Tipos de Combustibles en Motores de Reacción

Para el estudio de los combustibles en una turbina de gas con aplicación en la industria aérea, se deben tener en cuenta dos tipos de propiedades básicas: físicas y químicas.

Las físicas son fundamentalmente la volatilidad, grado de atomización y viscosidad. Las químicas: estabilidad, acción corrosiva y formación de residuos. Volatilidad, es la tendencia de un combustible a evaporarse a una cierta temperatura. Se mide mediante la presión de vapor REID. A mayor presión de vapor, más volátil. Este concepto está íntimamente relacionado con el de "Flash Point" de un líquido volátil, el cual es la menor temperatura a la cual se puede vaporizar para formar una mezcla combustible con el aire. Para medir el Flash Point de un líquido se requiere una fuente de ignición, recordando siempre que cuando se retira esta fuente de ignición, el vapor del líquido podría dejar de quemarse.

Estabilidad, es la resistencia que presenta un combustible a descomponerse a altas temperaturas. La acción corrosiva del combustible se debe fundamentalmente al azufre que el quemarse forma dióxido de sulfuro, que al mezclarse con agua forma ácido sulfuroso, muy corrosivo sobre las superficies del motor. Para resultados catastróficos la oxidación requiere de la presencia de Na₂SO₄ y Mo, W y/o V. La tasa a la cual la corrosión se desarrolla tiene una relación directa con la temperatura. A temperaturas mayores de 1500 °F, el ataque por sulfidación ocurre rápidamente (la sulfidación es la acción corrosiva derivada de la acción del azufre con metales alcalinos). Para temperaturas menores y combustibles con la presencia de vanadio, la oxidación catalizada por el pentoxido de vanadio sobrepasar los efectos de la sulfidación. Los residuos de carbón es una medida de los componentes de carbón dejados en el combustible una vez que los componentes volátiles se han vaporizado.

En un principio los constructores de motores a reacción creyeron que podrían utilizar cualquier clase combustible. La primera especificación británica relativa al combustible para turborreactores, hacía referencia a un keroseno clásico cuya temperatura de congelación fuera de – 40 °F. La Marina Norteamericana utilizó gasolina para alimentar sus primeros aviones de reacción, pero la corrosión causada en las turbinas por el teatrilo de plomo, así como su gran volatilidad, originó grandes problemas. La primera especificación norteamericana de combustible para turborreactores fue la JP-1 emitida en 1944 y que en 1950 recibió la nueva designación MIL-F-5616. Por su parte los franceses manejan la especificación TRO. En cualquier caso, se trata de un producto procedente de la destilación del petróleo crudo, semejante al petróleo parafínico lampante, que tiene como temperaturas inicial y final de de destilación 170 y 300 °C, respectivamente. Dos razones motivaron su elección:

1. Al efectuarse la alimentación de los inyectores de presión, no era necesario, como en al motores con carburador, que el combustible fuese muy volátil
   
2. Aumentaba la seguridad de vuelo al disminuir la volatilidad (peligro de incendio)
   

El keroseno se obtiene por destilación del petróleo entre 175 y 265 °C, su peso específico es de 0,83 kg/dm³ y poder calorífico de 10133 kCal/kg. Su presión de vapor es unas 20 menor que la del JP-4, es decir su volatilidad es muy pequeña. Desarrolla electricidad estática a su gran viscosidad. Arde en contacto con superficies de más de 200 °C.

Posteriormente se han desarrollado el JP-3 y JP-4 para llegar al keroseno más utilizado, el JET-A-1 (según la ASTM). Este JET-A-1 también es conocido como JP-1 A ó MIL-J-5616. El JET-A-1 tiene una presión de vapor muy baja, su densidad varía de 775 a 840 kg/m³, punto de congelación -50 °C, punto de inflamación de 38 °C y un poder calorífico de 10200 kCal/kg. Es incoloro o ligeramente amarillo.

