PROGRAMA
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Sesión 7 de 8
Sesión 7. (Martes 23 de Noviembre)
7. SISTEMAS DE COGENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN Introducción a la cogeneración
7.1 Ciclos termodinámicos
7.2 Sistemas superiores de cogeneración 7.3 Sistemas inferiores de cogeneración 7.4 Análisis de Casos
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Introducción a la Cogeneración
Es la generación simultanea de dos manifestaciones de energía,
usualmente calor y electricidad, a partir de una fuente de energía.
Electricidad
Calor
Fuente de
Energía
Cogeneración
Máquina de
Definición
La cogeneración es, en esencia, una técnica que permite mejorar
la eficiencia de conversión de energía primaria a otras formas de
energía como son el calor y electricidad.
Sesión 7 de 8
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Introducción a la Cogeneración
Los niveles típicos de cogeneración son los siguientes:
•
Satisfacción térmica y eléctrica al 100%
•
Satisfacción térmica al 100% y satisfacción eléctrica parcial,
con compra de electricidad complementaria.
•
Satisfacción térmica al 100% con excedentes de electricidad
que van a venta.
•
Satisfacción térmica parcial y eléctrica al 100%
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Introducción a la Cogeneración
Ventajas de la Cogeneración
V E N T A J A S T E C N O L Ó G I C A S
Energía Eléctrica
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 intensidad eléctrica circulante desde las subestaciones de distribución hasta los consumidores) y en consecuencia, reduce las pérdidas de energía en la red.
Las actuales tecnologías de control permiten asegurar una óptima calidad de la energía eléctrica generada, tanto en tensión como en frecuencia, superando en muchos casos a la de la propia red, inevitablemente influenciables por armónicas y desequilibrios de carga originadas por industrias vecinas.
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Introducción a la Cogeneración
Ventajas de la Cogeneración
V E N T A J A S T E C N O L Ó G I C A S
Energía
Térmica
Normalmente implica una renovación del parque de
calderas de la fábrica, que puede eliminar sus
equipos más obsoletos y dejar los más nuevos y
eficientes para situaciones de emergencia o para
complemento de los equipos de la central.
Los equipos térmicos de las centrales de
cogeneración son, de hecho, muy convencionales.
En muchos casos son equipos que no disponen de un
proceso de combustión, lo que prácticamente
elimina su mantenimiento y permite que su
disponibilidad sea muy elevada.
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Introducción a la Cogeneración
Ventajas de la Cogeneración
V E N T A J A S T E C N O L Ó G I C A S Operación y Manteni-mientoExiste un mantenimiento muy especializado, que es el que debe realizarse en determinas áreas de los equipos principales: turbina de gas, turbina de vapor y motores recíprocantes. Este tipo de mantenimiento debe de ser contratado (en muchas ocasiones al mismo fabricante del equipo), el cual tiene un costo muy elevado.
El resto de equipos (calderas, equipos eléctricos, etc.), no requieren de atenciones especiales, sus costos de operación son bajos. Estas centrales son completamente automáticas y requieren de muy poca atención. El mismo personal que lleva las calderas puede ocuparse de ellas. Es conveniente que exista un técnico encargado de la planta que la conozca completamente, que se ocupe de su supervisión y que pueda comunicarse con los fabricantes de los equipos y los encargados de mantenimiento para eventuales intervenciones.
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Introducción a la Cogeneración
Ventajas de la Cogeneración
V E N T A J A S T E C N O L Ó G I C A S Combustibles EmpleadosEl gas natural dentro de la gama de combustibles es el más conveniente, el que menos contamina y el que permite disponer de sistemas de generación más modernos y eficientes. Asegura también la viabilidad de su operación al ser un combustible muy limpio que no requiere equipos auxiliares.
Seguridad Las planta de cogeneración disponen de modernos sistemas de control y seguridad que impiden la aparición de accidentes graves. De todas formas, es conveniente la contratación de seguros de accidentes y de incumplimiento para cubrir estas eventualidades.
Vida del proyecto
Las plantas de cogeneración, adecuadamente mantenidas y operadas pueden estar operativas por periodos de entre 20 y 30 años.
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Ventajas de la Cogeneración
V E N T A J A S E C O N Ó M I C A S
Costos Energéticos
En general una planta de cogeneración producirá una energía que será siempre más económica que la obtenida de la red eléctrica. La razón de ello está en que su consumo especifico será siempre inferior al de una planta de energía convencional que no pueda sacar provecho de sus efluentes térmicos (es decir, la generada por las grandes centrales termoeléctricas). El mayor o menor ahorro dependerá, en cualquier caso, de políticas de subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado en determinadas circunstancias.
