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AnAílisis-TermoeconAmico-de-Sistemas-de-cogeneraciAn-VF

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Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey 
 
Campus Monterrey 
 
Escuela de Ingeniería y Ciencias 
 
 
 
Desarrollo de un programa computacional para el 
análisis termoeconómico de sistemas de cogeneración 
 
Tesis presentada por 
 
Grecia Hernández Zamudio 
 
sometida a la Escuela de Ingeniería y Ciencias 
como un requisito parcial para obtener el grado académico de 
 
Maestro en Ciencias 
con Especialidad en Ingeniería Energética 
 
Monterrey Nuevo León, 14 de Mayo de 2018 
 
 
DEDICATORIA 
 
A mis padres, hermanos, familia y amigos. 
 
Y a todos los que han creído en mí. 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
Agradezco a todas las personas que, directa o indirectamente, contribuyeron a la 
culminación del presente trabajo. 
Al Dr. Osvaldo Micheloud Vernackt y al Dr. Federico Viramontes Brown, por haber 
creído en mí y darme la oportunidad de cumplir un sueño más. Su incansable labor en el 
Consorcio Empresarial es admirada por todos los que hemos sido parte. 
A mi asesor, el Dr. Alejandro Montesinos Castellanos por haber exigido lo mejor de 
mí y haberme brindado su apoyo y disposición. 
 A la empresa DIRAM, el Ing. Esteban Fernández y el M.C. Antonio Falcón por su 
desinteresado apoyo y contribución en el desarrollo central de mi tesis. 
A SENER y CONACyT por el apoyo económico brindado durante mis estudios. Su 
labor e impulso del desarrollo de la ciencia y la tecnología en México es un factor 
determinante para lograr el país que todos queremos. 
Al Tecnológico de Monterrey por haber sido mi casa durante siete años y a todos sus 
profesores que con sus enseñanzas me han llevado hasta donde estoy ahora. Me llevo todos 
los increíbles momentos que viví en sus instalaciones y las maravillosas amistades que 
formarán parte de mi vida siempre. 
A mis colegas, compañeros y amigos de clase que juntos hemos culminado esta etapa. 
Gracias por compartirme sus conocimientos y brindarme su sincera amistad. Siempre 
recordaré al grupo de los 25 y al consorcio empresarial con cariño y admiración. 
A mis amados padres, impulsores devotos de mis sueños. Gracias por su exigencia, 
sabiduría, paciencia, dedicación y amor incondicional. Son mi motor y mi guía. 
A mi familia y amigos que estuvieron a lo largo de esta trayectoria. A los que están 
lejos, gracias porque aún a distancia su apoyo siempre estuvo presente. A los que están cerca, 
gracias por su comprensión y por nunca dejarme caer. Ustedes forman parte de cada uno de 
mis triunfos. 
 
i 
 
RESUMEN 
Desarrollo de un programa computacional para el análisis termoeconómico de 
sistemas de cogeneración 
Grecia Hernández Zamudio 
A partir de la aprobación de la Reforma Energética, el papel que desempeña el sector 
de energía en el desarrollo tecnológico, económico y social de México ha cambiado y 
continuará en constante transformación. Un punto importante de esta transformación deberá 
hacer frente a la creciente demanda y consumo energético. Dentro de las alternativas de 
solución se encuentra la cogeneración, proceso que utiliza eficientemente los combustibles 
empleados al permitir la producción de dos tipos de energía a partir de una misma fuente 
primaria. El tipo de motor primario que se utilice determinará la cantidad de energía residual 
disponible que pueda ser utilizada para la producción térmica. 
En la actualidad, existen programas que permiten la evaluación técnica o económica 
de sistemas energéticos. No obstante, estos programas suelen no estar hechos en función de 
las necesidades específicas de los usuarios, además de que presentan un alto costo y nivel de 
complejidad. Por ello, se plantea como problema la necesidad de un instrumento que realice 
un rápido análisis técnico y económico de sistemas de cogeneración y que sea accesible a 
usuarios específicos. 
El presente trabajo muestra la metodología de desarrollo de un programa 
computacional para el análisis termoeconómico de sistemas de generación de energía bajo el 
esquema de cogeneración. Con los resultados obtenidos en la presente tesis, se pretende dar 
a conocer a las empresas los beneficios que puede tener la instalación de sistemas de 
cogeneración para cubrir sus demandas eléctricas y térmicas, fungiendo como una 
herramienta en el apoyo de toma de decisiones dentro de esta área. El desarrollo se realiza 
en colaboración de la compañía DIRAM. 
Para evaluar el desempeño del programa se plantearon dos Casos de Estudio, cada uno 
con una producción diferente: agua helada y agua caliente. Los resultados arrojados por el 
programa permiten comparar el desempeño energético, exergético y económico de los 
diferentes escenarios planteados. Con ello, se comprueba su utilidad en la realización de 
análisis simples, rápidos y confiables que sirven de base para la toma de decisiones respecto 
a proyecto de cogeneración. 
 
ii 
 
CONTENIDO 
Resumen ................................................................................................................. i 
Contenido ............................................................................................................... ii 
Lista de Figuras ..................................................................................................... iii 
Lista de Tablas ...................................................................................................... iv 
1. Introducción ................................................................................................... 2 
1.1 Antecedentes .............................................................................................. 2 
1.2 Planteamiento del problema ........................................................................ 3 
1.3 Objetivos .................................................................................................... 4 
1.4 Alcance ....................................................................................................... 5 
1.5 Organización de la tesis ............................................................................... 5 
2. Sistemas de cogeneración ................................................................................ 8 
2.1 Cogeneración .............................................................................................. 8 
2.1.1 Componentes y clasificación de los sistemas de cogeneración ................ 11 
2.1.2 Industrias con potencial de cogeneración .............................................. 12 
2.1.3 Productos y aplicaciones de la cogeneración ......................................... 13 
2.1.4 Beneficios de la cogeneración ............................................................... 14 
2.1.5 Cogeneración Eficiente ........................................................................ 17 
2.2 Motores primarios ...................................................................................... 20 
2.2.1 Motor reciprocante .............................................................................. 21 
2.2.2 Microturbinas ..................................................................................... 22 
2.3 Equipo de recuperación de energía .............................................................. 23 
2.3.1 Recuperador de calor (intercambiador de calor) ................................... 23 
2.3.2 Refrigeración por absorción ................................................................. 26 
2.4 Desempeño de sistemas de cogeneración ..................................................... 28 
2.4.1 Eficiencia eléctrica, térmica y global .................................................... 30 
2.4.2 Tipo de combustible ............................................................................ 31 
3. Análisis de termoeconómico de sistemas energéticos ....................................... 37 
 
 
3.1 Principios básicos de la termodinámica ....................................................... 373.1.1 Energía y primera ley de la termodinámica .......................................... 37 
3.1.2 Exergía y segunda ley de la termodinámica.......................................... 38 
3.2 Introducción a la Termoeconomía ............................................................... 42 
3.2.1 Desarrollo de ecuaciones de un análisis termoeconómico ....................... 43 
3.3 Programas computacionales de análisis energético en el estado del arte ....... 52 
4. Metodología de desarrollo .............................................................................. 55 
4.1 Selección de equipo .................................................................................... 55 
4.1.1 Microturbina ....................................................................................... 55 
4.1.2 Motor reciprocante .............................................................................. 56 
4.1.3 Chiller de absorción y recuperador de calor ......................................... 57 
4.2 Suposiciones ............................................................................................... 58 
4.3 Planteamiento de balances de masa, energía y exergía ................................ 59 
4.3.1 Microturbina ....................................................................................... 60 
4.3.2 Motor reciprocante .............................................................................. 63 
4.3.3 Chiller de absorción ............................................................................ 65 
4.3.4 Recuperador de calor .......................................................................... 69 
4.4 Planteamiento de análisis termoeconómico ................................................. 71 
4.4.1 Microturbina ....................................................................................... 72 
4.4.2 Motor reciprocante .............................................................................. 82 
4.5 Cálculo de cogeneración eficiente ................................................................ 87 
4.6 Indicadores Económicos ............................................................................. 88 
5. Estructura y funcionamiento del programa computacional .............................. 93 
5.1 Interfaz Inicio ............................................................................................ 93 
5.2 Interfaz Producción de Agua Helada .......................................................... 96 
5.3 Interfaz Producción de Agua Caliente ...................................................... 100 
6. Casos de Estudio ......................................................................................... 104 
6.1 Suposiciones generales .............................................................................. 104 
6.2 Sistema de cogeneración con producción de agua helada ........................... 105 
 
