DocsTec-5722

Vista previa del material en texto

INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS
SUPERIORES DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
PROGRAMA DE GRADUADOS
0ANALISIS CONCEPTUAL DE UNA PLANTA DE
CONGENERACIÓN EN EL CAMPUS MONTERREY
T E S I S
PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL
PARA OBTENER EL GRADO ACADÉMICO DE
MAESTRO EN CIENCIAS
ESPECIALIDAD EN INGENIERIA ENERGÉTICA
DOMINGO GONZALEZ
DICIEMBRE DE 2000
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS
SUPERIORES DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
ANÁLISIS CONCEPTUAL DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN
EN EL CAMPUS MONTERREY
TESIS
PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER EL GRADO
ACADÉMICO DE:
MAESTRO EN CIENCIAS
ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA
DOMINGO GONZÁLEZ ZÚÑIGA
DICIEMBRE, 2000
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS
SUPERIORES DE MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE GRADUADOS E INVESTIGACIÓN
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
Los miembros del comité de tesis, recomendamos que el presente proyecto de tesis del Ing.
Domingo González Zúñiga, sea aceptado como requisito parcial para obtener el grado
académico de Maestro en Ciencias con especialidad en Ingeniería Energética.
El comité asesor:
José A. Manrique Valadez, Ph. D.
Asesor
Enrique González Magaña, M.C.
S i n o d a l
Luz María Lozano, M.C.
Sinodal
Federico Viramontes Ph.D.
Director de Programa de Graduados
en Ingeniería
Diciembre 2000
Dedicatorias
Mi más profundo agradecimiento a mis padres:
Eustolia Zúñiga Castillo
Fidencio González Pérez
a quien todo les debo, por el apoyo y cariño que me han dado a lo largo de mi vida.
Agradecimientos:
A mi asesor:
Agradezco al Dr. José A. Manrique por su apoyo y confianza en la realización de este
trabajo
A mis sinodales: M.C. Luz Ma. Lozano
M.C. Enrique González Magaña
Al equipo 6: Romeo, Sigifredo, Rubén, Ernesto.
A mis amigos ambientales: Paola, Laura, Nuria, Edith, Tania, Ernesto, Jorge.
A mis amigos energéticos: Emma. Cristina, Juan José, Edgar, Oscar, Raúl, Ismael.
por su apoyo y amistad durante este tiempo.
Contenido
CONTENIDO
Introducción
Capitulo I. Concepto y ventajas de la cogeneracion.
1.1 Concepto 1
1.2 Principio de la cogeneracion. 2
1.3 Beneficios de la cogeneracion 3
Tecnología 3
Economía 5
Administración de la energía 5
Ecología 5
1.4 Elementos de un sistema de cogeneracion 6
1.5 Clasificación de los sistemas de cogeneracion 6
1.5.1 Motor de combustión interna (MC) 7
1.5.2 Turbina de gas (TG) 8
1.5.3 Turbina de vapor (TV) 10
1.5.4 Ciclo combinado (CC) 12
1.5.5 Trigeneración 13
Contenido
Capitulo II. Aspectos Financieros de la cogeneración.
2.1 Introducción 15
2.2 Puntos a considerar en un proyecto de cogeneración 16
2.3 Parámetros claves en el análisis económico 18
2.4 Estimación de los costos increméntales 20
2.5 Cálculo del ahorro energético 21
2.5.1 Ahorro energético sin excedentes de energía cogenerada 21
2.5.2 Ahorro energético con excedentes de energía cogenerada 23
2.5.3 Rendimiento global del equipo de cogeneración 24
2.6 Cálculo del ahorro económico 25
2.6.1 Ahorro económico sin excedentes de energía cogenerada 25
2.6.1.1 Cálculo del costo unitario de la Energía 27
2.6.2 Ahorro económico sin excedentes de energía cogenerada 28
2.7 Tiempo de retorno de la inversión 28
Capitulo III. Selección del sistema de cogeneración.
3.1 Introducción 30
3.2 Criterios de selección 31
3.3. Selección de Turbina de Gas 33
3.3.1 Principio de operación 3 3
3.3.2 Dimensionamiento 34
3.4 Selección Recuperador de calor 37
3.5 Ciclo de absorción 39
3.5.1 Principio de operación de los enfriadores por absorción 40
3.6 Comentarios adicionales. 41
Capitulo IV. Análisis del Campus.
4.1 Introducción 42
4.2 Análisis de la información. 43
4.3Características de consumo del Campus. 43
4.3.1 Consumo eléctrico 44
4.3.2 Consumo térmico 44
4.4 Turbina de gas 45
4.4.1 Descripción del equipo de estudio 46
4.5 Generador de vapor recuperador de calor. 49
4.6 Ciclo de absorción 51
4.6.1 Absorción de amoníaco 51
Contenido
4.6.2 Absorción de Bromuro de Litio 53
4.6.3 Calculo de Refrigeración 54
Capitulo V. Conclusiones.
Conclusiones 55
Bibliografía 57
iii
Introducción
INTRODUCCIÓN
Cuando una empresa decide instalar un sistema de cogeneración su objetivo es el reducir
su factura energética al generar de forma conjunta electricidad y calor. El coste de generar
electricidad y calor en la propia planta industrial es inferior a la suma de los costos de la
electricidad y del combustible empleado en la generación del calor necesario.
Los bajos precios de la energía que predominaron hasta finales de la década pasada en
México y el haber considerado a los combustibles fósiles como un recurso ilimitado,
llevaron a plantear una nueva política en torno a la generación de energía y utilización de
otras fuentes de energía renovables. Esta situación, aunada a 1 ajuste de los precios de la
energía y al desarrollo tecnológico en materiales, equipos y sistemas, han creado un
potencial de ahorro de energía de proporciones tales que puede competir como alternativa a
la inversión en grandes instalaciones de infraestructura.
El problema que enfrenta el sector eléctrico en las áreas de generación y distribución de
energía eléctrica hace que el impacto en todos los estratos sociales sea muy significativo.
La capacidad ofrecida por CFE y LyFC esta siendo rebasada por la creciente demanda
industrial, comercial y doméstica que crece a un ritmo muy acelerado, además de que la
infraestructura para generar y distribuir la energía se encuentra muy retrasada
tecnológicamente.
Introducción
Además, una de las principales razones que han revivido el interés en la cogeneración, es
el incremento de las demandas de electricidad, aunada a la incapacidad de las autoridades
de financiar plantas generadoras y poder cubrir las necesidades de los usuarios, y por
supuesto las presiones por parte de grupos ecologistas que promueven la utilización de
tecnologías limpias que produzcan menos emisiones contaminantes en el proceso de
generación de la energía.
Por lo tanto un proyecto de cogeneración puede resultar en una inversión rentable en
cuanto al ahorro económico que se puede obtener y la flexibilidad que este tipo de sistemas
ofrecen en cuanto a las futuras modificaciones que se tengan que realizar a este, para cubrir
las necesidades de expansión o crecimiento de la carga energética de la empresa. El
previsible crecimiento en el uso de la cogeneración en el futuro contribuirá, de forma
notable, a un mayor desarrollo económico, equilibrado y en armonía con los requerimientos
del medio ambiente.
Por lo anterior este trabajo, pretende dar una visión de lo que pudiera ser una planta de
Cogeneración en el ITESM Campus Monterrey, tomando en cuenta las demandas de
energía eléctrica máximas generadas en el campus.
Capítulo 1
CAPITULO I
CONCEPTO Y VENTAJAS DE LA
COGENERACIÓN
1.1 Concepto
La cogeneración es definida como la generación secuencial de dos o más formas
diferentes de energía aprovechable a partir de una fuente de energía primaria, típicamente
energía mecánica o energía térmica.'11
La energía mecánica puede ser utilizada para mover un alternador, para producir
electricidad o un equipo rotatorio puede ser utilizado como motor, compresor, bomba o
ventilador para utilizarse en diversos servicios. La energía térmica puede ser utilizada para
aplicaciones directas a proceso o indirectamente para producir vapor, aire caliente para
secadores.
Capítulo 1
El avance tecnológico en lo que respecta a los sistemas de cogeneración le permite ser
utilizada en diferentes procesos industriales y de cualquier índole económica, además de
que aminora en gran parte la demanda de energía total nacional, al ser utilizada por el sector
privado, y por supuesto la factura se reduce considerablemente.
De acuerdo con la CONAE (Comisión Nacional de Ahorro de Energía), existen muchas
formas de definir la cogeneración; a continuación se enuncian dos de ellas, una genérica y
otra de aplicación más particular. m
La cogeneración es la producción de dos manifestaciones de energíaa partir de una
misma fuente energética.
La cogeneración es la producción conjunta de energía eléctrica y de energía térmica
aprovechable en forma de gases o líquidos calientes, a partir de una sola fuente energética.
1.2 Principio de cogeneración.
En la producción convencional de energía se pierden aproximadamente dos tercios de la
energía utilizada. La obtención separada de electricidad en centrales de condensación y de
calor en calderas de calefacción resulta en una carga ambiental demasiado alta y es menos
rentable. Aproximadamente dos tercios de la energía empleada es calor perdido. (Figura 1)
Producir electricidad aprovechando el calor que otra forma se pierde, es la idea básica de
todo sistema de cogeneración. Así es posible duplicar la eficiencia global en la
transformación de energía, reduciendo costos y contaminación ambiental.
Aprovechamientos de este tipo son posibles en las industrias química, farmacéutica,
metalurgia, del papel, alimenticia, cervecera, refresquera, cerámica, azucarera y hotelera,
entre otras. La reducción de costos depende principalmente de las posibilidades de
aprovechar el calor residual en sus procesos.
Un sitio ideal para una planta de cogeneración deberá tener las siguientes características:
• Un requerimiento de energía confiable. ;
• Patrones de demanda eléctricos y térmicos relativamente estables, r '
• Una demanda de energía térmica mayor que la de energía eléctrica. ^ 0 .
• Largo periodo de operación anual.
Capítulo 1
Brizada
BurgU
100
- \
Fsdi&af de calor
20
Entrada
Gota-taró
Hécfaüi
lódidaf decalar
Sí
Calentador
«6
Brinda
142
(1) Sistena de Cogeneración
fért i l ** de calor
(2) Sistema convencional
Figura 1. Sistema de energía convencional vs. sistema de cogeneración.
