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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

SALOME GONZALES CHAVEZ

Dr. Salome Gonzáles Chávez

9 9.1

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

SISTEMAS DE COGENERACION

FUNDAMENTOS DE LA COGENERACION Y SUS POSIBILIDADES EN EL PERU

9.1.1 DEFINICIONES COGENERACION A diferencia de un sistema convencional, que produce bien electricidad o bien energía térmica para procesos, en sentido estricto la cogeneración consiste en la producción simultánea o secuencial de la energía mecánica (que en la mayor parte de los casos se transforma directamente en energía eléctrica) y energía térmica útil para procesos, a partir de la combustión de combustibles fósiles y/o no convencionales Bajo el punto de vista de la evolución de su utilización, con esta definición general se engloban diferentes tipos de sistemas, que van desde los denominados district heating, en los que una población o un barrio de una ciudad, son suministrados simultáneamente con energía eléctrica y calefacción, a partir de una central de potencia, hasta los denominados sistemas de energía total, total energy, que se refieren a pequeñas unidades de cogeneración en lugares tales como hospitales, universidades, etc., pasando por los sistemas industriales, on site power, con producción simultánea de energía eléctrica y vapor de procesos La justificación técnica del interés en la cogeneración estriba en el hecho de que es más eficiente producir simultáneamente energía eléctrica y térmica que producirlas de modo independiente. En efecto, el rendimiento térmico de las grandes plantas modernas de potencia es de alrededor del 40%, pero teniendo en cuenta la utilización de plantas antiguas, más pequeñas y de rendimientos inferiores, se puede considerar que el rendimiento medio de generación de energía eléctrica está en el orden del 30%. Esto significa que aproximadamente un 70% de la energía primaria utilizada, que son combustibles fósiles, es liberada al ambiente como calor residual. Cuando la electricidad y el vapor son producidos simultáneamente por cogeneración, el rendimiento medio puede oscilar entre el 50% y el 85%. Estas cifras indican que existe un gran potencial de ahorro de combustibles fósiles mediante la implantación de la cogeneración. Al mismo tiempo, el éxito o no de la cogeneración responde a principalmente a razones de tipo económico. Bajo la definición dada de la Cogeneración, se barajan los conceptos de calidad y utilidad de la energía. El primero de ellos procede de la termodinámica y confiere la máxima calidad a la energía mecánica y atribuye al calor la calificación de "energía degradada" precisamente por la dificultad de convertirla en energía mecánica. En este sentido, la energía eléctrica tendrá una gran calidad y el vapor obtenido en una planta de cogeneración sería una "energía degradada". 2

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Fig. 9.1

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Balance energético comparativo a igualdad de requerimiento

La electricidad y el vapor para procesos son formas energéticas "deseadas", energías necesarias requeridas por los sistemas tecnológicos utilizados industrialmente y, por lo tanto, ambas son energías útiles y valorizables. Por lo tanto; el concepto de calidad termodinámica y utilidad industrial son, en cierto modo, complementarios y son los que permiten la gran eficacia de los sistemas de cogeneración

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ENERGIA ELECTRICA COMPRADA A LA RED

SISTEMA DE COGENERACION

VENTA

DEMANDA INDUSTRIAL DE ELECTRICIDAD Y CALOR UTIL PARA PROCESOS

GENERACION DE CALOR UTIL Fig. 9.2

Esquema de instalación de un sistema de cogeneración industrial

Para una utilización efectiva de la cogeneración, es evidente que se requiere un ajuste apropiado entre las características del sistema y las necesidades energéticas de la industria, centro residencial o comercial en que se aplique. En este sentido, será necesaria una auditoria energética previa, que detalle la variación, en el tiempo, de la demanda de energía eléctrica y térmica, los planes de funcionamiento futuros, así como las características de los procesos y las oportunidades para ahorrar energía mediante una eficaz gestión energética. 9.1.2. IMPORTANCIA DE LA COGENERACION La importancia de los sistemas de cogeneración, se reflejan en lo siguiente: A NIVEL DEL COGENERADOR a) Ahorro en la facturación energética. Los beneficios en el sector industrial son la reducción de la facturación energética en los costos de producción y como consecuencia aumenta la competitividad de la empresa b) Autosuficiencia. Independencia parcial o total del suministro eléctrico exterior c) Posibilidad de venta del exceso de energía eléctrica a la red d) Posibilidad de venta del exceso de energía térmica a vecinos industriales e) Empleo eficiente de combustibles convencionales y no convencionales. El gas natural siendo un combustible ecológicamente noble y dada su disponibilidad como fuente en nuestro medio, se transforma en uno de los energéticos de mayor conveniencia técnica y económica en su utilización cogenerativa f) Continuidad y calidad del suministro de energía. Es decir; amplia disponibilidad de servicio con lo que se obtiene confiabilidad en el proceso productivo de una industria A NIVEL PAIS a) Ahorro de la energía primaria. Ahorro en petróleo, gas natural, carbón mineral y biomasa al hacer un uso más eficiente de los energéticos b) Reducción de la dependencia energética exterior. Al ser deficitarios de recursos petroleros dentro la demanda energética nacional, la cogeneración 4

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favorece la recuperación de divisas c) Mejora del medio ambiente. Se reducen las emisiones contaminantes al medio ambiente por quemar menos combustibles tradicionales en grandes escalas d) Industrialización de zonas alejadas del sistema eléctrico interconectado e) Diversificación de fuentes energéticas f) Disminución de pérdidas en transporte y distribución de la energía eléctrica; dado a las instalaciones ubicadas muy cercanas a los sistemas de consumo energético En el siguiente cuadro se muestra en resumen una comparación entre los sistemas de cogeneración y los sistemas convencionales Una central de cogeneración representa, de hecho, disponer de una segunda fuente de energía eléctrica, además de la red, de alta confiabilidad.

Energía Eléctrica

Contribuye a la estabilización de la tensión en la red (dado que mejora el equilibrio al reducir la intensidad eléctrica circulante desde las subestaciones de distribución hasta los consumidores) y en consecuencia, reduce las pérdidas de energía en la red. Las actuales tecnologías de control permiten asegurar una óptima calidad de la energía eléctrica generada, tanto en tensión como en frecuencia, superando en muchos casos a la de la propia red, inevitablemente influenciables por armónicas y desequilibrios de carga originadas por industrias vecinas.

Energía Térmica

Tecnología

Normalmente implica una renovación del parque de calderas de la fábrica, que puede eliminar sus equipos más obsoletos y dejar los más nuevos y eficientes para situaciones de emergencia o para complemento de los equipos de la central. Los equipos térmicos de las centrales de cogeneración son, de hecho, muy convencionales. En muchos casos son equipos que no disponen de un proceso de combustión, lo que prácticamente elimina su mantenimiento y permite que su disponibilidad sea muy elevada.

Existe un mantenimiento muy especializado, que es el que debe realizarse en determinas áreas de los equipos principales: turbina de gas, turbina de vapor y motores reciprocantes. Este tipo de mantenimiento debe de ser contratado (en muchas ocasiones al Operación y mismo fabricante del equipo), el cual tiene un costo Mantenimiento muy elevado. El resto de equipos (calderas, equipos eléctricos, etc.), no requieren de atenciones especiales, sus costos de operación son bajos. Estas centrales son 5

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completamente automáticas y requieren de muy poca atención. El mismo personal que lleva las calderas puede ocuparse de ellas. Es conveniente que exista un técnico encargado de la planta que la conozca completamente, que se ocupe de su supervisión y que pueda comunicarse con los fabricantes de los equipos y los encargados de mantenimiento para eventuales intervenciones. Combustibles El gas natural dentro de la gama de combustibles es el más conveniente, el que menos contamina y el que Empleados permite disponer de sistemas de generación más modernos y eficientes. Asegura también la viabilidad de su operación al ser un combustible muy limpio.

Economía

Administración de la Energía

Ecología

Seguridad

Las plantas de cogeneración disponen de modernos sistemas de control y seguridad que impiden la aparición de accidentes graves. De todas formas, es conveniente la contratación de seguros de accidentes y de incumplimiento para cubrir estas eventualidades.

Vida del proyecto

Las plantas de cogeneración, adecuadamente mantenidas y operadas pueden estar operativas por periodos de entre 20 y 30 años.

Costos Energéticos

Control Operativo

Impacto Ambiental

En general una planta de cogeneración producirá una energía que será siempre más económica que la obtenida de la red eléctrica. La razón de ello esta que su consumo especifico será siempre inferior al de una planta de energía convencional que no pueda sacar provecho de sus efluentes térmicos (es decir, la generada por las grandes centrales termoeléctricas). El mayor o menor ahorro dependerá, en cualquier caso, de políticas de subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado en determinadas circunstancias. La existencia de una Planta de Servicios Auxiliares implica tener un control operativo detallado de los consumos de energía eléctrica y térmica del proceso industrial. Eso es siempre positivo, pues permite reconocer la aparición de ineficiencias dentro del mismo proceso industrial, que de otra forma posiblemente hubieran pasado desapercibidos. La cogeneración reduce la emisión de contaminantes, debido principalmente a que es menor la cantidad de combustible que consume para producir la misma cantidad de energía útil, además los sistemas de cogeneración utilizan tecnologías más avanzadas y combustibles más limpios como el gas natural.

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9.1.3 REGLAMENTO ACTUAL DE COGENERACION EN EL PERU A continuación se presenta el Reglamento de Cogeneración del Perú. En su versión inicial fue aprobado con Decreto Supremo Nº 064-2005-EM, siendo posteriormente actualizado (al 13 de setiembre del 2010) con las modificaciones realizadas mediante D.S. N° 037-2006-EM (07-07-2006), posteriormente con Decreto Supremo Nº 082-2007EM y, finalmente con Decreto Supremo Nº 052‐2009‐EM publicado el 20 junio 2009. Artículo 1. Objeto El presente Reglamento tiene por objeto definir los criterios a considerar en la Cogeneración, así como establecer los requisitos y condiciones para que las centrales de cogeneración participen en el mercado eléctrico. Artículo 2. Ámbito Están comprendidas dentro del alcance del presente Reglamento, las Centrales de Cogeneración Calificadas que operen conectadas a los sistemas eléctricos de distribución o transmisión normados por el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas, y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM. Los aspectos no previstos en el presente Reglamento, se sujetan a las disposiciones de la Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas aplicables a las actividades eléctricas. Artículo 3. Definiciones y Glosario de Términos Cuando en el presente Reglamento se utilicen los siguientes términos en singular o plural, tendrán el significado que a continuación se indica: 3.1 Autoconsumo de Potencia.- Es la potencia eléctrica destinada al consumo del proceso productivo del cual forma parte integrante el proceso de Cogeneración. Será medido y registrado de manera independiente para efecto de las valorizaciones del COES.1.[ 1 Definición modificada por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007] 3.2 Autoconsumo de Energía.- Es la energía eléctrica destinada al consumo del proceso productivo del cual forma parte integrante el proceso de Cogeneración. Será medido y registrado de manera independiente para efecto de las valorizaciones del COES.2. [2 Definición modificada por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007]. 3.3 Calificación.- Es el procedimiento por el cual una central de cogeneración adquiere la calidad de Central de Cogeneración Calificada 3.4 Calor Útil (V).- Es la energía térmica proveniente de un proceso de cogeneración, destinada a la actividad productiva 3.5 Cogeneración.- Es el proceso de producción combinada de energía eléctrica y Calor Útil, que forma parte integrante de una actividad productiva, en el cual la energía eléctrica es destinada al consumo de dicha actividad productiva y cuyo excedente es comercializado en el mercado eléctrico. 3.6 Central de Cogeneración Calificada.- Es la calidad que obtiene una central 7

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de cogeneración cuando cumple los requisitos establecidos en los artículos 4 y 5 del presente Reglamento. 3.7 Cogenerador.- Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, que es titular de una Central de Cogeneración Calificada. Las personas jurídicas deberán estar constituidas con arreglo a las leyes peruanas. 3.8 Dirección.- Es la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y Minas. 3.9 Ley.- Es el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas. 3.10 Reglamento.- Es el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas, aprobado por el Decreto Supremo Nº 009-93-EM. 3.11 SEIN.- Es el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. 3.12 COES.- Es el Comité de Operación Económica del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional. Otros términos no comprendidos en el presente Artículo tendrán el significado establecido en la Ley y el Reglamento. Cuando se haga referencia a un artículo sin mencionar la norma a la que pertenece, debe entenderse referido al Reglamento de Cogeneración. Artículo 4. Solicitud de Calificación de Centrales de Cogeneración Para adquirir la calidad de Central de Cogeneración Calificada, el titular de la central de cogeneración debe presentar una solicitud de Calificación a la Dirección, acompañando lo siguiente: 4.1 Informe técnico que sustente el cumplimiento de los valores mínimos a que se refiere el Artículo 5, basándose en las características técnicas de los equipos y en el planeamiento anual de operación de la central de cogeneración. 4.2 Balance energético sustentado de la central para las condiciones de operación en su máxima capacidad de cogeneración, indicándose la potencia eléctrica total a ser generada, la potencia mecánica, la potencia térmica utilizable y la potencia suministrada por el combustible, todos expresados en MW; incluyendo un diagrama de Sankey que indique los respectivos flujos de energía. 4.3 Memoria descriptiva de las instalaciones de la central, incluyendo diagramas y planos explicativos. 4.4 Actividad productiva a la que se destina el Calor Útil. 4.5 Potencia y energía eléctrica que se proyecta producir anualmente, y el desagregado entre la parte que será destinado al Autoconsumo y la que será entregada al Sistema Eléctrico. 4.6 Autorización de generación, cuando la potencia instalada sea superior a 500 kW.

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De existir deficiencias o si se hubiese omitido información, la Dirección observará la solicitud y notificará al solicitante para que la subsane dentro del plazo de quince (15) días hábiles de notificado, bajo apercibimiento de declarar improcedente la solicitud. La Dirección se pronunciará sobre la solicitud de Calificación de la central de cogeneración dentro del plazo de treinta (30) días hábiles desde la fecha de presentación. Vencido dicho plazo sin pronunciamiento alguno, se entenderá aprobada la solicitud. La Calificación deberá ser otorgada mediante Resolución Directoral de la Dirección General de Electricidad, la que será publicada por cuenta del Cogenerador. La Calificación entrará en vigencia a partir del día siguiente de su publicación en el Diario Oficial El Peruano.3 [3 Párrafo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007] El plazo otorgado para subsanar observaciones, no será computado para los efectos del plazo señalado en el párrafo anterior. Artículo 5. Valores Mínimos de Rendimiento Eléctrico Efectivo (REE) Para efectos de la Calificación, los titulares de las centrales de cogeneración deberán acreditar valores mínimos de REE, según combustible y/o tecnología. Tratándose de centrales de cogeneración que utilicen como combustible el gas natural, además acreditarán valores de relación entre Energía Eléctrica y Calor Útil (C) iguales o superiores a los indicados en el cuadro siguiente:

(*) Se entenderá por biomasa a la fracción de los productos, subproductos y residuos agrícolas (incluidas sustancias de origen vegetal y de origen animal), forestales, así como residuos industriales y municipales. Para aquellas centrales de cogeneración cuya potencia instalada sea menor o igual a tres (03) MW, el REE mínimo requerido será en un diez por ciento (10%) menor al que se indica en el Cuadro anterior, según corresponda. El REE se calculará de acuerdo a la siguiente fórmula:

Donde: E : Energía eléctrica generada medida en bornes de generador, expresada en MW.h.

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Q : Energía suministrada por el combustible utilizado, calculada en MW.h y con base a su poder calorífico inferior. V : Calor Útil, expresado en MW.h. La determinación del REE se efectuará para las condiciones de operación en su máxima capacidad de cogeneración durante dos (2) horas de operación continua. 4 .[ 4 Artículo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007] Artículo 6. Precio de gas natural aplicable al Cogenerador Tanto el precio de Gas Natural como las tarifas de Transporte y Distribución de Gas aplicables a los Cogeneradores para las Centrales de Cogeneración Calificadas, serán los mismos que corresponden para “Generadores Eléctricos” conforme a lo dispuesto por la Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, Ley Nº 27133 y su Reglamento aprobado por el Decreto Supremo Nº 040-99-EM. El Cogenerador podrá contratar el suministro, transporte y distribución de gas natural que requiera para su uso propio y para el uso de la actividad productiva asociada a dicha cogeneración. Para estos efectos, se deberá contar con sistemas o equipos de medición independientes que permitan diferenciar el gas consumido tanto para cogeneración como para la actividad productiva asociada a dicha cogeneración. Lo establecido en el primer párrafo del presente artículo es aplicable únicamente al volumen de gas consumido para la cogeneración.5 [5 Artículo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007, el cual a su vez fue modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 052‐2009‐EM, publicado el 20 junio 2009] Artículo 7. Optimización, operación y producción de energía eléctrica Tratándose de Centrales de Cogeneración Calificadas integrantes del SEIN, se deberá cumplir con las siguientes reglas para la aplicación de los Artículos 92 a 99, y 105, 106 y 124 del Reglamento: 7.1 El programa de operación y despacho de las Centrales de Cogeneración Calificadas será establecido según los requerimientos de producción asociada de Calor Útil, y tendrá prioridad en el despacho. Para tal efecto, el Cogenerador deberá presentar su programa de generación a la Dirección de Operaciones del COES, para ser incluido en la programación del despacho, según la periodicidad establecida en los procedimientos del COES. 7.2 El costo variable de las unidades de la Central de Cogeneración Calificada, despachadas según el criterio anterior, no será considerado para la determinación del Costo Marginal de Corto Plazo a que se refiere los Artículos 105 y 106 del Reglamento. 7.3 La valorización de la energía entregada y retirada por un Cogenerador, será efectuada según los procedimientos establecidos en el Artículo 107 del Reglamento. Para tal efecto, el COES considerará la producción de energía eléctrica de la Central de Cogeneración Calificada como entrega de energía al sistema y el Autoconsumo de Energía como un retiro de energía del sistema atribuible al propio Cogenerador. 10

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Artículo 8. Energía y Potencia Firme de Centrales de Cogeneración Calificada Para determinar la Energía Firme a que se refiere el inciso b) del Artículo 103 del Reglamento, para las Centrales de Cogeneración Calificadas se empleará la energía eléctrica que se proyecta entregar al SEIN en cada año calendario. El COES adecuará el Procedimiento correspondiente. La Potencia Firme a que se refiere el inciso a) del Artículo 110 del Reglamento para las Centrales de Cogeneración Calificadas, se calculará como el promedio de las potencias medidas en bornes de las unidades de generación eléctrica durante el mes de evaluación. . Para la aplicación de lo establecido en los párrafos precedentes, el COES deberá tener en consideración los límites determinados por la producción asociada de Calor Útil de la Central de Cogeneración Calificada. Artículo 9. Egresos y pagos por Potencia eléctrica La liquidación de los Egresos por Compra de Potencia y el Pago por Potencia de un Cogenerador integrante del COES se efectuará de conformidad con el Artículo 111 del Reglamento. Para tal efecto, el Autoconsumo de Potencia en la hora de máxima demanda mensual se considerará como una compra de potencia al sistema, que constituye un Egreso por Compra de Potencia atribuible al Cogenerador. Los Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema de una Central de Cogeneración Calificada serán determinados conforme al Artículo 113 del Reglamento. Artículo 10. Oferta de Cogeneración en el cálculo de Tarifas en Barra Para el cálculo de las tarifas en barra, la oferta de las Centrales de Cogeneración Calificadas será proyectada como una constante que será igual a los valores históricos de producción de potencia y energía registrados de cada Central en el último año. Para la simulación del despacho se considerará los criterios establecidos en los numerales 7.1 y 7.2 del Artículo 7. Artículo 11.- Acceso a los Sistemas de Transmisión y Distribución El acceso de Centrales de Cogeneración Calificadas a los sistemas de los concesionarios de transmisión y distribución, se sujeta a lo dispuesto en los Artículos 33 y 34 de la Ley, respectivamente; así como en el Artículo 62 del Reglamento, y demás normas aplicables. Artículo 12. Compensación por Conexión a los Sistemas de Transmisión y Distribución El peaje de conexión que le corresponda pagar a un Cogenerador se determinará según lo establecido en el Artículo 137 del Reglamento; para este efecto, no se considerará su Autoconsumo de Potencia. El uso de los Sistemas Secundarios y Complementarios de Transmisión o de los Sistemas de Distribución, será pagado por el Cogenerador considerando únicamente el costo incremental incurrido.6 [6 Artículo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007] Artículo 13. Comercialización de la Potencia y Energía Entregada al Sistema 13.1 El Cogenerador que opte por integrarse al COES, podrá comercializar su Potencia y Energía Entregada al Sistema con distribuidores, generadores y/o 11

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clientes libres, tomando en cuenta lo especificado en los Artículos 101 y 102 del Reglamento. Las transferencias de energía que resulten de la operación económica del Sistema, serán liquidados según los procedimientos del COES. 13.2 El Cogenerador que no sea integrante del COES, debe tener contratada la venta de la totalidad de su Potencia y Energía Entregada al Sistema con distribuidores, generadores y/o clientes libres. Artículo 14. Tratamiento de una Central de Cogeneración Calificada sin producción de Calor útil asociado Cuando una Central de Cogeneración Calificada no esté operando para producir Calor Útil, estará sujeta a las mismas reglas y procedimientos aplicables a las unidades termoeléctricas del SEIN. Para este efecto, el Cogenerador deberá informar al COES si la central está o no disponible para operar en estas condiciones. El COES adecuará los procedimientos correspondientes para tomar en consideración las distintas modalidades de operación de las Centrales de Cogeneración Calificadas. Artículo 15.- Fiscalización Corresponde al OSINERG la fiscalización del cumplimiento de las obligaciones del Cogenerador. El OSINERG efectuará periódicamente pruebas para determinar los valores reales de REE y C de las Centrales de Cogeneración Calificadas, en la cual los valores de E, Q y V indicados en el artículo 5, serán medidos durante un período ininterrumpido no menor a dos (2) horas de funcionamiento a su máxima capacidad de cogeneración. El informe de fiscalización correspondiente será notificado por el OSINERG al Cogenerador y a la Dirección. Si dentro del plazo de treinta (30) días hábiles de ser requerido por la Dirección, el Cogenerador no cumple con subsanar las observaciones formuladas por el OSINERG, la Calificación será cancelada mediante Resolución Directoral. La subsanación será acreditada con un nuevo informe de fiscalización.

