Procedimiento de la optimización - Modelación de esquema propuesto para UEB Quintín Bandera¨

Capítulo 4. Modelación de esquema propuesto para UEB Quintín Bandera¨

4.1.1 Procedimiento de la optimización

La optimización fue realizada, dividiendo el esquema de cogeneración simulado, en el Sistema Termo Azúcar STA, en dos variantes las cuales fueron optimizados separadamente, con un procedimiento interactivo de resultados satisfactorios.

En ambos sistemas, se tomaron las mismas variables independientes para optimizar, definiendo las restricciones, de acuerdo al contorno de la operación y disponibilidad de componentes

Restricciones del sistema.

 Presión y temperatura de generación de vapor:

Actualmente, a partir del uso de aceros de alta resistencia mecánica, se ha podido

Elevar la presión y temperatura del vapor generado en las calderas y que posteriormente se pasaran por la turbinas para producir trabajo. Es posible, encontrar presiones que varían entre 21 - 120 bar (2 128 – 12 159 kPa) y de temperaturas entre 485 - 530 °C (758 – 803 K). Sin embargo, es importante llevar a consideración que, al momento de pasar el vapor por las etapas de la turbina para expandirlo y producir potencia útil, se podría presentar una humidificación excesiva en las últimas etapas, lo cual produciría daños graves en los alabes., generalmente el valor máximo de humedad en el vapor es entre 13 – 14 % para la mayoría de fabricantes.

Por lo anterior, se buscó en las literaturas las siguientes ecuaciones de restricción:

1 407 ≤ 𝑃𝐶𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 ≤ 7 681 𝑘𝑃𝑎

304 ≤ 𝑃𝐶𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 ≤ 1 114( 𝑙𝑏/𝑝𝑙𝑔

2₎

300 ≤ 𝑇𝐶𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 ≤ 510 (°𝐶)

573 ≤ 𝑇𝐶𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎 ≤ 783 (𝐾)

Las calderas objeto de estudio tienen una presión de trabajo de 250 lb/plg2 (1 724 kPa); al estar por debajo del rango antes establecido (250 < 304 lb/pul2) podría producir daños graves en los alabes de las turbinas por otra parte la temperatura cumple con la condición establecido; 300 ≤ 340 ≤ 510 [°𝐶].

Debido a que en este trabajo no se tuvo en cuenta el costo de inversión de equipos, mantenimiento, operación y demás factores que intervienen en una evaluación de termoeconomía, se fija que el flujo másico de combustible nunca fuera menor que cero, para no contar con flujos negativos en el modelo y garantizar una operación autónoma y balanceada del proceso de elaboración de azúcar y energía, esto permitió establecer la siguiente restricción

𝑚

_{𝐵𝑎𝑔𝑎𝑧𝑜 𝑒𝑥𝑐𝑒𝑑𝑒𝑛𝑡𝑎𝑟𝑖𝑜}

≥ 0 (𝑘𝑔/𝑕)

Tabla 8. Variables independientes tomadas de la zafra 04/02/2015 y actualizada para utilizar en ambas variantes.

Capacidad de molida t/d 4 600 kg/d 4 600 000 Caña molida t/zafra 336 155.23 kg/zafra 336 155 230 Caña molida norma

operacional

t/d 3 680.00 kg/d 3 680 000

Caña molida t/h 191.7 kg/h 191 666.67

Agua de imbibición % 26

% Bagazo en caña % 32.9

Flujo de jugo mezclado t/h 210.516 kg/h 210 516.00 Flujo de jugo clarificado t/h 191.667 kg/h 191 667.00

Bagazo disponible t/h 60.8 kg/h 60 800.00

Bagazo disponible t/d 1 167.52 kg/d 1 167 520

Petróleo consumido t/h 0.00 kg/h 0.00

Días de zafra 91

Tabla 9. Esquema propuesto variante Nro. 1.