Las aplicaciones de los sistemas de cogeneración pueden ser una solución en alguna de
estas áreas:
Cogeneración Industrial. Aplicable principalmente en lasindustrias que requieran una
gran cantidad de energía térmica a diferentes temperaturas y presiones que el proceso
requiera, tales como las Refinerías, IngeniosAzucaréros, cementeras, fabricas de papel, etc.
Abastecimiento de vapor a las industrias o centros comerciales que lo requieran en su
proceso, o para acondicionamiento de aire de las mismas.
Cogeneración Comercial, institucional. Donde los establecimientos tienen un horario de
trabajo corrido de 24 hrs., tales como hoteles, hospitales, universidades. <:£, ^
1.3 Beneficios de la cogeneración.
En términos generales, los beneficios potenciales de la cogeneración son ampliamente
reconocidos. Estos se pueden enfocar de diferente manera, desde el punto de vista de los
intereses nacionales incluyen entre otros:
Tecnología
Energía Eléctrica.
Una central de cogeneración representa, de hecho, disponer de una segunda fuente de
energía eléctrica, además de la red, de alta confiabilidad.
Capítulo 1
Contribuye a la estabilización de la tensión en la red (dado que mejora el equilibrio al
reducir la intensidad eléctrica circulante desde las subestaciones de distribución hasta los
consumidores) y en consecuencia, reduce las pérdidas de energía en la red.
Las actuales tecnologías de control permiten asegurar una óptima calidad de la energía
eléctrica generada, tanto en tensión como en frecuencia, superando en muchos casos a la de
la propia red, inevitablemente influenciares por armónicas y desequilibrios de carga
originadas por industrias vecinas. -C^K A c
 i 4 r A o > i f c > 2 r i V
Energía Térmica.
Normalmente implica una renovación del parque de calderas de la fábrica, que puede
eliminar sus equipos más obsoletos y dejar los más nuevos y eficientes para situaciones de
emergencia o para complemento de los equipos de la central.
Los equipos térmicos de las centrales de cogeneración son, de hecho, muy
convencionales. En muchos casos son equipos que no disponen de un proceso de
combustión, lo que prácticamente elimina su mantenimiento y permite que su
disponibilidad sea muy elevada.
Operación y Mantenimiento
Existe un mantenimiento muy especializado, que es el que debe realizarse en determi
áreas de los equipos principales: turbina de gas, turbina de vapor y motores reciprocantes.
Este tipo de mantenimiento debe de ser contratado (en muchas ocasiones al mismo
fabricante del equipo), el cual tiene un costo muy elevado.
El resto de equipos (calderas, equipos eléctricos, etc.), no requieren de atenciones
especiales, sus costos de operación son bajos. Estas centrales son completamente
automáticas y requieren de muy poca atención. El mismo personal que lleva las calderas
puede ocuparse de ellas. Es conveniente que exista un técnico encargado de la planta que la
conozca completamente, que se ocupe de su supervisión y que pueda comunicarse con los
fabricantes de los equipos y los encargados de mantenimiento para eventuales
intervenciones.
Combustibles Empleados.
El gas natural dentro de la gama de combustibles es el más conveniente, el que menos
contamina y el que permite disponer de sistemas de generación más modernos y eficientes.
Asegura también la viabilidad de su operación al ser un combustible muy limpio.
Capítulo 1
Seguridad.
Las planta de cogeneración disponen de modernos sistemas de control y seguridad que
impiden la aparición de accidentes graves. De todas formas, es conveniente la contratación
de seguros de accidentes y de incumplimiento para cubrir estas eventualidades.
Vida del proyecto.
Las plantas de cogeneración, adecuadamente mantenidas y operadas pueden estar
operativas por periodos de entre 20 y 30 años.
Economía
Costos Energéticos
En general una planta de cogeneración producirá una energía que será siempre más
económica que la obtenida de la red eléctrica. La razón de ello es que su consumo
especifico será siempre inferior al de una planta de energía convencional que no pueda
sacar provecho de sus efluentes térmicos (es decir5 la generada por las grandes centrales
termoeléctricas). El mayor o menor ahorro dependerá, en cualquier caso, de políticas de
subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado en determinadas
circunstancias.
Administración de la Energía
Control Operativo
La existencia de una Planta de Servicios Auxiliares implica tener un control operativo
detallado de los consumos de energía eléctrica y térmica del proceso industrial. Eso es
siempre positivo, pues permite reconocer la aparición de ineficiencias dentro del mismo
proceso industrial, que de otra forma posiblemente hubieran pasado desapercibidos.
Ecología.
Impacto Ambiental
La cogeneración reduce la emisión de contaminantes, debido principalmente a que es
menor la cantidad de combustible que consume para producir la misma cantidad de energía
útil, además los sistemas de cogeneración utilizan tecnologías más avanzadas y
combustibles más limpios como el gas natural.
Capítulo 1
1.4 Elementos de un sistema de cogeneracion.
Los principales elementos de un sistema genérico de cogeneracion son:
• Elemento primotor.
• Elemento de recuperación de calor de desperdicio.
• Sistema de transmisión de energía.
• Sistemas auxiliares (bombas, compresores- alternador, etc.).
• Sistema de control.
El componente más importante es el motor primario o primotor, el cual convierte la
energía del combustible en la energía que suministra la flecha. Los dispositivos de
conversión más ampliamente utilizados son las turbinas de vapor, turbinas de gas y los
motores de combustión interna.
Existe una gran variedad de equipos para la recuperación de calor de desperdicio, por lo
que la selección adecuada de éste depende del uso que se le necesite dar. Los sistemas de
control son necesarios para la automatización del primotor, la operación segura del sistema
de recuperación de calor y en general para la operación eficiente del sistema.
1.5. Clasificación de los sistemas de cogeneracion.
Existen diferentes formas de cogenerar calor y electricidad que suelen clasificarse, según
el tipo de maquina térmica empleada, tales como: '3I
• Sistema con motor de combustión,Diesel, Orto, etc.(MC).
• Sistema con Turbina de Gas (TG).
• Sistema con Turbina de Vapor (TV).
• Sistema con ciclo combinado de turbina de gas y turbina de vapor (CC).
O pueden clasificarse de acuerdo al orden en que se realiza la generación de energía
calorífica y la energía eléctrica, De acuerdo a estos criterios los sistemas de cogeneracion se
clasifican de la forma siguiente:
Sistemas superiores (Topping cycles)
Son aquellos en los que la energía primaria se usa para producir un fluido a alta
temperatura y presión, que se utiliza para generar energía mecánica o eléctrica y el calor
residual del fluido se emplea en el proceso industrial. (Esquemas de cogeneracion Conae)
Capítulo 1
Sistema Inferiores (Bottoming cycles)
Son aquellos en los que la energía primaria se utiliza en el proceso industrial y la energía
calorífica no aprovechada en el mismo se emplea en la generación de energía mecánica o
eléctrica.
1.5.1 Motor de Combustión Interna (MC)
Para potencias medias y altas suelen utilizarse motores Diesel y para potencias bajas
suelen adaptarse motores Otto de cuatro a dos tiempos. Los limites inferior y superior de la
capacidad y tamaño del motor están definidos frecuentemente por el tipo de combustible
empleado, y se pueden encontrar en un rango de 50 kW a 10 MW para gas natural, 50 kW a
50 MW para diesel y 2.5 a 50 MW para gasóleo. Una de las principales ventajas de los
Motores reciprocantes es su alta eficiencia eléctrica comparada con otros primotores.
La característica básica de los motores Otto es que con una chispa eléctrica arranca muy
rápidamente quemando la mezcla aire-combustible. En la generación de potencia, los
motores Otto pueden ser incluso maquinas a gasolina o diesel modificados para que tengan
un arranque rápido. Estas maquinas modificadas presentan rangos de operación de 5 kW a 4
MW. Los motores Otto operan entre 750-3,000 rpm y tienen una eficiencia del 25-35 %.
El lado opuesto de los motores Otto son los motores a diesel, en los cuales el
combustible es inyectado en los cilindros del motor, el cual es mezclado con aire y es
arrancado por el calor generado cuando los pistones comprimen la mezcla aire-combustible.
Los motores diesel que trabajan a velocidades menores de 200 rpm suelen entregar una
potencia de 1-50 MW con una alta eficiencia eléctrica del 45-53 %. Los motores que operan
a velocidades entre 400 -1000 rpm pueden ser diseñados para rangos de 0.5 a 20 MW con
eficiencia eléctrica del 35-48 % y para motores de 1,000-2,000 rpm, su rango de potencia
será de hasta 2 MW con una eficiencia de 35-40%.
Humos de escape
Electricidad
1
Generador
Combustible
Carga
Térmica
Figura 2. Sistema de Cogeneración con Motor de combustión.
Capítulo 1
El sistema puede verse en el esquema presentado en la figura 2, que consta de un
generador de corriente eléctrica(l), un motor de combustión (2) y un recuperador de calor
de los gases de escape (3). El motor de combustión arrastra al generador, normalmente un
alternador; el agua de refrigeración del circuito primario extrae el calor de las unidades
anteriores y lo cede a un circuito secundario, para cubrir la demanda de calor, a través de
otro intercambiador de calor (4). Una bomba hace circular el agua del circuito primario.
1.5.2 Turbina de Gas (TG)
Las turbinas de gas utilizadas para cogeneración son diseñadas para una operación
continua, ya que tienen una eficiencia muy baja, y son altamente recomendables para
aplicaciones donde los periodos de operación son largos. Las turbinas de gas generalmente
se dividen en dos grupos de acuerdo a las diferencias en su diseño: turbinas aero-derivativas
y turbinas industriales. CCXf® '
Las turbinas de gas aero-derivativas, son másamenos las derivadas de un motor de
propulsión de un avión. Algunas de las características que presenta este tipo de equipos son:
muy poco peso, bajo consumo de combustible, alta confiabilidad. etc. La principal ventaja
de estas turbinas son los altos niveles de eficiencia aunado a un diseño compacto y modular,
con un mantenimiento fácil de llevar a cabo. Sin embargo, se requiere de personal experto
calificado, y la turbina tiene que ser sacada de operación para su mantenimiento. También
requiere de una inversión relativamente alta en cuanto al costo por kWe, alta calidad en el
combustible y su eficiencia empieza a decrecer en periodos largos de operación.