 
6.2.1 Perfil de consumo eléctrico y térmico de la planta industrial .............. 105 
6.2.2 Descripción del escenario ................................................................... 106 
6.2.3 Análisis de resultados ........................................................................ 107 
6.2.4 Conclusiones ..................................................................................... 123 
6.3 Sistema de cogeneración con producción de agua caliente .......................... 125 
6.3.1 Perfil de consumo eléctrico y térmico de la planta industrial .............. 125 
6.3.2 Descripción del escenario ................................................................... 126 
6.3.3 Análisis de resultados ........................................................................ 127 
6.3.4 Conclusiones ..................................................................................... 139 
7. Conclusiones ............................................................................................... 142 
7.1 Trabajos futuros ...................................................................................... 143 
Referencias .......................................................................................................... 144 
Anexos ................................................................................................................ 149 
A. Ciclos termodinámico ............................................................................... 149 
A.1. Ciclo Otto ideal .................................................................................... 149 
A.2. Ciclo diésel ideal ................................................................................... 150 
A.3. Ciclo Brayton ....................................................................................... 151 
B. Efectos de la altitud y temperatura en equipos ......................................... 153 
B.1. Correlaciones de gas natural en microturbina ........................................ 153 
B.2. Correlaciones temperatura de gases de combustión a la salida de la 
microturbina …………………………………………………………………………………………………..154 
B.3. Correlaciones para el factor de corrección de potencia neta en el motor 
reciprocante …………………………………………………………………………………………………..156 
C. Modelos termodinámicos empleados ......................................................... 159 
C.1. Propiedades atmosféricas ...................................................................... 159 
C.2. Propiedades del agua y vapor ............................................................... 159 
C.3. Propiedades del aire y gases de combustión ........................................... 160 
C.4. Propiedades del bromuro de litio .......................................................... 161 
C.5. Poder calorífico del gas natural ............................................................. 162 
 
 
C.6. Cálculo de la temperatura adiabática de flama ...................................... 164 
D. Resultados de balance de materia, energía, exergía y costos Caso 1. .......... 167 
E. Resultados de balance de materia, energía, exergía y costos Caso 2. .......... 176 
F. Cambio de datos en el análisis de motores reciprocantes. .......................... 180 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iii 
 
LISTA DE FIGURAS 
Figura 2.1.1 Comparación del aprovechamiento de energía primaria entre un sistema tradicional de 
generación de energía (a) y un sistema de cogeneración (b) [9]. ..................................................................... 9 
Figura 2.1.2 Porcentaje de participación de la cogeneración dentro del SEN (2016). ....................................... 9 
Figura 2.1.3 Esquemas básicos de los sistemas de cogeneración de acuerdo con el orden de producción: a) 
sistema inferior y b) sistema superior. .......................................................................................................... 11 
Figura 2.1.4 Productos térmicos de los sistemas de cogeneración y sus usos comunes. ................................. 14 
Figura 2.1.5 Principales beneficios de la implementación de los sistemas de cogeneración a nivel industria y 
país............................................................................................................................................................... 16 
Figura 2.1.6 Certificados de Energía Limpia como principal beneficio de la cogeneración eficiente. .............. 17 
Figura 2.1.7 Ejemplo ilustrativo de cálculo de la metodología de cogeneración eficiente establecidos por la CRE.
 ..................................................................................................................................................................... 18 
Figura 2.1.8 Capacidad y generación en centrales de cogeneración eficiente 2015 (MW/GWh) [10]. ............ 19 
Figura 2.2.2 Esquema de operación de un motor reciprocante para la generación de energía eléctrica. ....... 21 
Figura 2.2.3 Esquema de operación de una microturbinapara la generación de energía eléctrica. ............... 22 
Figura 2.3.1 Esquema temperatura – presión del ciclo de absorción dentro de un chiller [33]. ...................... 26 
Figura 2.4.2 Proyección y precios históricos del gas natural [10], [51], [52]. .................................................. 34 
Figura 3.1.1 Balance de energía en un volumen de control. .......................................................................... 38 
Figura 3.1.1 Entropía generada en un volumen de control debido al flujo de masa y a la transferencia de calor.
 ..................................................................................................................................................................... 39 
Figura 3.1.2 Ambiente de referencia y alrededores inmediatos de una planta que conforman un sistema. ... 40 
Figura 3.2.1 Ejemplo de sistema energético compuesto por 3 equipos y 7 corrientes. ................................... 45 
Figura 3.2.2 Diagrama de procedimiento para la obtención de los costos termoeconómicos y 
exergoeconómicos. ....................................................................................................................................... 51 
Figura 4.3.1. Esquema representativo del funcionamiento de la microturbina. ............................................. 60 
Figura 4.3.2 Esquema representativo del funcionamiento del motor reciprocante. ....................................... 63 
Figura 4.3.3 Esquema representativo del funcionamiento de un chiller de absorción. ................................... 65 
Figura 4.4.1 Esquema representativo de las corrientes de la microturbina consideradas para las relaciones de 
costos exergoeconómicos. ............................................................................................................................ 72 
Figura 4.4.2 Matriz de incidencia (A) para el sistema microturbina-chiller de absorción. ............................... 74 
Figura 4.4.3 Esquema representativo de las corrientes consideradas para las relaciones de costos 
exergoeconómicos del sistema microturbina-chiller de absorción. ................................................................ 74 
Figura 4.4.4 Matriz ampliada para el sistema microturbina-chiller de absorción. .......................................... 77 
Figura 4.4.5 Esquema representativo de las corrientes consideradas para las relaciones de costos 
exergoeconómicos del sistema microturbina-recuperador de calor. .............................................................. 80 
Figura 4.4.6 Matriz ampliada para el sistema microturbina-recuperador de calor. ....................................... 81 
Figura 4.4.7 Esquema representativo de las corrientes del motor reciprocante consideradas para las relaciones 
de costos exergoeconómicos......................................................................................................................... 82 
Figura 4.4.8 Esquema representativo de las corrientes consideradas para las relaciones de costos 
exergoeconómicos del sistema motor reciprocante-chiller de absorción. ...................................................... 83 
Figura 4.4.9 Matriz ampliada para el sistema motor reciprocante-chiller de absorción. ................................ 84 
Figura 4.4.10 Matriz ampliada para el sistema motor reciprocante-recuperador de calor............................. 86 
Figura 5.1.1 Representación de la sección (1) de la interfaz gráfica Selección. .............................................. 93 
Figura 5.2.1 Representación de la sección (1) de la interfaz gráfica “Producción de Agua Helada”................ 96
https://tecmx-my.sharepoint.com/personal/a00811512_itesm_mx/Documents/Doc%20Final.docx#_Toc512266000
https://tecmx-my.sharepoint.com/personal/a00811512_itesm_mx/Documents/Doc%20Final.docx#_Toc512266004
 
 
 
Figura 5.2.2 Presentación de los costos termoeconómicos y exergoeconómicos en la sección (4) para el sistema 
microturbina-chiller de absorción. ................................................................................................................ 99 
Figura 5.3.1 Representación de la sección (1) de la interfaz gráfica “Producción de Agua Caliente”. ........... 100 
Figura 6.2.1 Perfil de consumo y demanda eléctrica de la planta química considerada en el Caso de Estudio 1.
 ................................................................................................................................................................... 105 
Figura 6.2.2 Porcentajes de destrucción de exergía en el sistema microturbina-chiller de absorción. .......... 109 
Figura 6.2.3 Porcentajes de destrucción de exergía para el sistema motor reciprocante-chiller de absorción.
 ................................................................................................................................................................... 111 
Figura 6.2.4 Comparación de los costos de generación totales para los sistemas de producción de agua helada.
 ................................................................................................................................................................... 120 
Figura 6.2.5 Comparación de la inversión unitaria para los sistemas de producción de agua helada. .......... 121 
Figura 6.2.6 Comparación de los costos de inversión para los sistemas de producción de agua helada. ...... 122 
Figura 6.2.7 Comparación del heat rate para los sistemas de producción de agua helada. ......................... 123 
Figura 6.3.1 Perfil de consumo y demanda eléctrica de la planta considerada en el Caso de Estudio 2. ....... 125 
Figura 6.3.3 Porcentajes de destrucción de exergía para el sistema motor reciprocante-recuperador de calor.
 ................................................................................................................................................................... 129 
Figura 6.3.4 Comparación de los costos de generación totales para los sistemas de producción de agua caliente.
 ................................................................................................................................................................... 136 
Figura 6.3.5 Comparación de la inversión unitaria para los sistemas de producción de agua caliente. ........ 137 
Figura 6.3.6 Comparación de los costos de inversión para los sistemas de producción de agua caliente. .... 138 
Figura 6.3.7 Comparación del heat rate para los sistemas de producción de agua caliente. ........................ 139 
Figura A.1.1 Diagrama Presión-Volumen y Temperatura-Entropía del Ciclo Otto ideal. ............................... 149 
Figura A.1.2 Representación del ciclo ideal en motores de encendido por chispa en motores de combustión 
interna ........................................................................................................................................................ 150 
Figura A.2.1 Diagrama Presión-Volumen y Temperatura-Entropía del Ciclo Diésel ideal.............................. 151 
Figura A.3.1. Diagrama Presión-Volumen y Temperatura-Entropía del Ciclo Brayton ideal.......................... 152 
Figura B.1.1 Comportamiento del requerimiento de gas natural de acuerdo con la altitud y temperatura 
ambiental. .................................................................................................................................................. 153 
Figura B.2.1 Comportamiento de la temperatura de los gases de combustión a la salida de la microturbina de 
acuerdo con la temperatura ambiental y la altitud. .................................................................................... 155 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
iv 
 