El JP-4 ó TR4 es más inflamable que el keroseno, pues en tanto que en éste la inflamación puede producirse a los 30 °C, en el JP-4 puede hacerlo desde los -20 °C. La norma del JP-4 tolera hasta un 5% en olefinas y hasta un 25% de aromáticos, aunque suele contener del 7 al 17%. Se dice que en general el JP-4 se puede obtener con una parte de gasolina y tres de keroseno, con adición de cierta cantidad de productos destilados. El JP-3 por su parte, puede obtenerse mezclando dos partes de gasolina con una de keroseno. Por lo tanto una de las desventajas del JP-3 es su elevada volatilidad.

Los combustibles JP-5, 6 y 7 vienen a satisfaces condiciones de volatilidad más exigentes (vuelos a grandes velocidades) frente a peligrosos calentamientos. Por ejemplo, para vuelos cercanos a Mach 2, existen problemas de estabilidad térmica del combustible con temperaturas próximas a 90 °C en los depósitos y 200 °C en las bombas. A estas temperaturas, la eficacia de los filtros y los termointercambiadores está mermada por la auto-oxidación, fenómeno que se acentúa en presencia de cuerpos microscópicos. La volatilidad se reduce mediante la presurización del depósito.

 

Materiales de la Turbina de Expansión

El estator de la primera etapa (también denominado primera escalón en alguna literatura), es la zona de la turbina sometida a mayor temperatura. De hecho este parámetro es el más limitativo del motor en cuanto a sus actuaciones. El material para los álabes del estator debe presentar gran resistencia a la corrosión y oxidación, así como a las variaciones de temperatura o choques térmicos. Las características mecánicas del material para estos álabes no son muy rígidas por su condición estática. En su mecanizado se ha sustituido la forja por moldeo a la cera. Para bajas temperaturas se emplean aceros inoxidables y para altas temperaturas superaleaciones de base níquel o cobalto. Estas superaleaciones poseen buenas características mecánicas y de oxidación a temperaturas de hasta 1100 °C. No se emplean en absoluto aleaciones de aluminio o titanio por los problemas de fusión y moldeo.

Los álabes del rotor están sometidos, a la combinación temperatura-carga más importante del motor. Así pues, además de los requisitos de resistencia al choque térmico y oxidación por vistos para el estator, en el estator, en el rotor es un factor determinante la carga de rotura por termofluencia. La termofluencia se puede definir como el aumento constante de longitud que se produce en un material al aplicarle una carga, cuando la temperatura es suficientemente elevada. En el caso de una gran carga a temperatura ambiente, la fluencia producida en el material produce una deformación que se estabiliza en un gran período de tiempo, no así cuando la temperatura es muy alta, como en el caso aquí discutido. A lo largo del álabe, la zona intermedia es la que se ve sometida a mayor temperatura y sin embargo es la zona de encastre más crítica, por ser ahí mayores los esfuerzos.

Los materiales más empleados en el álabe de rotor son aleaciones tipo Nimonic, cuya base es el níquel aleado con cromo, titanio, aluminio y cobalto. El material empleado dependerá también de la etapa correspondiente, pudiendo variar el material de una etapa a la otra, al ser distintos sus requerimientos. Generalmente se obtienen por forja. A partir de 1990, se ha logrado a que los álabes se fabriquen de estructura monocristalina, o realizados por solidificación direccional.

En cuanto al carter de la turbina se suele emplear acero inoxidable con buenas propiedades de resistencia de temperatura. El disco de la turbina está sometido en el borde exterior a temperaturas de hasta 700 °C y en el centro del eje, de unos 400 °C. Suelen emplearse aceros ferríticos cuando la temperatura no sea muy elevada. Para altas temperaturas se utilizan aceros inoxidables austeníticos con molibdeno o niobo y para grandes esfuerzos superaleaciones del tipo hierro-cromo-níquel o Discaloy (hierro-cromo-cobalto). Se han efectuado ensayos con álabes de cerámica (cermets: cerámica-metal) hasta 1600 °C sin refrigerar. El mayor problema es su fragilidad.

 

Efectos de la Inyección de Agua en una Turbina de Gas

La inyección de vapor de agua o agua líquida para el control de emisiones y el aumento de potencia de una turbina de gas, no está libre de acarrear efectos secundarios en el desempeño de este tipo de unidades. Estos efectos están asociados al cambio de las propiedades de los gases que circulan por la unidad, una vez se añade el agua en (o justo antes de) la cámara de combustión.