La turbina de gas industrial, es una unidad de construcción robusta para trabajos
estacionarios y de operación continua. Esta maquina nos muestra una eficiencia mucho más
baja que las turbinas aero-derivativas, pero mantiene su comportamiento durante un largo
periodo de operación. El mantenimiento puede_§ex_llevado a cabo fácilmente fuera del
emplazamiento, y los costos de mantenimientffson bajos^El costo de inversión es mas bajo
que el presentado en una turbina aero-derivativa. Ademas cuehta con la habilidad de hacer
un uso adecuado de combustible de poca calidad. \ » ^ c
El funcionamiento a carga parcial afecta la operación de la turbina de dos formas que
son: a).Conforme la carga disminuye también lo hace el rendimiento. De manera que cada
kWh producido implica un mayor costo de combustible, b). Al disminuir la carga, la
temperatura de escape y el flujo másico también disminuyen, por lo que la energía térmica
disminuirá.
El comportamiento de la turbina de gas depende de la presión y la temperatura del aire
ambiente que es comprimido, es por eso que deben considerarse las condiciones
ambientales de cada localidad ya que estas varían día con día, por lo que será conveniente
considerar un estándar de estas condiciones para propósitos comparativos. Las condiciones
Capítulo 1
estándar usadas para la turbina de gas industrial son 15 °C, 1.013 bar (14.7 psia) y 60% de
humedad relativa, los cuales son establecidos por la Organización de Estándares
Internacionales (ISO). El comportamiento de la turbina es expresado en condiciones ISO.
Los datos, en condiciones ISO que suelen suministrar los catálogos y que son útiles para
la elección de la turbina apropiada, son los siguientes:
• Potencia eléctrica nominal. Es la medida en bornes del alternador en régimen
normal de funcionamiento.
• Potencia eléctrica pico. Es la que puede suministrar durante un periodo de
tiempo no muy prolongado y que suele ser un 5-10% superior a la potencia
nominal.
• Heat rate: Relación entre la energía consumida en forma de combustible y la
energía mecánica producida.
• Combustible consumido y caudal de combustible (kg/h) en condiciones
nomii ales
• Caudal de aire necesario y caudal de gases expulsados en condiciones
nomit ales (kg/h o Nm3/h).
• Temp*
• Relac
La potencia
potencia de la turbina
esta se incrementa
muestra en la
•ratura de los gases de escape.
ón de compresión del turbocompresor.
e salida de la turbina varia de acuerdo a las condiciones ambientales. La
decrece cuandQ la temperatura ambiente aumenta. Por lado contrario,
con la presión del ambiente. La variación de la potencia de la turbina se
3 como un porcentaje de la potencia de salida en condiciones ISOfigura
Capítulo 1
10 11 12 13 14 15
Presión ambiental (psia)
5 5 15 25 35
Temperatura anuiente (°C)
Figura 3. Variación de la potencia de salida de una Turbina de gas de acuerdo a las
condiciones ambientales en sitio.
El rango de la eficiencia de generación de una turbina de gas aero-derivativa y una
turbina de gas industrial se muestran en la figura 4.
~40-
£35-
t 30
"I 25+-
3 20 -
.s
15
10
5 10 15 20 25 30 35 40
Potencia Salida ISO (MW)
10
5 10 15 20 25 38 35
Potencia Salida ISO (MW)
(ii) Industrial
Figura 4. Rangos de eficiencia de generación de una Turbina de gas.
7.5.5 Turbinas de Vapor (TV)
Las turbinas de vapor son las mas comúnmente empleadas para cogenerar calor y
electricidad, particularmente en industrias y calefacción de edificios comerciales y
particulares. Esta tecnología esta sumamente probada en los ingenios azucareros y fabricas
de papel, los cuales cuentan con una gran demanda de electricidad y vapor abajas y altas
presiones para sus respectivos procesos.
10
Capítulo 1
Por otro lado, las turbinas de vapor (TV) trabajan con vapor recalentado a presión
normalmente elevada, expulsando vapor a menor presión y que puede ser recalentado,
saturado o ligeramente húmedo, en función del tipo de turbina y de las condiciones de
trabajo. Este vapor saliente es capaz de entregar calor útil.
La idea básica es producir vapor de proceso recalentado y a una presión superior a la
necesaria a fin de poder utilizar los distintos procesos como si fuera el condensador de la
TV y, de esta forma, aprovechar el calor de condensación.
Las turbinas de vapor pueden ser a contrapresión, extracción única o extracción múltiple,
etc. Un sistema a contrapresión consiste básicamente de una caldera, turbina,
intercambiador de calor y una bomba. En la TV, el vapor de alta presión que entra, es
expandido a un nivel mas bajo de presión, convirtiendo la energía térmica del vapor a
energía cinética a través de las toberas y rotación de los alabes para generar energía
mecánica en la flecha de un generador de energía eléctrica. La energía térmica que sale de
la TV, es entonces transferida a un fluido(agua, aire), en un intercambiador de calor, para
ser suministrado a cualquier tipo de proceso.
~~~ Alta presión de vapor
i ^
(i) Contrapresión
Vapor de extracción ' — Vapor de escape
fe
(ii) Extracción única. (iii) Extracción doble
Figura 5. Tipos de configuración de una Turbina de vapor a contrapresión.
Dependiendo de la presión y temperatura, las TVs a contrapresión pueden tener
diferentes configuraciones, las más comunes pueden ser observadas en la figura 5. En las
turbinas con extracción y con doble extracción alguna cantidad de vapor es extraída de la
turbina después de ser expandida a cierta presión, que es mucho más alta que la del vapor a
la salida de la turbina.
11
Capítulo 1
Las TVs a contrapresión tienen una relación calor / combustible y una eficiencia mucho
más alta que las TGs. Además, estas turbinas necesitan de menor equipo auxiliar que los
sistemas de condensación, disminuyendo de esta forma los costos de la inversión inicial.
La eficiencia de una turbina de vapor a contrapresión es la mas alta en casos donde el
100% los gases de salida de la turbina son utilizados, las pérdidas de energía son mecánicas
y eléctricas en el generador y la ineficiencia en la generación de vapor. Por consiguiente la
eficiencia térmica global del sistema puede llegar en ciertos casos hasta el 90%.
1.5.4 Ciclo combinado con Turbina de gas y Turbina de vapor (CC)
El ciclo combinado consiste en la asociación de una turbina de gas y una turbina de
vapor, produciendo ambas energía eléctrica.
La TG se instala en la cabeza y funciona como si fuera un quemador produciendo gases
calientes que se introducen en una caldera de recuperación que puede ser con o sin post-
combustión y adición opcional de aire; esta caldera genera vapor recalentado que se utiliza
para mover la TV y alimentar procesos industriales. A la salida de los gases de escape
pueden instalarse un intercambiador de calor para la producción de agua caliente.
Este sistema generalmente se aplica a grandes instalaciones que requieran una gran
potencia en cogeneración, de alrededor de 10 MWe o superior, y gran demanda de calor.
La ventaja del CC en relación con otros sistemas consiste en su mayor elasticidad frente
a las variaciones de las curvas de demanda de calor y electricidad, puesto que hay cierta
independencia entre las dos turbinas y puede modularse la post-combustión, con lo cual es
posible actuar sobre la producción de vapor y agua caliente.
• Para ilustrar esta elasticidad podemos utilizar el esquema de la figura 7 y plantear
distintas actuaciones:
• Si se para la TG, se reduce la producción de energía eléctrica cogenerada y puede
mantenerse la producción de calor, aumentando el consumo de combustible de
post-combustión en la caldera de vapor.
• En la TV puede actuarse sobre el caudal de vapor de extracción, modulando hasta
cierto punto el caudal de vapor a procesos, sin que esto afecte en el mismo grado,
a la producción de electricidad.
• La producción de agua caliente puede modularse independientemente del resto,
derivando gases calientes al exterior.
12
Capítulo 1
Puede pararse completamente la TV, mediante by-pass de dicha turbina, sin que por ello
deba interrumpirse la producción de vapor o de agua caliente.
Combustible
Aire Generador
TV a
Contrapresión
Agua de
Alimentación
Caldera dé
Recuperación de
Calor Vapor a Proceso
Figura 7. Esquema de ciclo combinado
Uno de los principales equipos del esquema de ciclo combinado es el generador de vapor
por recuperación de calor (HRSG-Heat Recovery Steam Generator), ya que la energía
térmica contenida en los gases de escape provenientes de la TG es aprovechada por este
para producir vapor, evitando de esta forma que se desperdicien al arrojarlos a la atmósfera.
Los HRSGs también están diseñados para producir vapor a proceso (o agua caliente). Los
gases de la TG a una temperatura de 500-550 °C son enfriados en el HRSG hasta cerca de
150 °C. La temperatura de 150 °C es recomendada a la salida del generador de vapor para
evitar condensación de los gases de escape.
1.5.5 Trigeneración
La trigeneración es el concepto derivado de tres diferentes formas de energía producto
de una fuente primaria de energía, llamadas, enfriamiento, calentamiento y generación de
potencia. A este tipo de generación también se le conoce como CHCP (Combined heating,
cooling and power generation), este esquema nos permite tener una operacionalidad mucho
más flexible en sitios donde la demanda de energía en forma de calefacción o enfriamiento
es requerida, principalmente en los sitios donde hay un clima tropical y los edificios
13
Capítulo 1
necesitan ser acondicionados, y en algunas industrias donde el proceso requiere de
enfriamiento y vapor.
Un típico sistema de Trigeneración consiste de: una planta de cogeneracion; y un
enfriador por absorción de vapor, el cual produce frío haciendo uso del calor recuperado del
sistema de cogeneracion.
Figura 8. Representación esquemática de un sistema de Trigeneración basado en una
Turbina de gas.
