Apunte Unidad I Energía

Vista previa del material en texto

Facultad Regional Resistencia 
Depatamento de Ingeniería Química 
Cátedra Tecnología de la Energía Térmica 
 
 
 
La Generación de Energía en Plantas de Procesos 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Por : Ing. Carlos O. Alderetes / 2004 – Argentina 
Actualización - Ing. Marcos Maiocchi / Marzo 2010 
 
 
 
 
 
 
 
Introducción 
 Las industrias de procesos requieren de energía en diversas formas para la consecución de 
sus operaciones unitarias y procesos físicoquímicos. La selección de la fuente mediante la cual se 
proveerá de energía a la planta industrial es una decisión estratégica dado que sus requerimientos 
pueden impactar de manera importante sobre sus costos totales afectando la competitividad 
empresaria . Entonces, llegar a una toma de decisiones al respecto es una tarea de fundamental 
importancia en la que el ingeniero de procesos efectúa un aporte vital 
 
Objetivos 
 La lectura atenta y análisis del trabajo permitirán al lector: 
 • Entender la importancia que tiene determinar de manera correcta los requerimientos 
energéticos de una planta industrial y su caracterización como consumidor. 
 • Aprender a identificar el perfil consumidor del proceso analizado y las alternativas que se 
ofrecen para satisfacerlas. 
 • Conocer las características del mercado eléctrico argentino y los agentes que participan del 
mismo, como así también los requisitos para la compra de energía. 
 • Aprender que es la cogeneración y su campo de aplicación en la industria. También como se 
juzga su grado de eficiencia. 
 • Conocer los rendimientos térmicos efectivos de cada tecnología de generación. 
 • Integrar los conocimientos de las distintas disciplinas relacionadas en el análisis y visión 
global de esta actividad. 
 
Demanda de energía del proceso 
 La selección de la fuente mediante la cual se proveerá de energía a una planta de procesos es 
una decisión estratégica importante que puede presentarse en numerosas situaciones, tales como: 
 1. Proyecto de nueva planta a poner en marcha 
 2. Ampliación de capacidad de planta existente 
 3. Integración vertical hacia atrás del proceso actual, manufacturando materiales o insumos 
críticos para la producción con el consiguiente aumento de consumo de energía. 
 4. Elevado precio de la energía comprada o altos costos de la generada 
 5. Sinergia entre plantas por unificación de producción en un solo establecimiento, etc. 
 6. Insuficiente capacidad disponible, comprada o generada. Servicio no confiable 
 Cualquiera sea la situación que conduzca a rever estas cuestiones será preciso aplicar 
algunas herramientas de cálculos fundamentales, tales como los balances de masa y energía. El 
balance integral de la planta nos permitirá conocer los flujos másicos y térmicos que circularán a 
través de los equipos e instalaciones asociadas, como así también las condiciones de operación. 
 Estos balances nos permitirán dimensionar o verificar los equipos e instalaciones 
correspondientes y elaborar las especificaciones técnicas que conformarán parte de la ingeniería 
básica si se tratase de un nuevo proyecto. 
 Para tener una mejor visión de las transformaciones energéticas involucradas se puede 
recurrir al conocido Diagrama de Sankey, que mostrará gráficamente la distribución de los flujos a 
través de la instalación. Este diagrama puede presentarse según dos criterios diferentes: 
 
 1. cuantitativo, basado en el 1° Principio de la T ermodinámica (balances entálpicos) 
 2. cualitativo, basado en el 2° Principio de la Te rmodinámica ( balance exergético) que se 
utilizará para juzgar la eficiencia de los procesos térmicos y optimizar los mismos. 
 Por otro lado, la ingeniería de elaboración nos permitirá conocer las operaciones y procesos 
que se llevan a cabo y las condiciones bajo las cuales se ejecutan (presiones, temperaturas, 
concentraciones, régimen continuo, semicontinuo o batch ). 
 Esta información debe completarse con los diagramas de tiempo para poder conocer la forma 
en que varía la demanda, con sus máximos y mínimos, tiempo de duración de los picos de consumo y 
por sobre todo proporcionar información relevante acerca de los problemas potenciales que puede 
presentar el proceso si alguna de las variables críticas no alcanza su valor deseado. Igual criterio con 
respecto a los inconvenientes potenciales sea en calidad, composición o condiciones de operación si 
por cualquier razón un equipo queda sin suministro energético (refrigeración, agitación, alimentación, 
etc.). 
 A modo de ejemplo, diremos que las exigencias respecto a la confiabilidad del suministro 
energético no tendrán el mismo impacto en una planta de la industria textil que en una planta que 
elabora productos alimenticios o farmacéuticos. Basta pensar en las consecuencias que puede traer 
la caída de temperatura en cámaras frigoríficas que almacenan productos lácteos o cremas heladas. 
Análogamente, algunas industrias químicas requieren de refrigeración continua en ciertos reactores 
que de no cumplirse esta condición pueden generarse reacciones no controladas (runaway reaction) 
 Esto quiere decir que el análisis de demanda energética para una planta de procesos está 
lejos de ser un problema puramente cuantitativo sino que debe contemplar indefectiblemente un 
análisis de problemas potenciales del que pueden surgir decisiones muy importantes en la selección 
final de la forma en que se proporcionará energía a la planta. Esto es esencial y estratégico para la 
toma de decisiones- 
 El balance energético cuantitativo puede organizarse y presentarse de distintas formas atentas 
a que muchos equipos podrán requerir vapor, otros gases o líquidos a distintas presiones y 
temperaturas. En esos casos se podría agrupar todos los equipos consumidores de igual condición 
en una misma matriz. Tendremos así tantas matrices como condiciones se precisen. Esta 
forma de organización tiene la ventaja de poder ayudar a contabilizar los consumos de igual 
contenido térmico. Estas matrices nos darán la demanda global de energía térmica, información que 
podemos organizarla mediante un diagrama de Pareto para visualizar la distribución y peso relativo 
de cada grupo consumidor. 
 