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Introducción a la Cogeneración
Ventajas de la Cogeneración
V E N T A J A S E C O N Ó M I C A S
Costos EnergéticosEn general una planta de cogeneración producirá una energía que será siempre más económica que la obtenida de la red eléctrica. La razón de ello está en que su consumo
especifico será siempre inferior al de una planta de energía convencional que no pueda sacar provecho de sus efluentes térmicos (es decir, la generada por las grandes ce ntrales termoeléctricas). El mayor o menor ahorro dependerá, en cualquier caso, de políticas de subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado en determinadas
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Introducción a la Cogeneración
Ventajas de la Cogeneración
ADMINISTRACIÓN DE LA ENERGÍA
Control
Operativo
La existencia de una Planta de Servicios Auxiliares
implica tener un control operativo detallado de los
consumos de energía eléctrica y térmica del proceso
industrial. Eso es siempre positivo, pues permite
reconocer la aparición de ineficiencias dentro del
mismo proceso industrial, que de otra forma
posiblemente hubieran pasado desapercibidos.
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Ventajas de la Cogeneración
AMBIENTAL
Impacto
Ambiental
La cogeneración reduce la emisión de contaminantes,
debido principalmente a que es menor la cantidad de
combustible que consum e para producir la misma
cantidad de energía útil, además los sistemas de
cogeneración utilizan tecnologías más avanzadas y
combustibles más limpios como el gas natural.
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Ventajas de la Cogeneración
100%
Generación de Energía Eléctrica
50% Pérdida en Condensados 15% Pérdida en Caldera 2% Otras 33% Energía Eléctrica
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Ventajas de la Cogeneración
Esquema de cogeneración
15% Pérdida en Caldera 1% Otras 84% Energía Eléctrica y Calor COGENERACIÓN 100%Sesión 7 de 8
Introducción a la Cogeneración
Clasificación de los sistemas de Cogeneración
POR EL NIVEL ENERGÉTICO DEL CICLO TERMODINÁMICO
SISTEMAS SUPERIORES
: (TOPPING CYCLES) Son aquellos
en los que la energía primaria se utiliza para producir un fluido a
alta temperatura y presión, que se utilice para generar energía
mecánica o eléctrica y el calor residual del fluido se utilice en el
proceso industrial.
SISTEMAS INFERIORES
: (BOTTOMING CYCLES) Son aquellos
en los que la energía primaria se utiliza en el proceso industrial y
la energía calorífica no aprovechada en el mismo, se emplea en
la generación de energía mecánica o eléctrica.
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Introducción a la Cogeneración
Clasificación de los sistemas de Cogeneración
Sistemas Superiores
OPERACIÓN INDUSTRIAL
Agua caliente Vapor de proceso Calor de procesoCombustible SISTEMA SUPERIOR Energía eléctrica
Energía Eléctrica
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Clasificación de los sistemas de Cogeneración
Sistemas Superiores
OPERACIÓN
INDUSTRIAL
Combustible SISTEMA INFERIOR Calor de desecho Energía eléctrica Vapor de proceso Agua calienteSesión 7 de 8
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Introducción a la Cogeneración
Clasificación de los sistemas de Cogeneración
POR TIPO DE MAQUINA TÉRMICA
TURBINA DE VAPOR;
Son aquellos sistemas que basan su
generación eléctrica en la acción de un turbogenerador movido
por vapor.
TURBINA DE GAS
; Son aquellos sistemas que basan su
generación eléctrica en la acción de un turbogenerador de gas.
MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA
; Son aquellos sistemas
que basan su generación eléctrica en la acción de una
máquina rotativa de combustión interna.
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Introducción a la Cogeneración
Máquinas Térmicas para Cogeneración
• Turbina de Vapor a Contrapresión
• Turbina de Vapor Extracción-Condensación
• Turbina de Gas
• Motor Alternativo Diesel
• Recuperadores de Calor
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Máquinas Térmicas para Cogeneración
Turbina de Vapor a Contrapresión
• El consumo de vapor de proceso define la capacidad generada.
• Considerando extracciones se puede obtener un poco más de flexibilidad.
• Genera poca energía eléctrica en comparación con el consumo de vapor de proceso.
