Eficiencia Energética en Cogeneración

UPME

EELLAABBOORRAADDOO PPOORR::

UUNNIIVVEERRSSIIDDAADD DDEELL AATTLLÁÁNNTTIICCOO

GGRRUUPPOO DDEE GGEESSTTIIÓÓNN EEFFIICCIIEENNTTEE DDEE EENNEERRGGÍÍAA,, KKAAII::

DDRR.. JJUUAANN CCAARRLLOOSS CCAAMMPPOOSS AAVVEELLLLAA,, IINNVVEESSTTIIGGAADDOORR PPRRIINNCCIIPPAALL..

MMSSCC.. EEDDGGAARR LLOORRAA FFIIGGUUEERROOAA,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

MMSSCC.. LLOOUURRDDEESS MMEERRIIÑÑOO SSTTAANNDD,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

MMSSCC.. IIVVÁÁNN TTOOVVAARR OOSSPPIINNOO,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

IINNGG.. AALLFFRREEDDOO NNAAVVAARRRROO GGÓÓMMEEZZ,, AAUUXXIILLIIAARR DDEE IINNVVEESSTTIIGGAACCIIÓÓNN..

UUNNIIVVEERRSSIIDDAADD AAUUTTÓÓNNOOMMAA DDEE OOCCCCIIDDEENNTTEE

GGRRUUPPOO DDEE IINNVVEESSTTIIGGAACCIIÓÓNN EENN EENNEERRGGÍÍAASS,, GGIIEENN::

MMSSCC.. EENNRRIIQQUUEE CCIIRROO QQUUIISSPPEE OOQQUUEEÑÑAA,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

MMSSCC.. JJUUAANN RRIICCAARRDDOO VVIIDDAALL MMEEDDIINNAA,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

MMSSCC.. YYUURRII LLÓÓPPEEZZ CCAASSTTRRIILLLLÓÓNN,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

EESSPP.. RROOSSAAUURRAA CCAASSTTRRIILLLLÓÓNN MMEENNDDOOZZAA,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

AASSEESSOORR

MMSSCC.. OOMMAARR PPRRIIAASS CCAAIICCEEDDOO,, CCOOIINNVVEESSTTIIGGAADDOORR..

UUNN PPRROOYYEECCTTOO DDEE LLAA UUNNIIDDAADD DDEE PPLLAANNEEAACCIIÓÓNN MMIINNEERROO

EENNEERRGGÉÉTTIICCAA DDEE CCOOLLOOMMBBIIAA ((UUPPMMEE)) YY EELL IINNSSTTIITTUUTTOO

CCOOLLOOMMBBIIAANNOO PPAARRAA EELL DDEESSAARRRROOLLLLOO DDEE LLAA CCIIEENNCCIIAA YY LLAA

TTEECCNNOOLLOOGGÍÍAA.. ““FFRRAANNCCIISSCCOO JJOOSSÉÉ DDEE CCAALLDDAASS”” ((CCOOLLCCIIEENNCCIIAASS))..

____________________________________________________________________________________________________________

CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN

i

CCOONNTTEENNIIDDOO

Pág.

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN………………………………………………………………………………………………………………………….. 11

22.. DDIISSEEÑÑOO YY AANNÁÁLLIISSSS DDEE UUNN SSIISSTTEEMMAA DDEE CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN…………………… 22

22..11 CCOONNSSIIDDEERRAACCIIOONNEESS YY DDEEFFIINNIICCIIOONNEESS GGEENNEERRAALLEESS………………....………….................................... 22

22..22 SSIISSTTEEMMAASS BBÁÁSSIICCOOSS DDEE CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN……………………………………………………………………...... 44

22..33 SSIISSTTEEMMAA DDEE TTUURRBBIINNAA DDEE VVAAPPOORR………………..……………………………………………………………………...... 55

22..44 SSIISSTTEEMMAA DDEE TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS………………………………………………………………………………………….......... 66

22..55 SSIISSTTEEMMAASS DDEE CCIICCLLOO CCOOMMBBIINNAADDOO BBAASSAADDOOSS EENN TTUURRBBIINNAASS DDEE GGAASS………………...... 66

22..66 TTAAMMAAÑÑOO YY CCOOMMPPOORRTTAAMMIIEENNTTOO DDEE TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS…………………………………………............ 77

33.. LLAA CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN HHOOYY:: TTEECCNNOOLLOOGGÍÍAASS YY CCOOMMBBUUSSTTIIBBLLEESS………….. 99

44.. LLAA CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN YY EELL MMEEDDIIOO AAMMBBIIEENNTTEE…………………………..……………….............. 1111

55.. CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN CCOONN TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS………………………………………………………………1166

55..11 PPUUNNTTOOSS DDEESSTTAACCAADDOOSS YY EEVVOOLLUUCCIIÓÓNN……………………………………………….............................................. 1166

55..22 TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS…………………………………………..………………………………………….................................................... 1166

55..33 RREECCUUPPEERRAACCIIÓÓNN DDEE CCAALLOORR…………………………………………………………………….............................................. 1177

55..44 PPOOSSTTCCOOMMBBUUSSTTIIÓÓNN……………………………………………………………………………………..................................................1199

55..55 CCEENNTTRRAALLEESS CCOOGGEENNEERRAADDOORRAASS PPRRIINNCCIIPPAALLEESS………………………….................................................... 1199

55..66 CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN CCOONN TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS YY CCAALLDDEERRAA…………........................................................ 2200

55..77 CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN CCOONN TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS,, CCAALLDDEERRAA YY TTUURRBBIINNAA DDEE VVAAPPOORR.......... 2222