El incremento de la conductividad térmica de los gases de escape, resulta en un incremento de la tasa de transferencia de calor hacia los componentes metálicos de la turbina y por tanto un incremento en su temperatura. Se ha determinado por ejemplo, que la expectativa de servicio de los componentes de la turbina, puede decrecer en alrededor de un 33% con tan solo la inyección de vapor de agua a una razón de 3% en la corriente de aire.

El impacto sobre la vida útil de los componentes de una turbina sometida a inyección de vapor de agua o agua líquida, depende fundamentalmente a los mecanismos de control de la unidad. La mayoría de los sistemas de control de las turbinas de gas industriales, de hecho intentar reducir la temperatura de combustión cuando se inyecta agua. Esto para compensar el efecto de la transferencia de calor desde los gases de escape hacia los álabes de la turbina; sin embargo, hay que señalar que con esta reducción de temperatura también se busca el efecto deseado de control de emisiones.

Una de las razones por las cuales se inyecta agua, es la de precisamente tratar de mantener temperaturas inferiores a los 1500 °C en la cámara de combustión, con el fin de que el nitrógeno en los gases de escape se mantenga inerte y no reaccione químicamente con el oxigeno en la formación de los denominados NOx. Tradicionalmente para evitar la formación de NOx, se intenta bajar la temperatura tanto como sea posible en todas las partes de la llama, y de pre-mezclar en la medida de lo posible el combustible con el comburente.

Cuando los sistemas de control no buscan reducir la temperatura de combustión (firing temperature) una vez inyectada el agua, es porque se busca aumentar la potencia de desempeño de la unidad. Se deduce entonces, que en estos casos la vida útil de los componentes de la zona caliente de la turbina se reduce. Este tipo de aplicación está dirigido entonces a unidades para cargas pico de generación y pocas horas de servicio operativo.

La inyección de vapor de de agua tiene otro efecto en la sección de la turbina, y es que incrementa las cargas sobre sus componentes. Esta carga adicional incrementa la tasa de deflexión en las boquillas de las tres primeras etapas de la turbina, lo que reduce su tiempo de reparación y servicio. Los fabricantes de turbinas de gas, realizan estudios para encontrar aleaciones que puedan soportar estas cargas de manera conveniente y económica.

Finalmente, hay que señalar que estudios como los de White & Meacock (An Evaluation of the Effects of Water Injection on Compressor Performance, ASME 2004), discuten ampliamente los efectos de la inyección de agua en el compresor de la turbina de gas. Señalando por ejemplo, que cuando se inyecta agua para el incremento de potencia desde el compresor, existe una tendencia real a que las etapas del compresor funcionen fuera del punto de diseño, las primeras etapas hacia la zona de ahogamiento (choke), mientras que las posteriores hacia la de desprendimiento (stall).

¿Por qué se inyecta agua en una turbina de gas?

Primero hay que señalar que el agua puede inyectarse bien sea a la entrada de aire del compresor o a la envoltura difusora del compresor, es decir, entre la salida del compresor y la entrada a la cámara de combustión.

También hay que señalar que en algunos casos se inyecta una mezcla agua/metanol para darle propiedades anticogelantes al agua. Esto permite al mismo tiempo una fuente adicional de combustible.

Cuando se inyecta agua a la entrada del compresor, el impulso adicional se obtiene principalmente enfriando el aire que entra al motor, mediante la vaporización del agua inyectada al flujo de aire. La reducción en temperatura de entrada al compresor reduce la densidad del aire aumentando la masa de flujo que va al motor, disminuye el trabajo del compresor y puede cambiar el acoplamiento del motor. Si se añade metanol a la mezcla, la temperatura de entrada a la propia turbina se restablece por la combustión del mismo en la cámara de combustión.

La inyección de agua a la sección difusora del compresor aumenta la masa de flujo que pasa por la turbina para un flujo dado en el compresor y reduce la temperatura de entrada a la combustión, de manera que puede quemarse un combustible adicional sin llegar a exceder la temperatura máxima de entrada de la turbina. Esta técnica desplaza también el punto de acoplamiento del motor, lo que da por resultado un impulso adicional.