• No permite variación grande y brusca de vapor de proceso. • Costo de inversión mediano
• No consume agua de enfriamiento • Alta disponibilidad
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Máquinas Térmicas para Cogeneración
Turbina de Vapor Extracción-Condensación
• Mayor producción de vapor que la que el proceso requiere• Mayor generación de electricidad al compararse con una turbina de contrapresión y con el mismo consumo de vapor del proceso
• Permite variaciones bruscas del vapor de proceso.
• Operación muy flexible. Permite control de potencia y vapor de proceso al mismo tiempo y en forma independiente.
• Alto costo de inversión. • Alta disponibilidad.
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Introducción a la Cogeneración
Máquinas Térmicas para Cogeneración
Turbina de Gas
• Alta producción de electricidad con relación al vapor de proceso.
• La cantidad de vapor de proceso depende de la carga de la turbina de gas.
• Muy bajo costo de inversión
• No consume agua de enfriamiento
• Mínima emisión de gases contaminantes. • Equipos turbogas en tamaños estándar • Baja eficiencia sobre todo en carga parcial
• Mínimo requerimiento de espacio. Fácil de instalar o desmontar • No permite variación grande de vapor a proceso.
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Máquinas Térmicas para Cogeneración
MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA
• Bajo costo de inversión
• Consumo medio de agua de enfriamiento • Alta eficiencia térmica
• Generación térmica principalmente de agua caliente
• Operación poco flexible, la carga térmica depende fuertemente de la generación eléctrica.
• Alta producción de electricidad con relación a la carga térmica. • Mediana emisión de contaminantes.
• Tiempo de arranque muy corto.
• Requiere poco espacio para su instalación • Capacidades desde unos cuantos kW.
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Introducción a la Cogeneración
Máquinas Térmicas para Cogeneración
RECUPERADOR DE CALOR
• Recuperador de Calor Sin Postcombustión • Recuperador de Calor con Postcombustión • Recuperador con Máxima Postcombustión
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Ciclos
EL CICLO RANKINE El calor suministrado QA = h1 - hB El calor rechazado QR = h2 - h3 El trabajo neto; Wneto = QA - QR
El trabajo ideal de la bomba está dado por: Wb = (hB - h3)
Y el trabajo real de la bomba, si se conoce su rendimiento rb, está dado por: Wb' = (hB - h3)/rb
El rendimiento térmico del ciclo está dado por: e = (h1 - h2 - Wb)/(h1 - hB) Sesión 7 de 8 Diapositiva:
Ciclos Termodinámicos
Caldera Condensador h1 h2 h3 bomba hb Wt Q Turbina WbSesión 7 de 8
Ciclos Termodinámicos
EL CICLO IDEAL DE RECALENTAMIENTO El trabajo bruto W = h1 - h2 + h3 - h4 El trabajo neto Wneto = h1 - h2 + h3 - h4 - Wb El trabajo de bombeo Wb= hB - h5 Caldera Recalentador Condensador Wsalida Qsalida Qentrada Turbina Bomba h1 h2 h3 h4 h5 hb Wb
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Ciclos Termodinámicos
EL CICLO REGENERATIVO Caldera Condensador Wsalida Qsalida Qentrada Bomba CA-1 CA-1 CA-1 Turbina WbSesión 7 de 8
Ciclos Termodinámicos
EL CICLO REGENERATIVO CON RECALENTAMIENTO
Wsalida Qsalida Qentrada Caldera Condensador Bomba CA-1 CA-1 CA-1 Recalentador Turbina 1 2 3 2 4 5 6 7 10 9 8 M m1 m2 m3 Wb
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Ciclos Termodinámicos
EL CICLO BRAYTON
En el ciclo Brayton se supone que los procesos de compresión y expansión isoentrópicas y que los de intercambio de calor ocurren a presión constante.
Cámara de Combustión Compresor Turbina Combustible Aire Productos 4 3 1 2 Wneto
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Ciclos Termodinámicos
CICLO REGENERATIVO DE LA TURBINA DE GAS.
Cámara de Combustión Compresor Turbina Combustible Aire Productos 4 3 1 2 Wneto Regenerador x y
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Ciclos Termodinámicos
CICLO CHENG.