Parámetro Unidad Diseño optimizado

Presión calderas (kPa) 1 724

Temperatura calderas (°C) 340

Demanda de vapor para elaboración (t/h) 89.829 Consumo especifico de vapor (kg / kWh) 13.49

Generación eléctrica (kW) 6 800

Consumo de vapor directo (t/h) 91.73

Escape sobrecalentado (t/h) 88.98

Escape atemperado (t/h) 89.829

Tabla 10. Esquema propuesto variante Nro. 2.

Parámetro Unidad Diseño optimizado

Presión calderas (kPa) 1 724

Temperatura calderas (°C) 340

Demanda de vapor para elaboración (t/h) 103.73 Consumo especifico de vapor (kg / kWh) 13.49

Generación eléctrica (kW) 7 835.28

Consumo de vapor directo (t/h) 105.70

Escape sobrecalentado (t/h) 102.53

Escape atemperado (t/h) 103.73

En ambas propuestas se puede condensar el escape que dan los turbogeneradores pero teniendo en cuenta que la demanda eléctrica del ingenio es aproximadamente, 7 000 kW el esquema Nro. 1 difiere a esta pues solo se generan 6 800 kW por tanto la única opción es el esquema Nro. 2 con

un consumo de V.D de 105 680 kg/h y el vapor de escape disponible para el proceso de fabricación sería igual al V.E atemperado es decir 103 719kg/h.

Figura 9. Análisis de dependencia entre potencia eléctrica generada y vapor de escape para fabricación( Fte: Departamento de fabricación UEB ¨Quintín Bandera¨ , 2017).

En la figura 9 se puede apreciar detalladamente que la generación eléctrica del sistema mejorado, es proporcional a la demanda de vapor al proceso.

Es decir, para aumentar la generación eléctrica a una misma presión, hay que aumentar el flujo de vapor a los turbos, lo cual significaría un incremento en la disponibilidad del vapor de escape y de no existir un esquema de evaporación apropiado (poco consumidor de vapor) se perdería parte de la energía del ciclo por la poca capacidad de condensación, además al hacer esto se consume más combustible.

Esto muestra que para lograr un ciclo mejorado con una demanda de vapor de fabricación mínima y una máxima potencia eléctrica de salida sin aumentar el consumo de combustible (bagazo) es más factible incrementar la presión y temperatura de generación de vapor en la caldera y así se podrá minimizar la demanda de vapor y maximizar la eficiencia energética en el proceso de fabricación.

En la figura 10 se muestra el esquema de la UEB ¨Quintín Bandera¨ simulado en el STA 4.1.

Figura 10. Simulación de UEB ¨Quintín Bandera¨ 2017 ( Fte: Sistema Termo Azúcar (STA), 2017).

Conclusiones

 Como resultado de la inspección visual de las instalaciones energéticas y tecnológicas de la industria, se destacan como principales problemas el aislamiento insuficiente de equipos y tuberías, así como la no recuperación total de todos los condensados del proceso en el periodo inactivo dando como resultado un déficit en el condensado para la caldera de 7 925 kg/h.

 Se seleccionó como esquema mejorado para la empresa la variante Nro. 2 con una generación eléctrica de 7 835 kW entregando a la red 835 kW y un flujo de vapor de escape de 103 719 kg/h para el proceso de fabricación que al ser condensado satisface la demanda de las calderas.

 Se determinó que para una producción de 320 t refino /día se necesitan 518 t bagazo/día para no consumir petróleo dando un índice de 1.62 t de bagazo/t de refino

 La implementación del STA como herramienta de análisis en este trabajo, muestra con gran claridad cómo este puede ayudar a los ingenieros e investigadores de sistemas de cogeneración a localizar y evaluar las ineficiencias de los procesos de conversión de energía en un ingenio azucarero. Además, los resultados obtenidos de la simulación constituyen un fundamento para direccionar las futuras inversiones en términos de implementar mejoras en los procesos, con el fin de hacer un uso más eficiente y racional de la energía.

 La modelación del esquema actual, permitió aclarar como la generación eléctrica depende del consumo específico de vapor al proceso (CEV) y, por ende, las mejoras que se implementen en ellos con el fin de reducir la demanda, no representan un incremento en eficiencia energética y de potencia eléctrica al sistema de cogeneración.