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9.2

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INGENIERIA DE LA COGENERACION

9.2.1 PARAMETROS CARACTERISTICOS 9.2.1.1 CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA O ENERGIA DEL COMBUSTIBLE Es la energía del combustible que ingresa al sistema de cogeneración. Se determina a partir del poder calorífico inferior del combustible (PCI) y el consumo másico (o volumétrico) por unidad de tiempo que demanda la planta de cogeneración. La cuantificación energética de un sistema de cogeneración, en el proceso de evaluación técnica se puede realizar bien en términos de potencia o en términos de energía a un lapso de tiempo (generalmente un año) Por ejemplo: sea una planta de cogeneración a gas natural conformado por un ciclo combinado turbina a gas, caldera de recuperación con producción de vapor útil de media presión (MP) y turbina a vapor de contrapresión con aprovechamiento de vapor útil de baja presión (BP), cuyo esquema y balance energético se muestra en la figura adjunta

Calor Util (Vapor MP)

4700

4000 Combustible (Gas Natural Seco)

Calor Util (Vapor BP)

6000

1700

1200

400

Electricidad Las características principales de la instalación de cogeneración son: -

Turbina a Gas de 1200 kW. (rendimiento eléctrico 20%)

-

Turbina a Vapor de 400 kW. (rendimiento eléctrico 16%)

-

Caldera de recuperación de 10 t/h de capacidad nominal

-

Producción de vapor MP: 6 t/h (equivalente a 4,1.106 kcal/h) 13

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-

Producción de vapor BP. (después de la turbina de vapor): 2,5 t/h (1,5.106 kcal/h)

-

Consumo de gas natural en la turbina : 555 Nm3/h

-

Consumo de gas en el sistema post-combustión (post-combustor): 365 Nm3/h

-

Pérdidas energéticas en la turbina a gas : 8%

-

Pérdidas energéticas en la turbina a vapor : 8%

-

Rendimiento global de la caldera de recuperación : 84%

-

Costo total del sistema instalado: 160 MM pts (1MM US$)

-

Horas de funcionamiento anual : 6000 h/a

-

Precio tarifario del gas natural seco : 1,80 pts/te PCS

-

Costos de operación (mantenimiento, revisiones, otros): 1 pta/KWh producido. La industria en la que se planea ejecutar esta instalación de cogeneración está pagando actualmente la electricidad a un promedio tarifario de 10 pts/KWh.

Para estas características, el consumo total de combustible gas natural, en términos de potencia, kilovatio térmico (kW t ) es el siguiente: 

Consumo de combustible gas natural en la cámara de combustión de la turbina a gas (el PCI del gas natural a abastecer es de 9325 kcal/Nm3): QTG = mc TG PCI mc TG : flujo de combustible ingresante a la cámara de combustión del set Turbogas PCI. Poder calorífico Inferior del combustible. Este valor se tiene que convertir a partir del poder calorífico superior del combustible, PCS, dato propiamente dado de las transacciones de compra de combustibles Reemplazando en datos, se tiene: QTG = 555 Nm3/h x 9325 kcal/Nm3 x 1 kWh/860 kcal = 6000 kW t



Consumo de combustible gas natural en el post-combustor: QPC = mc PC PCI QPC = 365 Nm3/h x 9325 kcal/Nm3 x 1 kWh/860 kcal = 4000 kW t

Por tanto, el consumo total de combustible gas natural será: QT = QTG + QPC = 10,000 kW t 14

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9.2.1.2 PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA Es la energía eléctrica total generada por el sistema de cogeneración, en bornes del generador o generadores eléctricos. Para el caso: 

Producción de energía eléctrica en el set turbogas: ETG = 1200 kW



Producción de energía eléctrica en el set turbovapor: ETV = 400 kW

La producción total de electricidad por el sistema de cogeneración será: ET = ETG + ETV = 1600 kW 9.2.1.3 PRODUCCION DE ENERGIA TERMICA UTIL Es la energía térmica útil total, calor útil, producida por el sistema de cogeneración Para el caso consiste en vapor de media presión y vapor de baja presión: 

Producción de calor útil en forma de vapor de media presión: VU MP = mv MP hMP mv MP : flujo de vapor producido en media presión hMP : entalpía ganada a media presión, obtenido a partir de las condiciones de presión y/ temperatura En el caso se da como dato, siendo: VU MP = 4700 kW t



Producción de calor útil en forma de vapor de baja presión: VU BP = mv BP hBP mv BP : flujo de vapor aprovechado en media presión hBP : entalpía ganada a baja presión, obtenido a partir de las condiciones de presión y/ temperatura En el caso se da como dato, siendo: VU BP = 1700 kW t

La producción total de calor útil aprovechable en el sistema de cogeneración ejemplo, será: 15

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VT = VU MP + VU BP = 6,400 kW t 9.2.1.4 RENDIMIENTO ELECTRICO Es la relación entre la producción total de electricidad y el consumo total de combustible en el sistema de cogeneración

RE 

ET 100 QT

En el ejemplo, se tiene:

RE 

1600 100 = 16 % 10000

9.2.1.5 RENDIMIENTO GLOBAL O TOTAL También le denominan factor de utilización de la energía; viene a ser la relación entre la energía total útil (electricidad total mas calor útil total) y el consumo total de combustible en el sistema de cogeneración

RT 

E T  VT 100 QT

En el ejemplo, se tiene:

RE 

1600  6400 100 = 80 % 10000

9.2.1.6 RELACION CALOR /ELECTERICIDAD O ELECTRICIDAD/ CALOR Es la relación entre la electricidad producida y la energía calorífica útil producida. Este parámetro es fundamental para definir el tipo de motor térmico a utilizar de acuerdo a las características de la demanda eléctrica y térmica del sistema donde se plantea instalar una planta de cogeneración.

R

VT ET

En el ejemplo de caso, la relación calor /electricidad es:

RE 

6400 4 1600

Esta relación permite visualizar la simultaneidad con que ocurren las demandas energéticas, pudiendo mostrar los siguientes dos posibles tipos de comportamiento: 

Uniformidad

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

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Variaciones y valores máximos y mínimos

Por ejemplo, si R > 0.5, se trata de empresas o usuarios consumidores de energía eléctrica, tales como grandes talleres electromecánicos, comerciales y de servicios. Si R < 0.1, se trata de empresas o usuarios consumidores de calor como fábricas de cemento, cales, cerámicas, etc. Cuando esta relación tenga un valor unitario o cercano a la unidad, se trata de empresas o industrias de consumo equilibrado, como fábricas de papel, industria química, petroquímica, alimentaria, textil, etc. En la tabla siguiente se presenta el tipo de tecnología o sistema de cogeneración, la relación R, y la temperatura del fluido caliente correspondiente que se puede generar por el mismo sistema. Lo cual da una primera aproximación de la tecnología que se puede aplicar en un caso específico. Relación calor/electricidad para distintas tecnologías Sistema de cogeneración

Relación ( R )

Temperatura caliente

de

fluido

Motor de combustión interna

De 0.8 a 2

De 120 a 400°C

Turbina de vapor

De 2 a 30

De 120 a mayores de 400°C

Turbina de gas

De 1.2 a 4

De 80 a 150°C

En cuanto a la eficiencia del sistema de cogeneración que se puede alcanzar y la relación R, se observa que estas se encuentran íntimamente relacionadas con el sistema de cogeneración utilizado, tal como se muestra en la gráfica siguiente:

R Relación R para distintas tecnologías Dependiendo de esto es que un sistema de cogeneración puede diseñarse para satisfacer cualquiera de las cinco condiciones siguientes: 

Satisfacción al 100% de requerimientos eléctricos 17

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

Satisfacción parcial de requerimientos eléctricos



Satisfacción al 100% de requerimientos térmicos



Satisfacción parcial de requerimientos térmicos



Satisfacción al 100% de requerimiento eléctricos y térmicos

Dependiendo del análisis realizado se determinará cuál de las alternativas es la más rentable o conveniente bajo las condiciones económicas y financieras de un proyecto específico. De la operación del sistema se determinará si se contará con excedentes eléctricos tanto en potencia como en energía (mostrado en figura siguiente). De acuerdo al actual reglamento de cogeneración en el Perú, se podrán vender a la red; en el caso contrario, se podrá seguir adquiriendo el fluido eléctrico

Suministro de energéticos a usuarios con un sistema de cogeneración Para el caso térmico, o de proveer la energía térmica, se tendrá que evaluar si el sistema de cogeneración satisface al 100% los requerimientos o si se tendrá necesidad de los equipos de combustión de las calderas actuales de la empresa para satisfacer la demanda térmica restante. 9.2.1.7 PRECIO DEL COMBUSTIBLE Es el precio tarifario del combustible existente en el mercado local, regional o nacional. En principio, este precio debe ser el que se paga actualmente en la instalación de referencia y debe ser igual al del combustible de la instalación de cogeneración. En el caso de no conocerse directamente el precio del combustible en termias de PCI y disponer del precio en termias PCS, se debe multiplicar este precio por la relación PCS/PCI. Como datos orientativos pueden utilizarse los siguientes: COMBUSTIBLE Gas natural Petróleo Industrial

RELACION PCS/PCI 1.11 1.06 18

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Propano, butano Carbón

1.10 1.00

9.2.1.8 PRECIO DE LA ELECTRICIDAD Es el precio tarifario de la electricidad por tipo de contrata con el distribuidor o comercializador de energía eléctrica. 9.2.1.9 COSTOS DE OPERACION Constituye los costos de operación de la instalación de cogeneración; el mismo que involucra gastos de mantenimiento, cambio de filtros, aceite de lubricación y otros. Es el valor que se debe descontar al ahorro bruto que se genera en el sistema integral de la planta al haberse instalado una planta de cogeneración, para así obtener el ahorro neto por unidad de energía. 9.2.1.10

HORAS DE FUNCIONAMIENTO

Son las horas de funcionamiento anual (a pleno régimen) del sistema de cogeneración Este se obtiene a partir de las características de la demanda energética de la unidad en donde ha de instalarse el sistema de cogeneración 9.2.1.11

INVERSION EN EL SISTEMA DE COGENERACION

Constituye el costo total de la instalación del sistema de cogeneración. Involucra maquinaria, instalación, pruebas. 9.2.1.12

INDICE DE CALOR NETO

Otro de los parámetros técnicos utilizados en cogeneración para cuantificar el aprovechamiento del combustible para la generación eléctrica es el índice de calor neto, ICN, conocido también como Consumo Térmico Unitario de Cogeneración o Consumo de Combustible para Generación Eléctrica, que se encuentra expresado con la siguiente fórmula:

Donde: Qs = Calor suministrado, como combustible al sistema de cogeneración (kW) Q = Calor útil proporcionado por el sistema de cogeneración (kW)  = Eficiencia convencional de generación de energía térmica (%) E = Generación eléctrica del sistema de cogeneración (kW) El ICN expresa la cantidad de combustible adicional que es necesario introducir al sistema de cogeneración con respecto al que se consumiría para producir el calor útil requerido mediante sistemas convencionales (por ejemplo una caldera de vapor) y la generación convencional de electricidad mediante unidades termoeléctricas. Es de gran utilidad para comparar el comportamiento de distintos esquemas entre sí.

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Cabe aclarar el valor del (ICN) no solo depende del sistema de cogeneración, sino también de la aplicación específica a la que se destine ya que en ella se definirá cuanto calor se tendrá como útil del potencial total que presente dicho esquema 9.2.2 ESPECIFICACIONES DE LOS MOTORES DE UN SISTEMA DE COGENERACION 9.2.2.1 MOTORES DE COMBUSTION INTERNA -MCI En sistemas de cogeneración se puede utilizar cualquier tipo de motor de combustión interna alternativo (de uno o dos tiempos de ciclo Otto o Diesel) y pueden quemar combustibles muy diversos, que van desde los habituales (gasolina o gasóleo) hasta otros no tan convencionales, como gas natural, propano, butano, biogás, alcoholes, etc. Las únicas exigencias que deben cumplir los combustibles son que no sean abrasivos. Los MCI destinados a ciclos Otto deben tener un índice de detonación correcto sin preignición y, si el combustible es líquido, debe vaporizar convenientemente. En el caso de ciclo Diesel deben quemar correctamente a las condiciones de final de carrera del émbolo y lubricar correctamente los émbolos de inyección. Es conveniente que el contenido en azufre sea menor del 3 % y el contenido en vanadio sea bajo (menos de 70 ppm vanadio y 125 ppm de pentóxido). Deben tener un poder calorífico superior a las 5.340 kcal/m3. ESPECIFICACION DE LOS MCI Para la especificación de los motores de combustión interna y su caracterización, entre los parámetros más relevantes se tienen: -

Relación de compresión. Es el cociente entre la presión absoluta al final de la compresión y la presión absoluta al inicio de la compresión. Se calcula como: Relación de compresión = Ve  Vc Vc Donde

Ve es el volumen barrido por el émbolo Vc es el volumen mínimo de la cámara de combustión.

En líneas generales pude decirse que el aumento de la relación de compresión hace que mejore la eficiencia del motor y aumente la temperatura final de la etapa, razón por la cual se intenta trabajar a la máxima relación de compresión admisible respetando las exigencias de lubricación y resistencia de los materiales. En los motores Otto suele ser inferior a 10 y en los Diesel no suele ser superar a 15, pero en los pequeños y rápidos puede alcanzar a 25. -

Velocidad media del émbolo. Está dada por la carrera del émbolo dividida entre el tiempo que tarda en realizarla: Velocidad media Donde:

=

S x rpm /30

S es la carrera del émbolo. rpm es el número de revoluciones por minuto del motor.

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Es un parámetro importante puesto que la potencia nominal del motor aumenta al aumentar la velocidad así como las fuerzas oscilantes y los problemas de lubricación. -

Potencia nominal (Nn). Es la potencia neta proporcionada por el motor, en condiciones nominales, una vez descontada la potencia necesaria para mover los elementos auxiliares, como bombas de circulación de agua, bombas de lubricación, ventiladores, etc. En un motor de automóvil suele ser el valor pico obtenido en un banco de pruebas, mientras que para un motor industrial se basa en el funcionamiento en marcha continua.

-

Presión media nominal p (en kg/cm2). Está dada por la expresión:

p = 1224 x

Nn rpmx V

motor de 4 tiempos

p = 612 x

Nn rpmx V

motor de 2 tiempos

-

Turboalimentación. El motor se alimenta con aire a una presión superior a la atmosférica, ejercido por un compresor, con el fin de aumentar la potencia del motor y mejorar su eficiencia. Los gases de escape se hacen pasar a través de una turbina que mueve directamente al compresor; de esta forma se aprovecha parte de su energía residual, mejorando así la eficiencia del MCI.

-

Consumo de combustible. Es el consumo en unas condiciones de trabajo especificadas y suele expresarse en kg/h, Nm3/h o l/h en función del combustible utilizado.

-

Consumo específico. Es un parámetro de calidad del motor y se define como el cociente entre el consumo de combustible y la potencia. Puede expresarse en g/kWh u otras unidades equivalentes.

-

Relación de aire. Se define como el cociente entre el aire utilizado en la mezcla y el aire teórico necesario para tener una combustión completa. Los motores de ciclo Otto en régimen normal funcionan con una relación de aire de 1,2 hasta 1,5, que se reduce a 0,9 – 0,7 cuando trabajan a plena carga o sobrecarga. Los motores Diesel trabajan con exceso de aire con valores comprendidos entre 1,4 y 2,2 en régimen normal y 1,2 -2,0 en sobrecarga. Su valor disminuye al aumentar la velocidad del motor.

RENDIMIENTO El rendimiento se define como el cociente entre la potencia mecánica neta generada y la energía consumida en forma de combustible. En el caso de combustibles líquidos o gaseosos suele calcularse sobre la base del poder calorífico inferior, PCI. En general, funcionando en condiciones nominales y régimen estacionario, aumenta con la potencia del motor, pasando de aproximadamente un 28% para potencias de 60 kW a un 38 para potencias de alrededor de 2400 kW o superiores según datos de catálogo de

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los fabricantes. Para tener una idea orientativa, entre 100 y 2000 kW, puede utilizarse la grafica representada en la figura siguiente:

El rendimiento como generador eléctrico será algo menor puesto que deberá tenerse en cuenta el rendimiento del alternador. BALANCE TERMICO Y CALOR RECUPERABLE El calor aportado por el combustible se invierte, en última instancia, en potencia mecánica y calor disipado al ambiente fundamentalmente a través de la refrigeración del aceite de lubricación, del agua de refrigeración de las camisas de los cilindros y la tapa de las válvulas, de los gases de escape y por radiación a través de la cubierta. La distribución de la energía consumida depende del tipo de motor (ciclo Otto o Diesel, dos o cuatro tiempos, tamaño, velocidad, etc.) y en cada caso deberá atenderse a los datos del fabricante. Sin embargo, puede aceptarse que, en porcentaje, se reparte de la siguiente forma: potencia mecánica 28-38%, camisa 17-29%, aceite 5-7%, conjunto camisa y aceite 25-40%, gases de escape 26-30% y por radiación 3-12%. Tanto si el motor trabaja a carga total como si lo hace a carga parcial, la potencia calorífica disipada a través de la refrigeración se mantiene prácticamente constante, pero la temperatura de los gases de escape aumenta con la potencia mecánica producida. Esto hace que el calor recuperable aumente, pero no al mismo ritmo que la potencia mecánica, y que la relación calor – electricidad del equipo de cogeneración sea mayor a carga parcial que a plena carga. El calor recuperable depende de la temperatura mínima de los gases de escape. Para temperaturas de escape por debajo de los 180 ºC los conductos de gases suelen construirse en acero inoxidable. 9.2.2.2 TURBINAS A GAS ESPECIFICACIÓN DE LAS TURBINAS A GAS 22

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Las características que sirven para especificar las turbinas, una de las cuales es la potencia, están considerablemente afectadas por las condiciones de aire en la admisión al compresor. Por este motivo deben darse en unas condiciones específicas: 15 ºC y 1,013 bar (condiciones ISO). Para una visión cuantitativa, se incluyen algunos valores máximos y mínimos aproximados extraídos del Internacional Turbomachinery Handbook de 1994. 