Aunque el enfriamiento puede ser proporcionado por enfriadores convencionales de
vapor manejados con electricidad, la baja calidad del calor de escape (baja presión y
temperatura) de la planta de cogeneracion puede accionar los enfriadores por absorción, de
esta forma el consumo total de energía primaria se reduce. Los enfriadores por absorción
han tenido una gran aceptación no solo por su capacidad de integración con un sistema de
cogeneracion, sino también porque pueden ser operados con calor residual proveniente de
desechos industriales.
14
Capítulo 2
CAPITULO
II
ASPECTOS FINANCIEROS DE
LA COGENERACION
2.1 Introducción.
La cogeneracion es la tecnología altamente comprobada que ahorra recursos en materia
de combustibles, pero esto no necesariamente implica beneficios económicos seguros. Sin
tomar en cuenta todos estos méritos técnicos que nos plantea este tipo de generación, la
adopción de este tipo de sistemas depende principalmente de su viabilidad económica, el
cual resulta el punto clave en la toma de decisiones.
592751
Capítulo 2
El equipo utilizado en los proyectos de cogeneración y sus costos se encuentran
estandarizados, pero no se puede decir lo mismo en cuanto al costo ambiental que varia
considerablemente de un sitio a otro.
La mejor forma de evaluar la atractividad de un sistema de cogeneración es realizar un
análisis financiero detallado y comparar los retornos de la inversión con los índices de
inversión en los mercados de energía que presenten riesgos similares.
Para una explotación altamente rentable de una planta de cogeneración, los candidatos
potenciales deberán tener las siguientes características:
• Necesidades razonables de energía térmica, en concordancia con las demandas de
energía eléctrica.
• Razonable Factor de carga eléctrico y horas anualesde operación.
• Perfiles de demanda de energía eléctrica y térmica constantes.
2.2. Puntos a considerar en un proyecto de cogeneración.
Los proyectos de cogeneración al igual que cualquier otro proyecto comercial requiere
de altas inversiones a largos periodos, y presentando ciertos riesgos financieros. Por lo tanto
los pasos que se deberán seguir para el desarrollo de una planta de cogeneración, seguirán
siendo los mismos que se utilizan en cualquier proyecto de inversión (Figura 1). Los
proyectos variaran obviamente de uno a otro emplazamiento en algunos factores como el
desarrollador del proyecto, la dimensión del proyecto, el financiamiento, etc. Los
parámetros técnicos que se necesitaran ser considerados son los siguientes:
• Relación Calor / electricidad (Heat to Power ratio)
• Calidad de la energía térmica necesitada.
• Patrones de comportamiento de la demanda de energía térmica y eléctrica.
• Disponibilidad de combustible.
• Confiabilidad del sistema requerido.
• Regulaciones ambientales locales.
• Dependencia de la red local de suministro de energía.
• Opciones para la venta de excesos de electricidad a la red o a terceros, etc.
Un sistema de cogeneración puede ser dimensionado de acuerdo a la demanda de calor y
electricidad que se presente en el sitio seleccionado. Cuando la potencia local de la planta
permite la venta de excedentes de energía eléctrica generada en el sitio, se debe de asegurar
que el retorno de la inversión es lo suficientemente atractiva antes de sobredimensionar el
sistema seleccionado.
16
Capítulo 2
1. Análisis Técnico
2. Estudio Económico
3. Selección de la mejor opción
4. Arreglo Financiero 5. Decisión
7. Puesta en Marcha
6. Ejecución
8. Resultado
Financiero y técnico
Figura 1. Pasos típicos para el desarrollo de un proyecto de Cogeneración.
Tanto las cargas eléctricas como térmicas del sitio en evaluación tienden a variar con el
tiempo, el sistema.de cogeneración puede requerir en algún momento de tener como
respaldo el suministro de energía por parte del suministrador local. Así mismo algún déficit
en el suministro de energía térmica deberá ser respaldada por algún medio que utilize los
gases de post-combustión en el caso de utilizar una turbina de gas o motores reciprocantes,
de una caldera de respaldo. Estas soluciones tendrán consecuencias sobre la eficiencia
promedio y la economía del proyecto.
La operación ideal consistiría en el uso máximo de la electricidad en sitio, asegurando la
operación continua del proceso en condiciones nominales y evitando la generación de
energía térmica de exceso. Si la carga térmica es insignificante o esta es requerida para
producir solamente vapor a baja presión o para calentar un fluido a baja temperatura, una
maquina a gas es preferible ya que la eficiencia sería mas alta.
Cuando se opta por la utilización de una turbina de gas, es aconsejable que se verifique
la presión de suministro de gas. Si la presión de suministro de gas en la línea es baja, se
necesitara de una inversión adicional en la estación de compresión de gas. Además, parte de
la energía generada podría ser desviada para la operación del compresor, y por lo tanto
incrementar los costos de operación y mantenimiento se elevaran.
17
Capítulo 2
La disponibilidad del combustible, su precio y la garantía de suministro a largo plazo
son los principales factores para determinar la elección del sistema primotor. Los
primotores pueden operar con diferentes tipos de combustible, la facilidad de permutación
de los combustibles deberá ser tomada en consideración.
El diseño de la planta de cogeneración deberá de tomar en cuenta en la etapa inicial del
desarrollo del proyecto, la posible evolución de la demanda futura de energía. Esto ayudaría
a la elección apropiada del equipo y la planeación programada de posibles expansiones de
la capacidad de la planta a futuro de acuerdo a los cambios y necesidades que se presenten.
Las plantas de cogeneración modernas son altamente confiables y tienen un alto factor de
carga, sin embargo no debe de ignorarse los "paros" programados para mantenimiento y
algunas veces las "fallas" que pueden presentarse y dejar fuera de operación la planta.
Debido a esto se tendrá que contemplar la posibilidad de obtener respaldo de energía para la
operación continua de la planta. Una solución sería tener en sitio, capacidad de generación,
el cual incrementara la inversión inicial.
2.3 Parámetros claves para el análisis económico.
La cogeneración puede ser considerada económica, solamente si las diferentes formas de
energía producidas tienen un valor mas alto que la inversión y los costos de operación
incurridos en la puesta en marcha de la misma. En algunos casos, el ingreso generado por la
venta de electricidad y calor excedente y el costo de disponibilidad de capacidad instalada
de respaldo deberá ser incluido. Los parámetros más difíciles de cuantificar son los
beneficios indirectos que pueden disminuir la inversión del proyecto, tales como la evasión
de pérdidas económicas asociadas con la interrupción de la energía de suministro por parte
de la red local de suministro, y las mejoras en la productividad y calidad del producto.
Los principales factores que necesitan ser tomados en consideración para la evaluación
económica del proyecto de cogeneración son:
• Inversión inicial.
• Costos de operación y mantenimiento.
• Precio del combustible.
• Precio de venta / compra de energía de excedente.
La inversión inicial es la variable que incluye los costos del equipo de cogeneración.
Para empezar uno deberá considerar el costo de la pre-ingenieria y planeación del proyecto.
Salvo en casos excepcionales, el cogenerador podría pagar una firma de consultores para
llevar a cabo la factibilidad técnica del proyecto antes de la identificación de alternativas
adecuadas que puedan detener el análisis económico. Si el equipo de cogeneración debe ser
18
Capítulo 2
importado, se deberán anexar a los costos, los impuestos y aranceles por concepto del
mismo.
Además, si se planea comprar los diferentes" componentes del equipo de cogeneracion a
diferentes proveedores y ensamblarlos en el sitio, se tendrá que tomar en cuenta la
preparación del sitio, en cuanto a mano de obra civil, mecánica y eléctrica, adquiriendo
material tales como conexiones eléctricas, tubería para utilidades en frío o calor,
condensadores, torres de enfriamiento, instrumentos de medición y control, etc. La tabla 1
muestra un ejemplo de los costos típicos de una falla en una planta de cogeneracion que
trabaja con una turbina de gas de 20 Mwe.
Tabla 1. Análisis de Costo (US$) de una turbina de gas de 20 MWe para una
planta de cogeneracion.l51
Equipo Turbina de gas
Generador
Sistemas auxiliares
Compresor
Recuperador de condensados.
8,100,000
370,000
420,000
110,000 9,000,000
Equipo de Vapor
Caldera de recuperación de calor con quemadores auxiliares.
Sistema de tratamiento de agua.
Condensador, bomba de agua de alimentación.
1,840,000
320,000
420,000 2,580,000
Equipo eléctrico
Transformadores.
Relevadores y controles.
Interconexiones.
320,000
110,000
420,000 850,000
Instalación y servicio
Ingeniería de diseño.
Ingeniería civil.
Control y mantenimiento del edificio.
Trabajo eléctrico en campo.
Trabajo mecánico en campo.
Transportación y manejo.
1,100,000
630,000
370,000
840,000
1,420,000
320,000 4,680,000
Costo total de la Planta.
Equipo, diseño e instalación.
Contingencias (aprox. 10%).
17,110,000
1,700,000 18,810,000
19
Capítulo 2
Si la cogeneración esta siendo adoptada como una mejora en un emplazamiento
existente, el costo de la inversión dependerá grandemente del equipo presente en la planta,
algunas de las cuales pueden ser dadas de baja, reemplazadas o actualizadas.
El costo de la tierra puede ser un factor crucial en algunos sitios donde la planta de
cogeneración se pretende establecer, particularmente en el caso que se encuentre localizado
dentro de predios urbanos o donde el espacio requerido para el almacenaje y manejo del
combustible representeun peligro para los habitantes cercanos.
Los costos de mantenimiento y operación incluirán los costos indirectos y directos de la
operación de la nueva planta de cogeneración, tales como servicios, equipo de supervisión,
de reemplazo, costo empleado en personal adicional, así como su entrenamiento.
El costo del combustible es la componente mas larga de los gastos de operación. Si la
cogeneración es tomada como una adición a una planta ya existente solo se tomaran en
cuenta el costo de combustible extra que se utiliza en la generación de calor y electricidad.
El precio de compra/venta de energía excedente es un parámetro decisivo.
2.4 Estimación de los costos increméntales.
El análisis se debe de basar en las inversiones increméntales que se requieren, es decir, los
costos estimados anteriormente menos los costos de suministrar vapor y energía eléctrica por
separado.