55..88 PPRRIINNCCIIPPAALLEESS OOPPCCIIOONNEESS…………………………………………..………………………….................................................... 2255

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1

11.. IINNTTRROODDUUCCCCIIÓÓNN El término cogeneración está definido en general como la generación simultánea y combinada de calor y energía eléctrica, en un verdadero sistema de cogeneración una porción importante del calor generado o recuperado debe ser destinado a procesos térmicos. Típicamente la potencia es cogenerada en la forma de energía mecánica o eléctrica, esta potencia puede ser usada totalmente en una planta industrial que sirve como “anfitrión” del sistema de cogeneración o puede también ser exportada parcial o totalmente a la red de un sistema eléctrico. La generación combinada de calor y potencia no es un concepto nuevo, el departamento de energía de los EE.UU. reportó que en los primeros años de 1900 el 58% de la potencia en plantas industriales era cogenerada, en los años 50’s la cogeneración en sitio representaba solamente el 15% y posteriormente (1974) esta cifra descendió al 5%. La experiencia en Europa ha sido muy diferente e históricamente la cogeneración industrial ha sido 5 a 6 veces más común en algunas partes de Europa que en los EE.UU. La industria en Alemania cogeneraba el 16% de la capacidad instalada, Italia el 18%, Francia el 16% y los países bajos el 10%. Las actividades de diseño, operación y mercadeo de cogeneración en los EE.UU. se incrementaron dramáticamente a partir de la promulgación de PURPA (Public Utilities Regulatory Policies Act) y han tenido mejor aceptación de la industria y el gobierno, habiéndose desarrollado nuevas tecnologías en cámaras de combustión, paquetes de cogeneración y ciclos combinados. Asociados con esas tecnologías la coincidencia de procesos mejorados en calefacción, ventilación y acondicionamiento de aire, generación de vapor en recuperadores, post-combustión, enfriadores accionados por motores de gas (chillers), etc. ha favorecido la aplicación de nuevos esquemas en plantas de cogeneración y el impacto ha sido positivo para conservación de energía y mitigación de impacto al ambiente.

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2

22.. DDIISSEEÑÑOO YY AANNÁÁLLIISSIISS DDEE UUNN SSIISSTTEEMMAA DDEE CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN.. El proceso para diseñar y evaluar un sistema de cogeneración presenta muchos factores a considerar, una lista no limitativa de estos incluye: disponibilidad y seguridad de combustibles, reglamentaciones, economía, tecnología, negociación de contrato y financiamiento.

22..11 CCOONNSSIIDDEERRAACCIIOONNEESS YY DDEEFFIINNIICCIIOONNEESS GGEENNEERRAALLEESS..

Aún cuando la cogeneración debe ser evaluada como parte de un plan de administración de energía su principal prerrequisito es que la planta presente una demanda significativa y concurrente de calor y energía eléctrica, una vez identificado este escenario puede explorarse sistemas de cogeneración aplicables bajo las siguientes circunstancias:

Desarrollo de nuevas instalaciones.

Ampliaciones importantes a instalaciones existentes con incremento de demandas de calor y/o de producción de energía remanente de proceso.

Reemplazo de equipo viejo de proceso o de generación de energía eléctrica y oportunidad de mejorar la eficiencia del sistema de suministro de energía.

Algunos términos y definiciones que generalmente se manejan en las discusiones de sistemas de ciclo combinado:

PPLLAANNTTAA IINNDDUUSSTTRRIIAALL:: la instalación que requiere calor de proceso y energía eléctrica y/o potencia mecánica, puede ser una planta de proceso, una instalación de manufactura, el campus de una universidad, etc.

CCAALLOORR DDEE PPRROOCCEESSOO: la energía térmica requerida por la planta industrial que puede suministrarse como vapor, agua caliente, aire caliente, etc.

RREETTOORRNNOO DDEE PPRROOCCEESSOO: el fluido y calor no utilizado que regresan de la planta industrial de un sistema de cogeneración, cuando el calor se suministra como vapor, el retorno es condensado.

CCAALLOORR NNEETTOO AA PPRROOCCEESSOO: la diferencia entre la energía térmica suministrada a la planta industrial y la energía que retorna al sistema de cogeneración.

DDEEMMAANNDDAA DDEE PPOOTTEENNCCIIAA DDEE LLAA PPLLAANNTTAA: la potencia o carga eléctrica que demanda la planta industrial incluyendo procesos de manufactura, acondicionamiento de ambiente, iluminación, etc. expresada en kW o mW.

RREELLAACCIIÓÓNN CCAALLOORR // EENNEERRGGÍÍAA EELLÉÉCCTTRRIICCAA: relación de calor a energía eléctrica de la planta industrial (demanda) o del ciclo de cogeneración (capacidad).

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3

CCIICCLLOO SSUUPPEERRIIOORR: ciclo térmico en que se genera energía eléctrica antes de entregar el calor a la planta industrial, como sucede en el caso de recuperación de calor de un generador diesel eléctrico para producción de vapor o agua caliente.

CCIICCLLOO IINNFFEERRIIOORR: sistema en que la generación de energía eléctrica es a costa del calor recuperado de un proceso térmico.

CCIICCLLOO CCOOMMBBIINNAADDOO: la combinación de dos de los ciclos descritos antes, un ciclo superior típico es el de turbogenerador con turbina de gas y recuperación de calor para producir vapor que se expandirá en una turbina de vapor para generar energía eléctrica ó mecánica pudiendo también extraerse vapor para proceso. Ver Figuras 1 – 2 – 3.

