Centrales Termoelectricas 201X

7/26/2019 Centrales Termoelectricas 201X

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UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIAFACULTAD DE INGENIERIA MECANICA

CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION



Dr. Salome Gonzáles Chávez CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION

9 SISTEMAS DE COGENERACION

9.1 FUNDAMENTOS DE LA COGENERACION Y SUS POSIBILIDADES ENEL PERU

9.1.1 DEFINICIONES

COGENERACION

A diferencia de un sistema convencional, que produce bien electricidad o bien energíatérmica para procesos, en sentido estricto la cogeneración consiste en la producciónsimultánea o secuencial de la energía mecánica (que en la mayor parte de los casos setransforma directamente en energía eléctrica) y energía térmica útil para procesos, apartir de la combustión de combustibles fósiles y/o no convencionales

Bajo el punto de vista de la evolución de su utilización, con esta definición general seengloban diferentes tipos de sistemas, que van desde los denominados district heating ,

l bl ió b i d i d d i i t d i ltá t







ENERGIA ELECTRICA

COMPRADA A LA RED

SISTEMA DESISTEMA DE

COGENERACIONCOGENERACION

DEMANDA INDUSTRIAL

DE ELECTRICIDAD Y

CALOR UTILPARA PROCESOS

GENERACION DE

CALOR UTIL

VENTAVENTA

Fig. 9.2 Esquema de instalación de un sistema de cogeneración industrial

Para una utilización efectiva de la cogeneración, es evidente que se requiere un ajusteapropiado entre las características del sistema y las necesidades energéticas de laindustria, centro residencial o comercial en que se aplique. En este sentido, seránecesaria una auditoria energética previa, que detalle la variación, en el tiempo, de lademanda de energía eléctrica y térmica, los planes de funcionamiento futuros, así como

l t í ti d l l t id d h í di t




favorece la recuperación de divisasc) Mejora del medio ambiente. Se reducen las emisiones contaminantes al medio

ambiente por quemar menos combustibles tradicionales en grandes escalasd) Industrialización de zonas alejadas del sistema eléctrico interconectadoe) Diversificación de fuentes energéticasf) Disminución de pérdidas en transporte y distribución de la energía eléctrica;

dado a las instalaciones ubicadas muy cercanas a los sistemas de consumoenergético

En el siguiente cuadro se muestra en resumen una comparación entre los sistemas decogeneración y los sistemas convencionales

EnergíaEléctrica

Una central de cogeneración representa, de hecho,disponer de una segunda fuente de energía eléctrica,además de la red, de alta confiabilidad.

Contribuye a la estabilización de la tensión en la red(dado que mejora el equilibrio al reducir la intensidadeléctrica circulante desde las subestaciones dedistribución hasta los consumidores) y enconsecuencia, reduce las pérdidas de energía en lared.

Las actuales tecnologías de control permiten aseguraruna óptima calidad de la energía eléctrica generada,t t t ió f i d




completamente automáticas y requieren de muy pocaatención. El mismo personal que lleva las calderaspuede ocuparse de ellas. Es conveniente que exista untécnico encargado de la planta que la conozcacompletamente, que se ocupe de su supervisión y quepueda comunicarse con los fabricantes de los equiposy los encargados de mantenimiento para eventualesintervenciones.

Combustibles

Empleados

El gas natural dentro de la gama de combustibles es elmás conveniente, el que menos contamina y el quepermite disponer de sistemas de generación másmodernos y eficientes. Asegura también la viabilidadde su operación al ser un combustible muy limpio.

Seguridad Las plantas de cogeneración disponen de modernossistemas de control y seguridad que impiden laaparición de accidentes graves. De todas formas, esconveniente la contratación de seguros de accidentesy de incumplimiento para cubrir estas eventualidades.

Vida delproyecto

Las plantas de cogeneración, adecuadamentemantenidas y operadas pueden estar operativas porperiodos de entre 20 y 30 años.

E l l t d ió d i á




9.1.3 REGLAMENTO ACTUAL DE COGENERACION EN EL PERU

A continuación se presenta el Reglamento de Cogeneración del Perú. En su versióninicial fue aprobado con Decreto Supremo Nº 064-2005-EM, siendo posteriormenteactualizado (al 13 de setiembre del 2010) con las modificaciones realizadas medianteD.S. N° 037-2006-EM (07-07-2006), posteriormente con Decreto Supremo Nº 082-2007-EM y, finalmente con Decreto Supremo Nº 052‐2009‐EM publicado el 20 junio 2009.

Artículo 1. Objeto

El presente Reglamento tiene por objeto definir los criterios a considerar en laCogeneración, así como establecer los requisitos y condiciones para que las centrales decogeneración participen en el mercado eléctrico.

Artículo 2. Ámbito

Están comprendidas dentro del alcance del presente Reglamento, las Centrales deCogeneración Calificadas que operen conectadas a los sistemas eléctricos dedistribución o transmisión normados por el Decreto Ley Nº 25844, Ley de ConcesionesEléctricas, y su Reglamento, aprobado mediante Decreto Supremo Nº 009-93-EM.

Los aspectos no previstos en el presente Reglamento, se sujetan a las disposiciones dela Ley de Concesiones Eléctricas, su Reglamento y demás normas aplicables a lasactividades eléctricas.

A tí l 3 D fi i i Gl i d Té i




de cogeneración cuando cumple los requisitos establecidos en los artículos 4 y5 del presente Reglamento.

3.7 Cogenerador .- Es la persona natural o jurídica, nacional o extranjera, que estitular de una Central de Cogeneración Calificada. Las personas jurídicas deberánestar constituidas con arreglo a las leyes peruanas.

3.8 Dirección.- Es la Dirección General de Electricidad del Ministerio de Energía y

Minas.

3.9 Ley.- Es el Decreto Ley Nº 25844, Ley de Concesiones Eléctricas.

3.10 Reglamento.- Es el Reglamento de la Ley de Concesiones Eléctricas,aprobado por el Decreto Supremo Nº 009-93-EM.

3.11 SEIN.- Es el Sistema Eléctrico Interconectado Nacional.

3.12 COES.- Es el Comité de Operación Económica del Sistema EléctricoInterconectado Nacional.

Otros términos no comprendidos en el presente Artículo tendrán el significado establecidoen la Ley y el Reglamento. Cuando se haga referencia a un artículo sin mencionar lanorma a la que pertenece, debe entenderse referido al Reglamento de Cogeneración.

Artículo 4. Solicitud de Calificación de Centrales de Cogeneración




De existir deficiencias o si se hubiese omitido información, la Dirección observará lasolicitud y notificará al solicitante para que la subsane dentro del plazo de quince (15)días hábiles de notificado, bajo apercibimiento de declarar improcedente la solicitud.La Dirección se pronunciará sobre la solicitud de Calificación de la central decogeneración dentro del plazo de treinta (30) días hábiles desde la fecha depresentación. Vencido dicho plazo sin pronunciamiento alguno, se entenderá aprobada lasolicitud. La Calificación deberá ser otorgada mediante Resolución Directoral de laDirección General de Electricidad, la que será publicada por cuenta del Cogenerador. La

Calificación entrará en vigencia a partir del día siguiente de su publicación en el DiarioOficial El Peruano.3 [3 Párrafo modificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº082‐2007‐EM, publicado el 24 noviembre 2007]

El plazo otorgado para subsanar observaciones, no será computado para los efectos delplazo señalado en el párrafo anterior.

Artículo 5. Valores Mínimos de Rendimiento Eléctrico Efectivo (REE)

Para efectos de la Calificación, los titulares de las centrales de cogeneración deberánacreditar valores mínimos de REE, según combustible y/o tecnología.Tratándose de centrales de cogeneración que utilicen como combustible el gas natural,además acreditarán valores de relación entre Energía Eléctrica y Calor Útil (C) iguales osuperiores a los indicados en el cuadro siguiente:




Q : Energía suministrada por el combustible utilizado, calculada en MW.h y conbase a su poder calorífico inferior.V : Calor Útil, expresado en MW.h.

La determinación del REE se efectuará para las condiciones de operación en su máximacapacidad de cogeneración durante dos (2) horas de operación continua. 4 .[ 4 Artículomodificado por el Artículo 1 del Decreto Supremo Nº 082‐2007‐EM, publicado el 24noviembre 2007]

Artículo 6. Precio de gas natural aplicable al Cogenerador

Tanto el precio de Gas Natural como las tarifas de Transporte y Distribución de Gasaplicables a los Cogeneradores para las Centrales de Cogeneración Calificadas, seránlos mismos que corresponden para “Generadores Eléctricos” conforme a lo dispuesto porla Ley de Promoción del Desarrollo de la Industria del Gas Natural, Ley Nº 27133 y suReglamento aprobado por el Decreto Supremo Nº 040-99-EM.

El Cogenerador podrá contratar el suministro, transporte y distribución de gas natural querequiera para su uso propio y para el uso de la actividad productiva asociada a dichacogeneración. Para estos efectos, se deberá contar con sistemas o equipos de mediciónindependientes que permitan diferenciar el gas consumido tanto para cogeneración comopara la actividad productiva asociada a dicha cogeneración.

Lo establecido en el primer párrafo del presente artículo es aplicable únicamente alvolumen de gas consumido para la cogeneración.5 [5 Artículo modificado por el Artículo 1

S º




Artículo 8. Energía y Potencia Firme de Centrales de Cogeneración Calificada

Para determinar la Energía Firme a que se refiere el inciso b) del Artículo 103 delReglamento, para las Centrales de Cogeneración Calificadas se empleará la energíaeléctrica que se proyecta entregar al SEIN en cada año calendario. El COES adecuará elProcedimiento correspondiente.