 
Matriz N°1 de consumos vapor baja presión 
 
Area Equipo Consumo 
Max / Min 
tn/h 
Presión de 
vapor 
bar 
Temperatur
a vapor 
°C 
Forma de 
consumo 
Nivel de 
importancia 
I Evaporador 10-12 3 saturado continua crítico 
I Eyector 0.3 / 0.5 3 saturado continua crítico 
I Precalentado
r 
3 / 5 3 saturado continua crítico 
II Calentamient
o de agua 
1 / 2 3 saturado batch No crítico 
II Paila 2 / 4 3 saturado batch crítico 
 
Matriz N°2 de consumos calor directo (gases) 
 
Area Equipo Consumo 
Max / Min 
tn/h 
Presión 
mmca 
Temperatura 
°C 
Forma de 
consumo 
Nivel de 
importancia 
I Secador 1 / 1.5 50 130 continuo Crítico 
II Estufas 0.9 / 1.5 20 80 batch Crítico 
III hornos 2 / 3 30 700 batch No crítico 
 
 De la misma forma podremos organizar otra matriz con las demandas de energía eléctrica por 
área de trabajo y por equipo. Aquí es importante también hacer mención al factor de servicio del 
equipo dado que muchos de ellos pueden también operar continuamente o alternativamente y 
demandar cantidades importantes de potencia en su arranque o a medida que avanza la operación, 
tal es el caso de agitadores, centrífugas, molinos de martillos, etc. que pueden presentar ciclos de 
demanda como los mencionados. 
 
Matriz N°3 de consumos de energía 
 
Area Equipo Potencia motor 
y velocidad 
Kw / rpm 
Velocidad giro 
equipo 
rpm 
Tipo de 
servicio 
Nivel de 
importancia 
I Bomba jarabe 5 / 2900 2900 Contínuo Crítico 
I Agitador jarabe 5 / 1000 25 Contínuo No crítico 
II Cinta 
transportadora 
10 / 750 30 Intermitente Crítico 
II Ventilador 
extractor 
5 / 2900 1850 Contínuo No crítico 
III Equipo de frío 50 / 1450 1450 intermitente Crítico 
 
 Con la ayuda de ambas matrices extendidas al conjunto de equipos e instalaciones de la 
planta e independientes que sean del área productiva ode servicios, estaremos en condiciones de 
poder efectuar una primera caracterización de nuestra demanda y definir el perfil consumidor que 
tiene la planta industrial. 
 En este sentido podemos decir que de manera genérica podemos estar frente a tres tipos de 
consumidores: 
 1. Industrias energoconsumidoras o electrointensivas : son aquellas en donde la demanda 
es predominantemente eléctrica frente a las otras formas de energía, tal es el caso de las plantas 
criogénicas de separación de gases, las de procesos electrolíticos, las de la industria frigorífica, o de 
cremas heladas, etc. 
 2. Industrias termoconsumidoras o termointensivas: son aquellas en donde la demanda 
térmica es predominante respecto a las otras formas de energía, tal es caso de la industria textil, 
siderurgia, vidrio, cerámica, cervecera, etc. 
 3. Industrias termoelectrointensivas: son aquellas en donde los requerimientos de energía 
térmica y eléctrica son importantes. Es el caso típico de las industrias que cogeneran tales como la de 
celulosa, papel, azucarera, aceitera, químicas, petroquímicas, etc. 
 La información obtenida de los balances másicos y energéticos nos permitirá definir no solo el 
perfil de consumo de la planta sino también indicadores y datos que serán decisivos para: 
 • Definición del lugar de emplazamiento de una nueva planta 
 • Establecer los estándares de consumo de cada producto o línea de producción, esto es, los 
consumos específicos de vapor, calor o energía (kg.vapor / kg. producto, kwh / m3 o kw / ton. 
producto, kcal / kg. producto, etc.) 
 • Calcular los costos en concepto de energía – combustibles demandados por el proceso y por 
tipo de producto elaborado (caso plantas multiproductos) y determinar la incidencia de estos sobre los 
costos totales de producción. 
 • Hacer comparaciones de tecnologías sobre la base de la demanda energética. 
 • Efectuar procesos de Benchmarking energéticos a partir de los estándares obtenidos en el 
proceso y con relación a otros fabricantes competidores. 
 • Impacto ambiental potencial o real del esquema energético potencial o actual. 
 