Combustible P R O C E S O Energía eléctrica Vapor Generador Eléctrico Turbina Aire Sobreca-lentador Vapor Sobrecalentado Generador de Vapor CombustibleSesión 7 de 8
Sistemas
Superiores de
Cogeneración
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Sistemas Superiores
SISTEMA SUPERIOR CON TURBINA DE VAPOR
Combustible P R O C E S O Energía eléctrica Energía térmica. Generador Eléctrico Turbina
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Sistemas Superiores
SISTEMA SUPERIOR CON TURBINA DE GAS
Combustible P R O C E S O Energía eléctrica Energía térmica Generador Eléctrico Turbina Aire Recuperador de Calor Compresor
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Sistemas Superiores
SISTEMA SUPERIOR CON MOTOR DE COMBUSTIÓN
INTERNA
Combustible P R O C E S O Energía eléctrica Energía térmica Generador Eléctrico Aire Recuperador de Calor Motor CombustiónSesión 7 de 8
Sistemas Superiores
SISTEMA INFERIOR CON TURBIBA DE VAPOR
Combustible P R O C E S O Energía eléctrica Generador Eléctrico Turbina Caldera de Recuperación de Calor
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Esquemas de Cogeneración
ESQUEMA CON TURBINA DE VAPOR
13% Pérdidas en humos 70% Calor 100% 13% Energía Eléctrica
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Esquema de Cogeneración
CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE UN SISTEMA DE
COGENERACIÓN CON TURBINA DE VAPOR:
• No es posible el empleo de turbinas de vapor en procesos de secado que requieran gases calientes en directo.
• No es conveniente utilizar turbinas de vapor en procesos que requieran vapor de alta o muy alta presión. (en la industria es normal 60 bars; mientras que para la generación eléctrica se requieren de 120 a 145 bars) • En el caso de turbinas a contrapresión, la producción de energía eléctrica y
su rendimiento se verán sensiblemente alterados por las variaciones de carga de la caldera como consecuencia de las variaciones en la demanda de vapor del proceso.
• En sistema con turbinas de vapor puede aprovechar en ocasiones la(s) caldera(s) existente(s), elevando la presión a la que se genera el vapor, teniendo un ahorro en la inversión inicial.
• La disponibilidad del combustible adecuado o la modulación de los consumos en la industria, son elementos que deben observarse por que pueden determinar la viabilidad o no de instalar turbinas de vapor en un sistema de cogeneración.
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Esquema de Cogeneración
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Esquema de Cogeneración
Esquema Superior con Turbina de Vapor a
Extracción-Condensación
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Esquema de Cogeneración
Esquema Superior con Turbina de Vapor a
Extracción-Condensación
Horno de Calcinación Caldera de recuperación Vapor a proceso Condensado Aire Combustible Energía EléctricaSesión 7 de 8
Esquemas de Cogeneración
ESQUEMA CON TURBINA DE GAS
13% Pérdidas en humos 55% Calor 100% 30% Energía Eléctrica 2% Otras
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Esquema de Cogeneración
Consideraciones para la Selección de un Sistema de
Cogeneración con Turbina de Gas
• Se puede alcanzar una efectividad alta usando un regenerador con una gran área de transmisión de calor. Sin embargo, esto también incrementa la caída de presión, que representa una pérdida.
• Un interenfriador en el compresor, incrementa la eficiencia del ciclo, ya que enfría el aire que maneja el compresor entre pasos y requiere menos potencia
• Un recalentador, esto es, otra cámara de combustión que recaliente los gases entre pasos de la turbina o entre turbinas, incrementará la eficiencia.
• Los gases de escape de la turbina, entre 550 y 600 ºC, pueden usarse por medio de una caldera de recuperación para generar vapor de alta presión, vapor de baja presión o agua caliente y emplearlos en el proceso.
• Dado que la combustión de las turbinas de gas se realiza con un gran exceso de aire (200 a 400%), los gases de descarga tienen un gran contenido de oxígeno; esta descarga puede mantener una post-combustión,
• Usando una combinación de turbina de gas con caldea de recuperación, con o sin postcombustión se puede lograr satisfacer un amplio rango de requerimientos térmicos y eléctricos. Ya que si los requerimientos térmicos del proceso son mínimos, el vapor excedente puede emplearse en generar electricidad adicional, mediante una turbina de vapor.
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Esquema de Cogeneración
Ventajas y Desventajas de la Cogeneración con Turbina de Gas
Ventajas Desventajas
• Amplia gama de capacidades, desde 500 kW hasta 265 MW.
• Altas eficiencias de conversión de energía térmica.
• Eficiencias de conversión a energía eléctrica del 27%.
• Alcanza eficiencias globales arriba del 80%.
• Alta seguridad de operación. • Bajo costo relativo de inversión. • Tiempo corto de arranque.
• Requiere de poco espacio.