La Potencia Firme a que se refiere el inciso a) del Artículo 110 del Reglamento para las

Centrales de Cogeneración Calificadas, se calculará como el promedio de las potenciasmedidas en bornes de las unidades de generación eléctrica durante el mes deevaluación..Para la aplicación de lo establecido en los párrafos precedentes, el COES deberá teneren consideración los límites determinados por la producción asociada de Calor Útil de laCentral de Cogeneración Calificada.

Artículo 9. Egresos y pagos por Potencia eléctrica

La liquidación de los Egresos por Compra de Potencia y el Pago por Potencia de unCogenerador integrante del COES se efectuará de conformidad con el Artículo 111 delReglamento. Para tal efecto, el Autoconsumo de Potencia en la hora de máximademanda mensual se considerará como una compra de potencia al sistema, queconstituye un Egreso por Compra de Potencia atribuible al Cogenerador. Los Ingresos Adicionales por Potencia Generada en el Sistema de una Central de CogeneraciónCalificada serán determinados conforme al Artículo 113 del Reglamento.




clientes libres, tomando en cuenta lo especificado en los Artículos 101 y 102 delReglamento. Las transferencias de energía que resulten de la operacióneconómica del Sistema, serán liquidados según los procedimientos del COES.

13.2 El Cogenerador que no sea integrante del COES, debe tener contratada laventa de la totalidad de su Potencia y Energía Entregada al Sistema condistribuidores, generadores y/o clientes libres.

Artículo 14. Tratamiento de una Central de Cogeneración Calificada sin producciónde Calor útil asociado

Cuando una Central de Cogeneración Calificada no esté operando para producir CalorÚtil, estará sujeta a las mismas reglas y procedimientos aplicables a las unidadestermoeléctricas del SEIN. Para este efecto, el Cogenerador deberá informar al COES si lacentral está o no disponible para operar en estas condiciones. El COES adecuará losprocedimientos correspondientes para tomar en consideración las distintas modalidadesde operación de las Centrales de Cogeneración Calificadas.

Artículo 15.- Fiscalización

Corresponde al OSINERG la fiscalización del cumplimiento de las obligaciones delCogenerador.

El OSINERG efectuará periódicamente pruebas para determinar los valores reales deREE y C de las Centrales de Cogeneración Calificadas, en la cual los valores de E, Q y V




9.2 INGENIERIA DE LA COGENERACION

9.2.1 PARAMETROS CARACTERISTICOS

9.2.1.1 CONSUMO DE ENERGIA PRIMARIA O ENERGIA DEL COMBUSTIBLE

Es la energía del combustible que ingresa al sistema de cogeneración. Se determina apartir del poder calorífico inferior del combustible (PCI) y el consumo másico (ovolumétrico) por unidad de tiempo que demanda la planta de cogeneración.

La cuantificación energética de un sistema de cogeneración, en el proceso de evaluacióntécnica se puede realizar bien en términos de potencia o en términos de energía a unlapso de tiempo (generalmente un año)

Por ejemplo: sea una planta de cogeneración a gas natural conformado por un ciclocombinado turbina a gas, caldera de recuperación con producción de vapor útil de mediapresión (MP) y turbina a vapor de contrapresión con aprovechamiento de vapor útil debaja presión (BP), cuyo esquema y balance energético se muestra en la figura adjunta

Calor Util (Vapor MP)

4700




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

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

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

- Pérdidas energéticas en la turbina a gas : 8%

- Pérdidas energéticas en la turbina a vapor : 8%

- Rendimiento global de la caldera de recuperación : 84%

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

- Horas de funcionamiento anual : 6000 h/a

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

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




9.2.1.2 PRODUCCION DE ENERGIA ELECTRICA

Es la energía eléctrica total generada por el sistema de cogeneración, en bornes delgenerador o generadores eléctricos. Para el caso:

Producción de energía eléctrica en el set turbogas:

ETG = 1200 kW

Producción de energía eléctrica en el set turbovapor:

ETV = 400 kW

La producción total de electricidad por el sistema de cogeneración será:

ET = ETG + ETV = 1600 kW

9.2.1.3 PRODUCCION DE ENERGIA TERMICA UTIL

Es la energía térmica útil total, calor útil, producida por el sistema de cogeneración

Para el caso consiste en vapor de media presión y vapor de baja presión:




VT = VU MP + VU BP = 6,400 kW t

9.2.1.4 RENDIMIENTO ELECTRICO

Es la relación entre la producción total de electricidad y el consumo total de combustibleen el sistema de cogeneración

100T

T

EQ

ER

En el ejemplo, se tiene:

10010000

1600RE = 16 %

9.2.1.5 RENDIMIENTO GLOBAL O TOTAL

También le denominan factor de utilización de la energía; viene a ser la relación entre laenergía total útil (electricidad total mas calor útil total) y el consumo total de combustibleen el sistema de cogeneración

100

TT

T Q

VER




Variaciones y valores máximos y mínimos

Por ejemplo, si R > 0.5, se trata de empresas o usuarios consumidores de energíaeléctrica, tales como grandes talleres electromecánicos, comerciales y de servicios.

Si R < 0.1, se trata de empresas o usuarios consumidores de calor como fábricas decemento, cales, cerámicas, etc.

Cuando esta relación tenga un valor unitario o cercano a la unidad, se trata de empresas

o industrias de consumo equilibrado, como fábricas de papel, industria química,petroquímica, alimentaria, textil, etc.

En la tabla siguiente se presenta el tipo de tecnología o sistema de cogeneración, larelación R, y la temperatura del fluido caliente correspondiente que se puede generar porel mismo sistema. Lo cual da una primera aproximación de la tecnología que se puedeaplicar en un caso específico.

Relación calor/electricidad para distintas tecnologías

Sistema de cogeneración Relación ( R ) Temperatura de fluidocaliente

Motor de combustión interna De 0.8 a 2 De 120 a 400°C

Turbina de vapor De 2 a 30 De 120 a mayores de 400°C

Turbina de gas De 1.2 a 4 De 80 a 150°C




Satisfacción parcial de requerimientos eléctricos

Satisfacción al 100% de requerimientos térmicos

Satisfacción parcial de requerimientos térmicos

Satisfacción al 100% de requerimiento eléctricos y térmicos

Dependiendo del análisis realizado se determinará cuál de las alternativas es la más

rentable o conveniente bajo las condiciones económicas y financieras de un proyectoespecífico.

De la operación del sistema se determinará si se contará con excedentes eléctricos tantoen potencia como en energía (mostrado en figura siguiente). De acuerdo al actualreglamento de cogeneración en el Perú, se podrán vender a la red; en el caso contrario,se podrá seguir adquiriendo el fluido eléctrico




Propano, butano 1.10Carbón 1.00

9.2.1.8 PRECIO DE LA ELECTRICIDAD

Es el precio tarifario de la electricidad por tipo de contrata con el distribuidor ocomercializador de energía eléctrica.

9.2.1.9 COSTOS DE OPERACIONConstituye los costos de operación de la instalación de cogeneración; el mismo queinvolucra gastos de mantenimiento, cambio de filtros, aceite de lubricación y otros. Es elvalor que se debe descontar al ahorro bruto que se genera en el sistema integral de laplanta al haberse instalado una planta de cogeneración, para así obtener el ahorro netopor unidad de energía.

9.2.1.10 HORAS DE FUNCIONAMIENTO

Son las horas de funcionamiento anual (a pleno régimen) del sistema de cogeneración

Este se obtiene a partir de las características de la demanda energética de la unidad endonde ha de instalarse el sistema de cogeneración

9.2.1.11 INVERSION EN EL SISTEMA DE COGENERACION




Cabe aclarar el valor del (ICN) no solo depende del sistema de cogeneración, sinotambién de la aplicación específica a la que se destine ya que en ella se definirá cuantocalor se tendrá como útil del potencial total que presente dicho esquema

9.2.2 ESPECIFICACIONES DE LOS MOTORES DE UN SISTEMA DECOGENERACION

9.2.2.1 MOTORES DE COMBUSTION INTERNA -MCI

En sistemas de cogeneración se puede utilizar cualquier tipo de motor de combustióninterna alternativo (de uno o dos tiempos de ciclo Otto o Diesel) y pueden quemarcombustibles muy diversos, que van desde los habituales (gasolina o gasóleo) hastaotros no tan convencionales, como gas natural, propano, butano, biogás, alcoholes, etc.

Las únicas exigencias que deben cumplir los combustibles son que no sean abrasivos.Los MCI destinados a ciclos Otto deben tener un índice de detonación correcto sinpreignición y, si el combustible es líquido, debe vaporizar convenientemente. En el casode ciclo Diesel deben quemar correctamente a las condiciones de final de carrera delémbolo y lubricar correctamente los émbolos de inyección. Es conveniente que elcontenido en azufre sea menor del 3 % y el contenido en vanadio sea bajo (menos de 70ppm vanadio y 125 ppm de pentóxido). Deben tener un poder calorífico superior a las5.340 kcal/m3.

ESPECIFICACION DE LOS MCI




Es un parámetro importante puesto que la potencia nominal del motor aumenta alaumentar la velocidad así como las fuerzas oscilantes y los problemas delubricación.