Potencia normal o potencia base. Es la que proporciona la turbina en régimen normal de funcionamiento en condiciones ISO y suele expresarse en kW, HP u otra unidad equivalente. En el mercado existen turbinas comprendidas entre 500 kW, o incluso menos, y 240 MW de potencia base



Potencia máxima o potencia pico. Es la que pueden suministrar durante un intervalo de tiempo no muy prolongado. Suele ser entre un 7 y un 20 % superior a la potencia base, dependiendo del fabricante y del modelo



Heat rate. Es la relación entre la energía consumida en forma de combustible y la potencia generada por la turbina; evidentemente habrá un valor base y otro punta. Se indica en kcal/kWh, BTU/kWh, BTU/HPh u otras equivalencias



Rendimiento. Es la relación entre la potencia útil suministrada por la turbina y la energía consumida por unidad de tiempo



Velocidad de giro del eje de potencia. Se indica en revoluciones por minuto (rpm). Existe una gran variedad comprendida entre las 3,000 rpm de las más lentas hasta las 33,000 de las más rápidas



Relación de compresión. Es la relación entre la presión de admisión y la presión final a la salida del compresor



Número de quemadores de la turbina. En la mayoría de los modelos es sólo uno, pero pueden llegar a 20



Gases de escape en condiciones ISO y marcha uniforme. Caudal que se da en kg/s o lb/s y su temperatura que se indica en grados centígrados o grados Fahrenheit. Su valor depende en gran medida de si la turbina se basa en un ciclo con regeneración o no. Su temperatura, según el tipo de turbina, oscila entre 350 y 600 ºC para la mayoría de los fabricantes



Calor recuperable de los gases de escape. Depende de su caudal y temperatura así como de la temperatura a que debe suministrarse el calor cogenerado. Una turbina equipada con un regenerador de calor, comparada con otra turbina de igual potencia y sin regenerador, tendrá un rendimiento mayor, un heat rate menor y un calor recuperable también menor

CARACTERISTICAS DE UN SISTEMA CON TURBINA A GAS Existen varios tipos de turbinas de gas, que pueden clasificarse según el número de ejes, el tipo de ciclo u otros criterios. Para el caso, se limita al estudio de las turbinas con y sin recuperador de ciclo abierto.

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

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Turbina sin recuperador

Básicamente está conformada por un compresor, un quemador y la turbina propiamente dicha. El compresor admite aire atmosférico, que se comprime ganado masa y presión para luego pasar a la cámara de combustión donde se inyecta y quema combustible. Los gases calientes salen por 3 y entran a la turbina, donde se expanden hasta las condiciones de expulsión, liberándose a la atmósfera o llevándose al un sistema de recuperación de calor de cogeneración. La potencia consumida por el compresor está dada por:

N a  ma (h2  h1 ) Donde: ma es el caudal másico de aire h1 es la entalpía del aire en la admisión del compresor. h2 es la entalpía del aire en la salida del compresor.

La potencia suministrada por la turbina propiamente dicha es:

N t  m g ( h3  h 4 ) Donde: mg h3 h4

es el caudal másico de los gases de escape. es la entalpía de los gases a la entrada de la turbina. es la entalpía de los gases a la salida de la turbina.

Como parte de la potencia de la turbina se utiliza para comprimir el aire, la potencia mecánica neta y la eléctrica serán:

N m  (Nt  Nc ) m N c  N m e Donde : m es el rendimiento mecánico 24

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e es el rendimiento eléctrico del generador Dado que la masa se conserva, el caudal de gases de escape es:

mg  ma  mc Donde mc es el consumo de combustible por unidad de tiempo. La compresión del aire conlleva aumento de temperatura, así el aire que llega al compresor sale a una presión y temperatura mayores; este aire llega a la cámara de combustión donde se calienta todavía más; luego se produce la reacción de combustión con el combustible eyectado, liberándose así los gases producto a grandes temperaturas que llegan a la entrada de la turbina en donde se expanden para transformarse en energía mecánica. Como la cantidad de energía mecánica obtenible de un gas depende, en parte, de su temperatura de entrada a la a turbina, interesa que sea lo más alta posible siempre que no afecte a la estructura de la turbina. Esta limitación, de hecho no suele rebasar los 1300 ºC, obliga a trabajar con caudales de aire muy superiores al necesario para la combustión estequiométrica del combustible consumido. El rendimiento total de la planta para generar electricidad, vendrá dado por el cociente: Ne PCI x mc

 



Turbina con recuperador

Los gases calientes que salen de la turbina pueden utilizarse para precalentar el aire antes de ser introducidos en la cámara de combustión. El esquema del ciclo con regeneración será análogo al anterior con determinadas modificaciones, cuyo esquema es el siguiente:

6

El balance de calor alrededor del intercambiador de calor permite calcular la temperatura de entra en la cámara de combustión:

t5  t 2 

mg cpg ma cpa

(t 4  t6 ) 25

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Con lo cual el calor ahorrado, en forma de combustible, con respecto a la otra turbina de igual potencia es:

N c a  (mg cpg ) (t4  t6 )  (ma cpa ) (t5  t2 ) Donde cpa es el calor específico medio del aire entre t2 y t5. Cpg es el calor específico medio de los gases de escape entre t6 y t4 Dado que los gases se expulsan más fríos, habrá una disminución en la cantidad de calor recuperable equivalente al ahorro de combustible. La presencia de un recuperador mejora el rendimiento eléctrico del turbogenerador, tiene un heat rate menor y disminuye la relación calor/electricidad del cogenerador, puesto que el calor recuperable es menor Efectos de las condiciones externas Las características de funcionamiento de las turbinas a gas dependen considerablemente de las condiciones del aire en la admisión del compresor de la turbina y del escape de los gases. Los fabricantes suministran datos, gráficas o tablas, que permiten calcular las prestaciones de la turbina cuando no trabaja en condiciones ISO. Efecto de la temperatura y la presión de admisión Considerando que el aire se comporta como un gas ideal, puede escribirse:

N c  M a cpa T1 (rp n  1) Donde: T1 es la temperatura absoluta en la admisión del compresor

rp  p2 p1 es la relación de compresión. n  (k  1) / k k es el exponente de la politrópica de compresión A partir de esta ecuación se deduce que un aumento de la temperatura de admisión se traduce en un aumento proporcional de la potencia de compresión, y un descenso de la presión produce el mismo efecto

Una turbina a gas, para igual consumo, no generará la misma potencia de verano que en invierno y sus prestaciones dependerán de su emplazamiento (altitud sobre el nivel del mar) y del sistema de admisión de aire (conductos, filtros, silenciadores, etc) Efecto de la presión de expulsión La potencia proporcionada por los gases al expansionarse que, si se considera que se comportan como un gas ideal, puede expresarse como:

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N t  m g cp g t 3 (1  re n ) Donde: T3 es la temperatura absoluta en la admisión de la turbina re  p 4 / p3 es la relación de expansión Si la presión de escape de la turbina, p4, aumenta, la potencia proporcionada por la expansión de los gases disminuye y la potencia eléctrica también, el rendimiento empeora y aumenta la relación calor/electricidad del equipo de cogeneración El sistema de evacuación de gases de escape y de recuperación de calor (cámaras de secado, calderas de recuperación, filtros, silenciadores, etc.) afecta sensiblemente la potencia eléctrica suministrada por la turbina. Aplicaciones numéricas De un catálogo de turbinas de gas para generación de electricidad se extrae las siguientes características de una turbina: -

Combustible hidrocarburo líquido Potencia base Heat rate (con respecto al PCI) Velocidad de giro del eje de potencia Relación de compresión Gases en la turbina: o Temperatura de entrada o Caudal o Temperatura de salida

6,2 MW 11,265 Btu/kWh 11,085 rpm 12.1 1,000ºC 27,9 kg/s 480 ºC

Calcular el rendimiento total, el consumo de combustible si tiene un PCI de 9,600 kcal/kg y el caudal de aire necesario. 

El rendimiento es el cociente entre la energía producida y la consumida. En consecuencia, será igual al inverso del heat rate, expresando numerador y denominador en las mismas unidades:

  (1kWh / 11,265 Btu) 1 Btu / 0.252kcal) (860 kcal / 1 kWh)  0.303 Por tanto, el rendimiento de la planta para generar electricidad será del 30,3 % El consumo de combustible puede calcularse a partir del heat rate o del rendimiento. Si se calcula a partir del heat rate, tenemos que el calor que debe aportarse al quemador para la potencia nominal será:

N qc  (heat rate) x ( potencia no min al)  11,265 6.200  6.984 10 7 Btu / h  1.76  10 7 kcal / h y el consumo de combustible:

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N qc

10 7 PCI 9600  1,833kg / h  0.509kg / s

mc 

 1,76 

El caudal de aire necesario será:

m a  m g  mc  27 .9  0,509  27 ,391 kg / s 9.2.2.3 TURBINAS DE VAPOR Las turbinas de vapor (TV) son máquinas rotativas que convierten la energía contenida en vapor a alta presión y temperatura, que se expansiona hasta un estado a menor presión y temperatura, en energía mecánica. Normalmente las TV son parte de un ciclo cerrado (ciclo Rankine) que utiliza agua como fluido de trabajo, formado en esencia por un generador de vapor, la turbina propiamente dicha, un condensador de vapor, un depósito de condensados y una bomba de presión. TIPOS DE TURBINAS DE VAPOR PARA COGENERACION En función de las condiciones del vapor expulsado por la TV, en grandes líneas, pueden clasificarse en los tipos siguientes: -

Turbinas de condensación. El vapor expulsado está a una presión inferior a la atmosférica y en condiciones de saturación o ligeramente húmedo. Puede recuperarse el calor de condensación a un nivel térmico por debajo de los 100ºC

-

Turbinas de contrapresión. El vapor se expulsa a una presión superior a la atmosférica y normalmente en condiciones de vapor recalentado. El calor de condensación podrá recuperarse a temperaturas superiores a los 100 ºC, en función de la presión de expulsión

-

Turbinas de condensación con extracción. Son turbinas de condensación en las que se extrae vapor de uno o más puntos antes de llegar al final de la expansión. Frente a los tipos anteriores presentan la ventaja de proporcionar vapor y, en consecuencia, calor recuperable de condensación a distintos niveles térmicos. En función de las condiciones a que deba suministrarse el calor cogenerado se elegirá el tipo de turbina de vapor No existe una norma fija para determinar las condiciones de entrada del vapor en una TV, y cada fabricante elige las que le parecen más adecuadas. En el mercado existe una amplia gama de potencias para turbinas industriales adaptables a la cogeneración, que van desde 1 MW, o incluso menos, hasta 300 MW, o incluso mayores, para los grades equipos de generación de ciclos combinados.

BALANCE ENERGETICO DE LAS TURBINAS DE VAPOR Estableciendo un balance de energía alrededor de la turbina se puede calcular la potencia suministrada y el calor recuperable. Balance de una turbina de vapor de condensación y contrapresión 28

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En la figura siguiente se representa el proceso de expansión del vapor en una turbina sobre un diagrama entalpía-entropía

El proceso isentrópico teórico está representado por una recta vertical puesto que en la entropía sería constante. El punto 1 se localiza sabiendo las condiciones de entrada a la turbina. t1 y p1, y el punto de salida 2* se localiza trazando una vertical desde 1 hasta la presión de escape p2. Una vez conocida la entalpía del vapor en la entrada y la salida, podemos calcular la potencia isentrópica:

N *  m  (h1  h2 *) Donde

m es el caudal másico de vapor h1 es la entalpía específica del vapor entrante. h2* es la entalpía específica teórica del vapor saliente.

En el proceso real, la potencia será menor y estará dada por:

Ni

 m  (h1  h2 )

Siendo h2 la entalpía específica real del vapor saliente, que se calculará según:

h1  h2  (h1  h2 *)  1

Siendo i el rendimiento interno de la turbina (llamado también rendimiento isentrópico). Balance de una turbina de vapor de extracción. El proceso en una turbina con extracción, en un diagrama entalpía –entropía, se ha representado en la figura siguiente:

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La expansión del vapor se produce en dos etapas. La primera desde la presión de alimentación p1 hasta la de extracción p2 y la segunda desde ésta hasta la de expulsión p3 La entalpía del vapor, en condiciones reales h2 y h3, al final de cada una de las etapas se determina de forma análoga al caso anterior, y la potencia de la turbina estará dada por:

N i  (m2  m3 )  (h1  h2 )  m3  (h2  h3 ) Donde: m2 es el caudal másico de vapor de extracción. m3 es el caudal másico de vapor de condensación Efecto del grado de extracción Si se define un grado de extracción como el cociente entre el caudal de vapor extraído y el total: m2 m2 m1 m2  m3

y



La potencia desarrollada por la turbina por unidad de masa de vapor consumido, estará dada por:

N i / m1

 h1  h2  (1  y)  (h2  h3 )  h1  h3  y  (h 2 h3 )

Si tenemos un generador eléctrico acoplado a la turbina, su potencia eléctrica estará dada por:

N e  N i  em

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Donde: Ne es la potencia eléctrica del alternador ηem es el rendimiento electromecánico del grupo turboalternador Por otro lado tenemos que, si se utiliza el vapor extraído para proporcionar calor de cogeneración, éste será:

N q  m2  (h2  h4 ) Donde h4 es la entalpía del agua o vapor a la salida del intercambiador de calor o proceso que demanda calor, que podemos escribir en función del grado de extracción:

Nq m1

 y  ( h2  h4 )

Con lo cual, si se tiene en cuenta las expresiones anteriores, la relación calor-electricidad estará dada por:

R

Nq Ne



2  h4  y  em  ( h1 hh 3  y )( h2  h3 ) 

Según lo cual, cuando el valor de y es la unidad, se extrae todo el vapor, la relación calor – electricidad será máxima y valdrá:

Rmáx  (h2  h4 ) /  em  (h1  h2 ) y la variación de R con respecto a y será tal como se muestra en la figura siguiente:

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Aplicaciones numéricas. Una turbina de vapor de contrapresión acoplada a un alternador es alimentada con vapor recalentado a 30 bar y 350 ºC, el vapor se expansiona hasta 5 bar y alimenta un proceso de donde sale agua líquida en condiciones de saturación a 5 bar. Si el caudal másico de vapor es de 20 tn/h, el rendimiento interno de la turbina es 0,77 y el electromecánico 0,89, calcular la relación calor-electricidad del equipo. Entonces; representando en un esquema ilustrativo y el proceso en un diagrama termodinámico h-s:

En el punto de intersección de la isóbara de 30 bar y la isoterma de 350ºC le corresponde una entalpía h1=3,118 kJ/kg y, trazando una vertical hasta la isóbara de 5 bar, se ubica el punto final de la expansión isentrópica h2* =2,716 kJ/kg. De tablas se encuentra la entalpía del líquido saturado a 5 bar h3= 640 kJ/kg. La entalpía real a la salida de la TV sera:

h2  h1  (h1  h2 *)  i  3,118  (3,118  2,716)  0.77  2,808 kJ / kg y la potencia eléctrica:

N i  m  (h1  h2 )  em



20.000 3.600

 (3,118  2,808 )  0.89  1,530 kWe

el calor suministrado por unidad de tiempo será:

N q  m  (h2  h3 )



20, 000 3, 600

 (2,808  640 )  12,040

kWt

y la relación calor-electricidad:

R



Nq Ne

040  121,,530  7.87

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9.3.

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ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE UN SISTEMA DE COGENERACION

A continuación se presenta la secuencia a seguir, para la elaboración del estudio de factibilidad de instalación de un sistema de cogeneración 1)

OBJETIVOS Y ESTRUCTURA METODOLOGICA

1.1)

OBJETIVOS

El estudio de prefactibilidad para la instalación de un sistema de cogeneración como solución energética tanto para plantas industriales como para unidades dedicadas a los servicios públicos o privados, tiene los siguientes objetivos:    

1.2)

Definir el tipo de tecnología, arreglo, tamaño y cobertura de sistema de cogeneración a instalar Definir qué tipo de arreglo es el más apropiado, con la finalidad de que la inversión a realizar sea rentable Tener el conocimiento del tamaño de la inversión que se requiere para ejecutar el proyecto Conocer los requerimientos adicionales de combustible necesarios para la operación adecuada del sistema de cogeneración a instalar ESTRUCTURA METODOLOGICA

El análisis de prefactibilidad para la instalación de un sistema de cogeneración conforma los siguientes rubros: 1º) 2º) 3º) 4º) 5º) 2)

Levantamiento de información Procesamiento de la información Selección y análisis del sistema de cogeneración Evaluación técnica del sistema de cogeneración seleccionado Evaluación económica del sistema de cogeneración

LEVANTAMIENTO DE LA INFORMACION

Constituye la obtención de la información del consumo energético histórico y actual de la unidad que requiere la instalación de un sistema de cogeneración. Se organiza de la forma siguiente:  

2.1)

La elaboración de los formularios. Estructuración de los formularios de recopilación de información para el desarrollo del proyecto de cogeneración La labor de campo. Se realiza bajo dos formas complementarias: o Entrega, encuesta y recojo de los formularios de recopilación de información, debidamente llenados por parte del personal de la empresa que requiere la instalación de cogeneración o Realización de una auditoria energética parcial, básicamente conformada por mediciones y estimaciones de parámetros energéticos que han de servir para complementar el total de datos de entrada requeridos INFORMACIÓN REQUERIDA

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Para desarrollar un análisis de factibilidad para la instalación de un sistema de cogeneración en una planta en específico, es necesario conocer cómo, cuánto y qué tipo de energía utiliza. La información particular de las características energéticas del sitio, en donde se planea instalar el sistema de cogeneración, incluye los consumos y demandas de vapor, agua caliente, energía eléctrica; los combustibles usados en la planta, los equipos existentes (calderas, turbinas, etc.). Es también necesario contar con la información de los precios y costos de los combustibles y de la electricidad. Para completar el estudio se requiere también la información de las horas de operación de la planta, conocer los planes de crecimiento, tener claros los criterios aplicados de rentabilidad y las oportunidades de financiamiento así como, de las oportunidades de comercializar excedentes eléctricos, obedeciendo a normativas locales y nacionales como lo es el Reglamento de Cogeneración en el Perú. Debido a que una planta de cogeneración es una oportunidad relativamente cara de conversión de la energía, se debe de abordar después de asegurar la eficiencia energética de la planta o proceso a donde va a servir, desarrollando medidas de baja inversión, derivadas de un auditoria o diagnóstico energético. Si se pierden cantidades importantes de la energía térmica en fugas de vapor, o en aislamientos deficientes de las líneas que la conducen, etc., estos problemas se deben corregir antes de evaluar la carga térmica a considerar en el sistema de cogeneración. La viabilidad técnica, de un proyecto de este tipo, se basa en la compatibilidad entre el sistema de cogeneración y los sistemas electromecánicos de la planta, la determinación de la disponibilidad del espacio para su instalación y de un análisis para ver si los sistemas existentes son los adecuados. Dentro de los datos requeridos para hacer esta determinación, se deben tener los balances de energía térmica y eléctrica, los cuales muestran como se está usando la energía, por lo menos en las cargas principales que lleguen a representar el 85% del consumo. Una buena fuente de esta información es a partir de la facturación energética y se deben de complementar con los diagramas unifilares de ambos tipos de energía, en donde se compruebe el balance entre la energía comprada o generada con los equipos consumidores. Cuanto sea posible, es conveniente contar con una caracterización confiable de las variaciones diarias y estacionales de los perfiles de uso de la energía de los consumidores finales. Para realizar el balance de energía es necesario conocer los servicios eléctricos que entran a la planta a través de diferentes acometidas de energía comprada o producida en la planta. También es conveniente el contar con algunos medidores en algunas de las líneas. El levantamiento de las principales cargas consumidoras de energía eléctrica se realiza inicialmente por medio de los datos de placa. Es también importante el estimar la energía nominal demandada por ellos, ya sea calculando la salida o haciendo una medición puntual de las corrientes. La viabilidad económica de un proyecto de cogeneración será proporcional al número de horas totales de operación a plena carga. Estas solo se pueden determinar de los datos históricos, a los cuales se les hacen las adecuaciones de acuerdo a los cambios proyectados en expansiones o cambios en la programación de producción.