Figura 1. Ciclo Superior con Máquina Diesel

Figura 2. Ciclo Inferior con Turbina de Vapor

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4

Figura 3. Ciclo Combinado con Turbina de Gas

MMÁÁQQUUIINNAA PPRRIIMMAARRIIAA OO PPRRIIMMOO MMOOTTOORR: unidad en un sistema de ciclo combinado que genera potencia eléctrica o mecánica, típicamente un turbogenerador o un generador con maquina de combustión interna.

RRÉÉGGIIMMEENN TTÉÉRRMMIICCOO: relación entre la energía total entregada a un sistema de cogeneración y la energía útil entregada por éste. Podrá discriminarse parcialmente el régimen térmico en la producción de energías eléctrica o térmica útiles. Se expresa en kcal o Btu/kWh.

CCOONNSSUUMMOO EESSPPEECCÍÍFFIICCOO DDEE VVAAPPOORR: cantidad de vapor requerida en determinadas condiciones de operación para generar un kWh.

CCOONNSSUUMMOO TTÉÉRRMMIICCOO UUNNIITTAARRIIOO: término empleado para expresar en un ciclo de central termoeléctrica el consumo térmico de aquél para obtener una unidad de energía útil y se expresa en kcal ó Btu/kWh.

22..22 SSIISSTTEEMMAASS BBÁÁSSIICCOOSS DDEE CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN..

La mayoría de los sistemas de cogeneración usan como máquinas primarias turbinas de vapor, turbinas de gas, máquinas de combustión interna y paquetes de cogeneración. En la Tabla 1 se muestran datos de comportamiento típicos para varios sistemas de cogeneración.

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Tabla 1. Datos de comportamiento para varios sistemas de cogeneración

SSIISSTTEEMMAASS CCAAPPAACCIIDDAADD

UUNNIITTAARRIIAA

((KKWW))

RRÉÉGGIIMMEENN

TTÉÉRRMMIICCOO

((BBtu//KKWWh))

EEFFIICCIIEENNCCIIAA

EELLÉÉCCTTRRIICCAA

((%%))


TTÉÉRRMMIICCAA

((%%))


TTOOTTAALL

((%%))

TTEEMMPP..

EESSCCAAPPEE

((°°FF))

GGEENNEERRAACCIIÓÓNN

DDEE VVAAPPOORR

lb//h

((112255 PPsig))

Gas Comb. Interna

(pequeña)

1-500

10,000 a 25,000

14-34 52 66-86 600-1200

0-2001

Gas Comb. Interna

(grande)

500-17,000

9,500 a 13,000

26-36 52 78-88 600-1200

100-10,0001

Máquina Diesel

100-1,000 11,000 a 15,000

23-31 44 67-75 700-1500

100-4001

Turbina de Gas

Industrial 800-10,000

11,000 a 14,000

24-31 50

74-81

800-1000

3000 a 30,000

Turbina de Gas CTE

10,000-150,000

9,000 a 13,000

26-31 50 76-81 700 30,000 a 300,000

Ciclos de Vapor

5,000-100,000

10,000 a 30,000

7-34 28 35-62 350-1000

10,000 a 100,000

1 Puede disponerse de 10 veces este flujo en agua a 250°F.

2 El régimen térmico es el calor de entrada al ciclo por kWh de entrega eléctrica. La eficiencia de

generación eléctrica en porcentaje de una máquina primaria puede determinarse de su régimen térmico de esta manera:

%100TérmicoRégimen

3,413Eficiencia

22..33 SSIISSTTEEMMAA DDEE TTUURRBBIINNAA DDEE VVAAPPOORR..

Para asegurar la generación y potencia máximas, económicamente, de una planta de ciclo combinado de gas y vapor con base en el calor requerido para proceso deben examinarse estos factores: tamaño de la máquina primaria, condiciones iniciales del vapor, niveles de presión para proceso y ciclo de precalentamiento de agua de alimentación. Cuando se tienen las condiciones de presión y temperatura en el vapor inicial y en el escape el consumo específico de vapor teórico fija la cantidad de calor requerido en el vapor para generar 1 kWh en una turbina ideal. Los valores de entalpía pueden obtenerse de las tablas de vapor ASME o del Diagrama de Mollier.

Entálpico Salto

3,413C Vt

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6

IbBtu /

kWhBtu / (Ib/kWh)

ei

Vth - h

3,413 C

El consumo térmico unitario teórico puede convertirse al consumo real dividiendo aquél entre la eficiencia del turbogenerador.

tg

Vt

VrE

C C

Algunos de los factores que definen la eficiencia total de un grupo turbogenerador pueden ser entre otros: el volumen de flujo de entrada, la relación de presiones, la velocidad, la geometría de las diferentes etapas de la turbina, las pérdidas por estrangulamiento, las pérdidas por fricción, las pérdidas del generador y las pérdidas cinéticas asociadas con el escape de la turbina. Usualmente los fabricantes suministran gráficas con los consumos específicos de vapor. En las fórmulas anteriores: CVt: consumo específico de vapor, teórico hi: entalpía del vapor en la admisión he: entalpía del vapor en el escape CVr: consumo específico del vapor, real Etg: eficiencia del turbogenerador 3,413: equivalente térmico de la energía eléctrica

22..44 SSIISSTTEEMMAA DDEE TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS..