Dentro de éstos se deben de tomar en cuenta los costos por el incremento de
combustible, aunque sea un subproducto de la planta se le debe asignar su valor comercial
en función de su poder calorífico. Pero también se tienen que tomar en cuenta los ahorros
de energía eléctrica y en su caso los ingresos por venta de excedentes.
Los costos increméntales variarán con el nivel de cogeneración que se considere, por lo
que es importante que cada incremento de la capacidad de cogeneración se justifique
económicamente.
Para evaluar las inversiones importantes se usan varios métodos para definir la
conveniencia de realizarla. Entre los más comunes se tienen: período de retorno de
inversión, el valor presente neto, la relación beneficio / costo y la tasa interna de retorno.
Cada una tiene sus ventajas y desventajas. Una de las diferencias básicas es que el primero
de ellos no considera el valor del dinero en el tiempo.
20
Capítulo 2
2.5 Calculo del ahorro energético.
El ahorro energético se calcula tomando como referencia una instalación convencional
determinada y comparándola con la equivalente con cogeneración. Como energía de cálculo
se utiliza la energía primaria, y como unidad de medida normalmente se utiliza la tonelada
equivalente de petróleo o el kWh, tanto para el calor como para la electricidad, a fin d evitar
el engorro de la aparición de factores de equivalencia.
Un sistema presenta una demanda de calor útil, Q, y una demanda de electricidad E. Sin
embargo, el consumo de energía primaria, ocasionado por esta demanda, si depende del
convertidor de energía primaria en energía útil y aquella es la que interesa ahorrar.
2.5.1 Ahorro energético sin excedentes de energía cogenerada.
En la figura se presenta un diagrama ilustrativo del flujo de energía en un sistema
convencional; la electricidad demandada se consume de la red local de suministro y el calor
es proporcionado por una caldera. El consumo de energía primaria será:
q 'w
Red eléctrica nacional,
Caldera, r\q
E
\ Q >
Sistema que
demanda
energía
donde: E Demanda de energía eléctrica.
Q Demanda de energía térmica.
EPe Consumo de energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica;
EPq Consumo de energía primaria debido a la demanda de energía térmica.
r|e Rendimiento global de la red nacional de producción y distribución de
energía eléctrica.
r\ Rendimiento global del sistema de producción de calor.
21
Capítulo 2
En la figura se presenta un diagrama ilustrativo del flujo de energía en un sistema de
cogeneración de calor y electricidad, que cubre la misma demanda que el sistema
convencional anterior sin excedentes de energía eléctrica ni térmica. El consumo de energía
primaria estará dado por la expresión:
F E O
pp - pp , pp . pp — __£_ _i ÍL + ±JL
EPcc-EPc+EPcg+EPq | ^ + | 7 .
Siendo:
E=E-E
cg
QA=Q~Qrg
cg
EP
EP;
EP.
Red eléctrica nacional,
Equipo de
Cogeneración, r\cg
Caldera, r| 'Qa
Q
Sistema que
demanda
energía
donde:
Qa
EP;
EP;
pp '
E rcg
Electricidad cogenerada.
Calor cogenerado.
Electricidad de apoyo tomada de la red nacional.
Calor de apoyo de producción convencional.
Consumo de energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica
del sistema con cogeneración.
Consumo de energía primaria debido a la demanda de energía térmica
del sistema con cogeneración
Consumo de energía primaria debido al equipo de cogeneración.
Rendimiento global de la red nacional de producción y distribución de
energía eléctrica.
Rendimiento global del sistema de producción de calor.
22
Capítulo 2
El ahorro de energía primaria, debido a la cogeneración, será:
AP =EPSC-EPCC =EPc + EPq-(EPe+EPcg+EPq)
Si ahora introducimos los conceptos de tasa de cobertura eléctrica y tasa de cobertura
térmica:
r -
y suponemos, hecho normalmente aceptable, que el rendimiento térmico del generador de
calor es el mismo tanto si hay cogeneración como si no (r|q' = r)q), puede escribirse el
ahorro energético en función de la demanda de electricidad y los parámetros
adimensionales anteriores:
Siendo Rcg - —— la relación calor / electricidad del equipo de cogeneración. De donde se
\>¿cg
deduce que para que haya ahorro energético, en energía primaria, sea cual fuera la demanda,
basta que se cumpla la desigualdad:
Para que estas formulas sean fiables deben calcularse para valores medios anuales o, si
no es posible, para períodos de tiempos significativos.
2.5.2 Ahorro energético con excedentes de energía cogenerada.
En la figura # se presenta un diagrama ilustrativo del flujo de energía en un sistema con
cogeneración con excedentes de producción de energía cogenerada que se vierten al
exterior, utilizándolos en otro sistema o disipándolo al medio ambiente.
El consumo de energía primaria vendrá dado por la misma expresión que en el caso
anterior, pero en este caso tendremos un ahorro extra de energía primaria debido a la
energía exportada:
23
Capítulo 2
EP;
EPr
Red eléctrica nacional,
TI.
Equipo de
Cogeneración, Ticg
Caldera, r| '
Sistema
demanda
energía
que
Siendo:
Eex=Ea+Ecg-E
Qex=Qa+Qcg-Q
donde: Electricidad excedente.
Calor excedente.
Rendimiento del sistema de generación al cual se exporta calor
sobrante.
El ahorro de energía primaria será mayor que antes (A^ + Aep'); si no se aprovechara el
calor o la electricidad excedentes, los términos serían nulos.
2.5.3 Rendimiento global de un equipo de cogeneración.
Previamente se ha definido el rendimiento eléctrico de cogeneración (r|cg) como la
relación entre la energía eléctrica generada y la energía consumida en forma de
combustible. Si tenemos en cuenta la energía total proporcionada por el cogenerador, calor
y electricidad, puede definirse un rendimiento global como:
24
Capítulo 2
„ =
parámetros que nos da idea de la eficiencia del equipo.
Si tenemos en cuenta las definiciones de r|cg y R,.g, la expresión anterior puede escribirse:
la cual permite calcular la relación calor / electricidad máxima teórica de un equipo de
CG en función de su rendimiento eléctrico:
1
VcS
que sería la correspondiente a un rendimiento global unida; en la realidad este
rendimiento se sitúa alrededor de 0.85.
2.6 Cálculo del ahorro económico.
De forma análoga a lo realizado en el calculo del ahorro energético, se calcula el ahorro
económico comparando los costes del sistema convencional con los equivalentes con
cogeneración. Teniendo en cuenta que la cogeneración implica un gasto extra en la
inversión, que deberá amortizarse con el ahorro, se obtendrá un tiempo de retorno de la
inversión, que es uno de los datos mas significativos al evaluar la aplicabilidad de un
sistema de cogeneración determinado.
2.6.1 Ahorro económico sin excedentes de energía cogenerada.
El coste económico de energía del sistema convencional (Csc) estará dado por la
expresión:
Csc -Exve + Qxvq
donde: ve Costo unitario de la electricidad comprada a la red, dado por la tarifa
eléctrica.
vq Costo unitario del calor útil.
25
Capítulo 2
Para calcular el costo de la cogeneración debemos tener en cuenta los costes en
electricidad de apoyo, calor de apoyo, combustible de cogeneración y coste extra de
mantenimiento debido a laexistencia del sistema de cogeneración.
Así, el coste del sistema con cogeneración estará dado por los términos:
E x ve'+Q x vq' Costo de la energía de respaldo.
Ec xvcg Costo del combustible de cogeneración.
E xvm Costo extra de mantenimiento.
Con lo que el costo total será:
C - Ea x ve'+Qa x vq'+E^ x (vcg + vm)
donde: ve' Costo unitario de la electricidad comprada a la red, dado por la tarifa
eléctrica y que puede ser igual a ve.
vq' Costo unitario del calor útil, que puede coincidir con vq.
vcg Costo unitario del combustible de cogeneración.
Vm Extracosto de mantenimiento del cogenerador.
El ahorro económico anual estará dado por la diferencia:
y, si ahora sustituimos los costos del sistema convencional, C^, y con cogeneración, Ccg,
por sus expresiones respectivas y, además, suponemos que vq=vq' y ve=ve', el ahorro anual
puede escribirse:
= Ecg(Rcgxvq-vex)
donde vex representa el extracosto en la producción de electricidad mediante el cogenerador
respecto al coste de la electricidad comprada a la compañía eléctrica y que esta dado por:
vex = vcg + vm — ve
26
Capítulo 2
Si dividimos ambos miembros por la electricidad cogenerada obtenemos:
A/F = Rrgxvq- vex
que es el ahorro anual unitario referido a la unidad de energía eléctrica cogenerada, a
partir del cual podemos calcular el valor mínimo de la relación calor / electricidad:
n _ v e x
vq
Por debajo del cual el ahorro sería negativo: en lugar de ganancias habría pérdidas.
2.6.1.1 Cálculo del costo unitario en la energía.
El costo del calor útil producido ($/kWh) por una caldera esta dado por la expresión:
ve 1
vq = 860 x x (1 + exc) x —
PCI n
Donde: ve Costo del combustible ($/kg).
PCI Poder calorífico inferior en kcal/kg.
Exc Extraéoste debido a gastos de preparación del combustible y de su
sistema de alimentación y almacenamiento (bombas, depósitos, calor de
acompañamiento, etc.)
El valor de la energía consumida por el cogenerador, veg, se calculará de forma análoga
pero sustituyendo el rendimiento de la caldera por el eléctrico del equipo de cogeneración.
ve 1
veg = 860 x x (1 + exc) x
PCI 17,
27
Capítulo 2
2.6.2 Ahorro económico con excedentes de energía cogenerada.
El costo energético del sistema convencional (Csc) se calculará de la misma forma que
se vio previamente, asi como el costo energético del sistema de cogeneración (Ccg), pero
ahora tendremos ingresos extras debidos a la venta de energía, que estarán dados por:
Donde: ve " Precio de venta de excedentes de electricidad.
vq " Precio de venta de los excedentes de calor.
Si la energía excedente se disipa al exterior, no se vende a un tercero, los valores de vé" y
vq" son nulos o, incluso, pueden ser negativos si su eliminación implica un gasto. El ahorro
anual viene dado por:
Aea = CÍC - Ccg + Ca
2.7 Tiempo de retorno de la inversión.
El tiempo que se tarda en recuperar la inversión, también conocido como "payback"
(PB), se define como la relación entre la inversión extra (I) ocasionada por el sistema de
cogeneración con respecto al sistema convencional y el ahorro anual conseguido.