 Las tablas siguientes muestran el campo de temperaturas y requerimientos energéticos en 
algunas industrias y enseña básicamente la diversidad de situaciones que puede presentarse. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Tabla N°1 - Temperaturas, Operaciones y Procesos 
Temperaturas en 
°C 
 
Operaciones, Procesos, instalaciones y equipos 
 
1700 Procesos metalúrgicos, fusión materiales 
1700 / 1200 Cocción productos arcillosos, cerámicos 
1200 / 900 
Reactores químicos y petroquímicos, procesos 
combustión 
550 / 300 Generadores de vapor, turbinas de vapor 
600 / 200 
Mayoría reactores químicos, deshidratación y 
evaporación 
100/ 80 Calentamiento, secado, cocciones alimentos, 
destilación, evaporación, vacío, condensación 
90/ 50 Secado productos agrícolas 
40 /20 
Calefacción, humectación, acondicionamiento de aire 
 
10 / -18 Conservación de alimentos, medicamentos, congelamiento 
-25 / -200 Licuefacción de gases, procesos criogénicos 
 
 
 
Tabla N°2 - Necesidades de energía en industrias va rias 
 Vapor de proceso Calor directo Energía eléctrica 
Refinerías de Petróleo x x x 
Industrias Químicas x x x 
Papel y celulosa x x 
Acero x x x 
Alimentos x x 
Bebidas x x 
Textil x x 
Azucarera x x 
Curtiembres x x 
Gases del aire: 02 N2 x 
Gases Industriales x x 
Yerbatera, tealera, x x x 
Farmacéutica x x 
Aceitera x x 
Cemento y vidrio x x x 
Frigorífica x x 
 
 Esta información sumada a la proporcionada por los diagramas de tiempos nos posibilitará 
trazar la posible función de demanda tanto de vapor, calor o energía de todo el proceso, esto es, 
graficar las funciones: 
 
Qp = f (t) - demanda de vapor o calor 
E = f (t) - demanda de energía 
 
 Obviamente, estas funciones se ajustarán en la práctica a los fines de corregir las 
desviaciones que tuvieran respecto del modelo matemático que las originó. Estos datos son muy 
importantes a la hora de definir la capacidad de los equipos generadores de vapor, calor (hornos, 
quemadores) o (Diesel, turbina de gas, vapor, etc) dado que si bien habrá un valor promedio de 
consumo, los equipos deberán tener capacidad suficiente para absorber los picos de demanda 
durante el tiempo de permanencia de estos valores de sobrecarga. Esta forma de consumo es muy 
típica de los procesos batch, que se manifiesta a medida que ingresan en operación o salen de ella 
los equipos involucrados que podrán ser reactores, evaporadores de simple efecto, etc. Estos 
cambios bruscos en el consumo si no son adecuadamente evaluados y considerados en el diseño o 
selección del equipo generador pueden ocasionar serias dificultades operativas a la planta y afectar 
seriamente la rentabilidad del negocio en el que participa. De aquí que este tema debe encararse con 
la mayor profesionalidad posible tanto del lado de los consumidores como del lado de los 
proveedores de equipos. La figura siguiente muestra una curva de demanda de vapor en una planta 
de procesos. 
 
 
 
 Según sea la situación resultante del balance de masas y energía, nos encontraremos frente a 
tres alternativas posibles de proveernos de energía, a saber: 
 1. Compra de energía en el mercado eléctrico (100% ) 
 2. Autogeneración 
 3. Sistema mixto, es decir, autogeneración de una parte de la demanda y compra del 
resto en el mercado 
 La toma de decisiones como veremos, será la resultante del análisis de un conjunto de 
factores técnicos, económicos, financieros, competitivos, de recursos humanos y ambientales, donde 
cada uno de ellos impactará de formas diferentes en el proyecto 
Generación de Energía en Centrales Eléctricas 
Mercado Eléctrico Argentino 
 Las fuentes de generación de energía eléctrica más importantes de Argentina son tres y 
pueden clasificarse según su origen en: 
 1. Centrales Térmicas 
 2. Centrales Hidráulicas 
 3. Centrales Nucleares 
 Existen otras fuentes tales como las de origen eólico, geotérmico, celdas de combustibles, etc. 
que no tendremos en cuenta dado que su desarrollo es aun incipiente y no pueden considerarse 
como proveedoras de energía para plantas industriales. En este punto es importante mencionar que 
en nuestro país existen alrededor de 12 instalaciones eólicas ubicadas en las provincias de Chubut, 
Santa Cruz, Neuquén y Bs.As., con potencias instaladas que van desde los 300 (mínima) hasta los 
6000 kw (máxima), con una potencia promedio de 550 kw y con un factor de utilización promedio del 
orden del 28%. 
 Con relación a la generación de origen térmico, esta es producida principalmente a partir de 
gas natural o fuel oil como combustibles y utilizando un ciclo de Rankine con turbinas a vapor o un 
ciclo de Brayton con turbinas a gas. Una parte muy reducida es generada con motores de combustión 
interna mediante Ciclos Diesel en centrales de baja potencia. En los últimos años se han instalado 
importantes centrales de Ciclo Combinado que se caracterizan por sus elevados rendimientos 
térmicos efectivos respecto de los ciclos tradicionales. En estas centrales, los gases de escape de la 
turbina de gas que tienen todavía altas temperaturas (500 a 600°C), son empleados en una caldera 
de recuperación para generar vapor y posteriormente más energía mediante turbina vapor. Las 
centrales de ciclo combinado se caracterizan también por requerir menores inversiones que las 
necesarias para una moderna central a vapor supercrítica 
 Con relación a la demanda de energía en el país tenemos los siguientes datos: 
 • Demanda de Energía en Argentina año 2002: 71.941 Gwh 
 • Consumo de energía per cápita: 2115 kwh / habitante (2002) 
 • Consumo proyectado per cápita: 3000 kwh / habitante (2010) 
 
 Veamos algunos datos de la actualidad en la tabla siguiente. 
 