Normalmente en la literatura en idioma inglés no se refiere a la inyección de agua o refrigerante en la sección difusora sino a la cámara de combustión (Combustion Chamber Injection).

Fuentes: Bathie, W "Fundamentos de Turbinas de Gas" y Rolls Royce "The Jet Engine"

¿Qué es el poder calorífico de un combustible?

El poder calorífico de un combustible es la cantidad de energía que puede liberar ese combustible por unidad de peso o volumen. Los poderes caloríficos son determinados de manera experimental. Se consideran dos poderes caloríficos para los combustibles: El poder calorífico superior y el inferior. En la literatura corrientemente se identifican uno y otro por sus siglas en inglés. Así HHV = Hight Heat Value es el Poder Calorífico Superior, y el LHV = Low Heat Value es el Poder Calorífico Inferior. Se denomina Poder Calorífico Superior al que resulta de incrementar el poder calorífico con el calor latente de condensación que desprende el agua al condensar. Mientras el Poder Calorífico Inferior es el que no tiene en cuenta dicho incremento del calor de condensación por permanecer el agua en estado de vapor. 

Otra forma de visualizar la diferencia entre el LHV y el HHV

Si las temperatura de los productos finales de la combustión es tal que el vapor de agua que se ha formado continua es este estado, tendremos el LHV. En cambio, si la temperatura de los productos finales es suficientemente baja como para que aquella se condense, tendremos el HHV.

La diferencia entre el LHV y el HHV será igual al calor desprendido por la condensación del agua (en promedio 2261 kJ por kg de Agua).

¿Qué es la capacidad de enfriamiento de un sistema de refrigeración?

La capacidad de enfriamiento es la cantidad de calor extraído del espacio por refrigerar. Se designa en Btu/h, toneladas de refrigeración o frigorías.

La capacidad de enfriamiento de un sistema de refrigeración –la relación de calor extraído del espacio refrigerado- con frecuencia se expresa en toneladas de refrigeración. La capacidad de un sistema de refrigeración que puede congelar 1 tonelada (2000 lbm) de agua líquida a 0 °C (32 °F) en hielo a 0 °C en 24 h será 1 tonelada.

Veamos un ejemplo de como calcular la capacidad de enfriamiento:

Un sistema mecánico de aire acondicionado opera de modo que la temperatura de evaporación es de 20 °F, y la del líquido, cerca de la válvula, es de 100 °F. Si se recirculan 10 lb/min de Refrigerante 12, calculemos:

a)      La capacidad en Btu/h

b)      La capacidad en toneladas

Solución:

a)      Utilizando una tabla de refrigerante 12, el efecto de refrigeración (ER) será de:

Entalpia de gas saturado para 20 °F

                                                                 hg = 79,385 Btu/lb

Entalpia de líquido saturado para 100 °F

                                                                hf = 31,10 Btu/lb

                                         ER = hg - hf = 79,385 - 31,10 = 48,285 Btu /lb

Luego la capacidad del sistema

                                                        Capacidad = 10 lb/min x 48,285 Btu/lb x 60 min/h = 28971 Btu/h

b)      Capacidad en toneladas de refrigeración

                                                      T = 28971 / 12000 = 2,41 Ton

Cuando se derrite una tonelada de hielo, absorbe 288000 Btu. Por lo tanto, una libra, absorberá 144 Btu. Si una tonelada se derrite en 24 horas, absorberá 288000  Btu/día, 12000 Btu/h o 200 Btu/min.

Tipos de Deterioros en Turbinas a Gas

En una Turbina a Gas, incluso cuando opera bajo condiciones esperadas de diseño, aunque cuente con un buen sistema de filtros en la admisión y a pesar de que utilice combustibles limpios, se puede esperar que los componentes de la máquina expuestos al flujo resulten con el tiempo: sucios, erosionados, corroídos, carbonizados, cubiertos con óxidos e incluso dañados. El resultado de todas estas condiciones se traducen en un deterioro del funcionamiento o desempeño  de la turbina como unidad motriz, deterioro que empeora a medida que se incrementa el tiempo de operación.