La turbina de gas es de uso extenso en plantas industriales, básicamente en dos tipos: uno ligero y similar al que se aplica en transporte aéreo y otro de tipo industrial más pesado, ambos han demostrado confiabilidad y disponibilidad excelentes en operación a carga base aún cuando el primero por su propia naturaleza tienen costos de mantenimiento más altos. Las turbinas de gas pueden quemar una variedad de combustibles líquidos y gaseosos y operar por períodos largos sin requerir demasiada atención, por otra parte ofrecen la ventaje de menor área requerida por kW instalado.

22..55 SSIISSTTEEMMAASS DDEE CCIICCLLOO CCOOMMBBIINNAADDOO BBAASSAADDOOSS EENN TTUURRBBIINNAASS DDEE GGAASS..

Los gases escapan entre 600 y 1.200°F y ofrecen un gran potencial en recuperación de calor que puede usarse directamente en procesos de secado o en

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ciclos combinados superiores generando vapor para proceso o generación de energía eléctrica. Cuando se tienen cargas eléctricas altas el vapor se genera a presión alta y se expande subsecuentemente en la turbina del grupo turbogenerador constituyendo así un ciclo combinado. Si las demandas de vapor y/o energía eléctrica son todavía mayores los gases de escape se usan como aire de combustión precalentado y se incorporan sistemas de combustión auxiliares o suplementarios con “quemadores de ducto” para incrementar su contenido energético y temperatura. Los desarrollos recientes en ciclo combinado aplican la inyección de vapor a la turbina de gas para incrementar y modular la producción de energía eléctrica en el sistema permitiendo un grado mayor de flexibilidad y permitiendo al sistema de turbina de gas adaptarse a una gama más amplia de relaciones calor/energía eléctrica.

22..66 TTAAMMAAÑÑOO YY CCOOMMPPOORRTTAAMMIIEENNTTOO DDEE TTUURRBBIINNAASS DDEE GGAASS..

Existe actualmente una gama muy amplia de tamaños de turbinas de gas desde capacidades muy discretas a muy grandes como se muestra más adelante. Entre los datos básicos requeridos para el diseño del ciclo pueden mencionarse:

Características de la carga y consumo de combustible.

Temperatura de gases de escape.

Estudio de condiciones de servicio fuera de diseño original.

Efectos de la presión de escape en la generación y en la temperatura de salida.

La cantidad de vapor que puede generarse en una caldera de recuperación no expuesta a fuego o con combustión suplementaria puede, en forma gruesa, estimarse en la forma siguiente:

satsc

31g

vh - h

f L e )T - (T Cp WW

donde: Wv: flujo de vapor generado Wg: flujo de gases de escape a caldera de recuperación Cp: calor específico de productos de combustión T1: temperatura del gas después de quemadores (si se aplica) T3: temperatura de vapor en el domo e: efectividad del generador de vapor de recuperación

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8

L: factor para tomar en cuenta radiación y otras pérdidas F: factor de combustible 1.0 para combustóleo, 1.015 para gas Hsc: entalpía de vapor sobrecalentado Hsat: entalpía del líquido saturado en el domo de la caldera

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9

33.. LLAA CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN HHOOYY:: TTEECCNNOOLLOOGGÍÍAASS YY CCOOMMBBUUSSTTIIBBLLEESS En el medio ambiente conviene recordar qué tecnologías son principalmente empleadas y qué rendimientos alcanzan así como analizar los combustibles que utilizan. El sistema de cogeneración industrial más frecuentemente empleado en la actualidad se basa en el desarrollo de la turbina de gas como equipo primo motor principal y en el gas natural como combustible. Los gases de escape provenientes de la turbina se aprovechan normalmente en una caldera de recuperación, utilizándose la técnica de la post-combustión para ajustar la producción de calor útil a la demanda puntual del proceso industrial. El sistema alcanza elevados rendimientos globales (75-85%), con rendimientos eléctricos variables en función principalmente del tamaño de la instalación (20-35%). Para aplicaciones en el sector terciario, así como en la pequeña industria, el motor de gases el equipo más utilizado. Su rendimiento eléctrico es del orden del 32%, alcanzándose rendimientos globales promedio en esquemas de cogeneración (60-75%) inferiores a los obtenidos en las instalaciones de cogeneración industriales indicadas. En España por ejemplo la producción de electricidad mediante cogeneración ha experimentado en los últimos dos años un crecimiento del 56%, ha sido la turbina de gas el equipo empleado en 28 de un total de 42 nuevas instalaciones. (1990). En Holanda, país que cubre aproximadamente el 15% de sus necesidades eléctricas mediante cogeneración, se habían instalado, en el período 1980-1987, 91 turbinas de gas con 1.328 MW de potencia eléctrica. Así mismo, en los EE.UU. y más concretamente en los estados de California y Texas, instalaciones de cogeneración que totalizan 9.500 MW eléctricos se han implantado desde la promulgación en 1978 del PURPA (Public Utility Regulatory Policy Act.), Las turbinas y motores de gas han sido también los equipos motores principales empleados. En este caso las instalaciones que emplean biomasa como combustible tienen también una notable significación, a título de orientación a continuación se indican las previsiones, probablemente ya superadas, que al respecto realizaban en 1986 Hagler, Bailly Consulting Inc. (Tabla 2).

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Tabla 2. Tecnologías que utilizan Biomasa.

11998877--11999900 11999911--11999955 TTOOTTAALL

Turbina de vapor (MW) 800 1,225 2,025

Turbina de gas (MW) 5,200 4,100 9,300

Motores de gas (MW) 100 75 175

6,100 5,400 11,500

Carbón (MW) 300 600 900

Gas natural (MW) 5,350 4,100 9,450

Biomasa (MW) 400 600 1,000

Otros (MW) 50 100 150

6,100 5,400 11,500

La posibilidad de utilizar tecnologías de combustión limpia, tales como el lecho fluidizado atmosférico o a presión, así como ciclos combinados integrados con el proceso de gasificación del carbón, permiten prever una utilización creciente y paralela al perfeccionamiento todavía necesario de dichas tecnologías.