LISTA DE TABLAS 
Tabla 2.3.1 Rangos de valores para el coeficiente global de transferencia de calor en varios tipos de 
intercambiadores [28]. .................................................................................................................................25 
Tabla 2.3.2 Valores típicos de COP y rango de temperaturas de la fuente de calor de acuerdo con la 
configuración del chiller de absorción [35], [36]. ........................................................................................... 27 
Tabla 2.4.1 Valores de eficiencia para tres tipos de motores primarios. ........................................................ 30 
Tabla 2.4.2 Valores de poder calorífico neto para diferentes tipos de combustibles. ..................................... 32 
Tabla 3.1.1 Coeficientes para las exergías químicas de combustibles [56]. .................................................... 41 
Tabla 4.1.1. Características principales de las microturbinas Capstone seleccionadas ................................... 56 
Tabla 4.1.2 Características principales de los motores reciprocantes Cummins seleccionados. ...................... 57 
Tabla 4.1.3. Características principales del chiller de absorción seleccionado. ............................................... 58 
Tabla 4.3.1 Balances de masa, energía y exergía para cada componente de la microturbina. ....................... 61 
Tabla 4.3.2 Balances de masa, energía y exergía para el motor reciprocante................................................ 64 
Tabla 4.3.3 Condiciones de operación del chiller de absorción de doble efecto. ............................................. 66 
Tabla 4.3.4 Balances de masa, energía y exergía para cada componente del chiller de absorción. ................ 67 
Tabla 4.3.5 Balances de masa, energía y exergía para el recuperador de calor. ............................................ 70 
Tabla 4.4.1 Porcentajes de costos fijos Ż para el sistema microturbina-chiller de absorción. ......................... 78 
Tabla 4.4.2 Porcentajes de costos fijos Ż para el sistema microturbina-recuperador de calor. ....................... 81 
Tabla 4.4.3 Porcentajes de costos fijos Ż para el sistema motor reciprocante-chiller de absorción. ............... 85 
Tabla 4.4.4 Porcentajes de costos fijos Ż para el sistema motor reciprocante-recuperador de calor. ............. 86 
Tabla 5.1.1 Datos base considerados para el sistema microturbina-chiller de absorción y microturbina-
recuperador de calor. ................................................................................................................................... 94 
Tabla 5.1.2 Datos base considerados para el sistema microturbina-chiller de absorción y microturbina-
recuperador de calor. ................................................................................................................................... 95 
Tabla 5.2.1 Datos de entrada por usuario para el sistema de producción de agua helada. ............................ 97 
Tabla 5.2.2 Resultados obtenidos para el sistema de producción de agua helada. ........................................ 98 
Tabla 5.3.1 Datos de entrada por usuario para el sistema de producción de agua caliente. ........................ 101 
Tabla 5.3.2 Resultados obtenidos para el sistema de producción de agua caliente. .................................... 102 
Tabla 6.2.1 Datos de entrada al programa para el Caso de estudio 1. ......................................................... 107 
Tabla 6.2.2 Resultados de exergía destruida y flujo de costo de capital (factor Ż) para el sistema microturbina-
chiller de absorción. .................................................................................................................................... 108 
Tabla 6.2.3 Resultados de exergía destruida y flujo de costo de capital (factor Ż) para el sistema motor 
reciprocante-chiller de absorción. ............................................................................................................... 110 
Tabla 6.2.4 Principales resultados del análisis para el sistema microturbina-chiller de absorción. ............... 111 
Tabla 6.2.6 Costos termoeconómicos y exergoeconómicos de las corrientes más importantes del sistema 
microturbina-chiller de absorción. .............................................................................................................. 115 
Tabla 6.2.7 Principales resultados del análisis para el sistema motor-chiller de absorción. ......................... 116 
Tabla 6.2.8 Suministro de energía eléctrica y térmica del sistema motor-chiller de absorción a la planta. .. 117 
Tabla 6.2.9 Resultados de las eficiencias exergéticas y energéticas del sistema motor-chiller de absorción. 118 
Tabla 6.2.10 Costos termoeconómicos y exergoeconómicos de las corrientes más importantes del sistema 
motor-chiller de absorción. ......................................................................................................................... 119 
Tabla 6.3.1 Datos de entrada al programa para el Caso de estudio 2. ......................................................... 126 
Tabla 6.3.2 Resultados de exergía destruida y flujo de costo de capital (factor Ż) para el sistema microturbina-
recuperador de calor. ................................................................................................................................. 127 
 
 
Figura 6.3.2 Porcentajes de destrucción de exergía en el sistema microturbina-chiller de absorción. .......... 128 
Tabla 6.3.3 Resultados de exergía destruida y flujo de costo de capital (factor Ż) para el sistema motor 
reciprocante-recuperador de calor. ............................................................................................................. 129 
Tabla 6.3.4 Principales resultados del análisis para el sistema microturbina-chiller de absorción. ............... 130 
Tabla 6.3.5 Suministro de energía eléctrica y térmica del sistema microturbina-recuperador a la planta. ... 131 
Tabla 6.3.6 Costos termoeconómicos y exergoeconómicos de las corrientes más importantes del sistema 
microturbina-recuperador de calor. ............................................................................................................ 132 
Tabla 6.3.7 Principales resultados del análisis para el sistema motor-recuperador de calor. ....................... 133 
Tabla 6.3.8 Suministro de energía eléctrica y térmica del sistema motor-recuperador a la planta. ............. 134 
Tabla 6.3.9 Resultados de las eficiencias exergéticas y energéticas del sistema motor-recuperador. .......... 134 
Tabla 6.3.10 Costos termoeconómicos y exergoeconómicos de las corrientes más importantes del sistema 
motor-recuperador. .................................................................................................................................... 135 
Tabla B.1.1 Ecuaciones polinómicas para el cálculo del gas natural para las microturbinas de acuerdo con la 
temperatura y la altitud.............................................................................................................................. 154 
Tabla B.3.1 Factores de corrección para el comportamiento de la potencia neta del motor reciprocante C334 
N6C de acuerdo con la altitud y temperatura ambiental. ............................................................................ 156 
Tabla B.3.2 Factores de corrección para el comportamiento de la potencia neta del motor reciprocante C1000 
N6C de acuerdo con la altitud y temperatura ambiental. ............................................................................ 156 
Tabla B.3.3 Factores de corrección para el comportamiento de la potencia neta del motor reciprocante C1400 
N6C de acuerdo con la altitud y temperatura ambiental. ............................................................................ 157 
Tabla B.3.4 Factores de corrección para el comportamiento de la potencia neta del motor reciprocante C2000 
N6C de acuerdo con la altitud y temperatura ambiental. ............................................................................ 157 
Tabla C.3.1 Valores de los exponentes bi [66] .............................................................................................160 
Tabla C.3.2 Valores de los coeficientes específicos de las sustancias ........................................................... 161 
Tabla C.4.1 Valores de coeficientes B para el cálculo de entropía ................................................................ 162 
Tabla C.5.1 Valores para el poder calorífico de los principales componentes del gas natural considerado. .. 163 
Tabla C.6.1 Balance molar de los elementos en la cámara de combustión. ................................................. 165 
Tabla C.6.2 Entalpías de combustión y calor especifico de los principales componentes del gas natural. ..... 165 
Tabla C.6.3 Calor específico de los principales componentes de los gases de combustión. ........................... 166 
Tabla D.1 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 200 kW. ......................................................................................................... 167 
Tabla D.2 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 400 kW. ......................................................................................................... 168 
Tabla D.3 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 600 kW. ......................................................................................................... 169 
Tabla D.4 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 1,000 kW. ...................................................................................................... 170 
Tabla D.5 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 2,000 kW. ...................................................................................................... 171 
Tabla D.6 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con motor de 334 kW..................................................................................................................... 172 
Tabla D.7 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con motor de 1,000 kW. ................................................................................................................. 173 
Tabla D.8 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con motor de 1,400 kW. ................................................................................................................. 174 
 