 
¿Quién consume más energía? 
 
 
CAMMESA – Marzo 2010 
 
Argentina genera electricidad con plantas a combustible fósil (58 %), hidroeléctrica (37 %), nuclear 
(4,2 %, dos en operaciones Embalse, Atucha I, Atucha IIincompleta). Eòlica (0,1%)A Agosto de 2008 la 
potencia total instalada de capacidad de generación era de 26.000 MW. 
 
Los generadores se dividen en ocho regiones: Cuyo (CUY), Comahue (COM), Noroeste (NOA), Centro 
(CEN), Buenos Aires/Gran Buenos Aires (GBA-BAS), Litoral (LIT), Noreste (NEA) y Patagonia (PAT). 
 
 El gráfico siguiente resume la situación en el año 2005 con relación a la generación de energía 
en el país y las tecnologías empleadas. 
 
 
 
 
 
 
El sistema Interconectado Nacional 
 
Ver GEOGRAFICO del SADI (1649 kb- PDF- Marzo 2010 
 
 
 
Centrales Eléctricas 
Unidad Tipo Ubicación Combust Año de inaug. 
Capacidad 
Instalada 
(MW) 
Yacyretá Hidroeléctrica Corrientes 1998 3.100 
Central térmica Costanera 
Cicl comb.y turb. de vap 
de cic ab. Ciudad de Buenos Aires Gas y Fueloil 1963 2.319 
Salto Grande Hidroeléctrica Concordia, Entre Ríos 1979 1.890 
Piedra del Águila Hidroeléctrica Collón Curá, Neuquén 1993 1.424 
El Chocón Hidroeléctrica Villa El Chocón, Neuquén 1973 1.227 
Alicurá Hidroeléctrica Neuquén 1985 1.028 
Central Puerto Ciclo combinado Ciudad de Buenos Aires Fueloil 1995 1.178 
Central Dock Sud Ciclo combinado Buenos Aires Gas y Fueloil 2001 870 
AES Paraná Ciclo combinado San Nicolás, Buenos Aires Gas y Fueloil 840 
Central Gral. Belgrano Ciclo combinado Campana, Buenos Aires Gas y Fueloil 2008 837 
Central Gral. San Martín Ciclo combinado Timbúes, Santa Fe Gas y Fueloil 2008 837 
Complejo Hidroeléctrico Río Grande Hidroeléctrica Valle de Calamuchita, Córdoba 1986 750 
Central Térmica Luis Piedra Buena Ciclo combinado Ingeniero White, Buenos Aires Gas 696 
Atucha II Nuclear Lima, Buenos Aires Uranio 
2010 
(estimado) 692 
Central Térmica Genelba Ciclo combinado Marcos Paz (Buenos Aires) Gas 1999 670 
Embalse Nuclear Embalse de Río Tercero, Córdoba Uranio 1983 650 
Agua de Cajón Ciclo combinado Neuquén Gas y Fueloil 643 
Central Pilar Ciclo combinado Córdoba Gas y Fueloil 556 
Cerros Colorados Hidroeléctrica Neuquén 1980 450 
Futaleufú Hidroeléctrica Chubut 1976 448 
Central Térmica Tucumán (El 
Bracho) Ciclo combinado El Bracho, Tucumán Gas 1996 440 
Central Loma de la Lata Ciclo combinado Neuquén Gas 1994 369 
Central Gral. Güemes Ciclo Simple Gral. Güemes, Salta Gas 361 
Atucha I Nuclear Lima, Buenos Aires Uranio 1974 350 
Central Térmica San Nicolas Ciclo Simple San Nicolás, Buenos Aires Carbón 350 
Central Térm S M de Tuc. (El 
Bracho) Ciclo combinado El Bracho, Tucumán Gas 330 
Central Térm. Pluspetrol Norte (El 
Bracho) Ciclo simple El Bracho, Tucumán Gas 232 
Los Reyunos Hidroeléctrica Mendoza 1983 224 
Central Sorrento Ciclo combinado Rosario, Santa Fe Gas y Fueloil 160 
Agua de Toro Hidroeléctrica San Rafael, Mendoza 1982 150 
Central Buenos Aires Ciclo combinado Buenos Aires Gas y Fueloil 150 
Piedras Moras Hidroeléctrica Segunda Usina, Córdoba 1979 145 
Represa Los Caracoles Hidroeléctrica 
Quebrada de Los Caracoles, S 
Juan 2009 125 
 