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Finalmente, cuando el proyecto no es el resultado de un diagnóstico energético, en donde se hayan corregido los desperdicios y se tengan los verdaderos consumos de energía, es recomendable hacer una inspección general para determinar si existen oportunidades de implantar medidas de baja o nula inversión, que alteren los perfiles del uso de la energía, que se determinarán de los datos recogidos. Para obtener la información mencionada se deberá dar respuesta a los formularios de recopilación de información (vistos en anterior clase), tratando de acercarse lo más posible a los datos reales, ya que la confiabilidad de los resultados obtenidos en el análisis de factibilidad está en función directa de la veracidad de los datos que se utilicen. 2.2)

FACTORES PRINCIPALES QUE DEFINEN LA VIABILIDAD DEL PROYECTO DE COGENERACION

Entre los factores que permitirán definir la factibilidad de instalación de un sistema de cogeneración están:      

El tipo de combustible La Relación Calor/ Electricidad- R La Disponibilidad Los Costos de Inversión La Protección Ambiental. La Ubicación Geográfica

El tipo de combustible Todas las tecnologías de cogeneración que se han mencionado anteriormente operan con una gran variedad de combustibles. La selección del combustible más adecuado depende del tamaño de la instalación, la velocidad del motor (en el caso de motores diesel), la facilidad de manejo del mismo, las consecuencias contaminantes de su uso, sus costos (bajos y estables) y su disponibilidad (espacial y temporal).  El gas natural tiene la gran ventaja de ser un combustible muy limpio, barato y de gran disponibilidad en zonas industriales y concentración de servicios en el Perú . El gas natural se torna ideal para las turbinas a gas y actualmente de gran perspectiva de uso en calderas convencionales (dentro de la promoción nacional a la reingeniería de calderas de petróleo convertidas a gas natural y a los planes de apertura a las tecnologías actuales concebidas al uso de gas natural)  El petróleo industrial (R6 y R 500) es muy usado en las calderas convencionales de uso industrial, pero su alto contenido de azufre lo hace fuertemente contaminante, así como la inestable disponibilidad en el mercado nacional, lo hacen que sea menos atractivo frente al gas natural  El petróleo diesel (1 y 2) es comparativamente mas caro que el gas natural, por lo que se torna económicamente menos atractivo; su utilización energética industrial generalmente se justifica como combustible de arranque cuando se utiliza combustibles líquidos residuales  El carbón se puede considerar como uno de los combustibles relativamente baratos, sin embargo su utilización en las plantas de cogeneración no se justifica por su alto costo de inversión en los sistemas de transporte, manejo y limpieza de los gases. Para nuestra realidad energética nacional, el carbón (importado o nacional) se perfila como una alternativa de mayor riesgo. La Relación Calor/ Electricidad- R

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Las diferentes industrias tienen requerimientos específicos de vapor y energía eléctrica. Normalmente la disponibilidad de vapor del proceso es prioritaria. Actualmente, con la nueva reglamentación nacional de cogeneración, la generación eléctrica puede ser más flexible ya que se pueden tener excedentes que se venden o los faltantes se compran La Disponibilidad La mayoría de los procesos industriales requieren de una disponibilidad ininterrumpida de vapor y electricidad, las plantas de cogeneración pueden satisfacer completamente estos requisitos si se selecciona y dimensiona en forma adecuada, por lo que contar con la información de la empresa es sumamente importante con la finalidad de definir el sistema más adecuado en cada caso Los Costos de Inversión Dependiendo de la tecnología seleccionada, el costo de la inversión llega a variar hasta en un 200%, sin embargo las condiciones demandadas por el proceso serán las que definan primordialmente el tipo de tecnología a usar y dentro de estas las seleccionadas deben ser las de menor inversión. La Protección Ambiental. Los límites de emisiones establecidos para la protección ambiental son de suma importancia en la evaluación de un proyecto, por su impacto en los costos de inversión y operación de las plantas de cogeneración La Ubicación Geográfica Por razones de carácter técnico y económico, la planta de cogeneración debe ubicarse lo más cerca posible de los consumidores de vapor. Los factores medioambientales que tienen más influencia sobre la operación del sistema son la altura sobre el nivel del mar y la temperatura y humedad ambientales 2.3)

ACTIVIDADES PREVIAS

El personal encargado de llevar a cabo el levantamiento de la información, propio de la planta o externo, debe realizar las siguientes actividades antes de iniciar el estudio de factibilidad de un sistema de cogeneración. Es importante resaltar que, como ya se mencionó, la posibilidad de usar un sistema de cogeneración, es resultado, en la mayoría de los casos, de un estudio previo de diagnóstico energético en las instalaciones, por lo que la mayoría de las actividades aquí propuestas probablemente ya fueron realizadas y se puede utilizar la información allí recabada, a menos que se considere conveniente verificarla o ampliarla. 1º. Reunión con los directivos y personal técnico de la empresa En la reunión con los directivos y personal técnico de la empresa se deberán indicar las necesidades de información que se tienen para lograr el mejor desempeño de las actividades requeridas para realizar un estudio confiable:  Explicar las ventajas derivadas de un sistema de cogeneración así como sus probables desventajas. Se deben aclarar las dudas que se tengan sobre este tipo de sistemas y se solicita el apoyo de personal experto de la empresa con la finalidad tener mayor confiabilidad en la información sobre su operación

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

Mencionar que se requerirá de la siguiente información para poder llevar a cabo el diagnóstico (la información podrá ser parcial): o Facturación de energéticos de los últimos 36, 24 ó 12 meses o Estadísticas mensuales de producción (tipo, cantidades, etc.) o Censos de equipos consumidores de energía eléctrica y térmica (capacidad, consumo energético, marca, fecha de instalación y otros) o Diagramas unifilares de los balances de energía o Diagramas de flujo e instrumentación



Es conveniente establecer aquí que la falta de información no permitirá iniciar los trabajos correspondientes. Es muy importante contar con la información referente a la producción y facturación energética de periodos anteriores o Indicar que, como una primera actividad, se hará una inspección de las instalaciones o Para realizar esta actividad el equipo de trabajo solicitará ser acompañado por personal técnico de la empresa



Explicar que toda la información y documentación recopilada por el equipo de trabajo será utilizada en forma confidencial, exclusivamente para los fines de este estudio y al final deberá ser devuelta a la empresa.

2º. Información técnica que se solicitará a la empresa. Es conveniente prever el acopio de toda la información que pueda obtenerse de la empresa durante esta primera visita, la cual deberá incluir la siguiente información:  Planos o croquis de la ubicación física del equipo principal, diagramas actualizados de instalaciones electromecánicas e instrumentación que incluyan la identificación del equipo principal, auxiliar y de instrumentación  Para los sistemas que se consideran dentro del posible esquema de cogeneración tener los diagramas y descripción general de los procesos de producción en donde se involucre el uso del vapor o de cualquier fluido térmico, de la disposición final o de retorno de condensados  Relación de datos de placa del equipo consumidor de energía instalado. Manuales del fabricante y hojas de datos de operación y mantenimiento del equipo.  Consumos y costos del combustible empleado, de ser posible de los últimos tres años (copias de la facturación)  Consumos y costos de la energía eléctrica utilizada, de ser posible de los últimos tres años (copias de facturación). Es necesario que la información indique consumos horarios, si es el caso, demandas máximas y facturables y el factor de potencia o consumo de reactivos  Relación de equipo de medición con que cuenta la empresa; fijo y portátil con su rango y unidades de medición 2.4)

FORMULARIOS DE RECOPILACION DE INFORMACION

Los formularios para recopilar la información básica a fin de elaborar un proyecto de cogeneración se presentan en el Anexo 1 3)

PROCESAMIENTO DE LA INFORMACION

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Con la información obtenida de la planta se debe de proceder a evaluar los parámetros energéticos de la instalación, evaluando principalmente los costos de la energía, las relaciones de energía eléctrica a energía térmica, los factores de carga, las duraciones de las cargas, etc. La información de la empresa, recabada en el Formulario de Recopilación de Información, por medio de entrevistas o de los informes de una auditoría energética previa, se debe procesar con objeto de determinar sus necesidades energéticas y cuáles son sus principales puntos de consumo, la cantidad y la forma en que se utiliza cada tipo de energético Este trabajo es relativamente simple, aunque laborioso, y se logra a partir de los datos de diseño e instalación de los equipos, con las mediciones de consumo energético en los principales de ellos y con la información de consumos de energía a nivel facturación, capturados en el Formulario de Recopilación de información. En general los datos de consumos durante un año se consideran representativos de la operación típica de la empresa, a menos que se especifique lo contrario por el usuario. Cuando se tenga las mediciones confiables de los principales equipos consumidores de energía en la planta, es conveniente compararlos contra los consumos facturados para comprobarlos y así tener mejores criterios de decisión y en su caso, poder proponer sistemas de cogeneración más adecuados a la operación de la planta. Sin embargo, para un previo análisis, se pueden utilizar los datos de la facturación. 3.1)

COSTOS DE LA ENERGÍA.

Se debe determinar el costo de todos los energéticos que ingresan a la empresa, así como el de los energéticos que se generan dentro de ella. Resulta conveniente evaluar también la proyección en el tiempo de los costos de los mismos. Combustibles El costo actual de los combustibles es el facturado a la empresa, la proyección se podrá efectuar atendiendo a las estadísticas que presente el mercado de los mismos. En el caso de combustibles subproducto de procesos, será necesario evaluar su costo en función de su preparación y acondicionamiento para su combustión adecuada (ej. El licor negro en una industria de celulosa y de papel, el gas de refinería en una planta de refinería de petróleo, el bagazo de caña en un ingenio azucarero, etc). Electricidad El costo de la electricidad, de la red pública, se obtiene de los datos de las facturas mensuales, el que está compuesto por los cargos por consumo y por demanda, que si es el caso, será diferenciado en horarios base y punta (en nuestro caso en Horas punta y en Horas Fuera de Punta), según la región del país en que se encuentre y las tarifas a las que estén contratadas las acometidas de la empresa. Para obtener los datos actualizados de costos, es conveniente consultar tanto a OSINERG como al COES. El costo de la electricidad autogenerada o cogenerada estará en función del consumo de combustible aplicable a dicha generación eléctrica y, en adición, los costos de mantenimiento y personal de operación correspondientes.

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Corrientes o vectores energéticos En el caso de vapor o fluidos a alta temperatura, producidos mediante el quemado de un combustible, se determinará la cantidad de éste que resulte aplicable a cada corriente. El combustible aplicable al vapor que se produce en calderas, por ejemplo, estará en función del consumo de combustible necesario para producir cada kg de vapor, conocido como consumo específico de combustible valor que puede calcularse a partir de las estadísticas de producción de vapor vs. Las estadísticas de consumo de combustible o bien, mediante la evaluación del comportamiento de la caldera y el cálculo de su eficiencia. El valor del consumo específico en cada generador de vapor se obtiene conforme a la siguiente expresión.

Donde: CEC Consumo Especifico de Combustible en kg o m3 de combustible/kg de vapor (en kg/kg o m3/kg) h1 Entalpía del agua de alimentación de la caldera en kJ/kg h2 Entalpía del vapor a la salida de la caldera en kJ/kg PCI Poder calorífico inferior del combustible en kJ/kg o kJ/m3  Eficiencia de la caldera o generador de vapor. Los costos del vapor debido al combustible se pueden calcular en base al costo unitario del mismo como:

Donde: Cv costo unitario del vapor, considerando exclusivamente el combustible en $/Ton CEC Consumo Específico del Combustible en kg o m3 FA costo unitario del combustible en $/kg (o $/m3) En base al costo energético del combustible los costos del vapor se pueden calcular conforme a la siguiente expresión:

Donde: Cv costo unitario del vapor, considerando exclusivamente el combustible en $/Ton. h1 Entalpía del agua de alimentación de la caldera en kJ/kg. h2 Entalpía del vapor a la salida de la caldera en kJ/kg. F Costo unitario energético del combustible en $/GJ.  Eficiencia de la caldera o generador de vapor. Estas fórmulas también son válidas para conocer los costos del calentamiento de cualquier sustancia de trabajo o fluido energético en la planta, que utilice la combustión 39

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como fuente energética. Las consideraciones que se tienen que hacer es la de tomar las entalpías de la sustancia o fluido de que se trate El análisis de costos energéticos tiene como objetivo conocer cuál es este costo en una planta y su repercusión dentro de los costos de producción. Para llevarlo a cabo se requiere contar con la siguiente información :  Conocer las tarifas a las que se tienen contratados el suministro eléctrico y en cuáles de ellas se tiene tarifa horaria.  Los costos de combustibles, considerando para los líquidos, el sobrecosto que genera su manejo, inyección y mantenimiento de los sistemas de combustión Con ello se pueden evaluar los costos energéticos en la planta. Se sugiere resumir la información energética agrupándola bajo el siguiente orden de procesamiento, el mismo que se ha de confeccionar en una plantilla de cálculo (Programa Excel), en base a la información recabada del Formulario de Recopilación Para definir las demandas eléctricas se deben sumar, para el mismo período, todas las demandas de las diferentes acometidas que se consideran para el sistema de cogeneración, de igual manera se tiene que hacer con los consumos. Orden de procesamiento: ENERGÍA ELÉCTRICA Tarifas eléctricas contratadas Demanda máxima en horas punta kW Demanda máxima en horas base kW Demanda mínima en horas punta kW Demanda mínima en horas base kW Consumo de energía en horas punta kWh/año Consumo de energía en horas base kWh/año Consumo anual total de energía eléctrica kWh/año Costo total de la energía eléctrica $/año ENERGÍA TÉRMICA Combustibles Demanda máxima kW Demanda mínima kW Consumos anuales kJ/año Costo del combustible $/año Costos extras por manejo $/año Costo anual de energía térmica $/año VAPOR Demanda máxima kW Demanda mínima kW Consumos anuales kJ/año Costo Total anual de energía $/año ÍNDICES DE CONSUMO ENERGÉTICO Energía consumida por unidad de producto kW/u.prod. Costo de energía por unidad de producción $/prod

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3.2)

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ÍNDICES DE CONSUMO ENERGÉTICO

A partir de las estadísticas de consumo energético, o bien del análisis de comportamiento de equipos y sistemas, y de las estadísticas de producción, se calcularán los índices de consumo de energía, resultado del cociente de ambos términos, tanto por tipo de energético utilizado en la producción como también a nivel global representando la energía total aplicada a dicha producción Los índices y su variación con el tiempo, permiten identificar la situación energética de la empresa en un ámbito sectorial (rama industrial, comercial o de servicios) tanto nacional como internacional, y también la elasticidad que ellos presentan con respecto a las variaciones de la producción o estacionales; por lo tanto se pueden definir las metas a perseguir en la reducción del consumo de energía. 3.3) OBTENCIÓN DE LA RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD Los requerimientos de potencia eléctrica y de energía térmica son diferentes para cada planta. En algunas industrias o servicios, se requiere poca energía en forma de calor y en cambio la mayoría del consumo de energía es en forma eléctrica, existiendo otras en las que esto es a la inversa e inclusive existen lugares en el que el consumo de ambos tipos de energía es muy similar Se define la relación calor/electricidad (R o Q/E) por la relación de las demandas máximas térmica y eléctrica, promedio y con dicho parámetro se identifican los esquemas de cogeneración cuya relación adimensional de producción de calor y electricidad se ajuste a la existente en la planta. Esta relación se puede calcular como:

o en función de las demandas como:

Es conveniente analizar de qué manera será su comportamiento para satisfacer las necesidades térmicas y eléctricas de dicha empresa bajo diferentes condiciones de operación 3.4)

CURVAS DE DURACIÓN DE CARGA TÉRMICA Y ELÉCTRICA

El objetivo de la evaluación de las demandas térmica y eléctrica que ocurren en una aplicación es el de aproximar las necesidades particulares de la instalación a las características inherentes de uno o varios esquemas de cogeneración Los valores máximos de las mencionadas demandas definirán la capacidad del sistema que pueda satisfacerlas, ambas o a una de ellas. Por supuesto, la decisión de la satisfacción térmica o la eléctrica al 100 %, se debe basar en los análisis del comportamiento tanto termodinámico como económico Como se dijo previamente, las características de comportamiento de los diferentes esquemas de cogeneración podrán aplicarse en diversos arreglos y combinaciones con el 41

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fin de acoplarlos, al máximo, a la operación propia de la empresa (modos de producción, variaciones de las condiciones ambientales, salidas de servicio para mantenimiento de ciertos equipos, etc.) En el contexto más general, la operación de las instalaciones no se manifestará en variaciones proporcionales de las demandas térmica y eléctrica, lo que podrá provocar que el esquema de cogeneración, seleccionado de acuerdo con los valores máximos de dichas demandas, se vea complicado en su arreglo y número de componentes, así como en los materiales para su interconexión Lo anterior conduce a la necesidad de evaluar de la manera más fehaciente posible la forma como se comportan las necesidades de la instalación en particular para que, seleccionado preliminarmente el esquema, se proceda al análisis de su comportamiento Adicionalmente, el arreglo también se verá afectado al incluir la confiabilidad y disponibilidad que debe poseer el contemplar en términos del número y arreglo de componentes, por ejemplo, contar con dos turbinas de gas y acoplarlas a un solo recuperador de calor con objeto de garantizar la confiabilidad de generación eléctrica Obviamente, los costos del sistema, tanto por inversión inicial como por mantenimiento, se verán incrementados con respecto a los del esquema más simple que pudiera concebirse para la aplicación específica El análisis de las estadísticas de demanda energética definirán por lo tanto diferentes relaciones calor/electricidad que indicarán la aplicabilidad de los esquemas seleccionados preliminarmente. Es importante destacar que la elaboración detallada de estas estadísticas dará como resultado el mejor ajuste posible del esquema, y sus características, a los requerimientos de la instalación La elaboración de las gráficas de demanda de energía vs. tiempo deben considerar lo siguiente:   

Perfiles mensuales Perfiles diarios Perfiles horarios

La propia operación de la instalación definirá el nivel de detalle con el que se deban de elaborar los perfiles mencionados. Aquellas empresas en que su operación cause que las demandas se manifiesten de manera uniforme, con altos factores de carga (tanto eléctrico como térmico), o con períodos bien definidos de entradas y salidas de operación, ya sea de parte de la instalación o su totalidad (por ejemplo operación con uno o dos turnos o ejecución de tareas específicas en determinados horarios), permitirán simplificar la elaboración de los perfiles, seccionando algunos períodos de operación típica para proceder a la elaboración de los perfiles con discriminación diaria y horaria Por otro lado, aquellas aplicaciones que presenten fuertes variaciones de demandas energéticas implicarán el análisis más detallado de los perfiles, requiriéndose la elaboración de una mayor cantidad de ellos con objeto de garantizar que se cubran los casos extremos de operación. Tanto en el primero como en el segundo caso deben incluirse, en la selección de los períodos típicos, las variaciones estacionales que puedan experimentarse en la instalación así como las de operación, dependiendo de las épocas del año. 42

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La comparación de los perfiles de demanda energética con los de producción y con los de condiciones ambientales serán útiles para determinar el grado de dependencia del consumo de energía de los mencionados factores. Elaboración de los perfiles. La elaboración de los perfiles, después de seleccionados los períodos que se consideren representativos de la operación normal o típica de la instalación, se desarrolla con base en: 1) La información estadística de la instalación. En aquellas empresas (principalmente organizaciones industriales) que cuenten con bitácoras de operación de sistemas así como reportes de diario con las condiciones de operación de los equipos reportados generalmente cada hora, permite la elaboración relativamente simple de los perfiles de demanda térmica y eléctrica de los sistemas que los componen En aquellas empresas que cuentan con medición eléctrica mediante pulsos, particularmente los usuarios en tarifas horarias, pueden obtener dicha información en que se lista la demanda promedio cada 5 min. durante todo el período de facturación. Esta información resulta de extremada utilidad para conocer el comportamiento de la demanda eléctrica de la empresa, su procesamiento exige la utilización de una computadora dada la cantidad de datos a manejar 2) Medición directa en campo Con objeto de validar la información estadística a que se hizo mención anteriormente y para aquellos casos en que no se cuente con ella ( al detalle necesario), resulta apropiado efectuar registro de mediciones directas de las condiciones de operación mediante instrumentación, que puede ser adicional y complementaria a la de la instalación. Existen en el mercado registradores de variables eléctricas que permiten la recolección de los datos de demanda cada período de tiempo preestablecido. Igualmente existen equipos de adquisición de datos (data loggers) que posibilitan la recolección de datos, tanto térmicos como eléctricos, durante largos períodos de tiempo Los datos de demanda térmica se recolectarán a partir de registradores de flujos de vapor, agua caliente, corrientes térmicas, etc. En algunos casos será necesario calcularlos a partir del consumo de combustible utilizado para satisfacer las necesidades de calor. Se puede decir que la obtención de estos datos implica mayor problema que la de los eléctricos, ya que la instrumentación necesaria para realizarla no posee la misma facilidad de implantación que la eléctrica, no debe descartarse incluso la necesidad de elaborar balances térmicos para determinar los datos El programa para hacer un análisis de viabilidad se basa en los datos mensuales, de demanda y consumo eléctrico y térmico, considerando un año como suficiente para una primera aproximación del sistema de cogeneración La selección del esquema de cogeneración, también depende de las condiciones termodinámicas de las corrientes energéticas que circulan por el proceso, las cuales tienen que satisfacerse con la adecuada operación del sistema de cogeneración.