- Potencia nominal (Nn). Es la potencia neta proporcionada por el motor, encondiciones nominales, una vez descontada la potencia necesaria para mover loselementos auxiliares, como bombas de circulación de agua, bombas delubricación, ventiladores, etc. En un motor de automóvil suele ser el valor pico

obtenido en un banco de pruebas, mientras que para un motor industrial se basaen el funcionamiento en marcha continua.

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

p = 1224 x motor de 4 tiempos

p = 612 x motor de 2 tiempos

- Turboalimentación. El motor se alimenta con aire a una presión superior a laatmosférica, ejercido por un compresor, con el fin de aumentar la potencia delmotor y mejorar su eficiencia. Los gases de escape se hacen pasar a través deuna turbina que mueve directamente al compresor; de esta forma se aprovecha

V xrpm

N n

V xrpm

N n




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

El rendimiento como generador eléctrico será algo menor puesto que deberá tenerse en




Las características que sirven para especificar las turbinas, una de las cuales es lapotencia, están considerablemente afectadas por las condiciones de aire en la admisiónal compresor. Por este motivo deben darse en unas condiciones específicas: 15 ºC y1,013 bar (condiciones ISO).

Para una visión cuantitativa, se incluyen algunos valores máximos y mínimosaproximados extraídos del Internacional Turbomachinery Handbook de 1994.

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

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

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

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




Turbina sin recuperador

Básicamente está conformada por un compresor, un quemador y la turbina propiamentedicha. El compresor admite aire atmosférico, que se comprime ganado masa y presiónpara luego pasar a la cámara de combustión donde se inyecta y quema combustible. Losgases calientes salen por 3 y entran a la turbina, donde se expanden hasta lascondiciones de expulsión, liberándose a la atmósfera o llevándose al un sistema derecuperación de calor de cogeneración.

La potencia consumida por el compresor está dada por:

)(12 hhm N

aa

Donde:ma es el caudal másico de aireh1 es la entalpía del aire en la admisión del compresor.

h2 es la entalpía del aire en la salida del compresor.




e es el rendimiento eléctrico del generador

Dado que la masa se conserva, el caudal de gases de escape es:

ca g mmm

Donde mc es el consumo de combustible por unidad de tiempo.

La compresión del aire conlleva aumento de temperatura, así el aire que llega al

compresor sale a una presión y temperatura mayores; este aire llega a la cámara decombustión donde se calienta todavía más; luego se produce la reacción de combustióncon el combustible eyectado, liberándose así los gases producto a grandes temperaturasque llegan a la entrada de la turbina en donde se expanden para transformarse enenergía mecánica. Como la cantidad de energía mecánica obtenible de un gas depende,en parte, de su temperatura de entrada a la a turbina, interesa que sea lo más altaposible siempre que no afecte a la estructura de la turbina. Esta limitación, de hecho nosuele rebasar los 1300 ºC, obliga a trabajar con caudales de aire muy superiores alnecesario para la combustión estequiométrica del combustible consumido.

El rendimiento total de la planta para generar electricidad, vendrá dado por el cociente:

c

e

m x PCI

N

Turbina con recuperador




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

)()()()(2564 t t cpmt t cpm N

aa g g ac

Dondecpa es el calor específico medio del aire entre t2 y t5.Cpg es el calor específico medio de los gases de escape entre t6 y t4

Dado que los gases se expulsan más fríos, habrá una disminución en la cantidad de calorrecuperable equivalente al ahorro de combustible.

La presencia de un recuperador mejora el rendimiento eléctrico del turbogenerador, tieneun heat rate menor y disminuye la relación calor/electricidad del cogenerador, puesto queel calor recuperable es menor

Efectos de las condiciones externas

Las características de funcionamiento de las turbinas a gas dependen considerablementede las condiciones del aire en la admisión del compresor de la turbina y del escape de losgases.

Los fabricantes suministran datos, gráficas o tablas, que permiten calcular lasprestaciones de la turbina cuando no trabaja en condiciones ISO.




)1(3n

g g t ret cpm N

Donde:T3 es la temperatura absoluta en la admisión de la turbina

34 / p pre es la relación de expansión

Si la presión de escape de la turbina, p4, aumenta, la potencia proporcionada por la

expansión de los gases disminuye y la potencia eléctrica también, el rendimientoempeora y aumenta la relación calor/electricidad del equipo de cogeneración

El sistema de evacuación de gases de escape y de recuperación de calor (cámaras desecado, calderas de recuperación, filtros, silenciadores, etc.) afecta sensiblemente lapotencia eléctrica suministrada por la turbina.

Aplicaciones numéricas

De un catálogo de turbinas de gas para generación de electricidad se extrae lassiguientes características de una turbina:

- Combustible hidrocarburo líquido- Potencia base 6,2 MW- Heat rate (con respecto al PCI) 11,265 Btu/kWh- Velocidad de giro del eje de potencia 11,085 rpm- Relación de compresión 12.1




skg hkg

PCI

N m qc

c

/509.0/833,1

9600

1076,17

El caudal de aire necesario será:

skg

mmm c g a

/391,27509,09.27

9.2.2.3 TURBINAS DE VAPOR

Las turbinas de vapor (TV) son máquinas rotativas que convierten la energía contenidaen vapor a alta presión y temperatura, que se expansiona hasta un estado a menorpresión y temperatura, en energía mecánica.

Normalmente las TV son parte de un ciclo cerrado (ciclo Rankine) que utiliza agua comofluido de trabajo, formado en esencia por un generador de vapor, la turbina propiamentedicha, un condensador de vapor, un depósito de condensados y una bomba de presión.

TIPOS DE TURBINAS DE VAPOR PARA COGENERACION

En función de las condiciones del vapor expulsado por la TV, en grandes líneas, puedenclasificarse en los tipos siguientes:




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




La expansión del vapor se produce en dos etapas. La primera desde la presión dealimentación p1 hasta la de extracción p2 y la segunda desde ésta hasta la de expulsiónp3




Donde:Ne es la potencia eléctrica del alternadorηem es el rendimiento electromecánico del grupo turboalternador

Por otro lado tenemos que, si se utiliza el vapor extraído para proporcionar calor decogeneración, éste será:

)( 422 hhm N q

Donde h4 es la entalpía del agua o vapor a la salida del intercambiador de calor o procesoque demanda calor, que podemos escribir en función del grado de extracción:

)(42

1

hh ym

N q

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

estará dada por:

e

q

N

N R

))(( 3231

42

hh yhh

hh

em y




Aplicaciones numéricas.

Una turbina de vapor de contrapresión acoplada a un alternador es alimentada con vaporrecalentado a 30 bar y 350 ºC, el vapor se expansiona hasta 5 bar y alimenta un procesode donde sale agua líquida en condiciones de saturación a 5 bar. Si el caudal másico devapor es de 20 tn/h, el rendimiento interno de la turbina es 0,77 y el electromecánico0,89, calcular la relación calor-electricidad del equipo.

Entonces; representando en un esquema ilustrativo y el proceso en un diagramatermodinámico h-s:




9.3. ESTUDIO DE FACTIBILIDAD DE UN SISTEMA DE COGENERACION

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

1) OBJETIVOS Y ESTRUCTURA METODOLOGICA

1.1) OBJETIVOSEl estudio de prefactibilidad para la instalación de un sistema de cogeneración comosolución energética tanto para plantas industriales como para unidades dedicadas a losservicios públicos o privados, tiene los siguientes objetivos:

Definir el tipo de tecnología, arreglo, tamaño y cobertura de sistema decogeneración a instalar

Definir qué tipo de arreglo es el más apropiado, con la finalidad de que lainversión a realizar sea rentable

Tener el conocimiento del tamaño de la inversión que se requiere para ejecutar elproyecto

Conocer los requerimientos adicionales de combustible necesarios para laoperación adecuada del sistema de cogeneración a instalar

1.2) ESTRUCTURA METODOLOGICA




Para desarrollar un análisis de factibilidad para la instalación de un sistema decogeneración en una planta en específico, es necesario conocer cómo, cuánto y qué tipode energía utiliza.

La información particular de las características energéticas del sitio, en donde se planeainstalar el sistema de cogeneración, incluye los consumos y demandas de vapor, aguacaliente, energía eléctrica; los combustibles usados en la planta, los equipos existentes(calderas, turbinas, etc.). Es también necesario contar con la información de los precios ycostos de los combustibles y de la electricidad.

Para completar el estudio se requiere también la información de las horas de operaciónde la planta, conocer los planes de crecimiento, tener claros los criterios aplicados derentabilidad y las oportunidades de financiamiento así como, de las oportunidades decomercializar excedentes eléctricos, obedeciendo a normativas locales y nacionalescomo lo es el Reglamento de Cogeneración en el Perú.

Debido a que una planta de cogeneración es una oportunidad relativamente cara de

conversión de la energía, se debe de abordar después de asegurar la eficienciaenergética de la planta o proceso a donde va a servir, desarrollando medidas de bajainversión, derivadas de un auditoria o diagnóstico energético. Si se pierden cantidadesimportantes de la energía térmica en fugas de vapor, o en aislamientos deficientes de laslíneas que la conducen, etc., estos problemas se deben corregir antes de evaluar la cargatérmica a considerar en el sistema de cogeneración.

La viabilidad técnica, de un proyecto de este tipo, se basa en la compatibilidad entre el




Finalmente, cuando el proyecto no es el resultado de un diagnóstico energético, en dondese hayan corregido los desperdicios y se tengan los verdaderos consumos de energía, esrecomendable hacer una inspección general para determinar si existen oportunidades deimplantar medidas de baja o nula inversión, que alteren los perfiles del uso de la energía,que se determinarán de los datos recogidos.