 
Tabla D.9 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con motor de 2,000 kW. ................................................................................................................. 175 
Tabla E.1 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 200 kW. ......................................................................................................... 176 
Tabla E.2 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 400 kW. ......................................................................................................... 176 
Tabla E.3 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 600 kW. ......................................................................................................... 177 
Tabla E.4 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 1,000 kW. ...................................................................................................... 177 
Tabla E.5 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con microturbina de 2,000 kW. ...................................................................................................... 178 
Tabla E.6 Propiedades termodinámicas y resultados del análisis termoeconómico para cada corriente del 
sistema con motor de 334 kW..................................................................................................................... 178 
 
1 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 1 
Introducción 
 
 
2 
 
1. INTRODUCCIÓN 
1.1 ANTECEDENTES 
 
A partir de la aprobación de la Reforma Energética, el papel que desempeña el sector 
de energía en el desarrollo tecnológico, económico y social de México ha cambiado y 
continuará en constante transformación. Un punto importante de esta transformación deberá 
hacer frente a la creciente demanda y consumo energético. La Prospectiva del Sector 
Eléctrico Nacional proyecta que el consumo de electricidad en México presentará una tasa 
de crecimiento medio anual de 2.9% para los próximos 15 años, por lo que se espera un 
consumo bruto de 458,775 GWh para el 2031 [1]. La capacidad instalada actual del Sistema 
Eléctrico Nacional (SEN) es de 75,510 MW con una generación bruta de 319,363.5 GWh en 
el año 2016. De concretarse el crecimiento de consumo esperado, la capacidad de generación 
del país deberá presentar una tasa de crecimiento media anual de al menos 2.4%. Esta 
situación pone en duda la capacidad del SEN para satisfacer dichas necesidades, afectando 
directamente la seguridad energética del país. 
Otro de los retos que afronta México es el combate al cambio climático y sus 
consecuencias. La baja eficiencia con la que se desempeñan los sistemas de generación 
convencionales (alrededor de 30-35%) lleva a que una gran cantidad de la energía alimentada 
sea emitida al medio ambiente como residuo. Se estima que, aproximadamente, un 63% del 
consumo total de energía primaria en el mundo, se pierde durante los procesos de conversión 
[2]. Esto se traduce en grandes cantidades de CO2 y otros contaminantes emanados a la 
atmósfera. En el país, el sector de generación de calor y electricidad se posiciona como el 
segundo mayor contribuyente con un total de 137.8 millones de toneladas de CO2 tan solo 
en el 2014 [3]. 
Para hacer frente a esta situación, las propuestas presentadas en diciembre 2012 como 
parte de la Ley General de Cambio Climático, destacan la participación de combustibles más 
limpios y la diversificación de la matriz energética. Esto se dará partir de la introducción de 
diversas formas de generación que permitan aumentar la eficiencia de los procesos haciendo 
un uso sustentable de la energía disponible [4]. 
Las bajas eficiencias de generación también provocan un aumento en el costo de la 
energía. Por ello, el consumo de electricidad ha pasado a ser un importante factor dentro de 
la administración de egresos de las industrias. Los altos costos se deben a que las empresas 
cubren sus necesidades de energía eléctrica a través del suministro del SEN, por lo que se 
 
3 
 
ven obligados a cubrir los importes causados por el aumento de pérdidas y la congestión en 
las redes de transmisión. 
 De modo que, si las empresas quieren ser competitivas nacional e internacionalmente, 
deben de buscar formas de reducir los gastos en el área energética ya que, en adición a los 
montos por energía eléctrica, se encuentran los costos por compra del combustible utilizado 
para la producción de energía térmica. 
Dentro de las alternativas de reducción de costos se encuentra la cogeneración, proceso 
que utiliza eficientemente los combustibles empleados al permitir la producción de dos tipos 
de energía a partir de una misma fuente primaria. Las empresas que deciden invertir en esta 
tecnología tienen la opción de autoabastecerse de la energía eléctrica generada mientras que 
laenergía térmica la producen a través del aprovechamiento del calor residual de los gases 
de combustión. Esto se traduce no solo en un aumento de la eficiencia y en una reducción 
de costos para la empresa sino también en un menor impacto ambiental y una mejora en la 
seguridad energética del país. 
El presente trabajo muestra la metodología de desarrollo de un programa 
computacional para el análisis termoeconómico de sistemas de generación de energía bajo el 
esquema de cogeneración. Con los resultados obtenidos en la presente tesis, se pretende dar 
a conocer a las empresas los beneficios que puede tener la instalación de sistemas de 
cogeneración para cubrir sus demandas eléctricas y térmicas, fungiendo como una 
herramienta en el apoyo de toma de decisiones dentro de esta área. El desarrollo se realiza 
en colaboración de la compañía DIRAM, firma regiomontana dedicada a la reducción de los 
costos de energía de sus clientes. Entre sus soluciones, cuentan con el diseño, desarrollo e 
implementación de proyectos de cogeneración para la industria. 
 
1.2 PLANTEAM IENTO DEL PROBLEM A 
 
La industria en México presenta un elevado potencial para la implementación de 
pequeñas centrales de cogeneración debido a sus necesidades relacionadas con energía 
eléctrica y térmica. Sin embargo, estas no han tenido el progreso deseado en el país. El escaso 
desarrollo puede deberse a que las decisiones que se toman en una industria deben estar 
basadas en el análisis de las diferentes alternativas de ahorro que se tienen. 
A lo largo de los años se han establecido firmas de ingeniería que ofrecen servicios 
destinados a facilitar las evaluaciones de factibilidad a las empresas. Sin embargo, muchas 
veces los procedimientos de análisis de los proyectos energéticos se toman un largo tiempo 
puesto que se debe desarrollar una evaluación exhaustiva de todo el sistema. En las 
 
4 
 
instalaciones de cogeneración, la elección de la tecnología a utilizar será fundamental para 
determinar la factibilidad del proyecto. El tipo de motor primario que se utilice determinará 
la cantidad de energía residual disponible que pueda ser utilizada para la producción térmica. 
Los motores primarios que pueden ser utilizados son las turbinas de gas, turbinas de vapor, 
pilas de combustible, motores reciprocantes y microturbinas. 
En la actualidad, existen programas que permiten la evaluación técnica o económica 
de sistemas energéticos como Termoflex, Engineering Equation Solver y TAESS, los cuales 
se discutirán con mayor profundidad en el capítulo 3. No obstante, estos programas suelen 
no estar hechos en función de las necesidades específicas de los usuarios, además de que 
presentan un alto costo y nivel de complejidad. Por ello, se plantea como problema la 
necesidad de un instrumento que realice un rápido análisis técnico y económico de sistemas 
de cogeneración y que sea accesible a usuarios específicos. La presente investigación busca 
desarrollar una herramienta computacional que permita realizar dichos análisis de manera 
rápida y con resultados confiables. 
El programa hará uso del enfoque termoeconómico, el cual combina la termodinámica 
con los conceptos fundamentales de la ingeniería económica con el fin de comparar los costes 
de producción de electricidad con diferentes tecnologías. Los resultados que se obtengan en 
el programa permitirán comparar el desempeño energético y económico de la cogeneración 
para perfiles de consumo particulares. Asimismo, servirá a empresa la DIRAM para 
desarrollar análisis rápidos que funjan como base en la toma de decisiones de sus clientes. 
Con esto se busca promover la implementación de formas más eficientes de generación de 
energía en la industria mexicana. 
 
1.3 OBJETIVOS 
 
General: 
Desarrollar una herramienta computacional para el análisis termoeconómico de 
sistemas de cogeneración con motores reciprocantes y microturbinas como motores 
primarios y bajo dos esquemas de recuperación de calor. 
Específicos: 
- Comparar el desempeño energético y económico de motores primarios para perfiles 
de consumo particulares. 
- Determinar los costos de generación eléctrica de los sistemas de cogeneración. 
 