 Siendo la compra de energía la opción obvia a ser analizada inicialmente y que como 
expresáramos, se trata de una decisión estratégica para las compañías, resulta entonces 
imprescindible conocer las características del mercado eléctrico al que se recurrirá. 
 En Argentina, la generación, transporte, distribución y comercialización de energía es una 
actividad realizada por agentes privados, pero dado el carácter e impacto público y social que tienen 
estos servicios, el Estado actúa como ente regulador fijando el Marco Regulatorio de la actividad a 
través de la Ley N° 24.065 que encuadra el Mercado Eléctrico. Entonces resulta importante conocer 
los actores que participan de la actividad: 
 
1. MEM (Mercado Eléctrico Mayorista): es el ámbito de concurrencia y participación de las partes 
interesadas en este servicio y tiene por objetivo garantizar las condiciones de competencia en la 
oferta y asegurar la optimización de los recursos puestos en juego para una prestación segura y 
confiable. El MEM abastece hoy el 93% de la demanda del sistema eléctrico argentino y está 
asociado al Sistema Argentino de Interconexión (SADI) con 9670 km de líneas de 500 kV y 14.214 
km de líneas de 132 y 220 kV, que cubren casi toda la extensión del país. Puesto que la 
energíaeléctrica no puede almacenarse y resulta necesario igualar la demanda con la oferta de 
manera instantánea y esto requiere definir quien, donde y cuanto debe generarse, se creó entonces 
una entidad que definiera estas cuestiones llamada Organismo Encargado de Despacho (OED). El 
despacho físico de las centrales se efectúa según un orden de mérito basado en el costo de 
generación de las mismas. 
 De esta forma van ingresando primeramente las centrales más eficientes y económicas y 
luego las más caras hasta lograr cubrir la totalidad de la demanda y la necesidad de reserva de 
potencia en cada momento. Este procedimiento se llama despacho óptimo de cargas . La 
coordinación de las operaciones de despacho, la responsabilidad por el establecimiento de los 
precios mayorista y la administración de las transacciones comerciales a través del SADI, se efectúan 
a través de CAMMESA (Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista, Sociedad 
Anónima), que es una sociedad mixta propiedad de los agentes del MEM y el Estado. Los agentes 
participantes del MEM son: 
 
 • Generadores: comprende a las centrales eléctricas que colocan su producción de energía 
eléctrica en forma parcial o total en el sistema de transporte y/o distribución. Ejemplo: Luján de Cuyo 
SA, Central Térmica Güemes SA, Dock Sud SA, etc. 
 • Transportadores: son los responsables de la transmisión y transformación de la energía 
eléctrica desde el punto de entrega del generador hasta el punto de recepción del distribuidor o gran 
usuario. La energía eléctrica se transporta en líneas de alta tensión que operan a 500, 330 y 220 kV. 
Si el transporte se efectúa en líneas de media tensión estas operan a 32 y 13,2 kV. Ejemplo: 
Transnea, Transnoa, Transener, etc. 
 • Distribuidores: comprende a los responsables dentro de la zona asignada, de abastecer a 
usuarios finales que no tengan la posibilidad de contratar su suministro en forma independiente. 
Ejemplos: Edenor, Edesur, Emsa, etc. La distribución domiciliaria se efectúa en líneas de baja tensión 
que operan a 380 y 220 voltios. 
 • Comercializadores : actúan en el mercado fomentando la competencia ofreciendo a 
los usuarios servicios diferenciados que se adecuen mejor a sus requerimientos energéticos 
 • Consumidores : los usuarios o consumidores pueden comprar energía para satisfacer su 
demanda de dos formas: 1) a través del Distribuidor de su zona o 2) directamente a un Generador o 
Comercializador reconocido si cumple con los siguientes requisitos de consumos: 
� GUMA (Grandes Usuarios Mayores): tener una demanda de potencia para 
consumo propio igual o mayor a 1 Mw y de energía igual o superior a 4380 MWh 
anuales. Tener también contratado en el Mercado a Término (MAT), como mínimo, 
el 50% de su demanda de energía eléctrica con Generadores o Comercializadores 
de Generación y por un plazo mínimo de un mes, aunque se estipule hacerlo por 
tres meses. 
� GUME (Grandes Usuarios Menores): tener una demanda de potencia para 
consumo propio igual o mayor a 30 kw y menor a 2000 kw. Tener contratada el 
100% de su demanda de energía eléctrica con un Generador o Comercializador 
reconocido por el MEM y por un plazo de 6 meses. 
� GUPA (Grandes Usuarios Particulares): tener una demanda de potencia para
 consumo propio igual o mayor a 30 kw y menor a 100 kw. Tener contratada el 
100% de su demanda de energía eléctrica con un Generador o Comercializador 
reconocido por el MEM y por un plazo de 1 año. 
2. Secretaría de Energía: tiene como responsabilidad principal la organización del 
mercado eléctrico y la definición de las normas y regulaciones necesarias. Es 
responsable también de las políticas tarifarias. 
3. Ente Nacional de Regulación Eléctrica (ENRE):es el organismo encargado de 
supervisar el cumplimiento de las normas y obligaciones por parte de los 
concesionarios y atender las objeciones y oposiciones de los intereses afectados en 
la prestación del servicio 
 En función de la demanda de energía se estará en condiciones de categorizar la industria 
analizada y negociar los precios del servicio en el mercado eléctrico. 
 El precio de la energía eléctrica está determinado por un conjunto de variables entre las 
que podemos mencionar: 
� La demanda de energía en cada región 
� La potencia instalada en cada región 
� Los precios de los combustibles usados (gas natural , fuel oil, gasoil) 
� El grado de disponibilidad de los equipos 
� La capacidad de transporte del sistema desde las zonas productoras 
hacia las áreas consumidoras. 
� Tipo de central generadora (turbovapor, turbogas o de ciclo combinado) 
y su rendimiento térmico efectivo. 
� Disponibilidad para consumo de los combustibles baratos 
� Aporte de agua de los ríos que alimentan los embalses de las centrales 
hidráulicas. 
 