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44.. LLAA CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN YY EELL MMEEDDIIOO AAMMBBIIEENNTTEE El aprovechamiento simultáneo del calor y electricidad que caracteriza a la cogeneración hace a ésta especialmente eficiente en el uso de la energía. La generación de electricidad en las centrales termoeléctricas convencionales del servicio público representa rendimientos sensiblemente inferiores al disiparse en el medio ambiente importantes cantidades de calor para el que no existe posible aplicación, con rendimiento promedio (correspondiente a 1987) del 34.02%. Las pérdidas por transporte de electricidad en los sistemas de cogeneración, al producirse la electricidad donde se consume, son muy inferiores a las existentes en el sistema convención. Según la estadística de energía eléctrica estas pérdidas en este último supusieron del 6.0 al 10.0% de la energía disponible para el servicio público y sólo el 2.0% para los autogeneradores. Para dejar de manifiesto el importante ahorro de energía primaria de la tecnología de la cogeneración analicemos el siguiente ejemplo: Una industria requiere para su proceso productivo 30 unidades de electricidad y 55 unidades de calor (Figura 4). Si se abasteciera por el sistema convencional sería necesario utilizar un total de 153 unidades de combustible, 92 de las cuales se quemarían en la central termoeléctrica y las 61 restantes en la caldera existente en su factoría. En el caso de emplear un sistema de cogeneración que produjera la totalidad de sus necesidades energéticas, bastaría con usar 100 unidades de combustible. Del ejemplo arriba expuesto conviene destacar:

En el sistema convencional el consumo global de combustible es un 53% mayor que el resultante en el sistema de cogeneración.

El ahorro de energía primaria inherente al sistema de cogeneración, utilizando como base de referencia el sistema convencional, representa un 35%, (153-100/153 = 35%).

La industria utiliza 39 unidades más de combustible con el sistema de cogeneración que con el sistema convencional (100-61 = 39). Estas 39 unidades adicionales permiten la producción de las 30 unidades de electricidad que su proceso productivo demanda. Por tanto, el rendimiento neto de generación de electricidad es:

30.130

39

Eléctrica Unidad

Térmica Unidad

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12

Figura 4. Beneficio Energético de la Cogeneración al Sistema Convencional (Industria que Utiliza Energía Eléctrica y Calor)

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13

El rendimiento eléctrico neto según el sistema convencional sería:

07.330

92

Eléctrica Unidad

Térmica Unidad

El rendimiento energético global del sistema de cogeneración es el 85%.

%85100

5530

El rendimiento energético global del sistema convencional es el 55.56%.

%56.55153

5530

La industria obtiene su ventaja económica en el sistema de cogeneración con el margen resultante de restar a la factura eléctrica evitada el incremento de factura por combustible. Obsérvese que el precio unitario eléctrico convencional puede representar cinco veces el precio unitario del combustible. Un estudio elaborado por IDEA, Instituto para la Diversificación y Ahorro de la Energía, relativo al potencial tecnológico de cogeneración existente en la industria española, llegaba a las siguientes conclusiones:

No. de instalaciones: 298

Potencia eléctrica instalada: 1.672 MW

Electricidad cogenerada: 12.460 GWh/año

Incremento de consumo de combustible en las industrias: 17.805 GWh/año

Ahorro de energía primaria: 1.533,677 tep/año De los resultados aquí indicados se deduce que, en promedio, los sistemas de cogeneración requieren aproximadamente 1.5 unidades térmicas por unidad eléctrica producida, mientras que en las centrales termoeléctricas convencionales del servicio público el consumo térmico por unidad eléctrica es alrededor del doble. Ese menor consumo hace que las instalaciones de cogeneración representen una importante disminución del impacto medio ambiental. Teniendo en cuenta que mayoritariamente las nuevas instalaciones de cogeneración se basan en el gas natural como combustible su puesta en operación representa para el medio ambiente un conjunto de ventajas adicionales. Las emisiones de óxidos de azufre y de partículas sólidas serán prácticamente nulas, siendo el valor correspondiente a los óxidos de nitrógeno (NOx) el único agente contaminante a controlar.

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En las instalaciones que emplean la turbina de gas, la emisión de NOx suele estar por debajo de 200 mg/Nm3, pudiendo en ciertos casos reducirse este efecto con la inyección de agua o vapor en la cámara de combustión. Adicionalmente a lo anterior, los diferentes fabricantes de este tipo de máquinas están procediendo a rediseñar las cámaras de combustión utilizando probadas técnicas de combustión con bajo NOx, tales como la precombustión, recirculación de los gases de combustión ó la premezcla con aire secundario de dilución. Estas técnicas dan como resultado un relativo bajo pico de temperatura de flama y, por tanto, bajas emisiones de NOx. Las instalaciones de cogeneración que utilizan la post-combustión, como sistema de modulación para la producción puntual de calor que el proceso industrial requiera, pueden reducir, así mismo, la producción final de NOx. Un quemador en la corriente de aire convenientemente diseñado permite incinerar parte del NOx producido en la turbina, a la vez que eleva la temperatura de los gases que se envían al sistema de recuperación sin formación de nuevo NOx (Figura 5). Además de lo ya indicado, la puesta en servicio de instalaciones de este tipo supone unos niveles globales de contaminación por CO2 muy inferiores a los habituales en los sistemas convencionales de generación de electricidad, teniendo en cuenta las características específicas de la cogeneración en lo relativo a su bajo régimen térmico. La cogeneración se revela hoy no solamente como la inversión estratégica que permitirá a algunas industrias afrontar con garantías el desafío inherente a unos mercados cada día más competitivos, sino también como un sistema idóneo para el uso racional y limpio de la energía. La vulnerabilidad del sistema de abastecimiento energético de los países industrializados, puesta de manifiesto en la crisis actual, será menor fomentando las medidas de ahorro y diversificación. La cogeneración se presenta doblemente adecuada a este respecto por ahorro de energía primaria y porque su implantación supone, en la mayoría de los casos, la sustitución de combustibles derivados del petróleo por gas natural.