Recomendaciones

 Mejorar el aislamiento de equipos y tuberías y garantizar la recuperación total de todos los condensados del proceso.

 Ponerle un sistema automatizado y aire secundario a la caldera para evitar el exceso en el consumo de bagazo mejorando su eficiencia.

 Realizar un análisis dedicado a los sistemas de evaporación de jugo, cocimientos de mieles, destilación y fermentación de alcohol, utilizando información más detallada de los equipos actuales, con el fin de minimizar la demanda de vapor y maximizar la eficiencia energética.

 Realizar una evaluación en base al costo energético del azúcar, alcohol y electricidad para identificar como los esquemas de cogeneración aquí propuestos impactan el desempeño termo-económico.

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Anexos

Análisis económico para empresas de producción azucarera Principios y criterios fundamentales del análisis económico:

Los principios que se presentan a continuación son válidos para cualquier tipo de proceso, pero aquí se reducen a los aspectos vinculados solamente a la producción de azúcar crudo.

de guía, tanto para realizar el análisis económico como para orientarse en la búsqueda de Alternativas.

Como se puede deducir de la figura 11 para una misma molida, preferiblemente la “Adecuada”, hay que lograr aumentar los ingresos y/o disminuir los egresos para mejorar el caso base o una alternativa de este.

Lo anterior se puede lograr mediante un “compromiso técnico – económico” que permita por una parte alcanzar la factibilidad técnica y por otra la competitividad económica. Lo anterior está fuertemente vinculado a la

Figura 11. Egresos e ingresos que se tienen en cuenta en la determinación de los flujos de caja. ( Fte: Dpt. Economia UEB ¨Quintín Bandera¨ 2017).

En la figura 11 se muestra los egresos e ingresos que se tienen en cuenta en la determinación de los flujos de caja.

electricidad producida (turbogenerador), el bagazo sobrante (generador de vapor) y los condensados puros disponibles.

Produciendo más electricidad, se puede disminuir los egresos al no tener que comprar electricidad al “Sistema Eléctrico Nacional” (SEN) y/o aumentar los ingresos si se puede incrementar las ventas al SEN. Algo similar sucede con el sobrante de bagazo, que se puede vender, pero si hay déficit hay que comprarlo o de lo contrario quemar paja (que aquí se considera que su costo es el mismo del bagazo) o quemar “fuel oil” (Petróleo). Esto último es muy improbable que ocurra en la producción de azúcar crudo en Cuba.

La otra fuente de egresos e ingresos es el agua con la calidad y temperatura requerida (95 a 110 0C) para los generadores de vapor (GV). En este caso se considera que los sobrantes de condensados puros y calientes no es posible venderlos, pues desafortunadamente esta práctica no es común, pero si falta agua caliente de calidad y para reponer la que se pierde en la purgas que se le hacen al GV (agua de reposición), es necesario comprarla o producirla, lo que trae aparejados costos adicionales. Se considera que no es posible “comprar” agua para los GV por lo que o hay que emplear agua a temperatura ambiente de mala calidad (pozos, presas) o producirla en una planta de tratamiento de agua.

En una fábrica de azúcar crudo con turbinas de contrapresión y generadores de vapor que trabajen a presiones menores de 3 MPa (500 psia) y que sea correctamente operada, no existe razón alguna para tener que producir agua tratada. A este gasto se suma la necesidad del consiguiente calentamiento, hasta 95 - 110 0_{C a la entrada del GV. Es conveniente apuntar que sea}

determinado, de forma heurística, que por cada 1 0C menos la eficiencia del GV disminuye en un 10 %. Se considera que la temperatura de los condensados es la adecuada para que la eficiencia del GV no disminuya.

Las fuentes para el agua de calidad y con la alta temperatura necesaria en los GV son los condensados del vapor de calentamiento de los evaporadores, especialmente si es un simple efecto o un primer vaso de un múltiple efecto. Si la tasa de evaporación del primer vaso del múltiple tiene valores tales que no da lugar a arrastres de sólidos en la evaporación, que es el medio de calentamiento que se emplea en el segundo vaso, puede considerarse que

este condensado tienen la calidad requerida en el GV, aunque un poco menos de temperatura.