PB-1
Aea
Si, con este supuesto, definimos unas horas equivalentes de utilización de equipo de
cogeneración H como el numero de horas año que debería estar funcionando, a la potencia
nominal Necg, para generar la energía cogenerada anual.
28
Capítulo 2
El valor de la inversión será:
/ = Necg x vi = —— x vi
H
donde vi es el valor unitario de la inversión. Y la ecuación para calcular el tiempo de
retorno quedaría:
PB =
H x R x (yq — vex)
que nos indica como influyen los distintos parámetros sobre el retorno de capital
invertido.
En una instalación de cogeneración dados los valores habituales de los parámetros de
cálculo, siempre o casi siempre se obtiene un ahorro energético, pero no ocurre lo mismo
con el ahorro económico puesto que depende del precio de la energía, el cual a su vez,
depende de condicionamientos económicos, sociales y políticos, que nada o poco tienen que
ver con las leyes físicas. Incluso puede darse el caso de que una instalación viable
económicamente no aporte ahorro energético alguno.
29
Capítulo 3
CAPITULO
III
SELECCIÓN DEL SISTEMA DE
COGENERACIÓN
3.1 Introducción.
Los sistemas de Cogeneración, comúnmente llamados sistemas de " Combined Heat and
Power " se definen como sistemas de producción simultanea de potencia eléctrica o
mecánica y energía térmica utilizable (Figura 1).
La potencia eléctrica puede ser abastecida por un alternador accionado ya sea por un
motor reciprocante o una turbina de gas. Sin embargo por varias razones, las turbinas de gas
son consideradas más adecuadas para la cogeneración. Además de proveer una gran
_
Capítulo 3
cantidad de gases calientes en el escape, las turbinas de gas tienen una excelente
versatilidad de utilización de combustibles; son relativamente pequeñas y livianas; tienen
un alto índice de durabilidad y disponibilidad, aunado a esto, son verdaderamente amigas
del ambiente debido a sus bajas emisiones de contaminantes.
Escape de
Chimenea
Sistema de
recuperación de calor
Calor / vapor a
proceso
Electricidad
Alternador
Turbina de gas
Figura 1. Sistema con turbina de gas.
Las posibilidades de empleo de sistemas de cogeneración son muy vastas, esta
tecnología no es nueva, tiene sus mayores ventajas en las ramas de la industria donde las
grandes demandas de calor son simultaneas y por periodos de tiempo significativos. Sin
embargo, para pequeñas demandas con periodos largos, también se obtienen ventajas tanto
económicas como ambientales.
3.2. Criterios de selección.
Para delimitar el numero de sistemas o esquemas de cogeneración a elegir se deberá
realizar un análisis general y a detalle de los parámetros que se presenten en el sitio donde
queremos cogenerar para satisfacer las necesidades y requerimientos de calor y electricidad,
una vez hecho esto, se elegirá el sistema que se adapte a nuestras condiciones y
especificaciones.
El primer criterio de selección a ser evaluado es la magnitud de cada tipo de carga,
eléctrica y térmica. Si uno de estos es relativamente bajo, o nulo, entonces un sistema de
cogeneración, obviamente, no es una opción. En algunos casos la carga térmica no existe.
Solo en circunstancias muy poco frecuentes podría ser económicamente factible generar
energía sin que se recupere algún tipo de energía térmica.
Un segundo criterio en la selección del sistema de cogeneración es tomando en cuenta la
relación calor / electricidad. En este criterio nosotros asumimos que la magnitud de cada
tipo de carga es suficiente para considerar un sistema de cogeneración. Para casos en que el
consumo de energía eléctrica es alto y además se tiene un consumo térmico normal. Es
31
Capítulo 3
deseable que el sistema de cogeneración elegido tenga una eficiencia eléctrica alta, como
por ejemplo un motor reciprocante. Si se observan las condiciones opuestas a lo planteado
anteriormente, es decir que la carga térmica sobrepasa la carga eléctrica, entonces una
turbina de vapor sería la mejor elección para satisfacer las necesidades de la planta.
Finalmente, si ambas son iguales, entonces el esquema de turbina de gas podría ser el
sistema inicial a analizar para su factibilidad.
No solamente se debe de tomar en cuenta la magnitud relativa de las cargas eléctrica y
térmica como criterio, sino también, su cambio en el tiempo. Las cargas que varían
considerablemente en el tiempo pueden causar efectos indeseables en ciertos sistemas. Para
mantener el estado estable de las cargas eléctricas y térmicas se establecerá una estrategia
operacional de las cargas, aunque si las cargas fueron dimensionadas apropiadamente, los
efectos transitorios en la carga térmica pueden ser controlados ajustando las funciones de
operación y arranque del Generador de vapor recuperador de calor (HRSG). Un generador
reciprocante puede responder mucho mejor al cambio transitorio de las cargas en
comparación con la operación de una turbina de gas, no solamente en términos de
eficiencia, sino también encuanto a fiabilidad. Las turbinas de vapor controlan estas
desviaciones mediante la disminución de flujo de vapor a través de la turbina.
Una consideración importante al elegir el sistema de cogeneración es la elección del
combustible a emplear y disponibilidad del mismo. Para cada tipo de combustible siempre
hay un sistema capaz de utilizarlo. Los combustibles gaseosos, tal como el gas natural, es el
combustible utilizado en las Turbinas de gas, pero también se puede utilizar como fuente
primaria en motores reciprocantes. Los aceites del No. 2 y No. 6 son quemados en
maquinas reciprocantes, y en el caso del no. 2 , es utilizado como combustible de respaldo
en las turbinas de gas. Los combustibles sólidos, tales como el carbón y la biomasa, son
exclusivamente usados en un ciclo Rankine. Exceptuando a los combustibles sólidos,
cualquier otro tipo de combustible puede ser utilizado en cualquier sistema, ya que existe
cierto grado de flexibilidad. Pero el utilizar el combustible no ideal, causará el incremento
de los costos operacionales y el decremento de la vida del equipo.
El tipo de industria elegida para establecer un esquema de cogeneración, determinará
frecuentemente el combustible a utilizar y por lo tanto el sistema a ser utilizado. La
industria del papel, la cual genera una gran cantidad de biomasa y desechos químicos,
generalmente optan por un sistema de ciclo Rankine. Las grandes calderas queman la
corteza de los árboles que es mezclada con un líquido químico generado en el proceso de
fabricación de la pulpa.
El espacio físico disponible para el sistema de cogeneración afectará la selección del tipo
de equipo a instalar. Las turbinas de gas y los motores de gas, generalmente son compactos,
o también llamadas unidades paquete, las cuales se encuentran diseñadas para una rápida y
fácil instalación. Las turbinas de vapor usualmente requieren de mas preparación en cuanto
a las obras que se tendrán que realizar en el sitio de su instalación en cuanto a los sistemas
eléctricos, mecánicos, cimentaciones, etc.
_ _
Capítulo 3
Los costos de operación en cuanto a la selección de un sistema de cogeneración son un
punto clave. Los sistemas con alto consumo de combustible, altos costos de mantenimiento
y supervisión, minimizaran cualquier ahorro que pudiera presentar la cogeneración.
Alguna guía útil para seleccionar el primotor, desarrollado a lo largo de la experiencia,
es tomando las siguientes consideraciones:
Los motores reciprocantes, pueden ser utilizados en sistemas de capacidades de hasta
3,000 kW, o en instalaciones donde estrategias operacionales son utilizadas en horario
punta, para abaratar costos de producción.
Las Turbinas de gas se desempeñan de la mejor manera en aplicaciones donde el periodo
de operación es generalmente largo, y que tengan demandas de energía desde los 5,000 kW
hasta cientos de MW.
Las turbinas de vapor son ideales para aplicaciones donde un combustible sólido puede
ser empleado, ya que las calderas donde se utiliza este tipo de combustible genera una gran
cantidad de vapor, lo cual permite que se pueda tener múltiples extracciones de la turbina a
diferentes presiones y por supuesto energía eléctrica.
La capacidad de producir electricidad y energía térmica de una sola fuente ofrece
beneficios múltiples incluyendo la reducción de costos de insumos energéticos como el
combustoleo y tarifas eléctricas; la reducción de contaminación atmosférica y el aumento
en la flexibilidad del uso y manejo de la energía. Los sistemas de cogeneración con turbinas
de gas son una fuente de energía eléctrica y térmica que ofrecen un alto grado de eficiencia,
confiabilidad y flexibilidad.
3.3 Selección de Turbina de gas.
3.3.1 Principio de operación.
La turbina de gas, consta de un compresor de aire, una cámara de combustión, una
turbina y varios dispositivos auxiliares que dependen de las características de velocidad y
de la relación peso-potencia.
Durante el funcionamiento de la turbina de gas, se envía aire comprimido a la cámara de
combustión, en donde el combustible entra con caudal constante y se mantiene una llama
continua. La ignición inicial se obtiene generalmente por medio de una chispa. El aire
calentado en la cámara de combustión se expansiona a través de toberas y adquiere una
elevada velocidad. Parte de la energía cinética de la corriente de aire es cedida a los alabes
de la turbina. Una fracción de esta energía se emplea para accionar el compresor y el resto
— _ _ _
Capítulo 3
para producir trabajo. La figura 2 muestra una gráfica de curvas de rendimiento de una
turbina de gas. Así mismo, la Tabla 1 muestra un resumen de las variables para el cálculo
de rendimiento de la gama de turbogeneradores de Turbinas Solar.
-401-40) -30H) 0(32) 20(68)
INLETAIHTEMPERATURE, "C (*F)
40(104)
Figura 2. Gráfica de rendimiento de la Turbina de gas.