 Además del precio de la energía, se evaluará la confiabilidad, disponibilidad, posibilidades de 
ampliación de consumos, etc, ofertados por los proveedores posibles. 
 La calidad de servicio se mide en base a dos parámetros: 
� Cantidad de interrupciones (cortes / clientes / año) 
� Tiempo medio de interrupción del servicio (horas / cliente / año) 
 Esto deberá ser muy tenido en cuenta al efectuar el análisis de problemas potenciales que 
puede acarrearle al proceso y prever la fuente de suministro de energía de emergencia. También será 
importante analizar la operación de la planta industrial ya que puede ser posible efectuar las 
actividades de mayor consumo en horarios donde la demanda a la red pública sea mínima y por ende 
tenga otro precio la energía . 
 En efecto, la demanda de energía tiene no solo una estacionalidad a lo largo del año sino 
también durante la semana y dentro de un mismo día. A lo largo del año las variaciones mayores 
estarán dada por las estaciones de invierno y verano donde en un caso vendrán motivadas por una 
mayor necesidad de calefacción e iluminación mientras que en el verano estarán dadas por mayores 
necesidades de refrigeración y aire acondicionado 
 Para evaluar las variaciones de la demanda dentro de un mismo día, CAMMESA divide 
las 24 horas en tres períodos: 
� Período Pico: es el que va desde las 18 a 23 hs y donde se registra la 
mayor demanda que puede ser entre un 15 a 18% mayor que las 
diurnas. 
� Período Diurno : es el que se extiende desde las 5 a 18 horas y puede 
ser hasta un 20% mayor que las del período nocturno. 
� Período de Valle: es el que se extiende desde las 23 a 05 hs y 
representa el momento de menor demanda energética. 
 
 Dentro de la semana también es visible el cambio que experimenta la demanda, siendo 
menor los días domingos y mayor los días laborables. Todas estas consideraciones deberán ser 
hechas como expresáramos a los fines de poder compatibilizar las operaciones con la función 
demanda, de manera de obtener este servicio con la mayor calidad posible y sin interrupciones en la 
marcha que provoquen pérdidas de productividad. El gráfico siguiente muestra una curva de 
demanda indicando las diferencias entre el consumo real, el proyectado y el programado para la 
entrada de las centrales. El gráfico y la tabla posterior enseña como se distribuye el consumo de 
energía en el país entre los diferentes usuarios y los niveles de demanda entre distintos países 
 
 
 
 • Curva amarilla: demanda real de energía en el sistema de interconexión 
 • Curva verde: demanda prevista o proyectada 
 • Curva roja: demanda programada 
 
 
 La distribución del consumo de energía es una muestra clara acerca de cual de los sectores 
participantes motoriza el crecimiento de un país y es también un reflejo del nivel de actividad del 
mismo. Cuanto más alto sea este valor mayor será el estándar de vida de esa sociedad pero así 
también más alto será la contaminación ambiental ocasionada por la mayor necesidad de generación 
de energía. La tabla siguiente muestra los consumos por habitante de distintos países 
correspondientes al año 2000, según el World Development Report. 
 
Tabla N°3 – Consumo per cápita / emisión de gas car bónico 
País Tn equivalentes 
petróleo por 
habitante 
Kw-h/habitante Emisión de CO 2 
en tn/hab año 
USA 8.07 11822 20 
España 2.72 3899 5.9 
Chile 1.57 2011 3.4 
Brasil 1.05 1734 1.7 
Argentina 1.73 1634 3.7 
 
 
 
 Con respecto al uso de de la energía eléctrica, en Argentina, el diagrama de Pareto que sigue 
nos muestra la distribución en función de los clientes. 
 
 
 
 
 
Generación de Energía en Plantas de Procesos 
Cogeneración 
 
 Las industrias de procesos (alimenticios, químicos, farmacéuticos, celulosa, etc.) requieren de 
energía eléctrica o mecánica tanto para el accionamiento de los equipos y máquinas de producción 
como para los diversos servicios también. Ejemplo, energía para: bombas, agitadores, 
transportadores, iluminación, refrigeración, comunicaciones, etc. En ellas también muchos procesos y 
operaciones necesitan energía térmica para alguna o diversas fases del procedimiento de 
elaboración, tales como: 
 
� Calentamiento 
� Enfriamiento 
� Evaporación 
� Secado 
� Destilación 
� Congelación 
� Pasteurización 
� Cristalización 
� Condensación 
� Procesos químicos 
 