Método de cálculo:

Teniendo en cuenta que el valor del dinero varía en el tiempo se determinan los flujos de caja, que son un criterio básico para definir como emplear el dinero disponible o que se puede pedir a un banco. Cuando se comparan alternativas el análisis se realiza en base al “Valor Actual Neto” (VAN) y si existe una inversión se calculan adicionalmente varios indicadores de efectividad como la “Tasa Interna de Rendimiento o Retorno”, el “Plazo de Recuperación del Capital Descontado” (PRCD) y el “Retorno Sobre la Inversión” (RSI).

La tasa interna de rendimiento (Internal Rate of Return) se determina a partir de la expresión utilizada para calcular el valor actual neto. Es la tasa de interés que el proyecto es capaz de proporcionar y es aquel valor de tasa de interés (i) para el cual, al final del tiempo de vida de la alternativa considerada, su VAN se hace igual cero. Si esta tasa es superior a la tasa a la cual la empresa puede obtener fondos, la inversión es deseable (siempre que compense el grado de riesgo que la empresa asume), en otras palabras, para que la alternativa sea atractiva, debe suceder que la tasa interna de rendimiento sea mayor que la utilizada (i, %).

Este define como el período de tiempo necesario para recuperar el capital invertido. Es el plazo de tiempo que ha de transcurrir para que la inversión se recupere mediante las utilidades netas obtenidas o el número de períodos necesarios para que la diferencia entre el flujo de caja descontado y la inversión sea igual a cero.

El “Plazo de Recuperación del Capital” (Playback Period, PBP) se determina como el cociente de la inversión entre el flujo de caja promedio. O sea:

NOMENCLATURA BS - Bagazo sobrante. PB - Precio del bagazo.

HO – Horas de operación en el día. DZ – Días de zafra.

EV - Electricidad vendida a la red. PEV - Precio de la electricidad vendida. AP – Azúcar producido.

PA - Precio del azúcar. MP – Miel producida. PM - Precio de la miel. AP – Cachaza producida. PC - Precio de la cachaza. CM – Caña molida. CCC – Costo de la caña.

EC - Electricidad comprada a la red. CEC – Costo de la electricidad comprada. AR – Agua de reposición.

CAT - Costo del agua tratada de reposición. PC – Petróleo consumido.

Para el cálculo del flujo de caja o efectivo se utilizó la siguiente nomenclatura:

As – Ventas (Anual Sales).

Ate – Costos de operación (Anual Total Expenses). Así – Ganancia económica (Anual Cash Income). Ait – Impuestos sobre ganancias (Anual IncomeTax). Atc – Costo de inversión (Anual Total Capital Expenditure). Acf -- Flujo de caja anual (Anual Cash Flow).

Adcf -- Flujo de caja descontado o actualizado (Anual Discounted Cash Flow). fd - Factor de descuento o de actualización.

i - Tasa de interés.

n - Horizonte de planificación o tiempo de vida económica. t – Tasa impositiva o razón fraccional de impuestos.

Wi – Factor de Hand

Ingreso por concepto de venta de miel (IM)

Costo por concepto de caña comprada (CC)

Costo por concepto de electricidad comprada a la red (CE)

Costo por concepto de compra de petróleo (CP)

Flujo de caja

Evaluación de la Tasa Interna de Rendimiento (TIR)

La tasa interna de rendimiento (InternalRate of Return) se determina a partir de la expresión utilizada para calcular el valor actual neto:

Esta se interpreta como la tasa de interés que el proyecto es capaz de proporcionar y es aquel valor de tasa de interés (i) para el cual, al final del tiempo de vida de la alternativa considerada, su VAN se hace igual cero. Si esta tasa es superior a la tasa a la cual la empresa puede obtener fondos, la inversión es deseable (siempre que compense el grado de riesgo que la empresa asume), en otras palabras, para que la alternativa sea atractiva, debe suceder que la tasa interna de rendimiento sea mayor que la utilizada (i, %). Evaluación del Plazo de Recuperación del Capital (PRC)

El Plazo de Recuperación del Capital (PaybackPeriod, PBP) se determina como el cociente de la inversión entre el flujo de caja promedio. O sea:

Y en el caso del Plazo de Recuperación del Capital al Descontado (Discounted Payback Period, DPBP) se determina como el cociente de la inversión entre el flujo de caja descontado promedio. O sea:

Evaluación del Retorno Sobre la Inversión (RSI)

El retorno sobre la inversión (Return on Investment, ROI) se determina a partir de la siguiente expresión:

CÁLCULO DE COSTOS DE INVERSIONES

En las evaluaciones de STE las mejoras pueden hacerse variando los valores de determinados parámetros de operación, que coincidan con las variables independientes. A continuación, aparecen procedimientos para hacer estimados, del tipo vinculado a lo que se conoce como “Diseño Conceptual”. Procedimiento 1

El costo de cualquier equipo (CAET- Costo de adquisición de equipamiento tecnológico) en el puerto de embarque (Free On Board, FOB), es decir sin incluir la transportación ni la instalación puede encontrarse en el sitio web:

Matches' Process Equipment Cost Estimates, http: //matche.com/EquipCost/,

Algunos ejemplos:

 Turbogenerador de 1 000 kW = 368 504,76 $US

 Generador Eléctrico de 1 500 kW = 90 386,29 $US

 Generador de Vapor (Caldera) similar a la RETAL de 45 t/h = 890 000 $US

 Vaso Evaporador de 15 000 pie2 = 188 400 $US

Además se pueden obtener criterios relacionados con otros tipos de costos, por ejemplo:

 Materiales y mano de obra para la eliminación de las pérdidas de vapor en tuberías y accesorios = 4 500 $US

 Aislantes y mano de obra para el aumento de la temperatura del agua de alimentación a calderas = 3 868 $US

 Tuberías, accesorios, materiales y mano de obra para nuevos trazados = 12 468 $US

Procedimiento 2

Índices de costo de Marshall y Stevens

En este procedimiento, que solo es válido para dar un estimado general y cuando no se toma en cuenta las condiciones locales donde se aplican y los avances tecnológicos, si se conoce el costo de un equipo, hace 10 años o menos, puede estimarse su costo equivalente actual o en un futuro próximo, multiplicando el costo original del recurso por la relación entre el índice de costo en el tiempo presente o futuro y el índice de costo original:

Los índices de Costo de Equipos (índices de Marshall y Stevens) están basados en el índice 100 del año 1926 y aparecen regularmente publicados en la Revista Chemical Engineering:

Tabla 11. Índices de Costo de Marshall y Stevens

Año Índice Año Índice Año Índice Año Índice

1926 100 1980 657.6 1990 915 1999 1 068.3 1961 237.2 1981 731.3 1991 930.6 2000 1 089.0 1965 244.9 1982 745 1992 943.1 2001 1 093.9 1970 303.3 1983 760.8 1993 964.2 2002 1 104.2 1975 444.3 1984 780.4 1994 993.4 2003 1 116.6 1976 472.1 1985 789.6 1995 1 027.4 2004 1977 505.4 1986 797.6 1996 1 039.1 2005 1978 545.3 1987 813.6 1997 1 056.8 2006 1979 599.4 1989 895 1998 1 069.9 2007

A los costos determinados se le debe incorporar un factor de inflación (generalmente un 5%). Así:

n – índice de escalado (varía de 0.3 – 1) Tabla 12.

Equipo Exponente “n”

Intercambiador de Calor (Tubo y coraza) 0.59

Procesos Fermentativos 0.75

Procedimiento 3: Estimados de costos de transportación y la instalación El costo del equipo a utilizar en la evaluación económica debe incluir la transportación y la instalación, para ello se emplea un factor (Hand) que está en dependencia del equipo en cuestión, algunos ejemplos se presentan a continuación:

Tabla 13

Equipo I

Torres de Enfriamiento. Concreto 1.2

Cristalizadores 1.9

Secadores 1.4

Filtros Todos los tipos 1.4

Haciendo uso de la siguiente expresión:

In document Diseño conceptual de la tecnología de cogeneración para la UEB Quintín Bandera (página 59-82)