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Figura 5. Emisiones de NOX por MJ para Distintas Cargas de La Turbina de Gas

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55.. CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN CCOONN TTUURRBBIINNAASS DDEE GGAASS

55..11 PPUUNNTTOOSS DDEESSTTAACCAADDOOSS YY EEVVOOLLUUCCIIÓÓNN..

Las centrales de generación simultánea de fuerza y calor se componían anteriormente de una caldera y una turbina de vapor de contrapresión o extracción. Hoy se han generalizado las turbinas de gas, equipos confiables con muchas ventajas y que ofrecen estas alternativas a las centrales de cogeneración:

a. Una turbina de gas con generador y recuperación de calor por cualquier sistema (directo, caldera, intercambiador, etc.).

b. Una turbina de gas, una caldera, más una turbina de vapor de contrapresión

o de extracción / condensación. La combustión suplementaria y la turbina de vapor puede cambiar la relación calor/energía eléctrica como proyecto de readaptación de la central eléctrica con el fin de generar prioritariamente energía eléctrica o calor. A continuación se resumen las características de una central de cogeneración y se hacen sugerencias útiles sobre combustibles, demanda de energía, tipo de calor y producción térmica, modalidades de explotación, etc. con algunos ejemplos interesantes de grupos de calor y electricidad basados en la experiencia de ALSTHOM TURBINES A GAZ como se muestra más adelante en la tabla 3 y gráficamente para elegir la instalación cogeneradora más idónea:

Rendimiento de turbinas de gas.

Producción de vapor vs. presión y temperatura en todas clases de turbinas de gas (TG).

Rendimientos tipificados de ciclo combinado. No se dan rendimientos tipo de turbinas de gas porque siempre se acoplan a las necesidades.

55..22 TTUURRBBIINNAASS DDEE GGAASS..

La capacidad de producción de las turbinas está entre 27 y 212 MW (en condiciones ISO) y su eficiencia varía de 29 a 35% (LHV), su eficiencia en ciclo simple es muy modesta, su costo de instalación es inferior al de otras centrales eléctricas.

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17

Considerando su corto plazo de entrega, generalmente inferior a un año entre la fecha de la orden y la de puesta en servicio, ofrecen una de las mejores soluciones para una central de decadencia, combinadas estas turbinas con un sistema de recuperación del calor residual, la eficiencia de la central en que estén instaladas puede ser muy alta. Estas turbinas pueden quemar casi cualquier combustible gaseoso o líquido, incluyendo carbón gasificado. En la Tabla 3 se indica el rendimiento de las turbinas de un fabricante de gas (ALSTHOM TURBINES A GAZ) con distintos combustibles. Tabla 3. Rendimiento VEGA de un nivel de presión sin hogar.

Carga Base – Condiciones ISO – (15° - 1,013 MBAR)

MMOODDEELLOO DDEE TTGG

((FFRREECCUUEENNCCIIAA

EENN HHZZ))

CCOOMMBBUUSSTTIIBBLLEESS SSAALLIIDDAA EENN LLAASS

TTEERRMMIINNAALLEESS DDEELL

GGEENNEERRAADDOORR CCOONNSSUUMMOO


NNEETTAA CCAAUUDDAALL

DDEE AAIIRREE TTEEMMPPEERRAATTUURRAA

DDEE EESSCCAAPPEE

MS5001PA

(50/60)

NG

DIST

RES

26.25

26.7

26.7

328

325

325

28.8

28.4

28.4

441

441

441

483

483

483

MS6001B

(50/60)

NG

DIST

RES

38.3

37.5

32.8

439

434

392

31.4

31.1

30.2

491

491

491

539

539

493

MS9001E

(50)

NG

DIST

RES

123

121

102

1312

1300

1140

33.8

32.5

32.2

1450

1450

1445

539

539

490

MS9001F

(50) NG 212.2 2237 34.1 2160 683

Las prestaciones del modelo MS9001F se confirmarán cuando se ensaye el prototipo.

55..33 RREECCUUPPEERRAACCIIÓÓNN DDEE CCAALLOORR..