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4)

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SELECCIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN

Entre los factores técnicos más importantes que se contemplan en el proceso de selección del sistema de cogeneración se tienen:   

 

La relación calor/electricidad, ya que existen diferentes tecnologías y que cada una es adecuada para una determinada relación. La calidad del calor útil requerido: en el caso genérico del vapor sería las condiciones de presión y temperatura con que se debe suministrar el vapor al proceso industrial (o de servicios) Los costos de los equipos, los mismos que dependen de la tecnología seleccionada. Para un estudio de prefactibilidad se considera aceptable los costos del equipo dentro de un rango de  25% del costo total, lo que es consistente con tomar valores promedio de cargas El tipo de combustible a utilizar, fundamentalmente teniendo en cuenta su costo y su disponibilidad El tamaño del sistema de cogeneración, dado que algunas tecnologías se tornan más competitivas para capacidades mayores de 1 MW.

Se debe tener en cuenta también que, si la cogeneración es parte de un proyecto nuevo no se tienen restricciones de espacio para la selección del sistema más adecuado. Por el contrario, cuando se trata de una adaptación en una planta ya operando, es necesario considerar la disponibilidad de espacio, el equipo existente que podría aprovecharse y la capacidad de la red pública externa (o requerimientos externos) para la posibilidad de vender los excedentes de energía útil. 4.1) EFECTO DE LA RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD EN LA SELECCIÓN DE EQUIPOS Cuanto más se acerque el sistema de cogeneración al promedio de la relación Calor/Electricidad de una aplicación, el sistema será financieramente más atractivo. En el dimensionado de los sistemas, se debe seleccionar entre satisfacer la potencia eléctrica o la demanda térmica como base de operación del sistema y una tecnología adecuada para que siga de cerca la relación Calor/Electricidad en la planta o en el proceso Bajo condiciones idóneas, los requerimientos térmicos y eléctricos deberían de ser simultáneos para un sistema particular, pero esto nunca sucede. Por esta razón el planificador debe decidir entre usar un generador de vapor auxiliar o tener excedentes de electricidad, o por otro lado entre tener exceso de vapor o comprar electricidad, de acuerdo con el mapa energético de la industria en particular. 4.2)

MAPA ENERGÉTICO DEL CENTRO CONSUMIDOR

Se define como centro consumidor a la industria o empresa que tiene una demanda eléctrica y térmica para realizar su producción y que es apta para un estudio de instalación de un sistema de cogeneración. Se caracteriza por tener dos tipos de demanda energéticas globales: un consumo eléctrico y una demanda de calor útil, ambos para satisfacer las necesidades de producción. El mapa energético del centro consumidor, se puede explicar mediante la figura siguiente, donde se tiene representado la situación del centro consumidor en un punto en el cual se informa de la necesidad de energía eléctrica y de calor útil para el proceso productivo como tal. Este mapa energético incluye dos rectas que contienen los puntos indicados 44

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como A y D, y como B y C. Estas dos rectas corresponden a dos tecnologías de cogeneración con relación Electricidad/Calor Util (inversa de la relación R), mayor y menor que el centro consumidor respectivamente

Calor útil (MWt) Mapa energético para un centro consumidor Los puntos A, B, C y D pueden resultar puntos de funcionamiento de la planta de cogeneración. Para ello se analizan los siguientes cuatro casos: Punto A: Requerimiento de un sistema auxiliar de generación de calor útil En este caso el sistema de cogeneración satisface la demanda eléctrica del centro, pero no llega a producir la energía térmica requerida, con lo que se precisa obtener la diferencia mediante un sistema auxiliar. Los sistemas auxiliares más comunes que pueden optarse son:  Realizar un consumo extra de combustible aprovechando el contenido de oxígeno de los gases procedentes de la combustión, para así elevar la temperatura de éstos y poder tener un potencial energético mayor, para la producción de calor útil  Generar la energía térmica necesaria mediante un sistema convencional de producción como puede ser una caldera Punto B: Importación de electricidad (compra de electricidad) Situación de la planta de cogeneración en la que se satisface la demanda térmica del centro pero se necesita comprar electricidad de la red, ya que el sistema implementado no produce la suficiente. Es acá donde se hace un análisis de costos tarifario de energía eléctrica vendida por la red de comercialización 45

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Punto C: Desperdicio de energía térmica Es el caso más indeseable ya que, aunque la demanda eléctrica esta completa, se produce mayor calor útil que lo que el centro consumidor demanda, por lo que resulta que, si no se vende esta energía térmica (situación actualmente inviable), resulta una pérdida de energía. Punto D: Exportación de electricidad (venta de electricidad) Este es el caso en que se obtiene el calor útil o energía térmica necesaria para el centro consumidor, pero se produce una cantidad de electricidad mayor a la demandada, con lo que se puede vender electricidad a la red. En conclusión, el análisis de estos cuatro puntos permite conocer la información que nos proporciona el mapa energético. A manera de ejemplo, se podría tener un esquema cogenerativo en la recta de relación Electricidad/Calor mayor que la del centro representado, siendo el punto de funcionamiento ubicado entre A y D perteneciente a dicha recta. Resultaría que se satisface la demanda eléctrica, habiendo un exceso de producción que se puede verter a la red, pero en cambio no se produciría el suficiente calor útil, con lo que sería necesario un sistema auxiliar para producción de calor útil. Bajo este análisis del mapa energético ya se tiene uno de los criterios de dimensionamiento de la configuración o tecnología de cogeneración elegida: se dimensionará teniendo en cuenta de no elegir un punto de funcionamiento en el que se sobrepase la demanda de calor útil por parte del centro consumidor De todos los casos excepto el C, son viables pudiendo obtenerse puntos de funcionamiento del sistema de cogeneración de la zona izquierda del valor de demanda de calor útil del centro. RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD BAJA Para una relación Calor/Electricidad baja, el ciclo debe tener mayor énfasis en la eficiencia de conversión de potencia. Aquí, un motor MCI o una turbina a gas debe ser indicado como motor primario. Con esta configuración, el rango general de la razón debe esperarse entre 3.2 a 6.4 GJ de calor de proceso por MW de salida eléctrica (una razón R de 1 a 1.7). Esta razón puede ser usada en instalaciones donde la recuperación de calor de desperdicio se usa totalmente para una máxima generación de vapor, con quemadores suplementarios para el balance de vapor requerido. Los motores diesel grandes son convenientes para la generación de potencia en industrias, dado que presentan oportunidades atractivas para cogeneración a través del uso del proceso de vapor a baja presión. RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD MEDIA En este rango las pequeñas turbinas a gas con quemadores suplementarios, son usadas como motores primarios con la recuperación del calor de desperdicio de los calentadores para la producción de vapor. Sin embargo estas turbinas son motores de baja eficiencia (las turbinas más pequeñas normalmente solo tienen entre 18 y 25 por ciento de eficiencia), por lo que existe un calor de desperdicio considerable disponible en la 46

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corriente de salida. Con las configuraciones del ciclo superior descritas anteriormente, se tiene un rango general de salida térmica de 8.4 a 12.6 GJ de calor de proceso por MW de salida eléctrica, por lo se puede esperar una razón de Q/E de 2 a 4. Las turbinas a gas, con configuración de recuperación de calor, encuentran requerimientos de calor en cantidades adecuadas para muchos procesos en el sector industrial. En climas más cálidos, pueden proveer el balance correcto de calor para sistemas de aire acondicionado medianos y grandes, especialmente para los hospitales, hoteles y aeropuertos, donde el servicio se requiere las 24 horas básicamente durante todo el año. RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD ALTA Para cargas de calor muy grandes en relación con los requerimientos de potencia, o una relación R alta, una turbina de vapor alimentada con vapor a baja, media o alta presión de los calentadores y uso de extracción a contrapresión o turbinas de extracción/condensación proveen las relaciones más flexibles. Esto es porque las condiciones de la entrada de vapor y la eficiencia de la turbina pueden variar para obtener la combinación más económica para la carga de vapor deseada. Con una turbina de vapor de baja presión a contrapresión con un consumo específico de vapor de 55 kg/kWh, se requieren de 45.4 toneladas de vapor/h (aproximadamente 105 GJ/h) para producir 1 MW de electricidad. En el caso de una turbina de alta presión extracción/condensación con un consumo específico de vapor de 3.6 kg/kWh, se necesita de 3,628 kg/hr de vapor para generar 1 MW de electricidad. Sin embargo solo la parte de vapor tomada en el punto de extracción debe ser aplicada a satisfacer los requerimientos de calor del proceso. Las relaciones R varían en un rango muy amplio, desde, tan bajas como 2 hasta tan altas como 40. 4.3)

ELECCION DEL MOTOR PRIMARIO

4.3.1) TURBINA DE VAPOR Esta opción se considera cuando la carga de vapor está por encima de 10 t/h y se tienen potencias eléctricas por arriba de 500 kW. Por debajo de estos valores la generación de vapor a alta presión lo hace incosteable, sin embargo, si ya se tienen las calderas operando se puede considerar con valores más bajos. En las turbinas a contrapresión el vapor sale a la presión que se requiere en el proceso; si se tienen usos del vapor a diferentes presiones se debe utilizar una turbina de contrapresión con extracciones Los sistemas a contrapresión normalmente se diseñan para surtir los requerimientos de vapor del proceso a quien da servicio y la producción de potencia es variable, dependiente de la demanda de vapor, por lo que normalmente se tiene que comprar energía a la red, en los períodos en que la demanda de vapor baja y la turbina trabaja a carga parcial. Las unidades pequeñas tienen el inconveniente de tener un bajo rendimiento interno Para estos casos es preferible utilizar una sección de condensación que de los faltantes de energía eléctrica que no proporciona la contrapresión. En estos sistemas se tiene extracción y condensación por lo que se puede considerar, para su análisis, como dos turbinas en serie 47

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Estos sistemas tienen como principal característica su capacidad para satisfacer una relación energía térmica/eléctrica muy variante. Cuando la demanda del vapor de proceso es elevada puede extraerse una gran cantidad de vapor por la extracción, pasando por la turbina de baja presión sólo la cantidad mínima necesaria para que no se dañe el equipo. Cuando la demanda del vapor disminuye se aumenta el flujo por la turbina de baja presión la que aumentará su generación. Si no existiera el condensador, el exceso de vapor que se tiene cuando baja la demanda del proceso tendría que ser venteado o se tendría que bajar la carga del generador de vapor disminuyendo su eficiencia Estrictamente, solamente la energía producida por el vapor que fluye por la extracción es la cogenerada, ya que si no se tuviera vapor de proceso no existiría la cogeneración La presión del vapor a la entrada de la turbina queda determinada por el valor al que lo genera la caldera, a mayor presión es mayor el potencial para la generación de potencia. Sin embargo también los costos de la caldera y de la turbina se incrementan al aumentar la presión del vapor generado, por lo que debe establecerse un valor de operación que sea rentable. Para un análisis preliminar la ASME recomienda los siguientes valores:  

Una presión de 4 MPa y una temperatura de 673 K cuando el promedio de la carga de vapor está por debajo de las 30 t/h Una presión de 6 MPa y una temperatura de 723 K para cargas promedio de vapor superiores a las 30 t/h.

4.3.2) TURBINA A GAS Este tipo de tecnología encuentra su mejor utilización cuando se requieren potencias eléctricas constantes y vapor a mediana o alta presión, ya que las temperaturas típicas de los gases de salida fluctúan entre 720 K y 790 K. Los sistemas de turbina de gas son compactos y presentan una serie de características que los hacen muy apropiados para su aplicación en la cogeneración. La potencia generada por una turbina de gas está en función directa de su rendimiento, el cual se define como la relación que existe entre su producción de energía mecánica y su consumo de combustible. El rendimiento es función de las siguientes características:  Relación de presiones  Temperatura del aire de admisión  La altitud del lugar donde opera  El régimen de funcionamiento El funcionamiento a carga parcial afecta la operación de la turbina de dos formas que son: a) Conforme la carga disminuye también lo hace el rendimiento, de manera que cada kWh producido supone un mayor costo de combustible b) Al disminuir la carga, la temperatura de escape y el flujo másico también disminuyen, por lo que se tendrá una baja en la energía térmica disponible para los procesos. Este efecto es compensado en parte, por el aumento en la energía residual que supone la disminución del rendimiento térmico. La forma más adecuada de operar una turbina a gas es a plena carga ya que es la que menores costos de inversión y de operación produce. Si la disponibilidad de energía térmica residual es superior a la demanda de vapor del proceso, el exceso de gases de escape se pasa directamente a la chimenea. Con el fin de reducir esta pérdida, se pueden instalar dos turbinas, una funcionando continuamente y la otra de modo intermitente. Cuando por el 48

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contrario, exista un defecto de energía térmica residual, que el proceso requiera más vapor del que pueda generar la caldera de recuperación, éste se tendrá que satisfacer con un generador de vapor auxiliar. El comportamiento de una turbina a gas es directamente proporcional al flujo másico de aire que la atraviesa. El flujo de masa cambia directamente como una función de la densidad del aire, por esta razón al aumentar la altura la presión disminuye y por lo tanto baja el comportamiento de la turbina. La pérdida de potencia es de aproximadamente 3.6% por cada 300 m de elevación. También se tiene pérdida de presión debido a un incremento de la temperatura ambiente y un incremento de 22 K puede representar una pérdida del 20% en potencia. Las pérdidas de carga en el sistema de alimentación de las turbinas (silenciadores, ductería, filtros, etc.) ocasionan una pérdida de potencia de aproximadamente 0.5% por cada 25.4 mm de columna de agua de caída de presión. Las pérdidas de carga en los sistemas de salida (silenciadores, calderas de recuperación, etc.) ocasionan una pérdida de aprox. 0.3% por cada 25,4 mm de columna de agua de caída. Actualmente se ha desarrollado bastante la tecnología de las turbinas de gas encontrándose en el mercado equipos que trabajan con relaciones de presión de 30 y con eficiencias hasta 40%. 4.3.3) MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA- MCI La eficiencia eléctrica de un motor reciprocante fluctúa entre 20% y 42%, dependiendo del motor utilizado y de la configuración. En un sistema de cogeneración la eficiencia total, considerando la entrega de energía eléctrica más la energía térmica, varía significativamente dependiendo del esquema de recuperación de calor que se seleccione. La temperatura de los gases de salida normalmente oscila entre 575 K a 875 K y se ha encontrado que la mejor forma de recuperar esta energía es por medio del calentamiento de agua ya que se logran obtener eficiencias del combustible hasta del 80%. En la generación de vapor de baja presión, se utiliza menos de la mitad del calor de salida, por lo que la eficiencia baja hasta 72%. En términos generales la eficiencia promedio se encuentra entre un 60% y 75%. Para cargas parciales los motores MCI presentan una curva muy plana de consumo específico, en variaciones de carga eléctrica hasta aproximadamente un 40% de su carga nominal, por lo que su mejor utilización es en operaciones con cargas eléctricas parciales, a diferencia de las turbinas. Aunque esto no es una gran ventaja en los sistemas de cogeneración 4.3.4) CICLO COMBINADO En este sistema se genera vapor a alta presión, utilizando los gases de escape de la turbina de gas, y el cual se expansiona en una turbina de vapor de contrapresión, generándose energía eléctrica en ambas turbinas y obteniéndose vapor de baja presión para el proceso. Actualmente se considera que ésta es una de las mejores soluciones para tener excedentes de energía eléctrica a un buen costo, siempre que se tenga un buen acoplamiento de la energía térmica Su mejor rango de utilización es cuando se tienen cargas muy variables de vapor y se requiere generar una potencia en firme. Ello puede ser vender una potencia en firme con la turbina de gas y darle seguimiento a su carga con la turbina de vapor.

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4.4)

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DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE COGENERACION

TURBINAS DE VAPOR CALCULO DE POTENCIA.- Para evaluar la potencia de una turbina de vapor se requiere de los siguientes datos: Pi Presión de entrada del vapor (MPa) Ti Temperatura de entrada del vapor (K) P0 Presión de salida del vapor (MPa) i Eficiencia interna de la turbina. m Eficiencia mecánica de la turbina mv Flujo del vapor (t/h) Con estos datos y con el uso del diagrama de Molliere o de las tablas de vapor, se obtiene, aplicando el modelo de volumen de control, la energía que produce la máquina teniéndose la siguiente información: W Potencia (W) T0 Temperatura de salida del vapor (K) hi Entalpía de entrada del vapor (kJ/kg) h0 Entalpía de salida del vapor (kJ/kg) Tis Temperatura de sobrecalentamiento del vapor a la entrada (K) T0s Temperatura de sobrecalentamiento a la salida, cuando exista (K)  Calidad del vapor, cuando exista. CEV Consumo especifico de vapor (kg/kW) Con estos valores queda establecida la capacidad de generación eléctrica y las características del vapor del proceso. La potencia de salida de la turbina, considerándola como grupo turbogenerador se evalúa conforme a la siguiente expresión:

En donde W es la potencia real entregada por la turbina en W. Para el caso de varias salidas de vapor se tiene: W=  { (mvhi)e -  (mvh0)s } En donde los subíndices e y s representan los valores a la entrada y a cada salida del equipo. Para una evaluación rápida de la potencia de la turbina, conociendo las condiciones de operación, se recomienda utilizar los datos de consumo específico para condiciones comunes de entrada de vapor como los mostrados en la tabla siguiente: PRESIÓN DE DESCARGA EN kPa 30 170 340 700 1030

1030 kPa 2410 kPa 2760 kPa 5860 kPa 8620 kPa 458 K 533 K 616 K 713 K 755 K 10.00 14.00 20.40

7.30 10.00 12.70 20.40 35.00

5.90 7.30 8.60 12.30 15.90

4.50 5.00 5.90 7.30 8.60

4.00 4.50 5.00 5.90 6.80 50

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La potencia entregada por la turbina se obtiene al dividir el flujo de vapor entre el consumo específico. Como ejemplo, si se tiene un flujo de vapor de 40 t/h a 5860 kPa y 713 K pasando por una turbina de vapor, que descarga a 340 kPa, hace que la turbina entregue una potencia de 6780 kW TURBINA A GAS Para el dimensionamiento de la turbina a gas se requiere la siguiente información:  Relación de presiones de entrada y salida  Temperatura de admisión del aire  Presión de admisión  Flujo de aire  Consumo de combustible Con esta información y con el uso de las tablas de gases, y utilizando el modelo de volumen de control se obtiene:  Energía mecánica generada  Calor de desecho  Eficiencia del ciclo  Rendimiento del sistema Para evaluar la generación eléctrica se utilizan las siguientes expresiones

donde: Wn ma

Potencia eléctrica Flujo de aire. (kg/s) 51

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Cp T1 T T2 k c P1 P2 P3 P4 Pcc rc=rT

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Calor específico del aire considerado constante (kJ/kg K) Temperatura absoluta a la entrada del compresor (K) Eficiencia de la turbina Temperatura a la salida del compresor (K) Relación de calores específicos Eficiencia del compresor Presión a la entrada del compresor (kPa) Presión que entrega el compresor (kPa) Presión a la entrada de la turbina (kPa) Presión de los gases al escape de la turbina (kPa) Caída de presión en la cámara de combustión (kPa) Relación de compresión

El calor suministrado al ciclo esta dado por:

donde: QH representa el calor que se suministra en la cámara de combustión (kJ). La eficiencia del ciclo está dada al dividir estas dos ecuaciones, o sea Wn/QH Un método actual para incrementar la potencia de salida es el conocido con el nombre de ciclo Cheng, en el cual el calor de salida se utiliza para producir vapor de alta presión en una caldera de recuperación, dicho vapor se utiliza para inyectarse en la turbina de gas incrementando su potencia de salida. La inyección controlada de vapor produce un incremento hasta del 15% en el flujo másico con lo que se puede alcanzar hasta el 40% de eficiencia en la generación de potencia. MOTORES MCI El rendimiento de un ciclo Diesel está dado por la siguiente expresión:

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donde:  T1 T2 T3 T4 k

Eficiencia del ciclo Temperatura de admisión (K) Temperatura de inyección (K) Temperatura máxima después de la expansión (K) Temperatura de escape (K) Relación de calores específicos

EL RECUPERADOR DE CALOR Se utilizan para recobrar el calor que sale de las turbinas a gas y con el mismo generar el vapor que requiere el sistema. Existen tres tipos básicos:  Recuperador de calor sin postcombustión (RCSP)  Recuperador de calor con postcombustión (RCCP)  Recuperador de calor con máxima postcombustión (RCCMP) Para estimar la generación de vapor en los estudios preliminares se puede aplicar cualquiera de los siguientes métodos: 1) El primer método consiste en suponer una efectividad entre el 85% y el 87% para la combinación de evaporador y sobrecalentador. La efectividad es la relación de la caída de temperaturas del gas al pasar a través del evaporador y sobrecalentadores entre la caída que debería de haber ocurrido si el gas que sale del evaporador hubiera sido enfriado a la temperatura de saturación del vapor, dentro del generador. 2) El segundo método es el de considerar un punto de pliegue entre 10 K y 15 K, es decir una diferencia entre la temperatura de los gases saliendo del evaporador y la temperatura de saturación correspondiente al vapor generado. 4.5)

NIVEL DE COGENERACIÓN

Los niveles de cogeneración se definen de acuerdo al objetivo fundamental que persiga el interesado en instalar un sistema de cogeneración, teniendo en cuenta las normativas internas existentes en el Perú. En este contexto pueden surgir las siguientes alternativas:  Otimizar el consumo de energía eléctrica y térmica en el interior de la planta  Optimizar el consumo de energía al interior de la planta y vender los excedentes Dado que pueden existir altas variaciones de la relación Calor/Electricidad en las que resulta difícil que el sistema de cogeneración siga a la demanda térmica, se debe optar como criterio que es preferible incrementar la capacidad eléctrica del sistema con objeto de tener excedentes que puedan ser vendidos a la red de distribución o comercialización.