• Baja eficiencia en carga parcial
• Vida útil relativamente baja • Limitantes en cuanto al
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Esquema de Cogeneración
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Esquema de Cogeneración
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Esquema de Cogeneración
Esquema con Motor de Combustión Interna
18% Pérdidas en gases de escape 12% Otras 35% Calor 100% 35% Energía Eléctrica
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Sistemas Superiores
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Sistemas Superiores
Esquema con Motor de Combustión Interna
Ventajas.
•Alta eficiencia de producción de energía eléctrica (hasta 40%).
•Eficiencia global del sistema del orden del 70%.
•Bajo costo de inversión.
•Vida útil larga (25 años).
•Capacidades desde 15 kW a mayores de 20,000 kW.
•Alta eficiencia a baja carga.
•Consumo medio de agua de enfriamiento.
•Requiere de poco espacio para su instalación
Desventajas.
•Altos costos de mantenimiento.
•Baja temperatura de la energía térmica producida.
•Dispersidad de la energía térmica recuperable (gases, agua, aceite).
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Análisis de un Casos
CASO 1:
Como parte de la auditoría energética practicada a
una empresa en la ciudad de México, se identificó
un potencial de ahorro mediante la instalación de
un sistema superior de cogeneración con turbina
de gas.
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CASO 1.- Antecedentes:
•
Tarifa Eléctrica Contratada:
HS (Tarifa horario en alta tensión, nivel
sub-transmisión)
•
Consumo Eléctrico:
Demanda facturable:
3,607 kW
Energía de punta:
184,697 kWh/mes
Energía intermedia:
1,166,696 kWh/mes
Energía de base:
517,261 kWh/mes
Total de Energía:
1,868,654 kWh/mes
•
Consumo de Vapor:
Consumo promedio:
322 Ton/día
Consumo máximo:
471 Ton/día
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CASO 1.- Antecedentes:
• Respaldo para la planta de Cogeneración.-
La compañía
suministradora de energía eléctrica en México ofrece el servicio
de respaldo para las empresas que autogeneren su propia
energía
eléctrica,
ya
sea
mediante
esquemas
de
autogeneración o cogeneración.
• Exportación de excedentes.- La empresa tiene otra planta en
Querétaro a 220 km al norte de la ciudad de México y la
compañía distribuidora ofrece el servicio de porteo de la energía
eléctrica excedente de la planta en México a la planta en
Querétaro
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Análisis de Casos
ESQUEMA DE COGENERACIÓN:
Sistema superior de cogeneración, con turbogenerador
de gas como máquina primaria y recuperación de calor
de los gases para generación del vapor de proceso.
Aire Combustible Gases de escape Vapor a proceso Transformador elevador Bus de distribución
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Análisis de Casos
ESQUEMA DE COGENERACIÓN:
Aire Gas a turbina Gases de escape de caldera Vapor a proceso Gas a caldera Caldera actual Gases de escape de turbina Recuperación secundaria de calor Transformador elevador Generador Respaldo Suministrador Bus de distribución actual Energía a Planta QuerétaroSesión 7 de 8
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Análisis de Casos
OPCIONES ANALIZADAS:
A. Generación del 100% de la energía eléctrica
demandada sin excedentes.
B. Generación del 100% de la energía eléctrica
demandada con excedentes para porteo.
C. Generación parcial de la energía eléctrica
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Análisis de Casos
A.- Generación del 100% de la energía eléctrica
demandada sin excedentes.
•
El generador trabaja desconectado de la red externa, suministrando
el 100% de la demanda.
•
La capacidad del Gen-Set deberá ser igual a la mayor demanda
eléctrica esperada.
•
El factor de carga es bajo.
•
Los faltantes de vapor se generarán con postcombustión o con la
operación de una caldera adicional
•
Los excedentes de calor se aprovecharían en otros procesos de la
planta.
•
Se requiere contratar servicios de respaldo con CFE, para
mantenimiento y falla del sistema.
•
Se requiere hacer obra eléctrica para contar con las dos
alimentaciones eléctricas (operará una o la otra)
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Análisis de Casos
B.- Generación del 100% de la energía eléctrica
demandada con excedentes para porteo.
•
El generador trabaja interconectado a la red externa suministrando
el 100% de la demanda y enviando a la red los excedentes.
•
La capacidad del Gen-Set deberá ser mayor o igual a la mayor
demanda eléctrica esperada.
•
El factor de carga es alto
•
Los faltantes de vapor se generarán con postcombustión o con la
operación de una caldera adicional
•
Los excedentes de calor se aprovecharían en otros procesos de la
planta.