Se pueden identificar tres tipos principales de deterioro en las turbinas a gas:

1.     Deterioro de desempeño recuperable con lavados de limpieza.

2.     Deterioro de desempeño no recuperable con lavados de limpieza.

3.     Deterioro de desempeño permanente, el cual no es recuperable hasta mantenimiento mayores con reemplazo de partes y ajuste de holguras.

Deterioro Recuperable: En la operación normal de una turbina, aún cuando este equipada con un buen filtro, los elementos presentes en el aire como sucio, polvo, polen, etc., pueden resultar en la acumulación de partículas que bloquean el filtro de entrada; o depositarse en las alabes del estator y rotor del compresor causando el denominado ensuciamiento del compresor. También estas partículas al mezclarse con los productos de la combustión o sustancias aceitosas  (sistemas de aceite de sellos) forman ensuciamiento en las turbinas. Ambos tipos de ensuciamiento resultan en la afectación del desempeño de los diferentes componentes de la turbina, lo cual implica en la disminución de la eficiencia del equipo. El ensuciamiento en el compresor de la turbina resulta en una reducción del flujo másico de entrada y eficiencia del compresor. El ensuciamiento cerca de las zonas calientes resulta en la reducción de la eficiencia de la turbina y en una reducción en la temperatura de combustión de la unidad. Los siguientes métodos de limpieza son los más comúnmente utilizados para este tipo de deterioro:

·          Limpieza en línea con partículas sólidas (materiales abrasivos, cáscaras de arroz, etc.).

·          Limpieza en línea con agua y detergentes (o cualquier otro producto no inflamable, no tóxico y preferiblemente biodegradable).

·          Lavado en remojo (con el equipo fuera de servicio). Este método suele ser el más eficiente para la limpieza del compresor de la turbina, especialmente en los componentes expuestos a las altas temperaturas, donde se puede observar carbonización.

Las limpiezas en línea suelen realizarse con las unidades con la carga mínima de operación o con carga parcial. Es importante señalar, que el uso de filtros apropiados puede atenuar la tasa de ensuciamiento, pero no lo eliminará completamente. Es un hecho conocido, que las superficies de alabes altamente pulidas o con recubrimientos especiales, es decir aquellos mecanismos que reducen la rugosidad superficial del componente, lo hacen menos susceptible al ensuciamiento y darán mejor repuesta a las limpiezas antes sugeridas.

El congelamiento del filtro, del cilindro de entrada, de los alabes direccionadores de entrada o la parte frontal de succión del compresor puede tener un efecto significativo en el desempeño de la turbina a gas como unidad motriz. Y este efecto puede ocurrir de una manera más súbita y severa que un ensuciamiento tradicional; sin embargo es un fenómeno temporal, que si no conlleva daños al compresor, no acarrea efectos permanentes en la unidad.

Deterioro No Recuperable con Limpieza:   Es el tipo de deterioro que aún cuando se efectúen limpiezas en la unidad, no mejora ninguna de sus condiciones de desempeño. Típicamente son problemas en los canales de flujo, erosión, corrosión, incremento de holguras y otras que incluso empeoran con el paso del tiempo.

Deterioro Permanente: Es el tipo de deterioro que incluso después de un mantenimiento mayor de la unidad no son recuperables. Típicamente durante un mantenimiento mayor los componentes expuestos al flujo de fluidos son limpiados, las partes dañadas reemplazadas, las tolerancias de sellos y bujes son reajustadas, cualquiera fuga eliminada y  los alabes recubiertos con su protector, etc. Este conjunto de acciones debería asegurar que la máquina quede restaurada lo más cerca posible a las condiciones de “nueva y limpia”. Sin embargo, no es usual que el desempeño de la unidad vuelva a ser el esperado teóricamente. Por ejemplo, la distorsión del cilindro (excentricidades), el incremento en la rugosidad de los alabes y otros componentes por los que atraviesa el flujo, la distorsión de los alabes y otros, ocasionan en definitiva una disminución permanente de las condiciones de operación de la unidad. Afortunadamente, bajo condiciones normales este tipo de deterioros no recuperables son pequeños en proporción con respecto a los recuperables.

Traduccion parcial de : “Performance Deterioration in Industrial Gas Turbines”, de I.S. Diakunchak, publicada en Journal of Engineering for Gas Turbines and Power, Abril 1992.