3.3.2 Dimensionamiento.
Los sistemas de cogeneración tienen un alto grado de flexibilidad para proveer los
requerimientos de calor útil y potencia eléctrica. La mayoría de las fabricas y plantas
industriales en México que tienen un alto potencial para la cogeneración requieren de una
potencia eléctrica que van desde 1 MW a 25 MW. Sin embargo, al seleccionar un sistema
de cogeneración el criterio de selección debe basarse primordialmente en los requerimientos
térmicos del proceso. Cuando los requerimientos de calor (energía térmica) y potencia
eléctrica son considerablemente altos, la turbina de gas ofrece la solución más rentable para
abastecer estos requerimientos.
34
Capitulo 3
Stand Alone
Process Heat
(Package Boiler)
6:1 Relación de Energía Térmica a
Energía Eléctrica
Cogeneracion con
Turbinas de Gas
lubinas de Gas/Mot R cips
con Requisitos de Calo
a nivel menor?
1:1
Sistema STAC o
Cido Combinedo con
Turbina de Vapor Contra
Presión o de Extracción
CARGA ELÉCTRICA, MWe
Figura 3. Mapa energético para la selección de una turbina de gas.
Si la demanda de potencia es menor que la capacidad total del turbogenerador, el exceso
de energía eléctrica puede ser vendida a la red publica. De la misma manera, la producción
de calor a proceso y la generación de electricidad pueden ser independientes de cada una si
se utiliza un quemador con fuego suplementario, añadiendo un nivel mas de flexibilidad.
Para el dimensionamiento de la turbina de gas se requiere de la siguiente información:
• Relación de presiones de entrada y salida.
• Temperatura de admisión del aire.
• Presión de admisión.
• Flujo de aire.
• Consumo de combustible.
Con esta información y con el auxilio de las tablas de los gases, y utilizando el modelo
de control se obtiene:
• Energía mecánica generada.
• Calor de desecho.
• Eficiencia del ciclo.
• Rendimiento del sistema.
35
Capítulo 3
Para evaluar la generación eléctrica se utilizan las siguientes expresiones:
T3
 i
T4
Ti
c
2
1
Si ,s2
/
y
3
4
S3,S4
Wn = ntaCpT\ i - -
k-\
k-\ \
re k - 1
\ rt "• J
Pi Pl ~
— =
PA P
donde:
El
Wn Potencia eléctrica
ma Es el flujo de aire, (kg/s)
Cp Es el calor específico del aire considerado constante. (kJ/kg K)
T, Temperatura absoluta a la entrada del compresor. (K)
nT Eficiencia de la turbina.
36
Capítulo 3
T2 Temperatura a la salida del compresor. (K)
k Es la relación de calores específicos.
t|c Eficiencia del compresor.
P, Presión a la entrada del compresor. (kPa)
Pz Presión que entrega el compresor. (kPa)
P 3 Presión a la entrada de la turbina. (kPa)
P4 Presión de los gases al escape de la turbina. (kPa)
APCI Caída de presión en la cámara de combustión. (kPa)
rc=rrT Relación de compresión
El calor suministrado al ciclo esta dado por
QH = m<,Cp(Ti - Ti) = {Ti-Ti)-
k~\
7V
- 1
K]c
donde:
QH Representa el calor que se suministra en la cámara de combustión (kJ).
La eficiencia del ciclo está dada al dividir estas dos ecuaciones:
QH
3.4 Selección Recuperador de calor.
En sistemas de recuperación de calor para producción de vapor, llamados por sus siglas
en ingles HRSG's, la presión y temperatura del vapor dictan los limitesdel calor que puede
ser recuperado de los gases calientes. La diferencia de temperatura llamada punto de rocío o
en ingles "pinch point" y la temperatura de los gases de la chimenea son dos parámetros
que tienen un gran efecto en el diseño óptimo de los HRSG's.
El Punto de rocío es la diferencia entre la temperatura de saturación del vapor que se
esta produciendo y la temperatura de los gases de escape que salen del evaporador. Valores
típicos de la diferencia de temperatura del punto de rocío en sistemas modernos de
cogeneración fluctúan entre los 14 y 22 grados C (25 a 40 grados F).
37
Capítulo 3
Temperatura de la Chimenea (Stack Temperature), es la temperatura de los gases que
salen del HRSG y se descargan a la chimenea. Esta temperatura debe ser minimizada lo
más posible que se pueda para optimizar la recuperación del calor, teniendo cuidado de no
permitir que la temperatura baje a niveles que puedan causar condensación en la chimenea.
Los gases descargados a la chimenea contienen oxido de azufre (SOx) y estos pueden ser
disueltos por la condensación y formar una solución acida. Para prevenir la condensación
de ácidos debido a las variantes de la temperatura, es recomendable que la temperatura
mínima de "stack" se fije a un valor de 22 grados C (40 grados F) arriba del punto de roció.
Asimismo, la temperatura del agua de alimentación del HRSG debe ser fijada aun nivel
que asegure que la temperatura de los tubos del HRSG estén por encima del punto de roció.
Como regla general, la temperatura del agua de alimentación deberá ser mayor a los 100
grados C (212 F). Si esta es menor a los 100 grados C, el deareador que normalmente se
incluye en el diseño deberá elevar la temperatura. Otra función del deareador es remover el
oxigeno y otros gases no-condensables del agua de alimentación. Deareadores típicamente
operan a una presión de 35 kPa (5 psig), y elevan la temperatura del agua de alimentación a
109 grados C (228 F). Una planta de cogeneración típicamente esta diseñada con valores de
temperatura de "stack" de 135 C (275F) cuando el combustible es gas natural y 163 C
(325F) cuando el combustible es destilado liquido y con de nivel bajo de azufre.
Temperatura de Escape Temperatura
en Chimenea
SOBRE
CALENTADO
EVAPORAOOR ECONOMIZADOR
Figura 4. Perfil de temperatura de un HRSG.
Existen tres tipos básicos de recuperadores de calor:
• Recuperador de calor sin "post-combustión" (RCSP)
• Recuperador de calor con "post-combustión" (RCCP)
• Recuperador de calor con máxima "post-combustión" (RCCMP)
38
Capítulo 3
Para estimar la generación de vapor en los estudios preliminares se puede aplicar
cualquier de los siguientes métodos:
El primer método consiste en suponer una efectividad entre el 85% y el 87% para la
combinación de evaporador y sobrecalentador. La efectividad es la relación de la caída de
temperaturas del gas al pasar a través del evaporador y sobrecalentadores entre la caída que
debería de haber ocurrido si el gas que sale del evaporador hubiera sido enfriado a la
temperatura de saturación del vapor, dentro del generador.
El segundo método es el de considerar un punto de pliegue entre 10 K y 15 K, es decir
una diferencia entre la temperatura de los gases saliendo del evaporador y la temperatura de
saturación correspondiente al vapor generado.
3.5 Ciclo de absorción.
El calor útil de la turbina es también utilizado en sistemas de refrigeración de agua por
ciclo de absorción. Comúnmente, se utiliza vapor de 2 a 4 bar (30 a 60 psig) o vapor de
presión media, 10 bar (150 psig) saturado. Los enfriadores de ciclo de absorción, utilizan
bromuro de litio (LiBr) y solución de agua para suplir agua con temperatura de 7 grados C
(44 grados F) (Figura 10). Se puede obtener agua con temperaturas más bajas si se utiliza
amonio. En sistemas de refrigeración de una etapa, comúnmente se utiliza vapor a presión
de 2 a 4 bar a razón de 7.7 kg por cada Tonelada de refrigeración. Mientras que en sistemas
de refrigeración de etapa doble, se usa el vapor a presión de 10 bar, siendo la relación de
vapor por tonelada de refrigeración de 4.5 kg.
Combustible
HRSG
Enfriador por
absorción
Gases de
escape
Figura 5. Diagrama de Generación eléctrica y enfriamiento por ciclo de absorción.
39
Capítulo 3
3.5.1 Principio de operación de los enfriadores por absorción.
Similarmente a los enfriadores por compresión de vapor (VCC), los enfriadores por
absorción (VAC), extraen el calor en el evaporador el cual es colocado en el espacio a ser
enfriado y rechaza este calor en el condensador. Sin embargo, el VAC necesita de una
fuente de calor como fuerza impulsora, mientras que el VCC requiere de energía mecánica
o electricidad para el mismo objetivo. La figura 6 muestra el diagrama de un VCC y de un
VAC.
CtndBMador
<
X
Attt. finura
4 1
9= nucánúa/dktrifa
— • •
Bajafrcñón
/ \ / i
/
r
<
Attt frecun
(^«rrrfntvadi
4
c
Gwndcr
btetantlbiaáorXf •
Calar '~"$W~~'
i
1
Nf—'
Calor
1 4V
»
Baja Heórái
(i) Enfriador por compresión de vapor (VCC) (n) Enfriador por absorción de vapor (VAC)
Figura 6. Enfriador por compresión de vapor y Enfriador por absorción de Vapor.
La versión mejorada del VAC, comúnmente conocida como de doble efecto esta
diseñado tal que utiliza el refrigerante vaporizado como una fuente extra de calor. El
generador esta dividido en dos secciones: alta y baja temperatura. El vapor refrigerante
producido en la sección de alta temperatura del generador cede su calor latente a la solución
de refrigerante-rica en la sección de baja temperatura que opera a una baja presión hasta el
punto de ebullición del refrigerante. La energía consumida por un enfriador de doble efecto
(VAC) es aproximadamente la mitad de la de uno de simple efecto aplicado a un mismo
efecto de enfriamiento. Además el calor rechazado en el condensador es reducido,
resultando en condensadores y torres de enfriamiento más pequeños.
El comportamiento de los enfriadores por absorción depende fuertemente de las
propiedades termofísicas del par de trabajo: refrigerante, absorbente, como por ejemplo:
amonio-agua, bromuro de litio - agua. Un enfriador de simple efecto (LiBr-H2O) requiere
de 0.8 m3/h de agua calienta una temperatura de 90°C o 8.3 kg/h de vapor a 1.5 bar para
producir 1 TR (TR- Tonelada de refrigerante). Por otro lado, un enfriador de doble efecto
requiere solamente 4.5 kg/h de vapor, aunque a una presión más alta entre 6 y 8 bar.
40
Capítulo 3
3.6 Comentarios adicionales.
La capacidad de producir electricidad y energía térmica de una sola fuente ofrece
beneficios múltiples incluyendo la reducción de costos de insumos energéticos como el
combustoleo y tarifas eléctricas; la reducción de contaminación atmosférica y el aumento
en la flexibilidad del uso y manejo de la energía.