 En estas actividades, la temperatura y otras variables son vitales en el proceso de fabricación 
y no lograr los valores deseados en ellas pueden ocasionar problemas tanto en la producción como 
en la calidad del producto elaborado. 
 El medio de transporte de la energía térmica más utilizado en la industria es sin dudas, 
el vapor de agua , que puede consumirse en cinco categorías: 
� Por contacto directo a través de inyectores, eyectores, toberas, etc. 
� Contacto indirecto con posible contaminación de condensado: calentadores, serpentín. 
� Contacto indirecto sin posible contaminación de condensado: destilación, 
pasteurizador. 
� Reactante en procesos y operaciones: stripping, hidrolizado, etc. 
� Fuerza motriz en turbinas o máquinas alternativas 
� 
 Además del vapor de agua pueden utilizarse también otros fluidos: 
� Aire seco 
� Aire húmedo 
� Gases puros 
� Vapores varios 
� Mezclas de gases y/o vapores 
� Agua 
� Soluciones orgánicas 
 
 Los requerimientos energéticos mencionados pueden obtenerse de dos formas posibles: 
 1. Generación paralela: implica generar por un lado, vapor o gases calientes para satisfacer 
la demanda térmica del proceso y producir por otro, a través de alguna máquina térmica la energía 
eléctrica necesaria. Aquí puede darse el caso de utilizar para generar la energía térmica un 
combustible desecho de los procesos y sin costo alguno y emplear un combustible diferente para la 
generación de energía eléctrica en la máquina térmica adoptada. Este esquema de trabajo exigirá 
inversiones en las instalaciones pertinentes (caldera, horno, turbina de vapor o gas, motor Diesel, 
etc.) y tendrá según el o los combustibles utilizados y sus precios, un costo operativo dado. 
 2. Cogeneración: se llama así a la producción secuencial de energía eléctrica y térmica a 
partir de una sola fuente de energía. Esta producción simultánea de fuerza motriz y calor para 
procesos a partir de un mismo combustible tiene grandes ventajas y se caracteriza por sus elevados 
rendimientos respecto del esquema anterior de generación paralela. Si designamos con (Eq) a la 
energía térmica real suministrada por el combustible quemado; (Et) a la energía térmica útil aportada 
al proceso y (Eg) a la energía útil generada, tendremos: 
� Rendimiento de generación: ηηηηm = Eg / Eq (1) 
� Rendimiento combinado total: ηηηηcg = ( Eg + Et ) / Eq (2) 
 
� Relación de cogeneración: ΨΨΨΨ = Et / Eg (3) 
 
� Rendimiento total de la cogeneración: ηηηηcg= ηηηηm (1 + ΨΨΨΨ) (4) 
 
 Las ecuaciones 2 y 4 nos hacen ver porque razón en estos sistemas los rendimientos son tan 
elevados al obtener dos efectos útiles a partir de una misma fuente térmica, pudiéndose llegar a 
obtener rendimientos combinados entre 70 y 85% 
 Según el orden en el que se produzca la energía eléctrica y térmica los ciclos de cogeneración 
pueden clasificarse según dos grupos, a saber: 
 
� Ciclos Topping : son los más frecuentes y comprende a aquellos en donde la 
energía primaria de los combustibles quemados se convierte en la primera 
etapa en energía eléctrica y en la segunda en energía térmica (generación de 
potencia seguida de calor). Esta secuencia de producción de fuerza motriz + 
calor puede obtenerse mediante: 
a) turbinas de vapor 
b) máquinas de combustión interna (Diesel o turbina de gas) 
c) ciclo combinado, ciclo de Cheng (turbina gas + caldera recuperación + 
turbina a vapor). 
 
� Ciclos Bottoming : en estos la secuencia de generación es inversa al anterior, 
es decir, se produce en una primera etapa el calor para proceso y en una 
segunda se genera la energía eléctrica. Las instalaciones comprenden 
generalmente: 
a) horno u hogar de procesos. 
b) caldera de recuperación. 
c) turbina de vapor. 
 
 Las figuras siguientes muestran las disposiciones para los ciclos citados: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 Muchas industrias trabajan con ciclos de cogeneración tales como la azucarera, alcoholera, 
celulosa y papel, aceitera, las extractivas de tanino y furfural, petroquímicas, etc. algunas de las 
cuales tienen en los productos de desechos su propio combustible con lo cual la generación de 
energía térmica y eléctrica resulta de muy bajo costo .En 2003, la firma Siemens instaló para una 
planta de celulosa y papel en Finlandia una central térmica que opera en cogeneración de 150 Mw, 
siendo la más grande del mundo en este campo de aplicaciones industriales. 
 Veamos algunos indicadores de consumos térmicos y energéticos de algunas industrias para 
ejemplificar de que orden son los estos valores para distintos procesos: 
 1. industria papelera 
 • consumo específico de energía: eg = 1200 a 1500 Kwh / ton. papel 
 • consumo específico de vapor directo: b = 9 a 12 ton vapor / ton. papel 
 2. industria celulósica 
 • consumo específico de energía: eg = 900 a 1000 Kwh / ton. pasta 
 • consumo específico de vapor directo: b = 7 a 9 ton vapor / ton. pasta 
 3. industria azucarera 
 • consumo específico de energía: eg = 20 a 25 Kwh / ton. caña molida 
 • consumo específico de vapor : b = 400 a 500 kg.vapor / ton. caña molida 
 4. industria cervecera 
 • consumo específico de energía: eg = 10 a 12 Kwh / Hl.cerveza 
 • consumo específico de calor: qg = 21000 a 23000 kcal / Hl.cerveza 
 5. industria extractiva (tanino-furfural) 
 • consumo específico de energía: eg = 450 a 480 Kwh / ton.tanino 
 • consumo específico de vapor directo: b = 10 a 12 ton.vapor / ton.tanino 
 6. industria textil (integrada para telas planas de algodón y mezcla poliester + algod.) 
 • energía eléctrica: 25 a 35% 
 • energía térmica: 65 a 75% 
 Estos consumos de distribuyen de la siguiente forma entre los distintos sectores: 
 Hilandería: 30% - Tejeduría: 27% - Terminación: 43% 
 