•
Se requiere contratar servicios de respaldo con CFE, para
mantenimiento y falla del sistema.
•
Se requiere celebrar un contrato con CFE para el porteo de los
excedentes a Querétaro.
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Análisis de Casos
C.- Generación parcial de la energía eléctrica
demandada y compra al suministrador.
•
El generador trabaja emparalelado a la red externa, de tal manera que
la demanda que no sea cubierta por el generador, sea cubierta por el
suministrador.
•
El Gen-Set trabajará con un muy buen factor de carga.
•
Los faltantes de vapor se generarán con postcombustión o con la
operación de una caldera adicional
•
Los excedentes de calor se aprovecharían en otros procesos de la
planta.
•
No se requiere contratar tarifa de respaldo, únicamente un convenio
de interconexión.
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Análisis de Casos
ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE VAPOR
0 100 200 300 400 500 Tonelada s de v apor / día
Producción de Vapor
Promedio 322Ton/día Mínimo 38Ton/día Máxima 471Ton/día Desv. Est. 61.7Ton/día Dispesión 38%Sesión 7 de 8
Análisis de Casos
ANÁLISIS DE DEMANDA ELÉCTRICA
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 kW Hora
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Análisis de Casos
ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN
Capacidad (kW) Factor de Carga Autogeneración (kWh/año)
Capacidad de Exportación Déficit de generación Consumo (kWh/año) (kWh/año) % (kWh/año) % 1000 92% 8,322,000 232,513 2.8% 13,334,190 62.2% 21,423,677 1400 90% 11,650,800 652,432 5.6% 10,425,309 48.7% 21,423,677 1800 88% 14,979,600 1,172,933 7.8% 7,617,011 35.6% 21,423,677 2200 84% 18,308,400 2,045,265 11.2% 5,160,543 24.1% 21,423,677 2600 81% 21,637,200 3,151,693 14.6% 2,938,170 13.7% 21,423,677 3000 78% 24,966,000 4,589,003 18.4% 1,046,680 4.9% 21,423,677 3400 71% 28,294,800 7,008,592 24.8% 137,469 0.6% 21,423,677 3800 64% 31,623,600 10,201,759 32.3% 1,837 0.0% 21,423,677 4000 61% 33,288,000 11,864,323 35.6% 0 0.0% 21,423,677
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Análisis de Casos
ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN
0 0.2 0.4 0.6 0.8 1 0 1000 2000 3000 4000 5000
Capacidad del Gen-Set (kW)
Generación Eléctrica
Factor de Carga Déficit de generación Capacidad de
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Análisis de Casos
ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN
Un aspecto importante a considerar a la hora de seleccionar la capacidad del GenSet, es que sea una capacidad comercial y que el proveedor del equipo tenga una buena capacidad de soporte técnico en el país.
En la lógica anterior encontramos un equipo comercial con capacidad nominal a condiciones ISO de 5,500 kW, que para las condiciones de la ciudad de México, el generador estaría entregando 3,715 kW, por lo que se ha seleccionado esta capacidad como la idónea para esta aplicación, con porteo de excedentes a la planta de Querétaro.
La generación neta anual del GenSet seleccionado será de 29,831,450 kWh/año, de los cuales 21,423,677 kWh/año serán para autoconsumo y los restantes 8,407,773 kWh/año serán porteados a Querétaro.
Para cubrir la demanda de energía eléctrica de la planta durante los períodos en que ésta se encuentre en mantenimiento o fuera de servicio por falla, se prevé el contratar el servicio de respaldo por mantenimiento y falla con el distribuidor.