Para obtener la información mencionada se deberá dar respuesta a los formularios derecopilación de información (vistos en anterior clase), tratando de acercarse lo másposible a los datos reales, ya que la confiabilidad de los resultados obtenidos en elanálisis de factibilidad está en función directa de la veracidad de los datos que se utilicen.

2.2) FACTORES PRINCIPALES QUE DEFINEN LA VIABILIDAD DEL PROYECTODE COGENERACION

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

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

El tipo de combustible




Las diferentes industrias tienen requerimientos específicos de vapor y energía eléctrica.Normalmente la disponibilidad de vapor del proceso es prioritaria. Actualmente, con lanueva reglamentación nacional de cogeneración, la generación eléctrica puede ser másflexible ya que se pueden tener excedentes que se venden o los faltantes se compran

La Disponibilidad

La mayoría de los procesos industriales requieren de una disponibilidad ininterrumpida devapor y electricidad, las plantas de cogeneración pueden satisfacer completamente estosrequisitos si se selecciona y dimensiona en forma adecuada, por lo que contar con lainformación de la empresa es sumamente importante con la finalidad de definir el sistemamás adecuado en cada caso

Los Costos de Inversión

Dependiendo de la tecnología seleccionada, el costo de la inversión llega a variar hastaen un 200%, sin embargo las condiciones demandadas por el proceso serán las que

definan primordialmente el tipo de tecnología a usar y dentro de estas las seleccionadasdeben ser las de menor inversión.

La Protección Ambiental.

Los límites de emisiones establecidos para la protección ambiental son de sumaimportancia en la evaluación de un proyecto, por su impacto en los costos de inversión yoperación de las plantas de cogeneración




Mencionar que se requerirá de la siguiente información para poder llevar acabo el diagnóstico (la información podrá ser parcial):o Facturación de energéticos de los últimos 36, 24 ó 12 meseso Estadísticas mensuales de producción (tipo, cantidades, etc.)o Censos de equipos consumidores de energía eléctrica y térmica

(capacidad, consumo energético, marca, fecha de instalación y otros)o Diagramas unifilares de los balances de energíao Diagramas de flujo e instrumentación

Es conveniente establecer aquí que la falta de información no permitirá iniciarlos trabajos correspondientes. Es muy importante contar con la informaciónreferente a la producción y facturación energética de periodos anteriores

o Indicar que, como una primera actividad, se hará una inspección de lasinstalaciones

o Para realizar esta actividad el equipo de trabajo solicitará seracompañado por personal técnico de la empresa

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

2º. Info rm ación técn ica que se s ol ic ita rá a la empr esa .

Es conveniente prever el acopio de toda la información que pueda obtenerse de laempresa durante esta primera visita, la cual deberá incluir la siguiente




Con la información obtenida de la planta se debe de proceder a evaluar los parámetrosenergéticos de la instalación, evaluando principalmente los costos de la energía, lasrelaciones de energía eléctrica a energía térmica, los factores de carga, las duraciones delas cargas, etc.

La información de la empresa, recabada en el Formulario de Recopilación deInformación, por medio de entrevistas o de los informes de una auditoría energéticaprevia, se debe procesar con objeto de determinar sus necesidades energéticas y cuálesson sus principales puntos de consumo, la cantidad y la forma en que se utiliza cada tipode energético

Este trabajo es relativamente simple, aunque laborioso, y se logra a partir de los datos dediseño e instalación de los equipos, con las mediciones de consumo energético en losprincipales de ellos y con la información de consumos de energía a nivel facturación,capturados en el Formulario de Recopilación de información. En general los datos deconsumos durante un año se consideran representativos de la operación típica de laempresa, a menos que se especifique lo contrario por el usuario.

Cuando se tenga las mediciones confiables de los principales equipos consumidores deenergía en la planta, es conveniente compararlos contra los consumos facturados paracomprobarlos y así tener mejores criterios de decisión y en su caso, poder proponersistemas de cogeneración más adecuados a la operación de la planta. Sin embargo, paraun previo análisis, se pueden utilizar los datos de la facturación.

3.1) COSTOS DE LA ENERGÍA.




Corrientes o vectores energéticos

En el caso de vapor o fluidos a alta temperatura, producidos mediante el quemado de uncombustible, se determinará la cantidad de éste que resulte aplicable a cada corriente.

El combustible aplicable al vapor que se produce en calderas, por ejemplo, estará enfunción del consumo de combustible necesario para producir cada kg de vapor, conocidocomo consumo específico de combustible valor que puede calcularse a partir de lasestadísticas de producción de vapor vs. Las estadísticas de consumo de combustible obien, mediante la evaluación del comportamiento de la caldera y el cálculo de sueficiencia.

El valor del consumo específico en cada generador de vapor se obtiene conforme a lasiguiente expresión.

Donde:CEC Consumo Especifico de Combustible en kg o m3 de combustible/kg de

vapor (en kg/kg o m3/kg)h1 Entalpía del agua de alimentación de la caldera en kJ/kgh2 Entalpía del vapor a la salida de la caldera en kJ/kgPCI Poder calorífico inferior del combustible en kJ/kg o kJ/m3

Eficiencia de la caldera o generador de vapor.




como fuente energética. Las consideraciones que se tienen que hacer es la de tomar lasentalpías de la sustancia o fluido de que se trate

El análisis de costos energéticos tiene como objetivo conocer cuál es este costo en unaplanta y su repercusión dentro de los costos de producción. Para llevarlo a cabo se requierecontar con la siguiente información:

Conocer las tarifas a las que se tienen contratados el suministro eléctrico y en cuálesde ellas se tiene tarifa horaria.

Los costos de combustibles, considerando para los líquidos, el sobrecosto quegenera su manejo, inyección y mantenimiento de los sistemas de combustión

Con ello se pueden evaluar los costos energéticos en la planta. Se sugiere resumir lainformación energética agrupándola bajo el siguiente orden de procesamiento, el mismoque se ha de confeccionar en una plantilla de cálculo (Programa Excel), en base a lainformación recabada del Formulario de Recopilación

Para definir las demandas eléctricas se deben sumar, para el mismo período, todas lasdemandas de las diferentes acometidas que se consideran para el sistema de cogeneración,de igual manera se tiene que hacer con los consumos.

Orden de procesamiento:

ENERGÍA ELÉCTRICATarifas eléctricas contratadas




3.2) ÍNDICES DE CONSUMO ENERGÉTICO

A partir de las estadísticas de consumo energético, o bien del análisis de comportamientode equipos y sistemas, y de las estadísticas de producción, se calcularán los índices deconsumo de energía, resultado del cociente de ambos términos, tanto por tipo deenergético utilizado en la producción como también a nivel global representando laenergía total aplicada a dicha producción

Los índices y su variación con el tiempo, permiten identificar la situación energética de laempresa en un ámbito sectorial (rama industrial, comercial o de servicios) tanto nacionalcomo internacional, y también la elasticidad que ellos presentan con respecto a lasvariaciones de la producción o estacionales; por lo tanto se pueden definir las metas aperseguir en la reducción del consumo de energía.

3.3) OBTENCIÓN DE LA RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD

Los requerimientos de potencia eléctrica y de energía térmica son diferentes para cadaplanta. En algunas industrias o servicios, se requiere poca energía en forma de calor y encambio la mayoría del consumo de energía es en forma eléctrica, existiendo otras en lasque esto es a la inversa e inclusive existen lugares en el que el consumo de ambos tiposde energía es muy similar

Se define la relación calor/electricidad (R o Q/E) por la relación de las demandasmáximas térmica y eléctrica, promedio y con dicho parámetro se identifican los esquemas




fin de acoplarlos, al máximo, a la operación propia de la empresa (modos de producción,variaciones de las condiciones ambientales, salidas de servicio para mantenimiento deciertos equipos, etc.)

En el contexto más general, la operación de las instalaciones no se manifestará envariaciones proporcionales de las demandas térmica y eléctrica, lo que podrá provocarque el esquema de cogeneración, seleccionado de acuerdo con los valores máximos dedichas demandas, se vea complicado en su arreglo y número de componentes, así comoen los materiales para su interconexión

Lo anterior conduce a la necesidad de evaluar de la manera más fehaciente posible laforma como se comportan las necesidades de la instalación en particular para que,seleccionado preliminarmente el esquema, se proceda al análisis de su comportamiento

Adicionalmente, el arreglo también se verá afectado al incluir la confiabilidad ydisponibilidad que debe poseer el contemplar en términos del número y arreglo decomponentes, por ejemplo, contar con dos turbinas de gas y acoplarlas a un solo

recuperador de calor con objeto de garantizar la confiabilidad de generación eléctrica

Obviamente, los costos del sistema, tanto por inversión inicial como por mantenimiento,se verán incrementados con respecto a los del esquema más simple que pudieraconcebirse para la aplicación específica

El análisis de las estadísticas de demanda energética definirán por lo tanto diferentesrelaciones calor/electricidad que indicarán la aplicabilidad de los esquemas seleccionados




La comparación de los perfiles de demanda energética con los de producción y con losde condiciones ambientales serán útiles para determinar el grado de dependencia delconsumo de energía de los mencionados factores.

Elaboración de los perfiles. La elaboración de los perfiles, después de seleccionadoslos períodos que se consideren representativos de la operación normal o típica de lainstalación, se desarrolla con base en:

1) La in fo rm ación est adísti ca de la ins talación .