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5)

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EVALUACIÓN TECNICA SELECCIONADO

DEL

SISTEMA

DE

COGENERACIÓN

Cualquier sistema de cogeneración no opera a carga constante durante todo el tiempo, por ello es que se deberá modularlo, para adaptarse a las necesidades de la empresa. Como los esquemas presentan variaciones en sus parámetros Calor/Electricidad e Indice de Calor Neto, dependiendo de la carga, resulta importante evaluar la potencia que pueden entregar, así como el incremento en consumo de combustible bajo la operación a diferentes cargas, considerando la duración que presente la operación a cada carga. 5.1).

EVALUACIÓN DE PERIODOS DE OPERACIÓN A DIFERENTES CARGAS

Los datos de demanda térmica y eléctrica, con la discriminación más detallada posible, para un período de consideración (un año por ejemplo), servirían para conocer fehacientemente la duración de los períodos en que se opera a una determinada carga, o bien dentro de un rango de cargas, tanto térmicas como eléctricas En la práctica, en la mayoría de los casos los datos no se encuentran disponibles al 100% y, además, se generaría tanta cantidad de datos que su procesamiento sería tedioso. Como alternativa se puede hacer uso de la información de los días seleccionados como típicos de operación y que se utilizaron para dimensionar y analizar cada sistema, ya que los datos corresponden a situaciones extremas, por lo que cubren prácticamente todo el espectro que presente la operación de la empresa. 5.2)

AHORRO EN EL CONSUMO ELÉCTRICO E INCREMENTO EN EL CONSUMO DE COMBUSTIBLE

Conociendo los valores de las cargas a las que se puede aproximar la operación de cada esquema de cogeneración para un año, se determina la energía eléctrica que el sistema puede proporcionar durante cada uno de los períodos en que se dividió el año, así como también el consumo de combustible adicional que se requiere para la generación eléctrica. Con los resultados de los análisis de comportamiento a diferentes cargas es posible conocer la relación R y el ICN que cada sistema de cogeneración presentaría al operar a cada carga media corregida, seleccionando aquellos valores, producto de los mencionados análisis, correspondientes a una carga igual o similar a la de cada período en consideración. Estableciendo la operación sobre la base de satisfacción térmica, se obtienen los resultados mostrados en la Tabla 1, para las opciones de utilización de turbina de vapor de contrapresión y generación de vapor con las calderas y de utilización de turbina de contrapresión, con extracción, y generación de vapor a mayor presión y temperatura, respectivamente. Los valores de la carga térmica corregida se listan en la primera columna; en la segunda y tercera columna se encuentran la relación R y el ICN, correspondientes a cada carga corregida, obtenidos de los resultados de los esquemas seleccionados; la cuarta columna contiene la potencia eléctrica que el sistema entregaría operando a la carga térmica media corregida, resultado del cociente de ésta y R; la quinta columna contiene la duración que presenta la operación a la carga media corregida, expresada en porcentaje, en horas y en meses; el ahorro en consumo, sexta columna, se calcula como el producto

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de la potencia eléctrica entregada por el número de horas operando a esa carga por los factores de disponibilidad y de carga, conforme a la siguiente expresión: Egen = Pgen tp Fc Fd

kWh

donde: Egen Pgen tp Fd Fc

Energía generada en el período de estudio Potencia generada por el sistema de cogeneración [kW] Tiempo que se considera para el análisis [horas] Factor de disponibilidad del sistema Factor de carga del equipo

La séptima columna contiene los ahorros por reducción de la demanda eléctrica, producto de la potencia entregada por el número de meses, ya que la estructura tarifaria de electricidad contempla el cargo por demanda facturable mensual. Por último el calor suministrado adicional se obtiene mediante la manipulación del ICN por la potencia eléctrica y por el número de horas de duración a esa carga, que se expresa también como consumo de combustible (gas natural) dividiendo el valor de la energía entre el poder calorífico del mismo TABLA 1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS QREQ R ICN kW t (1)

(2) (3)

E KW e (4)

CALOR SUMIN. (8) % H/AÑO MESES CONSUMO DEMANDA ENERGÍA COMB. (6) (7) EQUIV. DURACIÓN (5)

AHORRO

TOTAL ANUAL El ahorro económico total estará en función de los ahorros de energía, del costo de combustible adicional y, en su caso, los costos de venta de la energía eléctrica conforme a la siguiente relación: AHORRO TOTAL = AHORRO POR ENERGÍA ELÉCTRICA - COSTO ANUAL DEL COMBUSTIBLE + INGRESO POR VENTA DE ENERGÍA ELÉCTRICA En el caso de las turbinas de gas, se tiene que la alternativa con post-combustión es, a diferencia de todas las demás, la más flexible, con la capacidad de satisfacción energética al 100%. La evaluación de los ahorros, para este esquema, se hace sobre la base de operación a la carga térmica media corregida, al igual que para los esquemas con turbina de vapor; en este caso se presenta, además, la energía eléctrica que se tiene en exceso por encima de la requerida y que estará la empresa en posibilidades de vender a la red pública, o a algún otro usuario. El cálculo de la energía eléctrica requerida se realiza utilizando los valores de las cargas eléctricas medias corregidas, cuya duración es aproximada a la de las térmicas, el ahorro total no presenta diferencia notable contra el consumo total reportado en las estadísticas

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En conclusión, la Tabla 1 contiene la información necesaria para realizar el análisis económico de las opciones, atendiendo a los ahorros netos por concepto de disminución del consumo de electricidad comprada de la red pública, parcial o total, del incremento en consumo de combustible y de la venta de electricidad. Los valores de los ahorros en consumo de energía eléctrica y de los consumos adicionales de calor y combustible se suman para obtener el total anual que cada esquema entregaría. Dichos valores se han obtenido considerando que los esquemas operarían al 100% del tiempo durante un año, sin embargo eso no sucederá en la realidad, por lo que es necesario asumir el tiempo que estarán fuera de servicio para mantenimiento, preventivo y correctivo, y por salidas forzadas que se puedan presentar. Por lo tanto, los ahorros y consumos adicionales totales se deben afectar por un factor de planta que permita introducir el tiempo en que los esquemas estarían efectivamente en servicio. Es necesario hacer notar que una salida de servicio, aún por un corto período de tiempo, puede provocar que se anule el ahorro por reducción de la máxima demanda eléctrica para el mes en que se tenga dicha salida, al tener que hacer uso de la red pública de servicio eléctrico; en las tablas mencionadas se debe considerar este hecho mediante la multiplicación del factor de planta por los valores de ahorro anual por reducción de la máxima demanda eléctrica. 5.3)

ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS PRINCIPALES

La especificación de equipos es una tarea delicada que debe considerar una gran variedad de datos e información que deben hacerse saber a los fabricantes con objeto de que puedan proporcionar el equipo más adecuado para la aplicación a la que se le va a destinar, atendiendo no sólo satisfacer las condiciones de operación sino también criterios de seguridad, disponibilidad y confiabilidad, tipo de servicio, impacto ambiental, restricciones de espacio, arreglo de componentes, etc. La especificación de equipos al nivel de estudio de factibilidad, no puede contener todos los datos e información que contendría una especificación para compra o concurso de equipo, ésta sería producto propiamente de la ingeniería básica de la opción seleccionada El objetivo que debe cumplir una especificación para estudio de factibilidad de proyecto es la evaluación del costo de los equipos que integran las opciones a analizar económicamente. En general es conveniente contar con información estadística de costos de equipo con el fin de determinar la inversión que deba realizarse; la especificación permitirá entonces obtener cotizaciones para complementar y actualizar la información estadística con que se cuente. TURBINAS DE VAPOR Las condiciones a especificar para las turbinas de vapor se refieren a las siguientes:

ENTRADA DESCARGA EXTRACCIONES

PRESIÓN X X X

TEMPERATURA X

FLUJO X X

Se debe especificar también la capacidad de generación eléctrica que se espera de la máquina, con objeto de comprobar si efectivamente se podrá obtener la potencia 56

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esperada del sistema. Adicionalmente, se debe indicar el tipo de extracción, controlada o no, y si la turbina es de condensación o de contrapresión, aunque la presión a la descarga lo indique. Particularmente en el caso de turbina de condensación, se deberá proporcionar al fabricante datos de la disponibilidad de agua de enfriamiento y su temperatura, o bien las condiciones ambientales promedio, máximas y mínimas de la zona en que se instalaría. El fabricante podrá tener opción de ofrecer una turbina que requiera un reductor de velocidad para poder mover un generador eléctrico, la cotización deberá incluir su costo. En adición, la cotización debe incluir los equipos auxiliares de la turbina tales como válvulas gobernadoras, sistema de control, sistema de lubricación e incluso es factible que el fabricante cotice equipos auxiliares tales como el sistema de enfriamiento (bombas de circulación y torre de enfriamiento), en el caso de turbinas de condensación, bombas de retorno de condensado, etc. Asimismo, se deberá incluir el consumo de energía que sus equipos auxiliares requieran. TURBINAS A GAS En el caso de las turbinas a gas se debe especificar lo siguiente:

ENTRADA DESCARGA

PRESIÓN X X

TEMPERATURA X

Dado que el comportamiento de las turbinas a gas es muy sensible a las condiciones atmosféricas, se debe proporcionar al fabricante la altura sobre el nivel del mar que la instalación tendría, así como la temperatura ambiente media de la zona y las máximas y mínimas que se presenten en un año. Se deberá especificar también el combustible con el que operará, la capacidad eléctrica deseada de la máquina y, adicionalmente, la demanda térmica que se planea recuperar a la descarga, con el límite de temperatura de los gases para garantizar la posibilidad de producción de vapor a las condiciones deseadas. Se deben considerar las restricciones de emisiones contaminantes de la zona en que el equipo se instalaría, con objeto de que el fabricante pueda recomendar los equipos auxiliares que satisfagan dichas restricciones. La cotización deberá incluir el costo de los equipos auxiliares que la máquina requiera, tales como filtros de aire, sistema de control, sistema de lubricación, centros de control de motores etc., así como los consumos de energía de dichos equipos. Existen fabricantes que manejen también las calderas de recuperación de calor de tal manera que se puede atender a ellos para cotizar el arreglo completo. CALDERAS DE RECUPERACIÓN DE CALOR Las condiciones a especificar para los recuperadores de calor son las siguientes:

VAPOR DESCARGA AGUA DE ALIMENTACIÓN GASES A LA ENTRADA

PRESIÓN X X

TEMPERATURA X X X

FLUJO X X 57

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La especificación debe contener datos sobre el tipo o composición de los gases producto de la combustión, además, en los casos de calderas de dos o más presiones de operación, se debe establecer los rangos de combinaciones de producción esperada de vapor a las diferentes presiones. En caso de requerir post-combustión, se debe indicar el combustible que se utilizaría en ello la cotización debe incluir los equipos auxiliares tales como bombas de agua de alimentación, sistema de control, protección contra sobre-presión, etc., así como su consumo de energía. CALDERAS A FUEGO DIRECTO Las condiciones a especificar son similares a las de las de recuperación de calor, excepto que en lugar de indicar el flujo y condiciones de los gases a utilizar, en este caso se debe indicar el combustible que la caldera manejará. De igual manera, se deberá informar al fabricante de las restricciones de emisiones contaminantes para que pueda ofrecer los equipos auxiliares que requiera para satisfacerlas. MOTORES RECIPROCANTES Las condiciones a especificar en los motores reciprocantes son:

ENTRADA DESCARGA

PRESIÓN X X

TEMPERATURA X

Por otro lado se requiere especificar:  La potencia máxima a generar  La relación de compresión  El tipo de combustible a utilizar y su poder calorífico  Las condiciones ambientales en donde opera  El tipo de inyección del combustible 6)

EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN

La evaluación económica conlleva a la decisión final en cuanto a instalar un sistema de cogeneración. Los pasos básicos para llevarlo a cabo normalmente son los siguientes:  Análisis de costos y otros parámetros  Cálculo del período de retorno simple  Análisis de rentabilidad de la inversión 6.1)

ANALISIS DE COSTOS Y OTROS PARAMETROS

Para las evaluaciones económicas de los sistemas de cogeneración, los parámetros a utilizar se pueden agruparse en los siguientes:  Costo del Sistema Instalado  Costo de la Energía Producida  Costo de Combustible Consumido  Costos Operativos  Otros Parámetros COSTOS DE INVERSION DE LOS EQUIPOS COMPONENTES 58

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La evaluación correcta de las inversiones tiene la misma importancia que el análisis de los consumos. Por tanto, si se contempla que el costo de los equipos varía considerablemente con la potencia y que además también lo hace con el tiempo, para lograr una buena estimación de la inversión que deberá hacerse, será necesario conocer los costos involucrados en las diferentes partidas que componen el proyecto, dados por los fabricantes o proveedores. En el objetivo de proporcionar una idea sobre el orden de magnitud de los costos involucrados, a continuación se da una estimación de costos y rendimientos basada en distintos tipos de instalaciones y diferenciando los casos de cogeneración con motores alternativos y con turbinas. Los valores son orientativos ya que para cada caso se precisa de un estudio específico de costos. Para el caso general de un grupo de cogeneración para la producción de energía eléctrica y térmica se deben considerar los siguientes grupos de costo: motor primario (motor alternativo o turbina), generador eléctrico más la bancada, recuperadores de calor, personal involucrado en el sistema, e instalación y mantenimiento. De forma esquemática estas partidas son: 1º)

El grupo motor-alternador. Es lógicamente la partida más importante en una instalación de cogeneración. El costo por kW instalado imputable al grupo es distinto según su elemento motor, sea una turbina de gas, una turbina de vapor o bien un motor alternativo. En líneas generales el costo por kW desciende en el caso de las turbinas de gas y de las turbinas de vapor a medida que aumenta su potencia, estando por debajo el de las turbinas de vapor con relación a las turbinas a gas. Los motores diesel y motores a gas tienen un costo por kW inferior al de las turbinas a gas de potencia equivalente, siendo además menor su oscilación a medida que aumenta la potencia. A título orientativo los costos unitarios para los diferentes motores están comprendidos entre los valores siguientes: MOTOR PRIMARIO TURBINA A GAS TURBINA DE VAPOR MOTOR DIESEL O GAS

COSTO/kW (DÓLARES) 645 - 175 450-115 650-300

El motor primario es el grupo principal de costo del conjunto. Su costo depende mucho del combustible (diesel, gas natural, propano, biogás u otros gases) El alternador, conjuntamente con la bancada y demás elementos de acoplamiento y soporte, forman un grupo de costo muy poco dependiente de las condiciones de la instalación. Para este grupo se puede considerar un costo entre 120 y 150 dólares por kW eléctrico instalado 2º)

Los sistemas de recuperación del calor son la otra gran partida que debe considerarse en los grupos de cogeneración. El costo por kW (potencia referida al elemento motor) en los sistemas de cogeneración se incrementa en función de la complejidad de los mismos y también disminuye con la potencia. La tabla siguiente da una idea aproximada de los mismos:

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SISTEMA DE RECUPERACIÓN A PARTIR DE MOTOR DIESEL O GAS CALDERA DE ALTA PRESIÓN TURBINA DE CONTRAPRESIÓN CALDERA DE RECUPERACIÓN GASES DE ESCAPE AGUA CALIENTE

COSTO/kW (DÓLARES) 700-600 400-200 200-100 140-75

El costo de los recuperadores de calor está en función del sistema de aprovechamiento del agua de refrigeración del motor y/o del escape. 3º)

Otros componentes que tienen efectos económicos son los siguientes:  Quemadores de post-combustión  Instalación eléctrica (transformación, interconexión, protección, cableado, etc.)  Equipos complementarios (tratamiento de agua de alimentación, desgasificadores, intercambiadores, bombas y ventiladores, acumuladores de vapor, etc.).  Tuberías para conducción de gases y vapor  Compresor de gas, instalación de gas, grupos de regulación.  Proyecto, instalación, obra civil Normalmente (en países desarrollados), el conjunto de las partidas englobadas en este apartado oscilan entre el 15 y el 35% del total de la inversión a realizar. No es fácil hacer una estimación general del costo de los paneles de operación y control de los motores ni del sistema de regulación de los mismos, ya que no depende del tamaño de la instalación sino de las condiciones de diseño de la misma y del grado de automatiización deseado (conexión a la red pública, exportación de energía eléctrica, etc.). En cualquier caso, para instalaciones altamente automatizadas, no supera el 15% del importe del resto de los equipos citados. Si a los costos del equipo de cogeneración se añade el costo por instalación, que va de 110 a 150 US$/kW mecánico instalado, el total de la inversión se sitúa entre 800 y 1500 US$/kW mecánico instalado. Todo ello referido a grupos de cogeneración con producción de energía eléctrica y térmica consumiendo gas natural. Los costos de instalación dependen de la complejidad del sistema de recuperación de calor (sobre todo en el caso de motor alternativo) y de la presión de suministro de gas natural (necesidad de compresor en el caso de turbina).

COSTOS DE LA ENERGIA Los costos energéticos deberán tomarse de acuerdo a las facturaciones proporcionadas por las compañías suministradoras de energía eléctrica y de combustibles, respectivamente, los cuales serán utilizados para efectuar el análisis económico del estudio. Normalmente, el costo para el combustible, electricidad, mantenimiento, etc. se espera que aumente año con año. Por esta razón, es conveniente considerar los incrementos, los cuales se pueden modelar como una tasa constante de incremento o por medio de una serie, si es que se conoce algún modelo que permita prever el crecimiento. Sin embargo, en algunos casos y por simplicidad de cálculo se podrían considerar constantes.

