se están aplicando para atacar los retos actuales en los Mercados de Electricidad, por lo que se presenta la Inteligencia de Negocios como una alternativa intere-sante y efectiva de solución.Artículo publicado originalmente en Hybrid Artificial Intelligence Systems 2009, LNAI 5572, pp 235-243, Springer-Verlag Berlin Heidelberg 2009, como Survey of Business Intelligence forEnergyMarkets.

Procura,construcciónypuestaenserviciodelSIMPROBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 65-74.Octavio Gómez Camargo y José Juan Pérez BautistaSe describen las fases de diseño, procura, construcción, pruebas y puesta en servicio del SIMPRO (Simulador de Procesos).

SupervisióndeprocesosenlapalmadetumanoBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 47-54.José Alfredo Sánchez López y Alfredo Espinosa Reza Se presenta la estrategia para llevar los datos del proceso concen-trados en servidores OPC a dispositivos móviles, combinando tres tecnologías: estándar OPC, servicios Windows y servicios Web.

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35 años de Innovación Eléctrica y Energética

Adecuación del equipo eléctrico en la plataforma Akal-J dePEPparalaimplementacióndelsistemadedeshidrataciónydesaladodecrudoBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 16-22.Víctor Hugo Huesca Amador, Inocente Rosales Sedano y Marina Coutiño González Se presentan los análisis eléctricos realizados para determinar la factibilidad del suministro de energía a los equipos eléctricos requeridos, para implementar el proceso de deshidratación y desalado de 300 MBD de crudo Maya, así como las recomenda-ciones para una operación confiable y segura del sistema eléc-trico del CP AKAL-J.

Análisisdeestabilidaddelapresa“Tepuxtepec”Boletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 8-15.Ulises Mena Hernández, Oliver Elimelec Nava Tristán e Ismael Eduardo Arzola NuñoSe presentan los trabajos realizados para evaluar la estabilidad de la cortina de la presa de Tepuxtepec, los cuales incluyeron levanta-mientos topográfico, geológico y geotécnico, así como un análisis numérico a la cortina de dicha presa.

InnovaciónyCompetitividadBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 3-7.Angel Fierros Palacios Se describe el Proceso de Innovación Radical al que se está enfocando el Instituto de Investiga-ciones Eléctricas, con el fin de llegar a ser un orga-nismo moderno, dinámico y más competitivo.

Sistema automático de comunicación deondas guiadas para la detección de tubos derefuerzoinundadosenplataformaspetrolerascostafueraBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 34-44.Rito Mijárez Castro y Fernando Martínez RamírezSe presenta un trabajo de investigación en el cual se desarrolla un sistema automático de comunicación de ondas guiadas por modula-ción por posición de pulsos (PPM), orientado a la detección de miembros inundados en los tubos de refuerzo de las plataformas petroleras costa fuera.Resultados presentados en la 35th AnnualReview of Progress in Quantitative Nondes-tructiveEvaluation,ypublicado por el American Institute of Physics, March 3, 2009 - Volume 1096, pp. 1014-1021.

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Ambiente Gráfico para el Desarrollo de Modelos de Simula-ción(AGRADEMOS)Boletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 82-83.Fernando Fermín Jiménez Fraustro, Luis Alejandro Jiménez Fraustro, José Antonio Tavira Mondragón LaautomatizacióndeladistribuciónenlaredinteligenteBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 120-121.Ma. de Lourdes Gallegos Grajales y Cuitlahuac Picasso Blanquel

Modernizacióndelossistemasdecontrol,protecciónyauxi-liaresdelgeneradordecortocircuitodellaboratoriodealtapotenciadelLAPEMBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 84-85.Julio César Montero Cervantes y Joaquín Héctor Rodríguez Rodríguez

PruebasdecombustiónenhornosexperimentalesBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 170-171.Antonio Diego Marín y Marco Antonio Martínez Flores

Breves técnicas

SensoresensistemaseléctricosdepotenciaysupapelenlasredesinteligentesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 122-125.José Ramírez Niño, Rito Mijárez Castro, Pablo H. Ibargüengoytia González y Gerardo Montoya Tena

Simuladordeahorrodeenergía:MóduloI:casahabitaciónBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 31-33.Hugo Pérez Rebolledo, Itha Sánchez Ramos y Rodrigo Tagle Centeno

SimuladordecalderasBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 78-79.Iván Francisco Galindo García, Edgardo Roldán Villasana, José Antonio Tavira Mondragón, Ana Karenina Vázquez Barragán y Miguel Rossano Román

SimuladordelSistemaEléctricodeDistribuciónBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 27-28.Alfredo Espinosa Reza

Sistema de adquisición de datos remoto para centrales degeneracióndeenergíaeléctricaBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 80-81.Javier Moreno Román, Alfonso Rivas Suárez y María Antonieta Solano Cuadros

Sistema de medición avanzada para usuarios geográfica-menteconcentradosBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 126-127.Gilberto Vidrio López, Roberto Castán Luna, Fernando Ramírez Garduño y David Pascacio Maldonado

Sistemademonitoreo,diagnósticoyalternativasdesoluciónparaaerocondensadoresdecentralestermoeléctricasBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 172-173.Ramón Sánchez Sánchez, Ángel González Sánchez, José Hugo Rodríguez Martínez y José Alfredo Sánchez López

SistemadeRealidadVirtualparalacapacitaciónenelmante-nimientoalíneasdeAltaTensiónBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 29-30.Israel Galván Bobadilla

reseña anual 2010

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B

BorjasDíaz,JesúsFidelGerencia de Supervisión de ProcesosArquitectura base de interoperabilidad semántica para el sistema eléctrico de distribución inteligente en la CFEBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 109-115.

CCamposAmezcua,AlfonsoGerencia de TurbomaquinariaAnálisis y control de erosión por partículas sólidas en los elementos del sistema de flujo de turbinas de vaporBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 156-167.

CamposAmezcua,RafaelGerencia de TurbomaquinariaAnálisis y control de erosión por partículas sólidas en los elementos del sistema de flujo de turbinas de vaporBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 156-167.

CastánLuna,RobertoGerencia de Control e InstrumentaciónIncorporación de electrodomésticos al concepto de red eléctrica inteligenteBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 95-101.

CristalinasNavarro,VíctorManuelGerencia de TurbomaquinariaCaracterización dinámica del rozamiento en rotor de turbina y análisis metalográfico del elemento de rozamientoBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 174-182.

CH

ChairezCampos,CarlosGerencia de Supervisión de ProcesosMetodología para establecer el perfil que define una meta-especi-ficación que aplica a subestaciones de distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.

E

EspinosaReza,AlfredoGerencia de Supervisión de ProcesosAnálisis del estado del arte y de la práctica en la aplicación del modelo CIM en empresas eléctricasBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 55-64.

Arquitectura base de interoperabilidad semántica para el sistema eléctrico de distribución inteligente en la CFEBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 109-115.

Supervisión de procesos en la palma de tu manoBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 47-54.

Índice por autor

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F

FierrosPalacios,Angel División de Energías AlternasInnovación y CompetitividadBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 3-7.

FrancoNava,JoséManuelGerencia de TurbomaquinariaEstudio técnico del proceso de captura de CO2 con monoetanola-mina para una planta termoeléctricaBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 150-155.

G

GarcíaHernández,JoaquínGerencia de Control e InstrumentaciónMetodología para establecer el perfil que define una meta-especi-ficación que aplica a subestaciones de distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.

GarcíaMendoza,Raúl Gerencia de Supervisión de ProcesosArquitectura base de interoperabilidad semántica para el sistema eléctrico de distribución inteligente en la CFEBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 109-115.

GodínezEnríquez,HebertGerencia de Transmisión y DistribuciónMetodología para establecer el perfil que define una meta-especi-ficación que aplica a subestaciones de distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.

GómezCamargo,OctavioGerencia de Control e InstrumentaciónProcura, construcción y puesta en servicio del SIMPROBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 65-74.

GonzálezDíaz,AbigailGerencia de TurbomaquinariaEstudio técnico del proceso de captura de CO2 con monoetanola-mina para una planta termoeléctricaBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 150-155.

GonzálezSantaló,JoséMiguelDivisión de Sistemas MecánicosEstudio técnico del proceso de captura de CO2 con monoetanola-mina para una planta termoeléctricaBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 150-155.

Secuestro y captura de CO2: Una opción para mitigar del cambio climáticoBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 139-149.

H

HuescaAmado,VíctorHugoGerencia de Equipos EléctricosAdecuación del equipo eléctrico en la plataforma Akal-J de PEP para la implementación del sistema de deshidratación y desalado de crudoBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 16-22.