En aquellas empresas (principalmente organizaciones industriales) que cuentencon bitácoras de operación de sistemas así como reportes de diario con lascondiciones de operación de los equipos reportados generalmente cada hora,permite la elaboración relativamente simple de los perfiles de demanda térmica yeléctrica de los sistemas que los componen

En aquellas empresas que cuentan con medición eléctrica mediante pulsos,

particularmente los usuarios en tarifas horarias, pueden obtener dicha informaciónen que se lista la demanda promedio cada 5 min. durante todo el período defacturación. Esta información resulta de extremada utilidad para conocer elcomportamiento de la demanda eléctrica de la empresa, su procesamiento exigela utilización de una computadora dada la cantidad de datos a manejar

2) Medición directa en campo




4) SELECCIÓN Y ANÁLISIS DEL SISTEMA DE COGENERACIÓNEntre los factores técnicos más importantes que se contemplan en el proceso deselección del sistema de cogeneración se tienen:

La relación calor/electricidad, ya que existen diferentes tecnologías y que cadauna es adecuada para una determinada relación.

La calidad del calor útil requerido: en el caso genérico del vapor sería lascondiciones de presión y temperatura con que se debe suministrar el vapor alproceso industrial (o de servicios)

Los costos de los equipos, los mismos que dependen de la tecnologíaseleccionada. Para un estudio de prefactibilidad se considera aceptable los costosdel equipo dentro de un rango de 25% del costo total, lo que es consistente contomar valores promedio de cargas

El tipo de combustible a utilizar, fundamentalmente teniendo en cuenta su costo ysu disponibilidad

El tamaño del sistema de cogeneración, dado que algunas tecnologías se tornanmás competitivas para capacidades mayores de 1 MW.

Se debe tener en cuenta también que, si la cogeneración es parte de un proyecto nuevono se tienen restricciones de espacio para la selección del sistema más adecuado. Por elcontrario, cuando se trata de una adaptación en una planta ya operando, es necesarioconsiderar la disponibilidad de espacio, el equipo existente que podría aprovecharse y lacapacidad de la red pública externa (o requerimientos externos) para la posibilidad devender los excedentes de energía útil.




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




Punt o C: Desp erd ic io de energía térm ica

Es el caso más indeseable ya que, aunque la demanda eléctrica esta completa, seproduce mayor calor útil que lo que el centro consumidor demanda, por lo queresulta que, si no se vende esta energía térmica (situación actualmente inviable),resulta una pérdida de energía.

Punto D: Exportación de electricidad (venta de electricidad)

Este es el caso en que se obtiene el calor útil o energía térmica necesaria para elcentro consumidor, pero se produce una cantidad de electricidad mayor a lademandada, con lo que se puede vender electricidad a la red.

En conclusión, el análisis de estos cuatro puntos permite conocer la información que nosproporciona el mapa energético. A manera de ejemplo, se podría tener un esquemacogenerativo en la recta de relación Electricidad/Calor mayor que la del centrorepresentado, siendo el punto de funcionamiento ubicado entre A y D perteneciente a

dicha recta. Resultaría que se satisface la demanda eléctrica, habiendo un exceso deproducción que se puede verter a la red, pero en cambio no se produciría el suficientecalor útil, con lo que sería necesario un sistema auxiliar para producción de calor útil.

Bajo este análisis del mapa energético ya se tiene uno de los criterios dedimensionamiento de la configuración o tecnología de cogeneración elegida: sedimensionará teniendo en cuenta de no elegir un punto de funcionamiento en el que sesobrepase la demanda de calor útil por parte del centro consumidor




corriente de salida. Con las configuraciones del ciclo superior descritas anteriormente, setiene un rango general de salida térmica de 8.4 a 12.6 GJ de calor de proceso por MW desalida eléctrica, por lo se puede esperar una razón de Q/E de 2 a 4.

Las turbinas a gas, con configuración de recuperación de calor, encuentranrequerimientos de calor en cantidades adecuadas para muchos procesos en el sectorindustrial. En climas más cálidos, pueden proveer el balance correcto de calor parasistemas de aire acondicionado medianos y grandes, especialmente para los hospitales,hoteles y aeropuertos, donde el servicio se requiere las 24 horas básicamente durantetodo el año.

RELACIÓN CALOR/ELECTRICIDAD ALTA

Para cargas de calor muy grandes en relación con los requerimientos de potencia, o unarelación R alta, una turbina de vapor alimentada con vapor a baja, media o alta presión delos calentadores y uso de extracción a contrapresión o turbinas deextracción/condensación proveen las relaciones más flexibles. Esto es porque lascondiciones de la entrada de vapor y la eficiencia de la turbina pueden variar paraobtener la combinación más económica para la carga de vapor deseada.

Con una turbina de vapor de baja presión a contrapresión con un consumo específico devapor de 55 kg/kWh, se requieren de 45.4 toneladas de vapor/h (aproximadamente 105GJ/h) para producir 1 MW de electricidad. En el caso de una turbina de alta presiónextracción/condensación con un consumo específico de vapor de 3.6 kg/kWh, se necesitade 3,628 kg/hr de vapor para generar 1 MW de electricidad. Sin embargo solo la parte de




Estos sistemas tienen como principal característica su capacidad para satisfacer unarelación energía térmica/eléctrica muy variante. Cuando la demanda del vapor de procesoes elevada puede extraerse una gran cantidad de vapor por la extracción, pasando por laturbina de baja presión sólo la cantidad mínima necesaria para que no se dañe el equipo.Cuando la demanda del vapor disminuye se aumenta el flujo por la turbina de baja presión laque aumentará su generación. Si no existiera el condensador, el exceso de vapor que setiene cuando baja la demanda del proceso tendría que ser venteado o se tendría que bajarla carga del generador de vapor disminuyendo su eficiencia

Estrictamente, solamente la energía producida por el vapor que fluye por la extracción es lacogenerada, ya que si no se tuviera vapor de proceso no existiría la cogeneración

La presión del vapor a la entrada de la turbina queda determinada por el valor al que logenera la caldera, a mayor presión es mayor el potencial para la generación de potencia.Sin embargo también los costos de la caldera y de la turbina se incrementan al aumentarla presión del vapor generado, por lo que debe establecerse un valor de operación quesea rentable. Para un análisis preliminar la ASME recomienda los siguientes valores:

Una presión de 4 MPa y una temperatura de 673 K cuando el promedio de lacarga de vapor está por debajo de las 30 t/h

Una presión de 6 MPa y una temperatura de 723 K para cargas promedio devapor superiores a las 30 t/h.

4.3.2) TURBINA A GAS




contrario, exista un defecto de energía térmica residual, que el proceso requiera más vapordel que pueda generar la caldera de recuperación, éste se tendrá que satisfacer con ungenerador de vapor auxiliar.

El comportamiento de una turbina a gas es directamente proporcional al flujo másico de aireque la atraviesa. El flujo de masa cambia directamente como una función de la densidad delaire, por esta razón al aumentar la altura la presión disminuye y por lo tanto baja elcomportamiento de la turbina. La pérdida de potencia es de aproximadamente 3.6% porcada 300 m de elevación. También se tiene pérdida de presión debido a un incremento de latemperatura ambiente y un incremento de 22 K puede representar una pérdida del 20% enpotencia. Las pérdidas de carga en el sistema de alimentación de las turbinas(silenciadores, ductería, filtros, etc.) ocasionan una pérdida de potencia deaproximadamente 0.5% por cada 25.4 mm de columna de agua de caída de presión. Laspérdidas de carga en los sistemas de salida (silenciadores, calderas de recuperación, etc.)ocasionan una pérdida de aprox. 0.3% por cada 25,4 mm de columna de agua de caída.

Actualmente se ha desarrollado bastante la tecnología de las turbinas de gas encontrándose

en el mercado equipos que trabajan con relaciones de presión de 30 y con eficiencias hasta40%.

4.3.3) MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA- MCI

La eficiencia eléctrica de un motor reciprocante fluctúa entre 20% y 42%, dependiendodel motor utilizado y de la configuración. En un sistema de cogeneración la eficienciatotal, considerando la entrega de energía eléctrica más la energía térmica, varía




4.4) DIMENSIONAMIENTO DEL SISTEMA DE COGENERACIONTURBINAS DE VAPOR

CALCULO DE POTENCIA.- Para evaluar la potencia de una turbina de vapor se requiere delos siguientes datos:

Pi Presión de entrada del vapor (MPa)Ti Temperatura de entrada del vapor (K)P0 Presión de salida del vapor (MPa)i Eficiencia interna de la turbina.m Eficiencia mecánica de la turbinamv Flujo del vapor (t/h)

Con estos datos y con el uso del diagrama de Molliere o de las tablas de vapor, se obtiene,aplicando el modelo de volumen de control, la energía que produce la máquina teniéndosela siguiente información:

W Potencia (W)

T0 Temperatura de salida del vapor (K)hi Entalpía de entrada del vapor (kJ/kg)h0 Entalpía de salida del vapor (kJ/kg)Tis Temperatura de sobrecalentamiento del vapor a la entrada (K)T0s Temperatura de sobrecalentamiento a la salida, cuando exista (K)

Calidad del vapor, cuando exista.CEV Consumo especifico de vapor (kg/kW)




La potencia entregada por la turbina se obtiene al dividir el flujo de vapor entre elconsumo específico. Como ejemplo, si se tiene un flujo de vapor de 40 t/h a 5860 kPa y 713K pasando por una turbina de vapor, que descarga a 340 kPa, hace que la turbina entregueuna potencia de 6780 kW