5 
 
- Desarrollar los análisis energéticos, exergéticos y económicos de los sistemas de 
cogeneración. 
- Determinar los costos termoeconómicos y exergoeconómicos de los flujos del 
sistema en estudio. 
- Contar con una herramienta computacional que cumpla con las necesidades 
específicas de la empresa y que le permita realizar cálculos de manera rápida. 
1.4 ALCANCE 
 
Este trabajo se limita a evaluar el desempeño de cuatro diferentes tipos de sistema de 
cogeneración que resultan de la combinación de dos motores primarios, microturbina y motor 
reciprocante, con dos tipos de producción térmica, agua helada y agua caliente. Las 
capacidades de los motores primarios se fijan en un rango entre los 200 y los 2,000 kW. 
Se descarta la evaluación de turbinas de gas y vapor debido a que son proyectos más 
factibles para capacidades instaladas altas. Las pilas de combustible tampoco son tomadas 
en consideración debido a que es una tecnología poco comercializada y que aún se encuentra 
en desarrollo. 
1.5 ORGANIZACIÓN DE LA TESIS 
 
La tesis está formada por 178 páginas, organizadas en 7 capítulos y 5 anexos. La 
descripción del contenido de cada uno de los capítulos se presenta a continuación: 
- Capítulo 1: Introducción 
En esta sección se plantea el problema a estudiar y se presenta una breve descripción 
de sus antecedentes. Asimismo, se fijan los objetivos del proyecto sujeto a los alcances 
establecidos. 
- Capítulo 2: Sistemas de cogeneración. 
A lo largo de este capítulo, se presenta una perspectiva de la cogeneración y su 
potencial dentro del sector eléctrico mexicano. Asimismo, se listan los beneficios primordiales 
que su instalación genera a las empresas y a la Nación. Posteriormente, se presenta una 
descripción de los principales componentes de un sistema de cogeneración, sus características 
y funcionamiento, así como las variables más significativas en el desempeño de las 
instalaciones. 
 
6 
 
 
- Capítulo 3: Análisis termoeconómico de sistemas energéticos. 
En esta sección se presenta una breve introducción a la teoría termoeconómica, la cual 
fue utilizada para determinar los costos de las corrientes involucras en los sistemas. Se 
describen los conceptos base, las ecuaciones fundamentales y la metodología seguida para 
obtener los resultados deseados. Asimismo, se presenta una breve descripción de otros 
programas computacionales que desarrollan análisis termodinámicos, económicos o inclusive 
ambos, similares al desarrollado en la presente tesis. 
- Capítulo 4: M etodología de desarrollo. 
 A lo largo de este capítulo, se listan los pasos seguidos durante el desarrollo del 
programa para cumplir los objetivos planteados. Asimismo, se detalla el lenguaje de 
programación y la plataforma utilizada para desarrollar el programa; los equipos 
seleccionados; los modelos termodinámicos utilizados y las suposiciones generales. De igual 
forma, se expone el planteamiento termodinámico y económico empleado y se describe el 
procedimiento seguido para el cálculo de la cogeneración eficiente. 
- Capítulo 5: Estructura y funcionamiento del programa 
Durante este capítulo se muestra una descripción física y funcional de las interfaces 
que conforman el programa computacional. Asimismo, se presenta una guía detallada para 
que el usuario pueda hacer uso del sistema de forma fácil y rápida. Se exponen cuáles son 
los principales datos de entrada, los valores fijos en el sistema y los resultados que el usuario 
puede esperar. 
- Capítulo 6: Casos de estudio y validación de resultados 
Para comprobar los beneficios del uso del programa, se analizarán 2 casos de estudio, 
uno con necesidades de agua caliente y otro con necesidades de aguahelada. En esta sección, 
se describen los escenarios; los perfiles de consumo térmico y eléctrico; los valores de entrada 
y resultados obtenidos para cada caso. 
- Capítulo 7: Conclusiones 
Se presentan las conclusiones obtenidas a lo largo del proyecto de tesis en base a los 
objetivos planteados. Se dan algunas recomendaciones y se indica el trabajo futuro propuesto 
como ampliación o complemento del presente documento. 
 
 
7 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO 2 
Sistemas de cogeneración 
 
 
 
8 
 
2. SISTEMAS DE COGENERACIÓN 
 
El interés por la cogeneración tomó fuerza a finales de los años setenta cuando se 
hizo evidente la necesidad de conservar los recursos energéticos, por lo que se impulsaron 
acciones destinadas a fomentar el desarrollo de instalaciones de cogeneración. A lo largo de 
este capítulo, se presenta una perspectiva de la cogeneración y su potencial dentro del sector 
eléctrico mexicano. Asimismo, se listan los beneficios primordiales que su instalación genera. 
Posteriormente, se presenta una descripción de los principales componentes de un sistema 
de cogeneración, sus características y funcionamiento, así como las variables más 
significativas en el desempeño de las instalaciones. 
2.1 COGENERACIÓN 
 
La cogeneración puede entenderse como la generación simultánea de dos tipos de 
energía partir de una sola fuente de energía primaria o combustible. Los tipos de energía 
comúnmente producidos son eléctrica y térmica [5]. 
El calor residual contenido en los gases de escape de los motores primarios en los 
procesos de generación de energía eléctrica es recuperado y aprovechado para la producción 
de energía térmica en forma de agua caliente, aire caliente, vapor o refrigeración. De esta 
forma se obtiene la misma cantidad de energía o trabajo útil que la generación convencional 
generando un ahorro de energía primaria (AEP) y eficiencias globales superiores (Ver Figura 
2.1.1). 
Hoy en día, países como Estados Unidos, México, Japón y los pertenecientes a la Unión 
Europea han promovido el uso de la cogeneración en el sector industrial ya que el 
aprovechamiento del calor residual permite aumentar la eficiencia arriba del 85% en 
comparación con un 30-35% con la generación convencional [6]. En países como Letonia, 
Dinamarca y Finlandia, esta tecnología representa porcentajes de hasta 47.5%, 44.3% y 
33.8% del total de generación, respectivamente [7]. Estados Unidos cuenta con 82.4 GW de 
capacidad instalada de cogeneración, lo que representa un 8% del total de su generación [8]. 
 
 
9 
 
 
Figura 2.1.1 Comparación del aprovechamiento de energía primaria entre un sistema 
tradicional de generación de energía (a) y un sistema de cogeneración (b) [9]. 
 
En México, la capacidad instalada de 
cogeneración para el año 2016 fue de 4,395 MW, 
6% de la capacidad total instalada del Sistema 
Eléctrico Nacional (SEN 73,510 MW) (Ver 
Figura 2.1.2) [10]. Mientras que, en el país, este 
porcentaje de participación representa una 
generación bruta de 17,489 GWh, en otros 
países como Alemania, con una participación de 
11.9% del total de generación de energía en 
2014, se alcanzaban capacidades de generación 
eléctrica cuatro veces mayores a la mexicana 
con un total de 74,830 GWh producidos [7]. 
En la actualidad, se tiene una creencia de 
que las energías renovables, como la energía solar, son el futuro dentro de la matriz de 
Cogeneración
6.0%
SEN
94.0%
Figura 2.1.2 Porcentaje de participación de 
la cogeneración dentro del SEN (2016). 
 
 
10 
 
generación por lo que muchas industrias han optado por su implementación, lo que puede 
haber frenado el desarrollo de sistemas de cogeneración. Si bien es cierto que su desarrollo 
ayudará a cumplir la meta del gobierno mexicano de reducir sus emisiones a la atmósfera y 
con ello su impacto ambiental, serán los proyectos encaminados a la mejora de los procesos 
existentes y al aumento de la eficiencia energética, el camino que lleve al país hacia el uso 
racional de la energía. El principal problema de las energías renovables radica en que son 
tecnologías poco confiables e intermitentes, ya que solo producen cuando tienen el recurso 
natural adecuado que puede no coincidir con el periodo en que la energía es necesaria. 
Además, su baja eficiencia energética puede llevar a altas inversiones y largos periodos de 
recuperación de capital, debido a los elevados costos de generación que a su vez generan un 
aumento en los precios de electricidad. Por otro lado, la cogeneración es una tecnología 
confiable ya que solo deja de producir en periodos de mantenimiento. Además, presenta 
eficiencias muy por encima de la generación convencional e inclusive de tecnologías más 
modernas como el ciclo combinado, que alcanza eficiencias alrededor del 50-60%. 
El ciclo combinado constituye el competidor principal de la cogeneración, sin embargo, 
estos han sido desarrollados a gran escala ya que de esta manera se reducen los costos 
unitarios de inversión por lo que, para una industria que no requiera grandes cantidades de 
energía resulta inviable invertir en este tipo de tecnología. Por otro lado, los sistemas de 
cogeneración pueden ser desarrollados en un rango amplio de capacidades, inclusive por 
debajo de los 500 kW, donde la inversión neta resulta muy por debajo que la de su competidor 
principal. De esta manera, un gran número de industrias se vuelven candidatos potenciales 
para el desarrollo de sistemas de cogeneración en sus instalaciones. La selección adecuada 
del equipo de cogeneración permitirá que se cumpla con los requerimientos eléctricos del 
consumidor y se aproveche al máximo la energía disponible en el combustible alcanzando 
eficiencias globales por encima del 80%. Esto convierte a la cogeneración en un suministro 
eficiente de energía eléctrica y calor para la industria que contribuye substancialmente a 
lograr las metas de energía limpia y a la seguridad energética del país, posicionándose como 
la opción más viable y adecuada para lograr la transición energética deseada. 
 