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Análisis de Casos
ANÁLISIS DE COSTOS
Facturación Actual
Unitario: 0.1047 USD/kWh Concepto Costo Unitario Valores Promedio Importe (USD/mes) Dem. Fact. 8.92 3,607 32,174 E. Punta 0.171 184,697 31,583 E. Interm. 0.082 1,166,696 95,669 E. Base 0.070 517,261 36,208 TOTAL 195,634Sesión 7 de 8
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Análisis de Casos
ANÁLISIS DE COSTOS
Concepto Valores
promedio Costo Unitario Anual
Cargo Fijo 153.30USD/mes 1,840
Demanda reservada: 3,607.00 4.07USD/kW-mes 176,166 Energía punta: 184,697.00 0.0933USD/kWh 17,232 Energía intermedia: 1,166,696.00 0.0783USD/kWh 91,352 Energía base: 517,261.00 0.0762USD/kWh 39,415 1,868,654.00 326,005 Considerando uso del respaldo durante 30 días al año
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Análisis de Casos
Demanda de vapor 98,661 Ton/año Vapor generado con el calor de los gases de
escape de la TG 45,560 Ton/day Consumo de gas en el GenSet 221,253 MMBtu/year Requerimiento adicional de vapor 53,101 Ton/year Consumo de gas en la caldera 122,715 MMBtu/year Consumo total de gas 343,968 MMBtu/year Precio del gas 5.5 USD/MMBtu Importe del gas consumido 1,891,822 USD/year
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Costo de la energía eléctrica que se dejará de
demandar a la Planta Querétaro
Toda vez que con el proyecto de cogeneración, se dejará de
consumir energía eléctrica en la Planta Querétaro, la reducción
en este costo será parte de los beneficios del proyecto,
mismos que se calculan a continuación:
•Volumen de energía que se dejará de consumir:
8,407,773 kWh/año
•Costo unitario del kWh:
0.1047 USD/kWh
•Reducción del importe de la facturación:
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Análisis de Casos
Importe actual de la facturación de gas para
producir vapor
A partir de los datos estadísticos de consumo de gas
en los generadores de vapor de la planta, encontramos
que
en promedio se consumen 20,255 m3/día de gas
(7,393,075 m3/año), con un poder calorífico de 30,840
Btu/m3, resulta un consumo de 228,002.4 MMBtu/año
Considerando el precio de gas en 5.5 USD/MMBtu, el
importe de gas actual para la producción de vapor es de:
1,254,014 USD/año
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Costo de los servicios de transmisión de energía
(porteo)
El cargo por los servicios de transmisión en alta
tensión es de 0.0025 USD/kWh
Considerando que se porteará un total de 8,407,773
kWh/año, el importe anual por el servicio de porteo será
de: 21,019 USD/año
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Análisis de Casos
Costos de operación y mantenimiento del GenSet.
Una máquina de las características como la que se está
proponiendo, tiene costos promedio por operación y
mantenimiento por 0.007 USD/kWh), por lo que con una
generación anual de energía eléctrica esperada de:
29,831,450 kWh/año, se tendrá que gastar en operación y
mantenimiento un importe de 208,820USD/año.
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CÁLCULO DE AHORROS
Integración de los costos actuales:
Concepto
Costo (USD/año)
Energía eléctrica consumida en la
planta
2,347,608
Energía que se dejará de consumir
en Planta Querétaro
880,294
Importe de la facturación de gas para
generación de vapor
1,254,014
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Análisis de Casos
CÁLCULO DE AHORROS
Integración de los costos esperados:
Concepto
Costo (USD/año)
Importe por el gas consumido
1,891,822
Importe por operación y
mantenimiento
208,820
Importe por el servicio de respaldo
326,005
Importe por el porteo
21,019
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CÁLCULO DE AHORROS
Ahorro adicional por aprovechamiento del calor residual:
Flujo de gases 497,860 Ton/año Temperatura de entrada 137.0 °C
Temperatura de salida 40 °C
CP del gas 0.244 kcal/kg-°C
Calor disponible 11,761,466,533 kcal/año Eficiencia de aprovechamiento 80%
Calor aprovechable 9,409,173,227 kcal/año Combustible ahorrado 37,338 MMBtu/año
Precio del gas 5.5 USD/MMBtu
Ahorro en compra de gas 205,359 USD/año
La propuesta contempla el aprovechamiento de los gases de
escape de la caldera de recuperación en el proceso, lo que
generará un ahorro adicional.
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CÁLCULO DE AHORROS
Ahorro neto esperado:
Concepto
Costo (USD/año)
Importe actual
4,481,916
Importe esperado
2,447,666
Ahorro adicional por
aprovechamiento de gas
205,359
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COSTOS DE INVERSIÓN
CONCEPTO IMPORTE (USD)Adquisición de GenSet, incluye compresor de gas 5,000,000 Instalación y puesta en servicio del GenSet 400,000 Adquisición de la sección de recuperación adicional para la
caldera 1,000,000
Modificaciones a la caldera para recibir los gases de escape de
la TG y para agregar la nueva sección de recuperación 250,000 Suministro e instalación del transformador elevador 180,000 Suministro de materiales y mano de obra para hacer la
interconexión eléctrica del sistema en la SE. 750,000
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Análisis Económico
Inversión: 7,580,000 USD
Ahorro Neto: 2,239,609 USD/año
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CASO 2:
Como parte de la auditoría energética practicada a
una empresa siderúrgica, se identificó un potencial
de ahorro mediante el aprovechamiento de los
gases residuales del proceso de fundición.