TURBINA A GAS

Para el dimensionamiento de la turbina a gas se requiere la siguiente información: Relación de presiones de entrada y salida Temperatura de admisión del aire Presión de admisión Flujo de aire Consumo de combustible

Con esta información y con el uso de las tablas de gases, y utilizando el modelo de volumende control se obtiene:

Energía mecánica generada Calor de desecho Eficiencia del ciclo Rendimiento del sistema

Para evaluar la generación eléctrica se utilizan las siguientes expresiones




Cp Calor específico del aire considerado constante (kJ/kg K)

T1 Temperatura absoluta a la entrada del compresor (K)T Eficiencia de la turbinaT2 Temperatura a la salida del compresor (K)k Relación de calores específicosc Eficiencia del compresorP1 Presión a la entrada del compresor (kPa)P2 Presión que entrega el compresor (kPa)P3 Presión a la entrada de la turbina (kPa)




donde:

Eficiencia del cicloT1 Temperatura de admisión (K)T2 Temperatura de inyección (K)T3 Temperatura máxima después de la expansión (K)T4 Temperatura de escape (K) k Relación de calores específicos

EL RECUPERADOR DE CALOR

Se utilizan para recobrar el calor que sale de las turbinas a gas y con el mismo generar elvapor que requiere el sistema. Existen tres tipos básicos:

Recuperador de calor sin postcombustión (RCSP) Recuperador de calor con postcombustión (RCCP) Recuperador de calor con máxima postcombustión (RCCMP)

Para estimar la generación de vapor en los estudios preliminares se puede aplicarcualquiera de los siguientes métodos:

1) El primer método consiste en suponer una efectividad entre el 85% y el 87% para




5) EVALUACIÓN TECNICA DEL SISTEMA DE COGENERACIÓNSELECCIONADO

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

5.1). EVALUACIÓN DE PERIODOS DE OPERACIÓN A DIFERENTES CARGAS

Los datos de demanda térmica y eléctrica, con la discriminación más detallada posible,para un período de consideración (un año por ejemplo), servirían para conocerfehacientemente la duración de los períodos en que se opera a una determinada carga, obien dentro de un rango de cargas, tanto térmicas como eléctricas

En la práctica, en la mayoría de los casos los datos no se encuentran disponibles al100% y, además, se generaría tanta cantidad de datos que su procesamiento seríatedioso. Como alternativa se puede hacer uso de la información de los díasseleccionados como típicos de operación y que se utilizaron para dimensionar y analizarcada sistema, ya que los datos corresponden a situaciones extremas, por lo que cubrenprácticamente todo el espectro que presente la operación de la empresa.

5.2) AHORRO EN EL CONSUMO ELÉCTRICO E INCREMENTO EN EL CONSUMO




de la potencia eléctrica entregada por el número de horas operando a esa carga por losfactores de disponibilidad y de carga, conforme a la siguiente expresión:

Egen = Pgen tp Fc Fd kWh

donde:

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

La séptima columna contiene los ahorros por reducción de la demanda eléctrica, productode la potencia entregada por el número de meses, ya que la estructura tarifaria deelectricidad contempla el cargo por demanda facturable mensual. Por último el calorsuministrado adicional se obtiene mediante la manipulación del ICN por la potencia

eléctrica y por el número de horas de duración a esa carga, que se expresa tambiéncomo consumo de combustible (gas natural) dividiendo el valor de la energía entre elpoder calorífico del mismo

TABLA 1. RESULTADOS DEL ANÁLISIS

QREQ R ICN E DURACIÓN (5) AHORROCALOR SUMIN.

(8)kWt KWe % H/AÑO MESES CONSUMO DEMANDA ENERGÍA COMB.




En conclusión, la Tabla 1 contiene la información necesaria para realizar el análisiseconómico de las opciones, atendiendo a los ahorros netos por concepto de disminucióndel consumo de electricidad comprada de la red pública, parcial o total, del incremento enconsumo de combustible y de la venta de electricidad.

Los valores de los ahorros en consumo de energía eléctrica y de los consumosadicionales de calor y combustible se suman para obtener el total anual que cadaesquema entregaría. Dichos valores se han obtenido considerando que los esquemasoperarían al 100% del tiempo durante un año, sin embargo eso no sucederá en la

realidad, por lo que es necesario asumir el tiempo que estarán fuera de servicio paramantenimiento, preventivo y correctivo, y por salidas forzadas que se puedan presentar.Por lo tanto, los ahorros y consumos adicionales totales se deben afectar por un factor deplanta que permita introducir el tiempo en que los esquemas estarían efectivamente enservicio.

Es necesario hacer notar que una salida de servicio, aún por un corto período de tiempo,puede provocar que se anule el ahorro por reducción de la máxima demanda eléctrica

para el mes en que se tenga dicha salida, al tener que hacer uso de la red pública deservicio eléctrico; en las tablas mencionadas se debe considerar este hecho mediante lamultiplicación del factor de planta por los valores de ahorro anual por reducción de lamáxima demanda eléctrica.

5.3) ESPECIFICACIÓN DE EQUIPOS PRINCIPALES

La especificación de equipos es una tarea delicada que debe considerar una gran




esperada del sistema. Adicionalmente, se debe indicar el tipo de extracción, controlada ono, y si la turbina es de condensación o de contrapresión, aunque la presión a ladescarga lo indique.

Particularmente en el caso de turbina de condensación, se deberá proporcionar alfabricante datos de la disponibilidad de agua de enfriamiento y su temperatura, o bien lascondiciones ambientales promedio, máximas y mínimas de la zona en que se instalaría.

El fabricante podrá tener opción de ofrecer una turbina que requiera un reductor de

velocidad para poder mover un generador eléctrico, la cotización deberá incluir su costo.

En adición, la cotización debe incluir los equipos auxiliares de la turbina tales comoválvulas gobernadoras, sistema de control, sistema de lubricación e incluso es factibleque el fabricante cotice equipos auxiliares tales como el sistema de enfriamiento (bombasde circulación y torre de enfriamiento), en el caso de turbinas de condensación, bombasde retorno de condensado, etc. Asimismo, se deberá incluir el consumo de energía quesus equipos auxiliares requieran.

TURBINAS A GAS

En el caso de las turbinas a gas se debe especificar lo siguiente:

PRESIÓN TEMPERATURAENTRADA X XDESCARGA X




La especificación debe contener datos sobre el tipo o composición de los gases productode la combustión, además, en los casos de calderas de dos o más presiones deoperación, se debe establecer los rangos de combinaciones de producción esperada devapor a las diferentes presiones.

En caso de requerir post-combustión, se debe indicar el combustible que se utilizaría enello la cotización debe incluir los equipos auxiliares tales como bombas de agua dealimentación, sistema de control, protección contra sobre-presión, etc., así como su

consumo de energía.

CALDERAS A FUEGO DIRECTO

Las condiciones a especificar son similares a las de las de recuperación de calor, exceptoque en lugar de indicar el flujo y condiciones de los gases a utilizar, en este caso se debeindicar el combustible que la caldera manejará.

De igual manera, se deberá informar al fabricante de las restricciones de emisiones

contaminantes para que pueda ofrecer los equipos auxiliares que requiera parasatisfacerlas.

MOTORES RECIPROCANTES Las condiciones a especificar en los motores reciprocantes son:

PRESIÓN TEMPERATURAENTRADA X




La evaluación correcta de las inversiones tiene la misma importancia que el análisis de losconsumos. Por tanto, si se contempla que el costo de los equipos varía considerablementecon la potencia y que además también lo hace con el tiempo, para lograr una buenaestimación de la inversión que deberá hacerse, será necesario conocer los costosinvolucrados en las diferentes partidas que componen el proyecto, dados por los fabricanteso proveedores.

En el objetivo de proporcionar una idea sobre el orden de magnitud de los costos

involucrados, a continuación se da una estimación de costos y rendimientos basada endistintos tipos de instalaciones y diferenciando los casos de cogeneración con motoresalternativos y con turbinas. Los valores son orientativos ya que para cada caso se precisa deun estudio específico de costos.

Para el caso general de un grupo de cogeneración para la producción de energía eléctrica ytérmica se deben considerar los siguientes grupos de costo: motor primario (motoralternativo o turbina), generador eléctrico más la bancada, recuperadores de calor, personal

involucrado en el sistema, e instalación y mantenimiento.

De forma esquemática estas partidas son:

1º) El grupo motor-alternador. Es lógicamente la partida más importante en unainstalación de cogeneración. El costo por kW instalado imputable al grupo esdistinto según su elemento motor, sea una turbina de gas, una turbina de vapor obien un motor alternativo.




SISTEMA DE RECUPERACIÓN COSTO/kW (DÓLARES) A PARTIR DE MOTOR DIESEL OGAS

700-600

CALDERA DE ALTA PRESIÓNTURBINA DE CONTRAPRESIÓN

400-200

CALDERA DE RECUPERACIÓNGASES DE ESCAPE

200-100

AGUA CALIENTE 140-75

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

3º) Otros componentes que tienen efectos económicos son los siguientes: Quemadores de post-combustión Instalación eléctrica (transformación, interconexión, protección, cableado,

etc.) Equipos complementarios (tratamiento de agua de alimentación,

desgasificadores, intercambiadores, bombas y ventiladores,acumuladores de vapor, etc.).