11 
 
2.1.1 Componentes y clasificación de los sistemas de cogeneración 
 
Los sistemas de cogeneración pueden clasificarse de acuerdo con el orden de producción 
de electricidad y energía térmica como sistemas inferiores (bottoming systems) o sistemas 
superiores (topping systems) (Ver Figura 2.1.3). En los primeros, se genera electricidad como 
subproducto a partir de la energía térmica residual de los procesos industriales, como los 
gases calientes de escape de hornos. Son comunes en industrias como la del cemento y acero 
donde los gases residuales del proceso se encuentran a temperaturas superiores a las 900 °C 
[11]. A diferencia de los inferiores, en los sistemas superiores la energía eléctrica constituye 
el producto principal mientras que los gases residuales derivados del proceso se utilizan en 
procesos térmicos como calefacción o refrigeración. 
 
 
 
Figura 2.1.3 Esquemas básicos de los sistemas de cogeneración de acuerdo con el orden de 
producción: a) sistema inferior y b) sistema superior. 
 
Los componentes más comunes de los sistemas de cogeneración son los siguientes [12]: 
- Fuente de energía primaria: combustible. 
- Motor primario: dependerá del tipo de planta. Pueden ser motores reciprocantes, 
turbinas de vapor o gas, microturbinas o pilas de combustible. 
 
12 
 
- Sistema de recuperación de calor: calderas recuperadoras de calor de gases de escape, 
secaderos o intercambiadores de calor, o unidades de absorción que producen frío a 
partir de este calor de bajo rango. 
- Generador de energía eléctrica (alternador) 
- Sistema de control: gobierno de las instalaciones. 
- Redes de transporte de las energías producidas. 
- Conexión a la red: permite la alimentación de los equipos auxiliares de la planta y la 
exportación/importación de energía eléctrica necesaria paracumplir el balance. 
 
2.1.2 Industrias con potencial de cogeneración 
 
Debido a que en la cogeneración se produce electricidad y calor simultáneamente, los 
candidatos ideales para este tipo de sistemas serán aquellas industrias que cumplan con el 
requisito de un consumo eléctrico y necesidades de calor dentro de sus procesos. A 
continuación, se listan algunas de las industrias con mayor potencial de cogeneración [13]: 
- Procesamiento de Alimentos: Las plantas de procesamiento de alimentos tienen una 
amplia gama de necesidades de energía eléctrica y térmica. Los sistemas de 
cogeneración en estas instalaciones van desde sistemas grandes en centros de 
procesamiento de granos o carne hasta sistemas más pequeños en cervecerías o 
panaderías locales. La mayoría de los sistemas son de gas natural y utilizan turbinas 
de vapor o motores reciprocantes como motores primarios. 
- Químicos: El sector de fabricación de productos químicos es el segundo mayor 
consumidor de energía en el mercado industrial. El calor residual capturado de la 
producción de energía se puede utilizar en una serie de procesos de fabricación de 
productos químicos. El tamaño promedio de un sistema de cogeneración en 
instalaciones químicas es de 80 MW. La mayoría de los sistemas son alimentados por 
gas natural y utilizan turbinas de vapor o ciclos combinados como motores primarios. 
- Refinación: Las refinerías de petróleo tienen grandes demandas de electricidad y de 
energía térmica destinada a proveer calor al proceso y a mantener las tuberías 
calientes. El tamaño promedio de un sistema de cogeneración en las instalaciones de 
refinación es de 153 MW. La mayoría de estos sistemas son de gas natural y utilizan 
ciclos combinados o turbinas de gas como motores primarios. 
- Fabricación de Metales: Las instalaciones de fabricación de metales pueden tener 
grandes demandas de energía y vapor para equipos como hornos de arco eléctrico y 
procesos tales como calentamiento de tanques de inmersión y baños químicos. El 
tamaño promedio de un sistema de cogeneración en una instalación de metales es de 
 
13 
 
65 MW. La mayoría de los sistemas son alimentados por gas natural o productos de 
desecho, y utilizan turbinas de vapor como motores principales. 
- Papel: Las instalaciones de procesamiento de papel pueden tener grandes demandas 
de energía, así como demandas térmicas grandes y constantes para el vapor, que se 
usa típicamente para cocinar pulpa. Las plantas papeleras también tienden a producir 
subproductos como el licor negro que puede usarse como combustible para un sistema 
CHP. El sistema de cogeneración medio en una planta de fabricación de papel 
proporciona más del 90% de la demanda eléctrica y el 80% de la carga de vapor de 
la planta. La planta puede operar en modo isla y ahorra a la instalación alrededor de 
$1 millón USD/año en costos de energía. 
- Plástico: Los requerimientos de energía eléctrica y térmica en la industria del plástico 
son elevados. Esta última debido a la necesidad de enfriamiento de los moldes en el 
proceso de inyección, extrusión y soplado. Los costos de operación eliminados por la 
implementación de sistemas de cogeneración, hace posible el aumento de la eficiencia 
y la rentabilidad de la empresa permitiendo ser más competitivos en el mercado. 
En México, las seis refinerías pertenecientes a PEMEX (Cadereyta, Madero, 
Minatitlán, Salamanca, Salina Cruz y Tula) cuentan con sistemas de cogeneración en sus 
instalaciones que en conjunto satisfacen una demanda total de 4,900 t/h de vapor a proceso 
y simultáneamente generan 1,984 t/h para generación eléctrica [14]. 
Dentro del área de metalurgia y papel se encuentra la empresa Zinc Nacional quienes 
a finales del 2014 pusieron en operación una planta de cogeneración en la ciudad de 
Monterrey, Nuevo León. La planta tiene una capacidad de 14.4 MW, satisfaciendo gran parte 
de su demanda eléctrica y el 100% de la demanda térmica de la planta de cartoncillo a la 
que provee de 30 t/h de vapor [15]. 
Para conocer otros proyectos de cogeneración en México referirse a [16]. 
 
2.1.3 Productos y aplicaciones de la cogeneración 
 
El esquema de cogeneración puede ser aplicado dondequiera que se necesite de 
servicios energéticos como electricidad, agua caliente, vapor, agua fría, calefacción de espacio, 
calentamiento de baño químico, aire acondicionado y casi cualquier otra necesidad que 
requiere entrada de energía [17]. Los usos más típicos se dan cuando la instalación requiere 
electricidad y aire caliente, agua caliente, agua fría o vapor. Estos productos térmicos y sus 
usos más frecuentes (no exclusivos) en la industria se listan en la Figura 2.1.4. Es importante 
 
14 
 
mencionar que las condiciones a las que se encuentren los productos térmicos dependerán del 
tipo de motor primario utilizado. 
Los rangos de temperatura y presión mostrados en la Figura 2.1.4 corresponden al 
uso de motores reciprocantes como motor primario. 
Respecto a la capacidad de enfriamiento, esta depende del tipo de chiller utilizado en 
la instalación [18]. El rango de datos corresponde al uso de chillers de absorción en 
cogeneración [19]. 
 
Figura 2.1.4 Productos térmicos de los sistemas de cogeneración y sus usos comunes. 
 
2.1.4 Beneficios de la cogeneración 
 
Los beneficios obtenidos por el uso de sistemas de cogeneración son de carácter 
económico, ambiental, eléctrico e inclusive social y son observables tanto a nivel industria 
como a nivel país. Los principales son los siguientes [18]: 
- Solución medioambiental: Reducción significativa de las emisiones de CO2 
mediante una mayor eficiencia energética. 
- Solución empresarial competitiva: Aumento de la eficiencia, reducción de los 
costos empresariales y creación de empleos. 
P
ro
d
u
ct
o
s 
 
Aire caliente 
(120 - 180 °C) 
Vapor 
(400 psig) 
 
Agua caliente 
(85 – 110 °C) 
Agua helada 
(5 – 3,000 TR) 
Calentamiento y/o vaporización de 
líquidos, secado, fibras sintéticas. 
Calefacción, calor a procesos industriales, 
cocina, evaporación, pasteurización. 
Refrigeración, extrusión, moldeado, 
control de temperatura, semiconductores. 
Lavado, enjuague y desinfección; 
disolvente para la preparación de materias 
primas, captura de contaminantes, medios de 
cristalización o fermentación, medio de 
calentamiento. 
Usos comunes 
 
