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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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