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ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS OPERATIVOS El costo de mantenimiento de los equipos basados en motores alternativos de gas, incluyendo todos los consumibles, puede evaluarse en 0.007 US$/kWh eléctrico generado. Este costo no tiene en cuenta el mantenimiento mayor requerido por el motor alternativo que, en el caso de un motor de gas, se suele producir después de un mínimo de 60,000 horas de funcionamiento. El mantenimiento de las turbinas a gas es mucho más imprevisible, ya que su mantenimiento habitual es más económico (0.004 a 0.006 US$/kWh), pero la frecuencia de las intervenciones mayores dependen de factores tales como el número de arranques o la limpieza de los filtros de aire. Otro de los costos operativos considera a la mano de obra para operar el sistema, la cual se puede estimar en 0.01 US$/kWh para sistemas grandes, arriba de 2 MW y de 0.007 US$/kWh en plantas menores de 1MW. Debe de considerarse esto como un rango y de acuerdo a la zona del país en donde se opere. OTROS PARÁMETROS Para completar el análisis económico se deben definir algunos otros parámetros financieros, los que se aplican en todo el estudio. Entre estos se tienen el horizonte de planeación, que es la vida útil del proyecto y el cual se considera entre 15 y 25 años. El tiempo que opera el sistema durante el año es otro de los parámetros importantes que se deben de considerar. Los impuestos en varias formas pueden tener un impacto significante en la economía de cualquier evaluación, por lo que es importante considerarlos durante el análisis. Para conocer el valor de las inversiones en el tiempo, es conveniente definir cuál es la tasa de descuento que considera cada empresa para el estudio de sus inversiones. ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS INCREMENTALES El análisis se debe basar en las inversiones incrementales que se requieren, es decir, los costos estimados anteriormente menos los costos de suministrar vapor y energía eléctrica por separado. Dentro de éstos se deben tomar en cuenta los costos por el incremento de combustible. Aunque sea un subproducto de la planta se le debe asignar su valor comercial en función de su poder calorífico. Pero también se tienen que tomar en cuenta los ahorros de energía eléctrica y en su caso los ingresos por venta de excedentes. Los costos incrementales variarán con el nivel de cogeneración que se considere, por lo que es importante que cada incremento de la capacidad de cogeneración se justifique económicamente.

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6.2)

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AHORRO Y RENTABILIDAD DE UN SISTEMA DE COGENERACION

Para realizar la evaluación del ahorro y la conveniencia económica de lo que representa instalar un sistema de cogeneración, se puede utilizar los siguientes métodos, los mismos que se pueden utilizar de forma alternativa o complementaria:    

Ahorro energético y económico El periodo de retorno de la inversión o tiempo de retorno de la inversión o PayBack El valor presente neto Tasa interna de retorno

6.2.1) CALCULO DEL AHORRO ENERGETICO El ahorro energético se calcula tomando como referencia una instalación convencional determinada y comparándola con una equivalente pero dotada de cogeneración. Como energía de Cálculo se utiliza la energía primaria, y como unidad de medida normalmente se usa el kWh o la tonelada equivalente de petróleo (tep), tanto para el calor como para la electricidad. Un sistema ya sea industrial o de servicios presenta una demanda de calor útil Q y una demanda de electricidad E, que es independiente de cómo se cubre esta demanda (calderas, central eléctrica, cogeneración, etc.). Sin embargo, el consumo de energía primaria, ocasionado por esta demanda, sí depende del convertidor de energía primaria en energía útil, y es precisamente la energía que interesa ahorrar. A continuación se presentan dos posibles casos: a) Ahorro energético sin excedentes de energía cogenerada b) Ahorro energético con excedentes de energía cogenerada a) AHORRO ENERGETICO SIN EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA Sea un sistema convencional en donde la electricidad demandada se consume de la red nacional y el calor útil es proporcionado por una caldera, tal como se presenta en el diagrama ilustrativo en la figura siguiente:

Qe

Red Eléctrica Nacional, con rendimiento ηe

E Sistema que demanda energía útil

Qq

Caldera, con rendimiento ηq

V

El consumo en energía primaria del sistema sin cogeneración será:

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Q  Qe  Q q  Donde: E: V: Qe: Qq: ηe: ηq:

E



e

V

q

demanda de energía eléctrica demanda de energía térmica útil consumo en energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica consumo en energía primaria debido a la demanda de energía térmica útil rendimiento global de la red nacional de producción y distribución de energía eléctrica. rendimiento global del sistema de producción de calor útil

En la figura siguiente se presenta un diagrama ilustrativo del flujo de energía en un sistema con cogeneración de calor y electricidad, que cubre la misma demanda que el sistema convencional anterior sin excedentes de energía eléctrica ni térmica. Q’e

Qcg

Q’q

Ea

Red Eléctrica Nacional, con rendimiento ηe

E

Sistema de Cogeneración ηcg

Sistema que demanda energía útil

Ecg Vcg

Caldera, con rendimiento η’q

V

Va

El consumo en energía primaria estará dado por la expresión:

Qccg  Donde: Ecg Vcg Ea Va Q ie

Ea

e



Ecg

 cg



Va

 q'

electricidad cogenerada. calor cogenerado. electricidad de apoyo tomada de la red interconectada nacional. calor de apoyo de producción convencional. es el consumo en energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica del sistema con cogeneración

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Q iq

consumo en energía primaria debido a la demanda de energía térmica del sistema con cogeneración.

Qcg

consumo en energía primaria debido al equipo de cogeneración.

ηcg η’q

rendimiento eléctrico del sistema de cogeneración: Ecg/ Qcg rendimiento del generador de calor convencional, que puede ser distinto de ηq

El ahorro en energía primaria, Aep, debido a la cogeneración, será:

 E V  E E cg V a  Aep  Q  Qccg       a   '  e  q    e  cg  q  Si se introduce los parámetros: Relación calor –electricidad:

R

V cg

re 

E cg

rq 

V cg

E cg

Tasa de cobertura eléctrica:

E

Tasa de cobertura térmica:

V

Si se supone que el rendimiento térmico del generador de calor es el mismo tanto si hay i cogeneración como si no lo hay (  q   q ), hecho que normalmente es aceptable, se puede determinar que el ahorro energético en función de la demanda de electricidad y los parámetros adimensionales anteriores, tiene la siguiente expresión:

1 R 1  Aep  E re      e  q  cg  Tal como se dijo anteriormente, para que estas expresiones sean adecuadamente confiables deben calcularse para valores medios anuales o, si no es posible, para períodos de tiempo representativos. b) AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA En este caso se trata de un sistema de cogeneración con excedentes de producción de energía cogenerada que se vierte al exterior, los mismos que se pueden utilizar en otro sistema o en el extremo disiparse al medio ambiente. Un diagrama ilustrativo del flujo de energía de este sistema se presenta en la figura siguiente

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Ea

Red Eléctrica Nacional, con rendimiento ηe

Q’e

Sistema de Cogeneración ηcg

Qcg

E

Vex Vcg

V

Caldera, con rendimiento η’q

Q’q

Sistema que demanda energía útil

Eex

Ecg

Va

El consumo de energía primaria vendrá dado por la misma expresión que en el caso anterior, pero en este caso se tendrá un ahorro extra de energía primaria debido a la energía exportada o vendida al exterior, dado por la siguiente expresión:

Aep' 

E ex

e



Vex

 q''

Donde: Eex : Vex : η'’q :

electricidad excedente (para venta al exterior o a la red) calor excedente (como calor útil para venta a clientes vecinos) rendimiento del sistema de generación de calor al cual se le vende el calor sobrante

Por tanto; el ahorro en energía primaria será:

A

ep



'

A

ep

Relación entre el rendimiento global del sistema de cogeneración Definido el rendimiento eléctrico del equipo de cogeneración (ηcg) como la relación entre la energía eléctrica generada y la energía consumida en forma de combustible. Si tenemos en cuenta la energía total proporcionada por el cogenerador, calor y electricidad que conduce a la relación calor-electricidad R, se tiene el rendimiento global expresado como:

   cg (1  R) De esta expresión, se puede determinar la relación calor-electricidad máxima de un sistema de cogeneración en función del rendimiento eléctrico; ello teniendo en cuenta que en la práctica actual el rendimiento global puede situarse alrededor del 85%: Ejemplo de cálculo A continuación se presenta un ejemplo de aplicación práctica:

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Se tiene una instalación del sector servicios que presenta una demanda de calor de 1.5 millones de kWh/año y una demanda de electricidad de 0.25 millones de kWh/año. El calor útil se destina para calefacción de los locales y también para agua caliente sanitaria (ACS), funcionando a 4,000 h/año. Dado que la potencia eléctrica demandada es pequeña, 62,5 kWe de potencia media a lo largo del año, y el calor puede suministrarse a temperatura relativamente baja (el agua de impulsión en un sistema de radiadores de calefacción puede estar a 70º C), se decide optar por un sistema de cogeneración con motor de combustión interna. En los catálogos del mercado se encuentra un motor que tiene las características siguientes: potencia eléctrica 15 kWe, potencia térmica útil 28,500 kcal/h y consumo de 4.6 Nm3 /h de gas natural con poder calorífico superior (PCS) de 10,620 kcal/Nm3 Calculo del ahorro en energía primaria Teniendo en cuenta que para el gas natural se tiene la relación PCS/PCI es aproximadamente 1.11 y que 1 kW equivale a 860 kcal/h, la potencia consumida en forma de combustible referida al poder calorífico inferior PCI será: Q = 4.6 x 10,620/1.11x 1/860 = 51.1 kW El rendimiento eléctrico del sistema de cogeneración será: ηcg = 15/ 51.1 = 0.294 La relación calor-electricidad, R, del sistema de cogeneración será: R = (28,500/860)/ 15 = 33.1/ 15 = 2.209 El rendimiento global de la red nacional de producción y distribución de energía eléctrica puede estimarse en un 0.33 y el rendimiento de la caldera es del 85%, el ahorro de energía primaria, Aep, será: Ecg = 15 kW*4000 h/a = 60 MWh/a; Vcg = 1500 MWh/a – 33 kW*4000h/a = 1368 MWh/a

2.209 1   1 Aep  60      133 .6 MWhe / año  11 .45tep / año  0.33 0.85 0.294  Un resumen de la distribución energética entre el sistema convencional y el sistema con cogeneración, se presenta en el siguiente cuadro: Sistema Convencional Calor

Energía Util MWh/año V= 1500

Electricidad E = 250 Total (1) Sistema con Energía Util Cogeneración MWh/año Calor cogenerado Vcg = 132 Electricidad cogenerada Ecg = 60 Calor de apoyo Va = 1368 Electricidad de apoyo Ea = 190 Total (2) AHORRO EN ENERGIA PRIMARIA: (1)-(2)

Energía Primaria tep/año (1,500/0.85)x0.086 = 151.76 (250/0.33)x 0.086 = 65.15 216.91 Energía Primaria tep/año (60/0.294)x0.086 = 17.55 (1,368/0.85)x0.086 = 138.4 (190/0.33)x0.086 = 49.51 205.46 11.45 66

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6.2.2) CALCULO DEL AHORRO ECONOMICO Bajo una forma análoga al cálculo del ahorro energético, se calcula el ahorro económico, comparando los costos del sistema convencional con los del equivalente con cogeneración. Teniendo en cuenta que la cogeneración implica un gasto extra en la inversión, que deberá amortizarse con el ahorro, se obtendrá un tiempo de retorno de esta sobreinversión, que es uno de los datos más significativos al evaluar la factibilidad de la cogeneración a un sistema determinado. a) AHORRO ECONOMICO SIN EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA El costo económico de energía del sistema convencional (Csc) estará dado por la expresión:

C sc  E xPe  VxPq Donde: Pe: Pq:

precio unitario de la electricidad comprada a la red (soles/kWhe o unid/kWhe), dado por la tarifa eléctrica. precio unitario del calor útil (unid./kWht)

Para calcular el costo con cogeneración se debe tener en cuenta los costos en electricidad de apoyo, calor de apoyo, combustible de cogeneración y costo extra de mantenimiento debido a la existencia del sistema de cogeneración. Así el costo total del sistema con cogeneración estará dado por la siguiente expresión:

C cc  E a xPe'  Va xPq'  E cg x( Pcg  M ) Donde: P’e : P’q : Pcg: M:

precio unitario de la electricidad comprada a la red (unid./kWhe), dado por la tarifa eléctrica y que puede ser igual a Pe precio unitario del calor útil (pta/kWht), que puede coincidir con Pq precio unitario del combustible de cogeneración (unid/kWh) extracosto por mantenimiento del del sistema de cogeneración (unid./kWhe).

Por tanto; el ahorro económico anual estará dado por: Aea = Csc - Ccc Reemplazando en las expresiones respectivas de los costos e igualando: P’e = Pe y P’q = Pq , se obtiene la siguiente expresión del ahorro anual

Aea  E cg ( RxPq  Pex ) Donde: Pex representa el extracosto en la producción de electricidad mediante el sistema cogenerador con respecto al costo de la electricidad comprada a la compañía eléctrica, y que esta dado por: 67

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Pex = Pcg + M - Pe El costo del calor útil producido (unid./kWh) por una caldera estará dado por la expresión siguiente:

Pq  860 Donde: pc : PCI: Pc: exc:

pc 1 1 (1  exc)  0.86 Pc (1  exc) PCI q q

costo del combustible en unid/kg poder calorífico inferior del combustible en kcal/kg. precio del combustible en unid/termia de PCI extracosto debido a gastos de preparación del combustible y de sus sistema de alimentación y almacenamiento

El valor de la energía consumida por el cogenerador, Pcg, se calculará de forma análoga al costo del calor útil producido por una caldera, pero sustituyendo el rendimiento de la caldera por el rendimiento eléctrico del equipo de cogeneración; es decir: Pcg  0.86 Pc (1  exc)

1

 cg

b) AHORRO ECONOMICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA El gasto económico del sistema convencional (Csc) se calculará de la misma forma que en el caso anterior, así como el gasto económico del sistema con cogeneración (Ccc), pero a la vez se tendrá que considerar los ingresos extras debido a la venta de energía. Estos ingresos extras se determinan mediante la siguiente expresión:

C ex  E xPe''  Vex xPq'' Donde: P’’e : P’’q :

precio de venta de los excedentes de electricidad precio de venta del los excedentes de calor

Por tanto, el ahorro económico anual por este tipo de sistema, viene dado por: Aea = Csc - Ccc + Cex 6.2.3) PERIODO DE RETORNO DE LA INVERSION: PAY-BACK Es el tiempo que se tarda en recuperar la inversión, también conocido como Pay-Back, y se define como la relación entre la inversión extra (I) ocasionada por el sistema de cogeneración con respecto al sistema convencional y el ahorro anual conseguido:

PR 

I Aea

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Si se define a las horas equivalentes de utilización del equipo de cogeneración (H) como el número de horas/año que debería estar funcionando para generar la energía cogenerada anual Ecg, entonces la inversión se expresará:

I

E cg H

PkW

Reemplazando en las anteriores expresiones, el periodo de retorno PR queda expresado de la forma siguiente:

PR 

PkW H ( R Pq  Pex )

Además utilizando las siguientes expresiones:

Pq  0.86 Pc (1  exc)

1

q

Pcg  0.86 Pc (1  exc)

1

 cg

Pex = Pcg + M - Pe Asimismo, considerando que el extracosto debido a gastos de preparación del combustible, es relativamente muy pequeño, situación característica cuando se trata de combustible Gas Natural, la expresión final del PR, queda:

PR 

PkW   R 1 R H  Pe  M  0.86 Pc     q  

   

6.2.4) EL VALOR PRESENTE NETO Y LA TASA INTERNA DE RETORNO El valor presente neto (VPN) es la diferencia entre los ahorros netos totales durante un período determinado y la inversión neta para el mismo período. A esta diferencia se le conoce como flujo de caja, la cual se evalúa a un valor presente. El VPN del proyecto se calcula conforme a la siguiente expresión: n

Fj

j 0

(1  i) n

VPN   Donde: VPN Fj n i

Valor presente neto. Flujo de caja en el período j Número de períodos Tasa de rentabilidad

El flujo de caja se define como:

F j  (S j  R j )  ( I j  M j ) 69

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Sj Rj Ij Mj

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Ahorros en el costo de la energía en el año j Ingresos por venta de excedentes de energía en el año j Costo de la inversión en el año j Costos de operación y mantenimiento en el año j

Si el valor presente neto de la opción de inversión es positivo, significando el total del ingreso del precio neto descontado o ahorro es mayor que los desembolsos de capital, entonces el proyecto tendrá un impacto positivo en las ganancias de la compañía. El valor presente neto toma en cuenta todos los costos y réditos del futuro. Es consistente en su aplicación y bastante fácil de usar. Una desventaja es que no puede comparar fácilmente dos proyectos de tamaños sustancialmente diferentes. La tasa interna de retorno (TIR) es un método derivado del método de valor presente neto, con el cual, la tasa de descuento varía hasta que el ingreso del precio neto o el ahorro sea igual a la inversión y el valor presente del precio neto se vuelve cero. Si la tasa de descuento resultante es mayor que el costo de capital, entonces el proyecto aumentará la rentabilidad del negocio. Este método es un proceso complejo de repetición, sin embargo permite la comparación de casi cada tipo de opción de inversión, que significa que todas las opciones de la inversión pueden ser ordenadas por su tasa interna de retorno, empezando con el proyecto que tenga el valor más alto La TIR se calcula con la siguiente expresión: n

0  j 0

Fj (1  TIR ) n

Donde: Fj n TIR

Flujo en el período j. Número de períodos Tasa interna de retorno.

Cuando esta tasa sea superior al interés comercial que puede obtenerse en el mercado, el proyecto de cogeneración será recomendable. El valor de la TIR generalmente se calcula por un proceso de aproximaciones sucesivas, hasta encontrar el valor que iguala los ahorros con los egresos a valor presente ANÁLISIS DE RESULTADOS El proyecto debe realizarse primero para satisfacer las necesidades de energía térmica, buscando de entre las diferentes alternativas de arreglos aquel que resulte más rentable, es decir, con los períodos de recuperación más cortos, considerando los riesgos de inversión en cada caso, los gastos administrativos correspondientes, el pago de impuestos adicionales por el aumento de utilidades, etc. Por otro lado, el análisis técnico debe calcularse con las eficiencias reales respectivas a las condiciones ambiente de operación de los equipos, obtener el máximo aprovechamiento del calor residual y la posibilidad de vender los excedentes de energía eléctrica. Se han tratado de identificar las variables significativas asociadas con sistemas de cogeneración industrial y de servicios, así como proporcionar datos fundamentales para evaluar el atractivo económico de una aplicación potencial.

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9.4.

CALCULO METODOLOGICO DE LA RENTABILIDAD DE SISTEMAS DE COGENERACION

9.4.1

CALCULO TRADICIONAL COGENERACION

DE

RENTABILIDAD

DE

SISTEMAS

DE

UTILIZACION DE DIAGRAMAS O ABACOS Entre los organismos que han marcado la tradición en investigación, asesoría de proyectos e instalaciones de cogeneración en España, es el Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía –IDAE, el Instituto Catalán de la Energía –ICAEN y el Ente Asturiano de la Energía –ASTURENER. La forma tradicional utilizada por estas instituciones para la determinación de la rentabilidad de un sistema de cogeneración, es mediante el uso de un diagrama secuencial para la determinación del Pay-Back, el mismo que se describe a continuación: La fórmula utilizada en la generación de este diagrama es la siguiente:

PR 

Donde: PR

PkW   R 1 R H  Pe  M  (  ) * 0.86 Pc  tot 0.90  

Período de retorno de la inversión (en años)

PkW

Precio del kilovatio instalado o sustituido (Pta/kWe)

H

Horas de funcionamiento anual de la instalación de cogeneración (h/a)

Pe

Precio del kWh eléctrico (Pta/kWhe)

M

Costo de operación de la instalación de cogeneración (Pta/ kWhe producido)

R

Relación entre producción de calor y electricidad de la instalación de cogeneración (kWht / kWhe)



Rendimiento total de la instalación de cogeneración, determinada como la suma de las producciones de calor y electricidad dividida por el consumo total de combustible previsto en la instalación de cogeneración.