15 
 
- Solución de Energía Local: generación en sitio. 
- Modernización de la infraestructura: aliviar la congestión de la red y mejorar la 
seguridad energética. 
De acuerdo con un estudio realizado por la Secretaria de Energía, un aumento de 8 
GW en la capacidad instalada de cogeneración, implicaría un impacto agregado en PIB de 
300,000 MDP y generaría hasta 47,200 puestos de trabajo en un periodo de 8 años. Asimismo, 
contribuiría a la reducción del consumo de energía primaria en la industria del 35%, 
generando también una reducción de alrededor del 10% de las pérdidas en transmisión y 
distribución y como consecuencia un descenso en los costos de la electricidad. Por otro lado, 
permitiría la reducción de aproximadamente 18 Mt de CO2, contribuiría a la modernización 
tecnológica de las empresas y fomentaría el desarrollo de I+D nacional [19]. 
Al aplicar proyectos de cogeneración el impacto ambiental se reduce debido a que se 
deja de utilizar combustible fósil para generar energía térmica, por lo que menor cantidad 
de gases contaminantes son emitidos a la atmósfera. Se estima que para el 2030, el uso de 
sistemas de cogeneración habrá provocado una disminución de aproximadamente 950 Mt de 
CO2 al año [20]. 
La Figura 2.1.5 muestra un resumen de los beneficios que se derivan del uso de 
sistemas de cogeneración tanto para la industria como para el país en general. La seguridad 
energética que adquiere la empresa al volverse autónoma y dejar de consumir a terceros se 
ve reflejado en beneficios para el país al disminuir laspérdidas por transporte y la congestión 
en las redes nacionales. Esta última se da por grandes demandas de energía en una misma 
zona y está directamente relacionada con los precios de la energía eléctrica. Por lo tanto, un 
porcentaje de descongestión en las redes provocaría una disminución de los precios de 
electricidad en general situación que beneficiaría a la población en general. 
 
16 
 
 
 
Figura 2.1.5 Principales beneficios de la implementación de los sistemas de cogeneración a 
nivel industria y país.
 
 
 
Industria 
 Ahorro económico por reducción de la 
factura eléctrica y por la disminución de 
uso de combustible. 
 Aumento de la confiabilidad y 
disponibilidad de los combustibles. 
 Se obtiene la misma productividad a un 
menor costo y con un menor impacto 
ambiental. 
 Aumento de la competitividad de la 
empresa. 
 Mayores eficiencias térmicas y eléctricas. 
 Aumento de la eficiencia de generación, 
distribución y transporte de energía 
eléctrica y térmica. 
 Al generar en sitio, se adquiere autonomía 
de las redes del sistema eléctrico nacional, 
evitando variaciones de tensión y 
frecuencia y mejorando la calidad de la 
energía. 
 Aumento la seguridad energética de la 
planta. 
 Alta disponibilidad debido a bajo 
mantenimiento. 
País 
 Reducción las emisiones de CO2 y NOx 
emitidas por la quema de combustibles 
fósiles en la generación de electricidad. 
 Contribuye a la mitigación del efecto 
invernadero. 
 Reducción en el consumo de agua en 
comparación con las plantas 
convencionales. 
 Mejor planeación del sector eléctrico. 
 Aumento del Producto Interno Bruto del 
País. 
 Disminución de las tasas de desempleo. 
 Reducción del consumo de energía 
primaria. 
 Disminución de las pérdidas de transmisión 
y distribución. 
 
17 
 
2.1.5 Cogeneración Eficiente 
 
Los beneficios mencionados anteriormente convierten a la cogeneración en una forma 
eficiente de generar energía reduciendo los costos de operación y aumentando la 
competitividad de las empresas. Sin embargo, la acreditación del sistema como cogeneración 
eficiente otorga al usuario beneficios 
adicionales e incentivos fiscales que 
hacen que el desarrollo de este tipo de 
proyectos se vuelva más atractivo. De 
acuerdo con los criterios establecidos 
por la CRE y en términos de la 
Reforma Energética celebrada en el 
2014, un porcentaje de la 
cogeneración es considerada como 
cogeneración eficiente, por lo tanto, 
genera certificados de energía limpia (CELs) los cuales tienen un valor significativo, 14.3 
USD/CEL
1
, dentro de las reformas promulgadas. Dichas certificaciones serán 
comercializables para que las empresas que no logran comprar energías limpias puedan 
compensar con la compra de CELs y así cumplir con las obligaciones de incluir en su matriz 
de consumo hasta 35% de energía limpia para el 2024. 
De acuerdo con los lineamientos para la obtención de CELs publicados en el Diario 
Oficial de la Federación el 22 de Diciembre del 2016, se considera cogeneración eficiente al 
proceso de cogeneración de energía eléctrica, que al ser evaluado cumple con el criterio de 
energía libre de combustible (ELC) establecido, entendiéndose por ELC a la energía eléctrica 
generada en la central eléctrica de cogeneración por encima de la que se generaría en una 
central térmica, utilizando la misma cantidad de combustible que en una central eléctrica de 
cogeneración (MWh) [21]. 
Se considera un sistema de cogeneración con las siguientes características: 
- Consumo de combustible: 100 kW 
- Factor de disponibilidad: 95%
- Medio de calentamiento: vapor 
- Interconexión a media tensión. 
- Factor de pérdidas por transmisión: 0.94 
- Factor de eficiencia térmica: 90% 
Cogeneración 
eficiente
CELs
$$
CEL 
$$ 
Figura 2.1.6 Certificados de Energía Limpia como 
principal beneficio de la cogeneración eficiente. 
 
18 
 
Siguiendo la metodología de la CRE, se determina que el sistema cumple con los 
requisitos para la acreditación como cogenerador eficiente, ELC>0, alcanzando una eficiencia 
atribuible a la generación eléctrica de 56.25% (Ver Figura 2.1.7). 
 
 
Figura 2.1.7 Ejemplo ilustrativo de cálculo de la metodología de cogeneración eficiente 
establecidos por la CRE. 
 
En el 2016 existían 22 centrales de cogeneración acreditadas por la CRE como 
Cogeneración Eficiente, las cuales representaron el 1.4% de la capacidad instalada (1,036 
MW) y un 1.6% de la generación de electricidad (5,053 GWh). La Figura 2.1.8 muestra la 
distribución de los proyectos de cogeneración eficiente en el país. La mayor capacidad 
disponible se ubica en Veracruz y Tabasco, con un total de 758 MW, los cuales representan 
el 73.3% de la generación de electricidad mediante esta tecnología, seguidos por Hidalgo y 
Coahuila con 67 y 60 MW de capacidad instalada, respectivamente [10]. 
 
 
 
 
 
 
 
1 Promedio ponderado de precios de CELs de acuerdo con la Segunda Subasta de Largo Plazo. 
 
19 
 
 
Figura 2.1.8 Capacidad y generación en centrales de cogeneración eficiente 2015 
(MW/GWh) [10]. 
 
Para el 2031, se espera una capacidad adicional de 5,359 MW de esta tecnología [10]. 
De lograr este crecimiento, el potencial máximo de cogeneración considerado será fácilmente 
alcanzando durante los próximos años. 
Un ejemplo de planta de cogeneración en la industria mexicana es la inaugurada en 
el estado de Veracruz en febrero 2017 como parte de las instalaciones del grupo Infra quien 
destino una inversión de 180 millones de dólares para su construcción. El grupo Infra se 
dedica a la producción, venta y distribución de gases criogénicos industriales y medicinales. 
Asimismo, manufactura tanques de almacenamiento criogénico, soldaduras, máquinas, entre 
otros productos. La plata inaugurada pertenece a la tecnología de cogeneración eficiente con 
una capacidad instalada de 141 MW y un potencial de producción de 46 toneladas de vapor 
por hora [22]. 
Existen proyectos de cogeneración eficiente de menor capacidad como lo es el 
proyecto inaugurado en julio 2017 en Agua Prieta, Sonora. La planta, propiedad de la Unión 
Energética del Noroeste, tiene una capacidad neta de 17.4 MW generados a partir de motores 
de combustión interna. La energía residual proveniente de los motores es aprovechada para 
 
20 
 
la producción de agua helada a partir de un chiller de absorción de amoniaco con el fin de 
proveer refrigeración a cuartos fríos de almacenaje de productos agrícolas [23]. 
Algunos otros proyectos de cogeneración eficiente que están por desarrollarse en la 
Industria Mexicana pueden encontrarse en [10]. 
En el cálculo de cogeneración eficiente se compara la eficiencia de cogeneración contra 
la generación de energía eléctrica de forma convencional tomando una eficiencia de referencia. 
Esta eficiencia de referencia está estrechamente relacionada con el tipo de motor primario a 
utilizar. La siguiente sección presenta una descripción de los motores primarios más 
utilizados en los sistemas de cogeneración. 
 
2.2 M OTORES PRIM ARIOS 
 
Los sistemas de cogeneración pueden clasificarse de acuerdo con su motor primario 
de acuerdo con la 
Figura 2.2.1. Los motores primarios se definen como las maquinas encargadas de 
transformar la energía disponible en forma térmica, eléctrica o a presión en energía mecánica 
la cual, a través del uso de un generador eléctrico, aprovecha el movimiento rotatorio para 
generar electricidad [24]. 
 