Tuberías para conducción de gases y vapor Compresor de gas, instalación de gas, grupos de regulación. Proyecto, instalación, obra civil

Normalmente (en países desarrollados), el conjunto de las partidas englobadasen este apartado oscilan entre el 15 y el 35% del total de la inversión a realizar.No es fácil hacer una estimación general del costo de los paneles de operación y




ESTIMACIÓN DE LOS COSTOS OPERATIVOS

El costo de mantenimiento de los equipos basados en motores alternativos de gas,incluyendo todos los consumibles, puede evaluarse en 0.007 US$/kWh eléctrico generado.Este costo no tiene en cuenta el mantenimiento mayor requerido por el motor alternativoque, en el caso de un motor de gas, se suele producir después de un mínimo de 60,000horas de funcionamiento.El mantenimiento de las turbinas a gas es mucho más imprevisible, ya que sumantenimiento habitual es más económico (0.004 a 0.006 US$/kWh), pero la frecuencia de

las intervenciones mayores dependen de factores tales como el número de arranques o lalimpieza de los filtros de aire.

Otro de los costos operativos considera a la mano de obra para operar el sistema, la cual sepuede estimar en 0.01 US$/kWh para sistemas grandes, arriba de 2 MW y de 0.007US$/kWh en plantas menores de 1MW. Debe de considerarse esto como un rango y deacuerdo a la zona del país en donde se opere.

OTROS PARÁMETROS

Para completar el análisis económico se deben definir algunos otros parámetrosfinancieros, los que se aplican en todo el estudio. Entre estos se tienen el horizonte deplaneación, que es la vida útil del proyecto y el cual se considera entre 15 y 25 años. Eltiempo que opera el sistema durante el año es otro de los parámetros importantes que sedeben de considerar.




6.2) AHORRO Y RENTABILIDAD DE UN SISTEMA DE COGENERACION

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

Ahorro energético y económico El periodo de retorno de la inversión o tiempo de retorno de la inversión o Pay-

Back El valor presente neto Tasa interna de retorno

6.2.1) CALCULO DEL AHORRO ENERGETICO

El ahorro energético se calcula tomando como referencia una instalación convencionaldeterminada y comparándola con una equivalente pero dotada de cogeneración. Como

energía de Cálculo se utiliza la energía primaria, y como unidad de medida normalmentese usa el kWh o la tonelada equivalente de petróleo (tep), tanto para el calor como para laelectricidad.

Un sistema ya sea industrial o de servicios presenta una demanda de calor útil Q y unademanda de electricidad E, que es independiente de cómo se cubre esta demanda(calderas, central eléctrica, cogeneración, etc.). Sin embargo, el consumo de energíaprimaria, ocasionado por esta demanda, sí depende del convertidor de energía primaria




qe

qe V E QQQ

Donde:E: demanda de energía eléctricaV: demanda de energía térmica útilQe: consumo en energía primaria debido a la demanda de energía

eléctricaQq: consumo en energía primaria debido a la demanda de energía

térmica útilηe: rendimiento global de la red nacional de producción y distribución

de energía eléctrica.ηq: rendimiento global del sistema de producción de calor útil

En la figura siguiente se presenta un diagrama ilustrativo del flujo de energía en unsistema con cogeneración de calor y electricidad, que cubre la misma demanda que el

sistema convencional anterior sin excedentes de energía eléctrica ni térmica.

Red EléctricaNacional, conrendimiento ηe

Q’eEa

E




Qcg consumo en energía primaria debido al equipo de cogeneración.

ηcg rendimiento eléctrico del sistema de cogeneración: Ecg/ Qcg

η’q rendimiento del generador de calor convencional, que puede ser distinto deηq

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

'

q

a

cg

cg

e

a

qe

ccg ep

V E E V E QQ A

Si se introduce los parámetros:

Relación calor –electricidad:

cg

cg

E V R

Tasa de cobertura eléctrica:

E

E r

cg

e

Tasa de cobertura térmica:V




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

''

' exex

ep

V E A

Red EléctricaNacional, conrendimiento ηe

Sistema deCogeneración

ηcg

Q’e

Eex

Qcg

Vex

Sistema quedemanda

energía útil

Caldera, conrendimiento η’q

Q’qVa

Ea

E

V

Ecg

Vcg




Se tiene una instalación del sector servicios que presenta una demanda de calor de 1.5millones de kWh/año y una demanda de electricidad de 0.25 millones de kWh/año. Elcalor útil se destina para calefacción de los locales y también para agua caliente sanitaria(ACS), funcionando a 4,000 h/año.

Dado que la potencia eléctrica demandada es pequeña, 62,5 kWe de potencia media a lolargo del año, y el calor puede suministrarse a temperatura relativamente baja (el agua deimpulsión en un sistema de radiadores de calefacción puede estar a 70º C), se decideoptar por un sistema de cogeneración con motor de combustión interna.

En los catálogos del mercado se encuentra un motor que tiene las característicassiguientes: potencia eléctrica 15 kWe, potencia térmica útil 28,500 kcal/h y consumo de4.6 Nm3 /h de gas natural con poder calorífico superior (PCS) de 10,620 kcal/Nm 3

Calcu lo del ahor ro en energía prim aria

Teniendo en cuenta que para el gas natural se tiene la relación PCS/PCI es

aproximadamente 1.11 y que 1 kW equivale a 860 kcal/h, la potencia consumida en formade combustible referida al poder calorífico inferior PCI será:Q = 4.6 x 10,620/1.11x 1/860 = 51.1 kW

El rendimiento eléctrico del sistema de cogeneración será:ηcg = 15/ 51.1 = 0.294

La relación calor-electricidad, R, del sistema de cogeneración será:




6.2.2) CALCULO DEL AHORRO ECONOMICO

Bajo una forma análoga al cálculo del ahorro energético, se calcula el ahorro económico,comparando los costos del sistema convencional con los del equivalente concogeneración. Teniendo en cuenta que la cogeneración implica un gasto extra en lainversión, que deberá amortizarse con el ahorro, se obtendrá un tiempo de retorno deesta sobreinversión, que es uno de los datos más significativos al evaluar la factibilidadde la cogeneración a un sistema determinado.

a) AHORRO ECONOMICO SIN EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA

El costo económico de energía del sistema convencional (Csc) estará dado por laexpresión:

qe sc VxP xP E C

Donde:Pe: precio unitario de la electricidad comprada a la red (soles/kWhe o

unid/kWhe), dado por la tarifa eléctrica.Pq: precio unitario del calor útil (unid./kWht)

Para calcular el costo con cogeneración se debe tener en cuenta los costos enelectricidad de apoyo, calor de apoyo, combustible de cogeneración y costo extra demantenimiento debido a la existencia del sistema de cogeneración.




Pex = Pcg + M - Pe

El costo del calor útil producido (unid./kWh) por una caldera estará dado por la expresiónsiguiente:

q

c

q

c

q exc P exc

PCI

p P

1)1(86.0

1)1(860

Donde:pc : costo del combustible en unid/kgPCI: poder calorífico inferior del combustible en kcal/kg.Pc: precio del combustible en unid/termia de PCIexc: extracosto debido a gastos de preparación del combustible y de sus

sistema de alimentación y almacenamiento

El valor de la energía consumida por el cogenerador, Pcg, se calculará de forma análoga

al costo del calor útil producido por una caldera, pero sustituyendo el rendimiento de lacaldera por el rendimiento eléctrico del equipo de cogeneración; es decir:

cg

ccg exc P P

1)1(86.0

b) AHORRO ECONOMICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA




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

kW

cg P

H

E I

Reemplazando en las anteriores expresiones, el periodo de retorno PR queda expresado

de la forma siguiente:

)(exq

kW

P P R H

P PR

Además utilizando las siguientes expresiones:

q

cq exc P P

1

)1(86.0

cg

ccg exc P P

1)1(86.0

P ex = P cg + M - P e

Asimismo, considerando que el extracosto debido a gastos de preparación del




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

Si el valor presente neto de la opción de inversión es positivo, significando el total delingreso del precio neto descontado o ahorro es mayor que los desembolsos de capital,entonces el proyecto tendrá un impacto positivo en las ganancias de la compañía.

El valor presente neto toma en cuenta todos los costos y réditos del futuro. Es consistenteen su aplicación y bastante fácil de usar. Una desventaja es que no puede compararfácilmente dos proyectos de tamaños sustancialmente diferentes.

La tasa interna de retorno (TIR) es un método derivado del método de valor presenteneto, con el cual, la tasa de descuento varía hasta que el ingreso del precio neto o elahorro sea igual a la inversión y el valor presente del precio neto se vuelve cero. Si latasa de descuento resultante es mayor que el costo de capital, entonces el proyecto

aumentará la rentabilidad del negocio. Este método es un proceso complejo derepetición, sin embargo permite la comparación de casi cada tipo de opción de inversión,que significa que todas las opciones de la inversión pueden ser ordenadas por su tasainterna de retorno, empezando con el proyecto que tenga el valor más alto

La TIR se calcula con la siguiente expresión:

n

j F 0




9.4. CALCULO METODOLOGICO DE LA RENTABILIDAD DE SISTEMAS DE

COGENERACION

9.4.1 CALCULO TRADICIONAL DE RENTABILIDAD DE SISTEMAS DECOGENERACION

UTILIZACION DE DIAGRAMAS O ABACOS

Entre los organismos que han marcado la tradición en investigación, asesoría deproyectos e instalaciones de cogeneración en España, es el Instituto para laDiversificación y Ahorro de la Energía –IDAE, el Instituto Catalán de la Energía –ICAEN yel Ente Asturiano de la Energía – ASTURENER.