Pc

Precio del combustible considerado para la cogeneración (Pta/te PCI)

ELEMENTOS DEL DIAGRAMA 1)

Rendimientos

La entrada al diagrama se realiza por las rectas de isorendimiento, en el que se debe determinar en primer lugar, la relación calor/electricidad de la instalación de cogeneración 71

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(kWht/kWhe)”, para lo cual se necesita un pequeño esquema de la instalación de cogeneración planeada, donde se refleje las siguientes características: a. El consumo total de combustible (suma de los distintos consumos de combustibles en todos los equipos de la instalación de cogeneración (motor, caldera de recuperación, etc. ) b. La producción total neta de electricidad (descontando la consumida por los propios elementos de la cogeneración) c. La producción total útil neta de calor (suma de todas las producciones útiles de calor que van a proceso (vapor de alta, vapor de baja, agua caliente, gases a secadero), sin incluir las pérdidas por chimenea, radiación, by-pass de los gases de escape, etc.) y descontando de la suma antes citada, la suma de los distintos aportes de calor que vienen de proceso (agua de alimentación a las calderas a 100º C, etc.) Una vez determinada la relación R, se traza una vertical hasta cortar con la recta de rendimiento correspondiente: Se puede utilizar tanto la recta de “rendimiento eléctrico de la instalación” como la recta “rendimiento total de la instalación”, ya que una vez elegido un valor de rendimiento, el otro queda totalmente determinado. 2)

Precio del combustible

En el diagrama dado, se traza una recta horizontal que corta al eje “sobreconsumo de combustible (kWht/kWhe)” en el valor que corresponde al extraconsumo de gas necesario para obtener la misma cantidad de calor que con una instalación de referencia. Esta instalación de referencia se ha supuesto que corresponde a una caldera con un rendimiento del 90%. Este sobreconsumo es el que corresponde a la producción de electricidad en la instalación de cogeneración. La recta horizontal se hace intersecar con la recta correspondiente al precio del combustible (en Pta/ termia de PCI). En principio, este precio debe ser el que se paga actualmente en la instalación de referencia y debe ser igual al del combustible de la instalación de cogeneración. En caso de no ser así hay que realizar la modificación, tal como se verá posteriormente En el caso de no conocerse directamente el precio del combustible en termias de PCI y disponer del precio en termias PCS, se debe multiplicar este precio por la relación PCS/PCI; como datos orientativos pueden utilizarse los siguientes: COMBUSTIBLE Gas natural Petróleo R6, R500 Propano, Butano Carbón

RELACION PCS/PCI 1.11 1.06 1.10 1.00

Desde el punto de intersección antes encontrado se traza una vertical que corta al eje horizontal “extracosto combustible utilizado (Pta/kWhe)” en un punto que representa el costo del sobreconsumo de combustible (equivalente al costo de la electricidad autogenerada) 3)

Precio de la electricidad 72

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En esta parte del diagrama se lleva a término la diferencia entre el precio de la electricidad actualmente consumida y el costo de la electricidad autogenerada (representa el ahorro bruto conseguido por cada kWh producido). 4)

Costos de operación

Una vez determinado el ahorro bruto, se realiza un corrimiento sobre el eje vertical para restar la suma de todos los extracostos de funcionamiento de la instalación de cogeneración (mantenimiento, cambio filtros, aceite de lubricación, etc.) y así obtener la cifra de ahorro neto 5)

Horas de funcionamiento anual

En esta parte se multiplica el ahorro neto en cada kWh producido por el número de horas de funcionamiento (a pleno régimen) de la instalación de cogeneración y así se obtiene la cuantificación del ahorro anual obtenido por cada kWe instalado. Multiplicando esta cifra por la potencia total neta instalada (no por potencia en eje) se obtiene el ahorro total anual 6)

Costos de inversión

El cociente entre la inversión total de la instalación de cogeneración y los ahorros anuales obtenidos es el índice período de retorno de la inversión en años. EXPLICACION DEL EJEMPLO DEL DIAGRAMA La instalación de cogeneración que se muestra como ejemplo corresponde a un ciclo combinado con turbina de gas y caldera de contrapresión con producción de vapor de media presión y vapor de alta presión (expansionado en turbina de vapor para, finalmente, obtener vapor de baja presión). Los datos característicos principales de la instalación de cogeneración son:              

Turbina a gas de 1200 kW (rendimiento eléctrico 20%) Turbina de vapor de 400 kW (rendimiento eléctrico 16%) Caldera de vapor de 10 t/h de capacidad nominal Producción de vapor MP: 6 t/h (equivalente a 4.1x106 kcal/h) Producción de vapor BP (después de la turbina de vapor): 2.5 t/h (1.5x106 kcal/h) Consumo de gas en la turbina : 550 Nm3/h Consumo de gas en post-combustión: 370 Nm3/h Pérdidas en la turbina de gas: 8% Pérdidas en la turbina de vapor: 8% Rendimiento global de la caldera de recuperación: 84% Costo total de la instalación (caldera + turbina gas + turbina vapor + instalación): 160 MM Pta. Horas de funcionamiento anual : 6,000 Precio del gas : 1,80 Pta/te PCS Costos operación (mantenimiento, revisiones, ... ): 1 Pta/kWh producido. La instalación en la que pretende utilizarse esta instalación está pagando actualmente la electricidad a un promedio de 10 Pta/kWh.

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Con todos estos datos (algunos de los cuales no son esenciales para determinar la rentabilidad de la instalación), se procede del modo siguiente: 1º. Ajustar los consumos y producciones a unidades coherentes entre sí: -

Consumo total de gas: 920 Nm3/h x 9325 kcal/Nm3 x 1 kWh/860 kcal = 10,000 kW (6,000 en turbina y 4,000 en caldera).

-

Producción eléctrica total: 1600 kW

-

Producción total de calor: 5,6. 106 Kcal/h x 1 KWh/860 Kcal = 6400 KW (4700 de M.P. y 1700 de B.P)

2º. Calcular los rendimientos: -

Rendimiento eléctrico: 1600 kW/10000 kW x 100 = 16% Rendimiento global: (1600 + 6400 kW) / 10000 kW x 100 = 80%) Relación calor/electricidad: 6400 kW/1600 kW = 4

3º. Entrar en el gráfico y calcular el sobreconsumo de combustible: Es más fácil utilizar el rendimiento total que el rendimiento eléctrico ya que para este último sería necesario una interpolación entre los valores del 15% y del 20%. El sobreconsumo hallado es de 1.8 kWht/kWhe. Esto significa que para producir la misma cantidad de calor que usando una caldera convencional que tenga un rendimiento del 90%, el plus de energía consumida (que equivale a la energía consumida en la autogeneración de electricidad es de 1.8 kWht por cada KWhe producido. 4º. Cálculo del costo relacionado con la generación eléctrica: Se multiplica el sobreconsumo de combustible por su precio y se obtiene el costo del kWhe producido. En el caso que se está describiendo, el precio del gas es de 1.80 Pta/te PCS; utilizando la tabla mostrada anteriormente, se obtiene que el precio del gas equivale a 1.80 x 1.11 = 2.0 Pta/te PCI y, por tanto, el extracosto en combustibles es de 3.1 Pta/kWhe producido. 5º. Cálculo del ahorro bruto: Si la electricidad se venía pagando a 10 Pta/kWhe y en la cogeneración cuesta 3.1 Pta/kWhe, el ahorro bruto corresponde a 6.9 Pta/kWhe producido. 6º. Cálculo de ahorro neto: De estas 6.9 Pta/kWhe hay que descontar 1 Pta/kWhe debido a los costos de operación de la instalación. La cifra de ahorro neto asciende a 5,9 ptas/Kwhe. 7º. Cálculo del ahorro neto anual: Si la instalación está prevista a que funcione 6,000 h/a se obtiene un ahorro anual por cada kWe instalado de 35,400 Pta y puesto que hay 1,600 kWe instalados, el ahorro asciende a 56.6 MM Pta/año. 74

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8º. Cálculo del PR: La instalación cuesta en total 160 MM Pta, es decir 100,000 Pta/kWe instalado. Así se tiene que, en el último gráfico se determina un PR de 2.85 años para la instalación de cogeneración. 9.4.2 CALCULO DE LA RENTABILIDAD DE SISTEMAS DE COGENERACIÓN CON ELEMENTOS DE PROGRAMACIÓN Para el presente curso se han estructurado y conformado programas de cálculo de la rentabilidad para la instalación de un sistema de cogeneración que han de funcionar bien a gas natural seco como a cualquier otro tipo de combustible. Uno de los parámetros objetivo de cálculo de rentabilidad técnico-económica es el Valor Presente o Pay-Back El cálculo informatizado se ha realizado en los siguientes programas:     9.4.3

Excel, con salidas de cuadros y gráficos dinámicos Visual Basic Matlab Power Station

CALCULO CON EJEMPLOS DE CASO

9.4.3.1 COGENERACION CON GAS NATURAL PARA SECADO DIRECTO EN UNA INDUSTRIA CERAMICA Se tiene una instalación de secado de cerámica para la que se plantea el uso directo de los gases de escape de una turbina a gas. Se sabe que la instalación actual consume gas natural para el calentamiento del aire de secado (100,000 Nm3/h de aire calentados hasta 80º C (2400 te/h) ) y tiene una carga eléctrica mínima de 250 kW. Para suplir parte de las necesidades térmicas y eléctricas se propone la instalación de un sistema de cogeneración con gas natural tal como se esquematiza:

Aire: 21900 Nm3/h a 5ºC

Combustible

3

92 Nm /h

25500 Nm3/h a 80ºC

200 kW Aire

Electricidad Util 75

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Mediante esta instalación se cubre el 80% de las necesidades eléctricas y el 25% de la demanda térmica Los costos energéticos en la instalación actual son:  

Gas Natural: 1.98 Pta/te PCS (utilizando la relación de conversión se tiene 2.2 Pta/te PCI ) Electricidad: 8.0 Pta/kWh

El régimen de funcionamiento de la instalación es de 8500 h/a Los costos de operación se estiman en 1 Pta/kWhe producido La inversión es de 20 MM Pta: Es decir los costos por kWe instalado es de 100,000 Pta/kWe) Solución: Los parámetros necesarios para entrar en el diagrama son: 

Relación calor/electricidad, R: 25,500 Nm3/h a 80 ºC = 700 kW (660 kW en 3600 Nm3/h de gases de escape a 500 ºC y 40 kW en 21900 Nm3/h de aire a 5 ºC) 200 kWe (se ha descontado el consumo eléctrico del ventilador que impulsa al aire hasta la cámara de mezcla). Por tanto: R = 700/200 = 3.5



Rendimiento global, : 92 Nm3/h de Gas Natural PCI: 9325 kcal/Nm3 Representa: 1000 kW t  = (200+700)/1000 90%



Rendimiento eléctrico: cg = 200/1000 20%

Entrando al diagrama de cálculo se obtiene los siguientes resultados: -

Sobreconsumo de combustible : 1.1 kWht/kWhe producido Extracosto generación electricidad : 2.1 Pta/kWhe producido Ahorro bruto : 5.9 Pta/kWhe producido Ahorro neto : 4.9 Pta/kWhe producido Ahorro anual :41,000 Pta/kWe instalado. Implica 8.2 MM Ptas

-

PR = 2,4 años

76

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9.4.3.2 COGENERACION CON GAS NATURAL EN PLANTA DE TRATAMIENTO DE AGUAS RESIDUALES Se trata de accionar un compresor de aire utilizando la alternativa de cogeneración, para lo cual se dispone de una instalación para el tratamiento de aguas residuales donde se tiene instalado un compresor de aire de 600 KW accionado originalmente por un motor eléctrico de 635 kW (con rendimiento 95%) y tiene una demanda de agua caliente a 85 ºC de 67000 l/h. El costo de la electricidad es de 9 Pta/kWh El gas natural se paga a 2.5 Pta/te PCI El régimen normal de funcionamiento de la instalación es de 7000 h/a Se pretende sustituir el motor eléctrico y los generadores de agua caliente por la siguiente instalación: Gases de escape

Aire Comprimido 635 kWe

Agua a 85 ºC Aire de ingreso

Agua a 70 ºC En la instalación de cogeneración se usa un motor a gas de 600 kW de potencia al eje, que sustituye a 635 kWe (100% de las necesidades eléctricas) y puede calentar 45000 l/h de agua desde 70 a 85ºC (68% de las necesidades térmicas) con un consumo de 166 Nm3/h de gas natural. Este es un caso especial donde no se produce energía eléctrica sino que se sustituye una cierta cantidad de electricidad mediante un accionamiento mecánico directo y, por tanto, el ahorro es mayor ya que se eliminan las pérdidas debidas al paso de energía mecánica a eléctrica. En este caso, dado el principio de ahorro por cogeneración, se debe partir de la suposición de que el término energía eléctrica útil generada son los 635 kW sustituidos. Determinando los parámetros característicos del sistema: 

Relación calor/electricidad: 45000 l/h x 1kcal/1ºC x (85-70)ºC x 1KWh/860 Kcal = 790 KW t R = 790/635 = 1.25 77

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

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Rendimiento total: 166 Nm3/h de gas natural con PCI 9325 kcal/Nm3 = 1800 KW  = (635 + 790) / 1800 75%



Rendimiento eléctrico : cg = 635/1800 33%



Costos operación : 1.2 Pta/kWhe producido



Inversión 76 MM Ptas

12,0000 Pta / kWe sustituido

Los resultados obtenidos del diagrama de cálculo, son: - Sobreconsumo de combustible : 1.65 kWth/kWhe - Extracosto de generación electricidad : 3.6 Pta/kWhe - Ahorro bruto : 5.4 Pta/kWhe - Ahorro neto : 4.2 Pta/kWhe - Ahorro anual : 30,000 Pta/kWe (19 MM Pta) - PR: 4 años ( consecuencia directa del elevado costo de inversión y elevado costo del gas natural utilizado) CASOS EXTERNOS AL DIAGRAMA DE CALCULO A continuación se explica las modificaciones en cuanto a la operación con el diagrama de cálculo del PR, para lograr introducir dos casos externos siguientes: El caso en el que el rendimiento de la instalación de referencia es distinto del 90%, o bien el caso en el que el combustible usado en la instalación de referencia sea distinto o tenga un precio distinto al usado en la instalación de cogeneración. Para tener en cuenta esta posibilidad hay que calcular el valor del siguiente factor :



0.9 Pactual  actual Pc

Donde: Pactual : precio del combustible en la instalación de referencia en Pta/te PCI actual : rendimiento térmico de la instalación de referencia Pc: precio del combustible en cogeneración (Pta/te PCI). Una vez que se dispone de  , para determinar el término de corrección que hay que sumar al resultado de “sobreconsumo de combustible” obtenido del diagrama de cálculo, se utiliza el siguiente factor de corrección:

FactorCorr ección 

R(1   ) 0.9

En el caso en que el precio del combustible no varíe al instalar la cogeneración y únicamente varíe el rendimiento de la instalación de referencia, se determina , como:



0. 9

 actual 78

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Luego se utiliza el factor de corrección que hay que sumar algebraicamente al resultado de “sobreconsumo de combustible” obtenido del diagrama. Como aplicación de estas situaciones externos, veamos en el ejemplo de caso de la instalación de secado directo, si se supone que se obtiene un rendimiento térmico del 80%, se procederá: Determinación de :



0 .9  1.125 0 .8

Con R = 3.5 y  = 1.125, se reemplaza en el factor de corrección: FactorCorr ección 

3.5 (1  1.125)  0.49 0.9

Entonces se calcula el sobreconsumo de combustible real: 1.1 + ( -0.49) = 0.61 kWht/kWhe A partir de este nuevo valor de sobreconsumo de combustible, se continúa trabajando en el diagrama de cálculo de forma normal: Se obtiene los siguientes resultados:     

Extracosto combustible : 1.2 Pta/kWhe Ahorro bruto : 6.8 Pta/kWhe Ahorro neto : 5.8 Pta/kWhe Ahorro anual : 49,500 Pta/Kwh. Implica 9.9 MM Pta PR : 2.0 años

Para el caso analizado en accionamiento del compresor de la planta de tratamiento de aguas residuales, si se supone que el gas para la instalación de cogeneración se ofrece a 1.79 Pta/te PCI, entonces aplicando el factor de corrección, se tiene:

 Con R = 1.25 y  = 1.4

Pactual 2.5   1.4 Pc 1.79

FactorCorr ección 

1.25 (1  1.4)  0.56 0.9

Luego se calcula el sobreconsumo de combustible: 1.65 + (-0.56) = 1.09 kWht/kWhe Se reingresa al diagrama obteniéndose los siguientes resultados:  Extracosto combustible : 1.7 Pta/kWhe  Ahorro bruto : 7.3 Pta/kWhe  Ahorro neto : 6.4 Pta/kWhe  Ahorro anual: 43000 Pta/kWe. Implica 27.4 MM Pta  PR : 2.8 años 79

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9.4.3.3 SECUENCIA DE CALCULO INFORMATIZADO DE RENTABILIDAD EN OTROS PROGRAMAS EN PROGRAMA EXCEL A continuación se ilustra el cálculo de la rentabilidad de un sistema de cogeneración, anteriormente calculado mediante el diagrama, cuyo archivo de programa de cálculo en Excel, se adjunta:

CALCULO RETORNO DE INVERSION DE UN SISTEMA DE COGENERACION Combustible Caldero Vapor

40

PPrecio Combustible

Combustible Turbina Gas

60

EPrecio Electricidad

Calor Util Caldero / Proceso

47

Xextracosto Cogeneracion

Calor Util Turbina Vapor

17

Tiempo Operación

Electricidad Util Turbina Gas

12

Inversion

2 pta/te PCI 10 pta/kWh 1 pta/kWhe 6000 horas/año 100 000 pta/kWe

4

Electricidad Util Turbina vapor RCalor Electricidad

4,00 kWht/kWhe

Ahorro Bruto

7,00 pta/kWhe

Rendimiento Total

0,80 %

Ahorro Neto

6,00 pta/kWhe

Sobre consumo Combustible

1,78 kWht/kWhe

Horas Operación

6000 h

Sobre Costo Combustible

3,00 Pta/kWhe

Ahorro Anual

35,00 103 pta/kWe 100,00 103 pta/kWe

Inversion

años

2,86

Retorno de la Inversión (PR) RETORNO DE INVERSION EN COGENERACION Relación calor /electricidad

4,00 kWht/kWhe

Rendimiento Total

0,80 %

Precio del Combustible

Calor Util

2 pta/te PCI

Precio de Electricidad

47

10 pta/kWh

Extra Costo de generacion Horas de Operación

1 pta/kWhe 6 000 horas/año

Inversion

100 000 pta/kWe

PR

2,86 años

40 Combustible (Gas)

Calor Util

60

17

12

4

Electricidad Util

80

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DIAGRAMA PARA EL CALCULO DE LA RENTABILIDAD DE INSTALACIONES DE COGENERACION 3

Sobre consumo combustible (kWht/kWhe)

3

Sobrecosto Combustible (pta/kWhe)

8

7

6

5

4

3

2

1

10

9

8

7

6

5

4

3

2

1

Precio Electricidad (pst/kWh)

2

1

1

0

0

Relacion Calor Electriciad (kWht/kWhe)

0

0

0 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Extracosto cogeneracion (pta/kWhe)

9

Ahorro bruto (pta/kWhe)

10

2

1

3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

2

40

PPrecio Combustible

2 pta/PCI

Combustible Turbina Gas

60

EPrecio Electricidad

10 pta/kWh

Calor Util Caldero / Proceso

47

Xextracosto Cogeneracion

Calor Util Turbina Vapor

17

Tiempo Oper.

Electricidad Turbina Gas

12

Inversion

1 pta/kWh 6000 horas/año 100 000 pta/kWe

4

Calor / Electricidad

4,00 kWh/kWeAhorro Bruto

7,00 Pta/kWe

Rendimiento Total

0,80 %

6,00 Pta/kWe

Sobre consumo Combustible

1,78

Sobre Costo Combustible

3,00 Pta/kWe Ahorro Anual

Ahorro Neto

Inversion

Retorno Inversión (PR)

5

6

7

8

0

10

20

30

40

50

60

70

80

90

Ahorro Anual (1000 pta/kW)

Combustible Caldero Vapor

kWh/kWeHoras Operación

4

Horas de funcionamiento

CALCULO RETORNO DE INVERSION

Electricidad Turbina vapor

3

Ahorro Neto (pta/kWhe)

Precio Combustible (pta/PCI)

Rendimiento Total

6000 h 35,00 Pta/kWe 100,00 Pta/kWe

2,86 años

0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 0,0 1,0 2,0 3,0 4,0 5,0 6,0

2,86

Inversion (1000 pta/kWe)

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EN PROGRAMA VISUAL BASIC

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