M

MazurCzerwiec,ZdzislawGerencia de TurbomaquinariaAnálisis y control de erosión por partículas sólidas en los elementos del sistema de flujo de turbinas de vaporBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 156-167.

reseña anual 2010

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MejíaLavalle,ManuelGerencia de Tecnologías de la InformaciónLa Inteligencia de Negocios aplicada en los Mercados de ElectricidadBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 86-92.

MenaHernández,UlisesGerencia de Ingeniería CivilAnálisis de estabilidad de la presa “Tepuxtepec”Boletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 8-15.

MijárezCastro,RitoGerencia de Control e InstrumentaciónSistema automático de comunicación de ondas guiadas para la detección de tubos de refuerzo inundados en plataformas petroleras costa fueraBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 34-44.

MojicaCalderón,Cecilio Gerencia de Materiales y Procesos QuímicosCaracterización dinámica del rozamiento en rotor de turbina y análisis metalográfico del elemento de rozamientoBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 174-182.

N

NavaTristán,OliverElimelecGerencia de Ingeniería CivilAnálisis de estabilidad de la presa “Tepuxtepec”Boletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 8-15.

NievaGómez,RolandoDivisión de Sistemas EléctricosIntroducción al concepto de microrredesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 102-108.

P

PascacioMaldonado,DavidGerencia de Control e InstrumentaciónIncorporación de electrodomésticos al concepto de red eléctrica inteligenteBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 95-101.

PeraltaMartínez,MaríaVitaGerencia de Procesos TérmicosEstudio técnico del proceso de captura de CO2 con monoetanola-mina para una planta termoeléctricaBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 150-155.

PérezBautista,JoséJuanGerencia de Control e InstrumentaciónProcura, construcción y puesta en servicio del SIMPROBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 65-74.

PicassoBlanquel,CuitlahuacGerencia de Supervisión de ProcesosMetodología para establecer el perfil que define una meta-especi-ficación que aplica a subestaciones de distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.

PoujolGalván,FranciscoCuauhtémocGerencia de Supervisión de ProcesosMetodología para establecer el perfil que define una meta-especi-ficación que aplica a subestaciones de distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.

R

RamírezGarduño,FernandoGerencia de Control e InstrumentaciónIncorporación de electrodomésticos al concepto de red eléctrica inteligenteBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 95-101.

192

RamírezSolís,JoséAntonioGerencia de TurbomaquinariaCaracterización dinámica del rozamiento en rotor de turbina y análisis metalográfico del elemento de rozamientoBoletín IIE, año 34, núm. 4, octubre-diciembre de 2010, pp. 174-182.

RosalesSedano,InocenteGerencia de Equipos EléctricosAdecuación del equipo eléctrico en la plataforma Akal-J de PEP para la implementación del sistema de deshidratación y desalado de crudoBoletín IIE, año 34, núm. 1, enero-marzo de 2010, pp. 16-22.

S

SánchezLópez,JoséAlfredoGerencia de Supervisión de ProcesosAnálisis del estado del arte y de la práctica en la aplicación del modelo CIM en empresas eléctricasBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 55-64.

Supervisión de procesos en la palma de tu manoBoletín IIE, año 34, núm. 2, abril-junio de 2010, pp. 47-54.

SarmientoUruchurtu,HéctorGerardoGerencia de Transmisión y DistribuciónIntroducción al concepto de microrredesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 102-108.

SierraRodríguez,BenjamínGerencia de Supervisión de ProcesosArquitectura base de interoperabilidad semántica para el sistema eléctrico de distribución inteligente en la CFEBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 109-115.

SilvaFarías,JoséLuisGerencia de Transmisión y DistribuciónIntroducción al concepto de microrredesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 102-108.

SuárezCerda,DionisioA.Gerencia de Supervisión de ProcesosMetodología para establecer el perfil que define una meta-especi-ficación que aplica a subestaciones de distribución -caso México- basada en la norma IEC-61850Boletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 128-136.

V

VelázquezSánchez,RaúlGerencia de Transmisión y DistribuciónIntroducción al concepto de microrredesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 102-108.

VidrioLópez,GilbertoGerencia de Control e InstrumentaciónIncorporación de electrodomésticos al concepto de red eléctrica inteligenteBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 95-101.

Introducción al concepto de microrredesBoletín IIE, año 34, núm. 3, julio-septiembre de 2010, pp. 102-108.

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