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Antecedentes
El horno de fusión de la acería, produce 900,000 m3/h de gases calientes, los cuales son extraídos por los extractores de polvos durante 6,600 horas al año aproximadamente.
Estos gases tienen que ser enfriados a una temperatura inferior a los 140 °C antes de que lleguen a las bolsas filtro donde los polvos son atrapados.
Parte del enfriamiento de estos gases se realiza en la casa de polvos a la salida del horno. Posteriormente en el ducto refrigerado, se le baja la temperatura a unos 450 °C, para finalmente terminar de ser enfriado en el cooler, donde se logran las temperaturas requeridas por los filtros bolsa. Por otra parte, en toda la planta y particularmente en la acería hay una gran demanda de agua helada para el acondicionamiento ambiental. Demanda que podría ser cubierta, al menos parcialmente con un chiller de absorción que aproveche el calor de desecho que se produce en el horno de fusión. El costo integrado de la energía
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Propuesta
La propuesta consiste en tomar parte de los gases calientes que se producen en el horno de fusión y utilizarlos en una máquina de refrigeración por absorción y producir agua helada para los sistemas de acondicionamiento ambiental.
Al chiller habrá que llevar agua de enfriamiento para los condesadores del circuito indirecto de la torre de enfriamiento (no se requerirá capacidad adicional, ya que se utilizará el agua que se está utilizando para los condensadores de los chillers actuales, y también habrá que interconectar la salida de agua helada del chiller, con el cabezal de distribución de agua helada del cuarto de máquinas
Toda vez que únicamente se estará utilizando menos del 20% del flujo de gases, queda la posibilidad de expandir el sistema a futuro con otras unidades similares.
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Propuesta
Acería Caldera de recuperación Ducto de gases calientes Casa de máquinas Torre de enfriamiento Subestación Chiller de AbsorciónSesión 7 de 8
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Cálculo de los ahorros
Flujo de gases 162,000m3/h
5,716,980pie3/h Peso específico del gas @600 °C 0.023lb/pie3 Flujo másico de gases 131,491lb/h
59,768kg/h Temperatura de gases de entrada 600°C Temperatura de gases de salida 300°C
CP de gases 0.25kcal/kg-°C
Calor cedido por los gases 4,482,632kcal/h Eficiencia de recuperación 0.90
Calor ganado por el agua 4,034,369kcal/h
Capacidad de la caldera 478 CC
Eficiencia del chiller de absorción 0.45
Calor removido por el chiller 1,815,466kcal/h 0.25kcal/Btu 7,204,733Btu/h
600Ton. Ref. Potencia eléctrica ahorrada en Chillers 758kW
Rendimiento de chillers 9.5Btu/W-h Horas de operación de la acería 6,600h/año Energía eléctrica ahorrada 5,005,393kWh/año
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Inversión Requerida
Part. Descripción Importe (USD)
1 Elaboración de la ingeniería de detalle 25,000.00 2 Suministro e instalación de la caldera de recuperación de 500 CC,
para producir vapor de baja presión al chiller. 270,000.00 3 Suministro e instalación de chiller de absorción con capacidad de
600 Ton de refrigeración. 380,250.00
4 Suministro de materiales y mano de obra para sacar una derivación
del ducto de gases hacia la caldera de recuperación y de regreso 38,000.00 5 Suministro de materiales y mano de obra construir la línea de vapor
desde la caldera de recuperación hasta el chiller, así como la tubería de retorno de condensados.
27,700.00 6 Suministro de materiales y mano de obra para el tendido de las
tuberías de agua de enfriamiento a condensadores del chiller. 18,800.00 7 Suministro de materiales y mano de obra para interconectar el
chiller al circuito de agua helada que viene de la casa de máquinas 24,500.00 8 Suministro de materiales y mano de obra para la construcción de
una caseta para albergar al chiller 35,000.00 9 Puesta en servicio del sistema 30,000.00 10 Seguros, fletes y maniobras 10,000.00
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Análisis de Casos
Análisis Económico
Inversión: 859,250 USD
Ahorro Neto: 457,993 USD/año
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Fin de Sesión
Comentarios, dirigirse a:
Ing. Ramón Rosas Moya
[email protected]
Próxima sesión:
Miércoles 24 de Noviembre 9:00 a.m. hora de Quito