Una turbina de gas provista de recuperación de calor es una opción muy interesante para centrales eléctricas básicas o semibásicas. Los gases del escape que contienen de 65 a 70% del calor de entrada de la turbina suponen un caudal importante (500 t/h en una turbina de gas MS-6001-B con una generación de 38 MW) a una temperatura de alrededor de 540°C. Es posible recuperar hasta el 80% de este calor en el sistema de intercambio, lo que quiere decir que la eficiencia puede incrementarse substancialmente en una instalación destinada a producir energía eléctrica y calor. La caldera de recuperación de calor puede ser de tiro natural o mecánico con diferentes ventajas y desventajas de cada alternativa, la selección deberá hacerse

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18

con arreglo a las condiciones de explotación previstas y en particular la frecuencia de las puestas en marcha. En Francia el ciclo combinado de vapor y calor es denominado VEGA (Vapeur Et Gaz) a las centrales destinadas a producir solamente electricidad. Su eficiencia eléctrica neta (LHV) varía entre 41 y 53%, dependiendo de:

El modelo de turbina de gas

El combustible

El ciclo de vapor El rendimiento del ciclo combinado tipificado se muestra en la Tabla 4:

Para una presión VEGA

Para dos presiones VEGA Tabla 4. Rendimiento VEGA de un nivel de presión sin hogar

Carga Base – Condiciones ISO – Torre de Refrigeración Evaporativa

MMOODDEELLOO

VVEEGGAA CCOOMMBBUUSSTTIIBBLLEE

EENNTTRRAADDAA DDEE VVAAPPOORR PPRROODDUUCCCCIIÓÓNN

EELLÉÉCCTTRRIICCAA DDEE

LLAA TTVV EENN

BBOORRNNEESS DDEELL

AALLTTEERRNNAADDOORR

PPRROODDUUCCCCIIÓÓNN

EELLÉÉCCTTRRIICCAA DDEE

LLAA TTGG EENN

BBOORRNNEESS DDEELL

AALLTTEERRNNAADDOORR

PPRROODDUUCCCCIIÓÓNN

NNEETTAA VVEEGGAA RREENNDDIIMMIIEENNTTOO

NNEETTAA VVEEGGAA CCAAUUDDAALL

DDEE

VVAAPPOORR

PPRREESSIIÓÓNN

DDEELL

VVAAPPOORR

TTEEMMPP.. DDEELL

VVAAPPOORR

105 PA NG

DIST RES

49.7 49.3 49.3

30 30 30

450 450 450

12.9 12.8 12.8

25.9 25.4 25.4

38.2 37.5 37.5

41.9 41.5 41.5

205 PA NG

DIST RES

2X49.7 2X49.3 2X49.3

30 30 30

450 450 450

26.5 26.3 26.3

2X25.9 2X25.4 2X25.4

77.1 75.8 75.8

42.3 42.0 42.0

106 B NG

DIST RES

66.0 65.0 57.0

30 30 26

510 510 460

18.3 16.1 15.2

37.7 36.9 32.5

55.1 54.0 46.9

45.1 44.7 43.1

206 B NG

DIST RES

2X65 2X64 2X56

40 40 35

510 510 460

39.1 38.4 31.5

2X37.7 2X36.9 2X32.5

112.7 110.0 94.9

46.1 45.7 43.6

109 B NG

DIST RES

187 184 163

40 40 35

510 510 460

57.5 56.5 46.3

122.1 120

101.1

177.2 173.8 144.9

48.6 48.1 45.8

209 E NG

DIST RES

2X187 2X184 2X162

40 40 35

510 510 460

117.7 116 94.9

2X122.1 2X120

2X101.1

357.0 350.7 292.2

48.9 48.5 46.2

109 F NG

DIST 319 ...

65 ...

540 ...

106.5 ...

210 ...

310.8 ...

50.0 ...

209 F NG

DIST 2X319

... 65 ...

540 ...

214.6 ...

2X210.0 ...

632.2 ...

50.1 ...

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19

No se presenta el ciclo combinado VEGA con recalentamiento y eficiencia que llega a casi el 53%. En los EE.UU. este concepto de ciclo combinado se conoce como STAG (Steam and Gas).

55..44 PPOOSSTTCCOOMMBBUUSSTTIIÓÓNN..

Los gases residuales de la turbina que siguen conteniendo gran cantidad de oxígeno (el exceso de aire es alrededor del 300%) permiten instalar cuando esto es conveniente, un sistema de combustión corriente arriba de los bancos de intercambio de la caldera. En una central que sólo genere electricidad el sistema de post-combustión tiene la ventaja de actuar como reserva, pero reduce la eficiencia eléctrica. Este sistema de post-combustión es muy conveniente en las centrales cogeneradoras porque ofrece las siguientes ventajas:

Reservas de energía térmica y reservas eléctricas si el sistema está dotado de una turbina de vapor.

Flexibilidad de la explotación (relación electricidad/calor).

Aumento de la eficiencia general como ahorro de más de cinco puntos debido al descenso relativo de la pérdida de calor a la salida de la caldera.

La relación electricidad/calor debe considerarse en el estudio económico porque desciende cuando el sistema de post-combustión del cogenerador está encendido.

55..55 CCEENNTTRRAALLEESS CCOOGGEENNEERRAADDOORRAASS PPRRIINNCCIIPPAALLEESS..

La central cogeneradora produce simultáneamente energía eléctrica y calor en proporciones variables, el calor se recupera en agua caliente o en el vapor generalmente para proceso o calefacción. El vapor puede ir directamente de la caldera al usuario o a una turbina de vapor donde se expande para aumentar la cantidad de electricidad generada. Puede darse prioridad a la generación de electricidad o a la de calor, generalmente a este último en la industria, y este criterio rige la elección de los componentes del grupo, casi siempre se le da prioridad a la generación de calor, lo que quiere decir que en algunas aplicaciones a sistemas de reserva o refuerzo (stand-by) están especialmente relacionados con la generación de calor, se prevé disponer de un quemador y un ventilador de tiro forzado disponible en la caldera de recuperación, la turbina de gas estará equipada con una derivación al 100%.

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20

Los dos sistemas de cogeneración principales consisten en:

Una turbina de gas y una caldera de recuperación con post-combustión o sin ella.