 Los datos anteriores son muy importantes ya que nos permiten definir el tipo de demanda 
energética de cada industria y en función de esto evaluar las alternativas posibles de generación. 
Según la relación de cogeneración que presente cada proceso, esto es, 
ΨΨΨΨ= Et / Eg 
 
Se recomienda recurrir a las diferentes máquinas térmicas cuando sus valores sean: 
� ΨΨΨΨ = 0. 6 a 1.2 - analizar un motor Diesel 
� ΨΨΨΨ = 2.3 a 4.8 - analizar una turbina a gas 
� ΨΨΨΨ ≥ 4. 4 - analizar una turbina a vapor de contrapresión 
 En la figura siguiente se muestra las ventajas de la cogeneración con relación a los ciclos 
estándar por medio de dos diagramas tipo Sankey. 
 
 
 
Rendimientos Efectivos de los Ciclos Térmicos 
 Obtener la máxima energía útil a partir de la exergía química de los combustibles quemados 
en los hogares de las calderas es una preocupación de larga data en el campo de la ciencia y la 
técnica. Esta preocupación fue creciendo con el correr del tiempo en virtud que los combustibles son 
recursos energéticos estratégicos no renovables y de aquí que todos los esfuerzos que se hagan 
para darles un uso racional dentro de la industria deben ser atendidos. El siguiente Diagrama de 
Sankey muestra la secuencia de transformaciones energéticas que sufren los combustibles en las 
instalaciones térmicas actuales. 
 
 
 
 
 Estas transformaciones, como se estudió en Termodinámica, acontecen con grandes pérdidas 
de exergía que van reduciendo la capacidad de obtener potencia útil en las máquinas térmicas que la 
utilizan y haciendo su operación costosa. Está claro que ninguna industria podrá sobrevivir en un 
entorno global cada vez más competitivo operando con grandes costos. Será su responsabilidad 
evaluar las alternativas que conduzcan a las menores inversiones y costos operativos. 
 La tabla siguiente resume los rendimientos térmicos efectivos (η) o netos posibles de obtener 
en los distintos ciclos actuales y los consumos específicos de calor (β) . 
 
 
Tabla N°4 – Rendimientos Térmicos Efectivos 
 
Tipo de Instalación ηηηη (%) ββββ (Kcal / Kw-h ) 
Ciclos de Cogeneración 70 – 85 1000 - 1250 
Ciclos Combinados 45 – 57 1500 – 1800 
Ciclo Diesel 38 – 45 1900 – 2200 
Ciclo Rankine – turbovapor 38 – 41 2000 – 2300 
Ciclo Brayton - turbogas 34 – 36 2300 – 2500 
 
 
 Finalmente y vistos los conceptos anteriores es fundamental recalcar, el rol principal que juega 
el ingeniero de procesos en esta etapa del proyecto industrial, ya que reside en sus manos la 
posibilidad de optimizar los ciclos energéticos mediante balances exergéticos o mediante la 
tecnología Pinch de manera de obtener finalmente procesos energéticamente optimizados que les 
otorgarán como industria claras ventajas competitivas respecto de otros competidores. El Diagrama 
de Sankey como mencionáramos es una herramienta visual muy útil tanto en el plano cuantitativo 
como cualitativo como lo enseña el siguiente. 
 
 
Bibliografía Consultada 
1. Haywood R., Ciclos termodinámicos de potencia y refrigeración– Edit Limusa 2000 
2. Elliot T – Standard Handobook of Power Plant Engineering – McGraw Hill, 1989 
3. Rizhkin V.Y - Centrales Termoeléctricas, tomo I y II –.. Edit.Mir 1983 
4. Ahern J – The exergy method of energy systems analysis – Edit JW& Sons, 1980 
5. Baher H.D - Termodinámica Técnica - Edit. Montesó 1979 
6. Torreguitar y Weiss - Combustión y generación de vapor –. Edit.Prisma Pub 1975 
7. Mesny M - Generación de vapor – Edit.Alsina, 1983 
8. Babcock & Wilcox – Steam, its generation and use, 37° Edit. 1969 
Web Site visitados 
 
• http: // europa.eu.net.int / comm / energy 
• http: // www.petrobraseelectricidad.com 
• http: // www.cammesa.com.ar 
• http: // www.ree.es 
• http: // www.energia.mecon.ar