Los sistemas de cogeneración con turbinas de gas son una fuente de energía eléctrica y
térmica que ofrecen un alto grado de eficiencia, confiabilidad y flexibilidad.
Es importante seleccionar el equipo complementario que ofrezca mayor flexibilidad. La
utilización de un quemador con fuego suplementario ofrece esta ventaja además de ofrecer
una mejor utilización del combustible.
El diseñador de la planta de cogeneración deberá estar familiarizado con los equipos
suplementarios y sus características para poder evaluar las diferentes opciones disponibles,
principalmente en la producción de vapor
Los niveles de cogeneración que se definen por la CONAE para la presente metodología
son:
1. Satisfacer al 100% la demanda térmica.
2. Satisfacer al 100% la demanda eléctrica.
Dado que pueden existir altas variaciones de la relación Q/E (Calor / electricidad) en las
que resulta difícil que el sistema de cogeneración siga a la demanda térmica, se debe de
seguir como criterio que es preferible incrementar la capacidad eléctrica del sistema con
objeto de tener excedentes que puedan ser vendidos a la red.
41
Capítulo 4
CAPITULO
IV
ANÁLISIS DEL CAMPUS
4.1 Introducción.
Varios tipos de datos son requeridos para realizar un análisisde viabilidad de un sistema
de cogeneración de calor y electricidad, en este caso, se realizó este estudio aplicando
dichos conceptos a la viabilidad de una planta de cogeneración con turbina de gas en el
ITESM Campus Monterrey.
Uno de los datos a considerar, son los datos eléctricos (perfiles de demanda) de los
consumos a lo largo de un periodo de tiempo establecido. Estos datos fueron obtenidos
mediante el sistema de monitoreo de las cargas que satisfacen las necesidades del Campus,
durante el año 1998.
42
Capítulo 4
Por otra parte los datos de consumo de vapor, fueron supuestos de acuerdo a la cantidad
de vapor teórica, que se obtendría utilizando los gases de combustión de la turbina de gas a
través de un generador de vapor por recuperación de calor(HRSG), para utilizarlo en
refrigeración y aire acondicionado utilizando equipos que operen mediante ciclos por
absorción.
4.2 Análisis de Información.
La información obtenida se maneja de acuerdo a lo planteado en los capítulos anteriores,
así como, en la metodología desarrollada por la CONAE (Comisión Nacional para el
Ahorro de Energía).
Los factores que determinaran la conveniencia de emplear un sistema de cogeneración
dependerá de las características especificas del sistema, la cual se engloba en la relación
Calor / Electricidad (Q/E) y la periodicidad de las demandas de vapor y electricidad (de
acuerdo al caso).
Los costos de la energía eléctrica son calculados de acuerdo a la tarifa contratada vigente
para el año 1998, en nuestro caso se trata de la tarifa HM (Horaria Media Alta Tensión),
diferenciando los cargos por consumo y demanda de acuerdo al horario base, intermedio y
punta, que aplican a la región noreste, la cual es la zona geográfica a la que pertenece la
ciudad de Monterrey.
4.3 Características de consumo del Campus.
—/
4.3.1 Consumo eléctrico.
Las demandas de energía eléctrica durante el periodo de estudio (1998), son consideradas
como representativas del comportamiento normal de los consumos totales del campus,
considerando que el suministro se realiza a través de una sola acometida. La demanda de
energía eléctrica del campus puede ser observada en la Figura 1, donde se visualiza que la
demanda fluctúa entre 3 y 7 MW.
43
Capítulo 4
7.000.00 •
6,000.00 •
5,000.00 -
5 " 4,000.00 •
*"" 3000.00 •
2.000.00 -
1,000.00 -
'¿r
Perfil de demanda de Energía Eléctrica
| Demanda Horaria Intermedia Demanda Hoararia Punta Demanda Horaria Base |
{
• _ — —
i
!
i
i
- • • * '
- ^^ r * ^ ^ p- 1 *^
Ene Feb Mar Abr May Jon Jul Ago Sep Oct Nov Dic
Meses (1998)
Figura 1. Demanda de energía eléctrica horaria mensual del Campus Monterrey
4.3.2 Consumo térmico.
Como lo planteado en este trabajo es la utilización de una turbina de gas como sistema de
cogeneración de calor y electricidad, se realizan los siguientes cálculos para la obtención
del calor sensible útil teórico (QJ, que se prevé recuperar de los gases de escape.
Los datos y suposiciones a considerar en este cálculo son los siguientes:
• Con un consumo de 10,000 kcal, se pueden obtener 3.5 kWe y 6000 kcal de calor
a 140 °C.
• La temperatura de calor demandado (Hasta 500-5 50°C), puede ser cualquiera sin
detrimento en la producción de energía eléctrica; lo que disminuye es la cantidad
de calor obtenido al elevarse la temperatura requerida (T).
La expresión resultante obtenida para determinar la cantidad de calor recuperable queda
de la siguiente forma:
= 6OOof- 550 -T
V550-140,
44
Capítulo 4
El remanente térmico máximo por kWe generado, para diferentes esquemas de
cogeneración se muestra en la tabla 1, donde se observa que el esquema a utilizar para el
estudio de este trabajo se encuentra en un nivel medio
Tabla 1
Característica !
Calor Recuperable 1
(kcal/kWh) = \
Turbina de ¡
Vapor |
3500 I
Turbina de gas
1700
Motor Ciclo ¡
Diesel I
1100 [
Motor Ciclo
Otto 1
2000
i
4.4. Turbina de Gas.
Existen varios tipos de turbinas de gas, que pueden ser clasificados de acuerdo al numero
de ejes, el tipo de ciclo, el tipo de combustible, el tipo de combustor u otros criterios. Las
turbinas de gas funcionan bajo el ciclo Brayton. La turbina consta de tres elementos
principales:
• Compresor. Incrementa la presión del fluido de trabajo, usualmente aire, entre
cuatro y treinta veces la presión atmosférica.
• Cámara de combustión. En esta parte, el aire comprimido proveniente del
compresor se mezcla con el combustible y se incendia a temperaturas de entre 800
a1200°C.
• Turbina. En este elemento los gases de combustión provenientes de la cámara de
combustión se expanden para producir potencia mecánica que se usa para mover
un generador eléctrico.
Visto desde un punto de vista termodinámico e ideal, se tiene una compresión
isoentrópica, una adición de calor isobárica, una expansión isoentrópica y una expulsión de
calor a presión constante. De acuerdo a un balance de energía, la eficiencia del ciclo
Brayton idea, resulta:
1
(*-')/
donde: k = Relación de calores específicos, (Cp/Cv)
45
Capítulo 4
Por lo tanto el rendimiento ideal es una función de la relación isoentrópica de presiones.
Aire
comprimido 2
Aire
atmosférico
4 Escape
Figura 2. Ciclo Brayton ideal
Las turbinas de gas pueden trabajar en ciclo abierto en donde la descarga de la turbina es
directamente a la atmósfera, o bien en ciclo cerrado en donde el fluido de trabajo
descargado por la turbina se hace pasar por un intercambiador de calor. Cuando se habla de
un ciclo real, existe una desviación de la entropía que se debe a la irreversibilidad del
comportamiento de los equipos, que son conocidos como eficiencias de la turbina y del
compresor, las cuales son expresadas como:
K-K
K-h
4.4.1 Descripción del equipo en estudio.
Los ciclos con turbina de gas proporcionan altos índices de la relación calor / electricidad,
la configuración del sistema al que se enfoca el presente estudio es el mostrado en la figura
2, donde los gases de combustión provenientes de la turbina pasan a través del generador de
vapor (HRSG), para producir vapor a proceso, el eje de la turbina de gas se encuentra
acoplado a un generador de energía eléctrica.
46
Capítulo 4
COMBUSTIBLE
AIRE
ESCAPE DE
CHIMENEA SISTEMA DE
RECUPERACIÓN
DE CALOR
CALOR/VAPOR
A PROCESO
ELECTRICIDAD
ALTERNADOR
TURBINA DE GAS
Figura 3. Esquema de operación del ciclo de cogeneración
La turbina que se utilizo para el estudio tiene las siguientes características:
Performance in Gas Compression and Mechanical-Drive Applications at ISO
Conditions*
Taurus
60(2)
Taunis
70(2)
ISO Output,
k\V{hp)
Continuous
5330(7150)
7690(10 310)
feat Kate, k.)/
i JE ¡Tmi lívtm ÍT7M
11 265 (7965)
Exhaust |
Flow,
S 8 HHBK Í
76 720
(169,140)
95 630
(210,830)
Exlianst
Temp,
mam
490(910)
495(920)
Performance in Electric Power Generation Applications at ISO Conditionsv
ISO Output,
kVVe
Continuous
Taurus
60(1)
Taurus
70(1)
(2) designates two-shaft, variable-speed engine
(1) designates singlc-shaft. constant-speed engine
• Solar Tintines
5500
7520
ISO I 1 teat Rale. I Exhaust I E.vliaust
Output, I kJ/kWe-hr I Flow, i Temp,
kWe I (Btu/kWe- I kg/hr ! degC
- Standby hr) (Ib/ hr) I (deg F)
N/A
N/A
11 840
(11,225)
78 820
(173,770)
510
(950)
10 650 97 900 490
(10,100) (213,840) (910)
El ciclo continuo de combustión y la rotación suave de la turbina, permite virtualmente
una operación libre de vibraciones además de contar un mantenimiento fácil de llevar a
cabo.
47
Capítulo 4
Las turbinas de gas tienen dos focos de emisión de la energía calorífica:
• Los gases de escape, contienen entre un 65 % y un 80% de la energía primaria
consumida en la turbina.
• Las pérdidas por radiación que suelen estar comprendidas entre el 2 y el 5 %.
Basándonos en las consideraciones anteriores, podemos justificar que la única fuente de
calor recuperable, que es de un rango considerable, es la de los gases de escape.
Tabla 2. Valores típicos de Rendimientos de Turbogeneradores.
Modol
Saturn20
Centaur40
CentaurüO
Taurus60
Taurua7O
Mar»