Una turbina de gas, una caldera de recuperación y una turbina de vapor. Las principales alternativas de cada componente son:

a. Para la turbina de gas:

De un solo combustible o múltiples

Una derivación gases de escape

b. Para la caldera:

Post-combustión

Ventilador de tiro inducido o forzado como refuerzo (con post-combustión)

Uno, dos o tres niveles de presión, según las necesidades de usuarios de vapor.

c. Para la turbina de vapor:

De contrapresión

O de extracción y condensación Los elementos principales que pueden componer una central cogeneradora se muestran en la Figura 6.

55..66 CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN CCOONN TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS YY CCAALLDDEERRAA..

Este esquema es de los que ofrecen mayor eficiencia térmica, pero la producción de electricidad se limita a la turbina de gas. No obstante, la generación de electricidad puede llegar al 35% del total (electricidad más calor) con sistema de post-combustión, y a más del 55% sin él. La eficiencia general de esta instalación depende sobre todo de las pérdidas de calor a la salida de la caldera; esto quiere decir que la temperatura del gas de escape en ese punto viene determinada por:

El contenido de azufre del combustible empleado

La temperatura del agua de alimentación de la caldera o del desaereador

La presión del vapor que se intenta generar Las curvas de la Figura 7 indican el flujo de vapor generado según la presión y la temperatura del vapor válido para centrales sin post-combustión.

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21

Figura 6. Central de Cogeneración en Ciclo Combinado Principio.

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22

Figura 7. Flujo de Vapor Versus Presión y Temperatura.

55..77 CCOOGGEENNEERRAACCIIÓÓNN CCOONN TTUURRBBIINNAA DDEE GGAASS,, CCAALLDDEERRAA YY TTUURRBBIINNAA DDEE VVAAPPOORR..

Además de la turbina de gas, este tipo de central consta de los siguientes elementos principales:

Una caldera con o sin post-combustión y uno o dos niveles de presión.

Una turbina de vapor, que puede ser:

a. De contrapresión con posiblemente una extracción, según las necesidades de vapor.

b. Extracción y condensación. Esta solución es más flexible que la anterior

porque permite mayor variación de la relación electricidad / calor, por otra parte requiere de una fuente de refrigeración para la condensación

Los esquemas de las Figuras 8-9 ilustran los distintos dispositivos expuestos antes.

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23

a. Ejemplo 1 (Figura 8):

Estructura de la central:

1. Una turbina de gas. 2. Una caldera de recuperación sin post-combustión, y dos niveles de

presión. 3. Una turbina de vapor de contrapresión

Principio: El vapor a alta presión (HP) generado por la caldera alimenta al turbogenerador de vapor. El vapor a baja presión (LP) para el proceso procede en parte de la caldera y en parte de la turbina de contrapresión, la desaereación se logra mediante el vapor LP.

Detalles: El vapor generado y enviado a la turbina de vapor depende de la carga de la turbina de gas.

En funcionamiento normal: La relación electricidad / calor es de 0.75 y la eficiencia total del 85% (LHV).

Figura 8.

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b. Ejemplo 2 (Figura 9):

Estructura de la central:

1. Una turbina de gas. 2. Una caldera de post-combustión y un nivel de presión a al que se añade

un intercambiador de muy baja presión para generar el vapor al desaereador.

3. Una turbina de vapor de extracción y condensación Figura 9.

Principio: El vapor HP generado por la caldera alimenta al turbogenerador de vapor, el proceso trabaja únicamente con vapor de extracción LP y MP de la turbina de vapor.

La desaereación de agua de alimentación se efectúa con el vapor generado procedente del vaporizador de muy baja presión. Cuando el flujo de vapor requerido es muy bajo se toma del circuito del proceso.

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25

Detalles: El sistema presenta un funcionamiento flexible interesado a carga nominal y constante de la turbina de gas podemos variar:

El flujo de vapor HP, controlando el sistema de post-combustión puede

variar del 55 al 100%. El flujo de LP (proceso), controlando la extracción, escapando al

condensador más o menos vapor. El flujo de extracción varía entre el 0 y el 90% del flujo total que ingresa a la turbina de vapor.

Desde luego, la generación del turbogenerador de vapor depende de carga en la turbina de gas, del régimen en el sistema de post-combustión y del flujo de vapor en extracciones.

En el caso de trabajar con post-combustión y extracción máxima, la relación de electricidad/calor generados es cercana al 50%.

55..88 PPRRIINNCCIIPPAALLEESS OOPPCCIIOONNEESS..

Las principales opciones varían de acuerdo con la disponibilidad de la central y la protección ambiental. Se pueden instalar los siguientes elementos para aumentar la disponibilidad de la central:

Derivación del escape de gas. Este sistema no es indispensable, pero es muy útil en los siguientes casos:

Construcción de la central de dos fases: primero el grupo generador de

electricidad (turbina de gas) en un plazo corto (menos de 1 año) y luego la segunda fase de generación de electricidad y/o calor a un plazo de unos dos años.

Operación de turbina a ciclo sencillo para las cargas punta cuando no se

necesita calor.

Con quemador de post-combustión el sistema de tiro mecánico está en reserva, requiriendo automáticamente el sistema de derivación del escape para paro o puesta en marcha alguno de los elementos del grupo (turbina de gas o caldera) mientras el otro está funcionando o en reserva.

La derivación “aguas arriba” de la turbina de vapor está equipada con una estación reductora de presión y temperatura que se recomienda calcular para el 100% del flujo de vapor generado por la caldera.

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Eficiencia Energética en Cogeneración