La forma tradicional utilizada por estas instituciones para la determinación de larentabilidad de un sistema de cogeneración, es mediante el uso de un diagramasecuencial para la determinación del Pay-Back, el mismo que se describe a continuación:

La fórmula utilizada en la generación de este diagrama es la siguiente:

Pc R R

M Pe H

PkW PR

tot

86.0*)90.0

1(




a. El consumo total de combustible (suma de los distintos consumos decombustibles en todos los equipos de la instalación de cogeneración (motor,

caldera de recuperación, etc. )

b. La producción total neta de electricidad (descontando la consumida por lospropios elementos de la cogeneración)

c. La producción total útil neta de calor (suma de todas las producciones útiles decalor que van a proceso (vapor de alta, vapor de baja, agua caliente, gases asecadero), sin incluir las pérdidas por chimenea, radiación, by-pass de los gases

de escape, etc.) y descontando de la suma antes citada, la suma de los distintosaportes de calor que vienen de proceso (agua de alimentación a las calderas a100º C, etc.)

Una vez determinada la relación R, se traza una vertical hasta cortar con la recta derendimiento correspondiente:

Se puede utilizar tanto la recta de “rendimiento eléctrico de la instalación” como la recta

“rendimiento total de la instalación”, ya que una vez elegido un valor de rendimiento, elotro queda totalmente determinado.

2) Precio del combustible

En el diagrama dado, se traza una recta horizontal que corta al eje “sobreconsumo decombustible (kWht/kWhe)” en el valor que corresponde al extraconsumo de gas necesariopara obtener la misma cantidad de calor que con una instalación de referencia. Estainstalación de referencia se ha supuesto que corresponde a una caldera con un




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

4) Costos de operación

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

5) Horas de funcionamiento anual

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

6) Costos de inversiónEl cociente entre la inversión total de la instalación de cogeneración y los ahorros anualesobtenidos es el índice período de retorno de la inversión en años.

EXPLICACION DEL EJEMPLO DEL DIAGRAMA

La instalación de cogeneración que se muestra como ejemplo corresponde a un ciclocombinado con turbina de gas y caldera de contrapresión con producción de vapor de




1º. Ajustar los consumos y producciones a unidades coherentes entre sí:

- Consumo total de gas: 920 Nm3/h x 9325 kcal/Nm3 x 1 kWh/860 kcal = 10,000

kW (6,000 en turbina y 4,000 en caldera).

- Producción eléctrica total: 1600 kW

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

2º. Calcular los rendimientos:

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

3º. Entrar en el gráfico y calcular el sobreconsumo de combustible:

Es más fácil utilizar el rendimiento total que el rendimiento eléctrico ya que para este

último sería necesario una interpolación entre los valores del 15% y del 20%.El sobreconsumo hallado es de 1.8 kWht/kWhe. Esto significa que para producir lamisma cantidad de calor que usando una caldera convencional que tenga unrendimiento del 90%, el plus de energía consumida (que equivale a la energíaconsumida en la autogeneración de electricidad es de 1.8 kWht por cada KWheproducido.

4º Cálculo del costo relacionado con la generación eléctrica:

D S l G ál Chá CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION




La instalación cuesta en total 160 MM Pta, es decir 100,000 Pta/kWe instalado. Así setiene que, en el último gráfico se determina un PR de 2.85 años para la instalación decogeneración.

9.4.2 CALCULO DE LA RENTABILIDAD DE SISTEMAS DE COGENERACIÓN CONELEMENTOS DE PROGRAMACIÓN

Para el presente curso se han estructurado y conformado programas de cálculo de larentabilidad para la instalación de un sistema de cogeneración que han de funcionar bien agas natural seco como a cualquier otro tipo de combustible.

Uno de los parámetros objetivo de cálculo de rentabilidad técnico-económica es el ValorPresente o Pay-Back

El cálculo informatizado se ha realizado en los siguientes programas:

Excel, con salidas de cuadros y gráficos dinámicos Visual Basic

Matlab Power Station

9.4.3 CALCULO CON EJEMPLOS DE CASO

9.4.3.1 COGENERACION CON GAS NATURAL PARA SECADO DIRECTO EN UNAINDUSTRIA CERAMICA





Mediante esta instalación se cubre el 80% de las necesidades eléctricas y el 25% de lademanda térmica

Los costos energéticos en la instalación actual son:

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

Electricidad: 8.0 Pta/kWh

El régimen de funcionamiento de la instalación es de 8500 h/a

Los costos de operación se estiman en 1 Pta/kWhe producido

La inversión es de 20 MM Pta: Es decir los costos por kWe instalado es de 100,000Pta/kWe)

Solución:

Los parámetros necesarios para entrar en el diagrama son:

Relación calor/electricidad, R:

25,500 Nm3/h a 80 ºC = 700 kW (660 kW en 3600 Nm3/h de gases de escape a 500ºC y 40 kW en 21900 Nm3/h de aire a 5 ºC)

200 kWe (se ha descontado el consumo eléctrico del ventilador que impulsa al airehasta la cámara de mezcla)





Se trata de accionar un compresor de aire utilizando la alternativa de cogeneración, paralo cual se dispone de una instalación para el tratamiento de aguas residuales donde setiene instalado un compresor de aire de 600 KW accionado originalmente por un motor

eléctrico de 635 kW (con rendimiento 95%) y tiene una demanda de agua caliente a 85 ºCde 67000 l/h.

El costo de la electricidad es de 9 Pta/kWhEl gas natural se paga a 2.5 Pta/te PCI

El régimen normal de funcionamiento de la instalación es de 7000 h/a

Se pretende sustituir el motor eléctrico y los generadores de agua caliente por lasiguiente instalación:

Gases de escape

Aire Comprimido

635 kWe

Agua a 85 ºC

Dr Salome Gon áles Chá e CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION




= (635 + 790) / 1800 <> 75%

Rendimiento eléctrico :

cg = 635/1800 <> 33%

Costos operación : 1.2 Pta/kWhe producido

Inversión 76 MM Ptas 12,0000 Pta / kWe sustituido

Los resultados obtenidos del diagrama de cálculo, son:

- Sobreconsumo de combustible : 1.65 kWth/kWhe- Extracosto de generación electricidad : 3.6 Pta/kWhe- Ahorro bruto : 5.4 Pta/kWhe- Ahorro neto : 4.2 Pta/kWhe- Ahorro anual : 30,000 Pta/kWe (19 MM Pta)- PR: 4 años ( consecuencia directa del elevado costo de inversión y elevado costo

del gas natural utilizado)

CASOS EXTERNOS AL DIAGRAMA DE CALCULO

A continuación se explica las modificaciones en cuanto a la operación con el diagrama decálculo del PR, para lograr introducir dos casos externos siguientes:

El caso en el que el rendimiento de la instalación de referencia es distinto del 90%, o bienel caso en el que el combustible usado en la instalación de referencia sea distinto o tengaun precio distinto al usado en la instalación de cogeneración.

Dr Salome Gonzáles Chávez CENTRALES TERMOELECTRICAS Y PLANTAS DE COGENERACION




Como aplicación de estas situaciones externos, veamos en el ejemplo de caso de lainstalación de secado directo, si se supone que se obtiene un rendimiento térmico del80%, se procederá:

Determinación de :

125.18.0

9.0

Con R = 3.5 y = 1.125, se reemplaza en el factor de corrección:

49.09.0

)125.11(5.3

ección FactorCorr

Entonces se calcula el sobreconsumo de combustible real:

1.1 + ( -0.49) = 0.61 kWht/kWhe

A partir de este nuevo valor de sobreconsumo de combustible, se continúa trabajando en

el diagrama de cálculo de forma normal:Se obtiene los siguientes resultados:

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





EN PROGRAMA EXCEL

A continuación se ilustra el cálculo de la rentabilidad de un sistema de cogeneración,

anteriormente calculado mediante el diagrama, cuyo archivo de programa de cálculo enExcel, se adjunta:

CALCULO RETORNO DE INVERSION DE UN SISTEMA DE COGENERACION

Combustible Caldero Vapor 40 PPrecio Combustible 2 pta/te PCI

Combustible Turbina Gas 60 EPrecio Electricidad 10 pta/kWh

Calor Util Caldero / Proceso 47 Xextracosto Cogeneracion 1 pta/kWhe

Calor Util Turbina Vapor 17 Tiempo Operación 6000 horas/año

Electricidad Util Turbina Gas 12 Inversion 100 000 pta/kWe

Electricidad Util Turbina vapor 4

RCalor Electricidad 4,00 kWht/kWhe Ahorro Bruto 7,00 pta/kWhe

Rendimiento Total 0,80 % Ahorro Neto 6,00 pta/kWhe

Sobre consumo Combustible 1,78 kWht/kWhe Horas Operación 6000 h

Sobre Costo Combustible 3,00 Pta/kWhe Ahorro Anual 35,00 103 pta/kWe

3





DIAGRAMA PARA EL CALCULO DE LA RENTABILIDAD

DE INSTALACIONES DE COGENERACION

0

1

2

3

0 1 2 3 4 5 6 7 8

0

1

2

3

012345678910

2

3

4

5

012345678910 3

4

5

6

7

Relacion Calor Electriciad (kWht/kWhe)

Rendimiento Total

Precio Combustible (pta/PCI)

Sobrecosto Combustible (pta/kWhe) S o b r e

c o n s u m o c o m b u s t i b l e ( k W h t / k W h e )

Horas de funcionamiento

a c i o n ( p t a / k W h e )

W h e )





EN PROGRAMA VISUAL BASIC








Documents

Centrales Termoelectricas 201X