 
Figura 2.2.1 Motores primarios utilizados en los sistemas de cogeneración. 
 
 A continuación, se presenta una descripción de las características principales de cada 
uno de los motores reciprocantes y microturbina, ya que el alcance de este proyecto solo 
abarca la modelación de dichos motores. 
 
 
 
Motor primarios
Turbinas
Gas Vapor
Microturbinas
Motores 
reciprocantes
Pilas de 
combustible 
 
212.2.1 M otor reciprocante 
 
Los motores reciprocantes funcionan de acuerdo con el ciclo Otto o al ciclo Diésel 
dependiendo de su tipo de encendido (Ver anexos A.1 y A.2). Están compuestos por una 
cámara de combustión cilíndrica en la que un pistón de ajuste cerrado viaja la longitud del 
cilindro. El pistón se conecta a un cigüeñal que transforma el movimiento lineal del pistón 
en el movimiento giratorio del cigüeñal. Durante su funcionamiento, liberan del 60% al 70% 
de calor residual. La temperatura de los gases de combustión de los motores reciprocantes 
oscila entre los 380 °C y 540 °C, por lo que solo es posible generar agua caliente, vapor de 
baja presión (hasta 400 psig) o agua helada [25]. La Figura 2.2.2 muestra un esquema de 
funcionamiento de un motor reciprocante para la generación de energía eléctrica. La energía 
residual contenida en los gases de escape es la energía que se recupera para el proceso de 
cogeneración. 
Algunas de las ventajas que presentan los motores reciprocantes en la generación de 
energía son las altas eficiencias eléctricas, cortos tiempos de arranque, buen desempeño en 
carga parcial, y flexibilidad de combustible [17], [18]. 
 
 
Figura 2.2.2 Esquema de operación de un motor reciprocante para la generación de energía 
eléctrica. 
 
- Características: 
o Alternativa confiable por la madurez de la tecnología, los altos niveles de 
producción y el vasto desarrollo [25]. 
o Disponibles en una amplia gama de tamaños, desde unos pocos kW hasta 18 
MW [25]. 
o Pueden utilizar una variedad de combustibles haciéndolos adecuados para 
aplicaciones de cogeneración [26]. 
 
22 
 
o Cuatro fuentes de calor: gases de escape, agua de la chaqueta de enfriamiento, 
post-enfriador y enfriador de aceite. 
 
2.2.2 M icroturbinas 
 
Las microturbinas siguen el ciclo Brayton en el cual se comprime aire tomado del 
ambiente, pasando a través de la cámara de combustión donde recibe la energía del 
combustible, comúnmente gas natural, elevando su temperatura (Ver anexo A.3). La Figura 
2.2.3 muestra un esquema de funcionamiento de una microturbina para la generación de 
energía eléctrica y calor a servicio. Puede observarse como el fluido de trabajo es conducido 
a una turbina de expansión que impulsa al compresor de entrada y a un generador eléctrico. 
 
 
Figura 2.2.3 Esquema de operación de una microturbina para la generación de energía 
eléctrica. 
 
- Características [25]: 
o Capacidad entre 15 y 300 kW, con paquetes modulares integrados de hasta 
1,000 kW. 
o Flexibilidad de combustible (gas natural, gas amargo, gasolina, queroseno, 
diésel y combustible para calefacción). 
o Relaciones de compresión entre 3 o 4:1, en una sola etapa. 
o Rotación entre 30.000 y 120.000 rpm dependiendo del fabricante. 
 
23 
 
o Compactos en tamaño (2.3-2.7 pies cúbicos) y ligeros en peso (40-50 
lb/kW). 
 
La eficiencia de un sistema de cogeneración dependerá también de la forma en como 
el calor residual es aprovechado y del producto en el que se transforma. La siguiente sección 
presenta una descripción de los equipos de recuperación de calor para la obtención de los 
productos contemplados dentro del alcance. 
 
2.3 EQUIPO DE RECUPERACIÓN DE ENERGÍA 
 
La recuperación de energía consiste en la reutilización más adecuada del calor residual 
del proceso principal. Su objetivo reside en extraer el mayor rendimiento global de la energía 
primaria suministrada como combustible [12]. 
El equipo destinado para la recuperación de la energía será el encargado de aprovechar 
el calor sensible de los gases producidos durante la combustión. La elección de dicho equipo 
dependerá del producto térmico que desea obtenerse y su aplicación. Algunos de los equipos 
de recuperación comunes son: generador de vapor (HRSG) para la producción de vapor; 
intercambiadores de calor para la producción de agua caliente; y chillers de absorción para 
la producción de agua helada [27]. 
En el presente proyecto se toma en consideración agua caliente y agua helada como 
productos térmicos de la cogeneración, por lo cual el equipo necesario para la generación de 
vapor y aire caliente no será tomado en cuenta. 
A continuación, se presenta una descripción de los equipos necesarios para agua 
caliente y agua helada. 
 
2.3.1 Recuperador de calor (intercambiador de calor) 
 
Los intercambiadores de calor son dispositivos que se encargan de transferir el calor 
entre dos o más fluidos a diferentes temperaturas. En el caso del intercambio entre la 
corriente de gases de combustión y el agua, esta última recibe/recupera parte del calor que 
lleva la primera por lo cual, el intercambiador de calor recibe el nombre de recuperador. 
En este tipo de equipos, el intercambio se da entre una corriente caliente y una fría 
a través de una superficie de intercambio de calor (pared) que separa los fluidos. 
Comúnmente, los fluidos circulan por el recuperador en direcciones contrarias debido a que 
 
24 
 
este arreglo promueve una mejor transferencia de calor. Los equipos de intercambio de calor 
más comunes son los de tubo y coraza, doble tubo y placas. 
De acuerdo con la primera ley de la termodinámica, para un sistema abierto, en 
estado estable, sin cambio de fase de los fluidos de trabajo, considerando el calor especifico 
como constante y despreciando los cambios de energía cinética, potencial y la perdida de 
calor a los alrededores, la transferencia de calor entre la corriente caliente y la fría se define 
mediante la siguiente expresión: 
Q̇ = �̇�𝐶𝑝(T𝑖 − T𝑓) 2. 1 
Donde Q̇ representa el calor transferido ente las corrientes; �̇� el flujo másico de la 
corriente; Cp es el calor específico del fluido; Ti y Tf son las temperaturas de la corriente a 
la entrada y salida del recuperador, respectivamente. 
La temperatura de los fluidos es función de la posición a través del recuperador de 
calor (L), por lo cual es necesario establecer un valor medio efectivo de la diferencia de 
temperaturas entre el fluido caliente y el frio tal que, la tasa total de transferencia de calor 
entre ambos fluidos pueda obtenerse a partir de la ecuación de diseño (ecuación 2.2). 
Q = UA∆TLMTD 2. 2 
Donde A es el área total de transferencia de calor; U es el coeficiente global de 
transferencia de calor y ∆𝑇𝐿𝑀𝑇𝐷 es la temperatura media logarítmica entre el fluido frio y 
caliente. Esta última se determina a partir de la siguiente expresión: 
∆TLMTD =
∆T1 − ∆T2
ln (
∆T1
∆T2
)
 2. 3 
donde ∆𝑇1 = 𝑇𝑐1 − 𝑇𝑓2 y ∆𝑇2 = 𝑇𝑐2 − 𝑇𝑓1. 
Respecto al valor del coeficiente global de transferencia de calor, este dependerá de 
los fluidos de trabajo, su velocidad dentro del intercambiador, el área de transferencia de 
calor, el material de diseño del equipo, las incrustaciones, entre otros factores. El cálculo del 
coeficiente global de transferencia de calor se expresa en la ecuación 2.4. 
UA =
1
h
hiAi
+ Rp +
Rfi
Ai
+
Rfe
Ae
+
1
Aehe
 2. 4 
Donde el sufijo i y e hacen referencia al flujo interior y exterior, respectivamente; Rp 
es la resistencia de la pared, Rf son las resistencias de ensuciamiento y h son los coeficientes 
locales de transferencia de calor. 
 
25 
 
Cuando no se dispone de elementos suficientes para calcular el coeficiente global de 
transferencia de calor de acuerdo con la Ecuación 2.4, se pueden tomar en primera 
aproximación, valores típicos para diferentes aplicaciones, como se muestra en la Tabla 2.3.1. 
 
Tabla 2.3.1 Rangos de valores para el coeficiente global de transferencia de calor en 
varios tipos de intercambiadores [28]. 
 
 
La determinación del coeficiente de transferencia de calor promedio permite

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