Comité Técnico Operativo Comité EditorialSubdirector de Programación, Comisión Federal de...

Presidente: Enrique Ochoa Reza, Director General de la Comisión Federal de ElectricidadSecretario: Hugo Gómez Sierra, Presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas EléctricasProsecretario: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

Consejeros propietarios: • Francisco Leonardo Beltrán Rodríguez, Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Secretaría de Energía • Luis Carlos Hernández Ayala, Director de Operación, Comisión Federal de Electricidad • Guillermo Turrent Schnaas, Director de Modernización, Comisión Federal de Electricidad • José Luis Aburto Ávila, Subdirector de Programación, Comisión Federal de Electricidad • Noé Peña Silva, Subdirector de Transmisión, Comisión Federal de Electricidad • Jaime Francisco Hernández Martínez, Director General de Programación y Presupuesto “B” de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Rector de la Universida Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, Directora General del Instituto Politécnico Nacional • Salvador Vega y León, Rector General de la Universidad Autónoma Metropolitana • Inocencio Higuera Ciapara, Director Adjunto del Centro de Investigación, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología

Comisarios públicos: • Mario Alberto Cervantes García, Delegado y Comisario Público Propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, Subdelegado y Comisario Público Suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública

Invitados: • Odón de Buen Rodríguez, Director General de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Carlos Antonio Álvarez Balbas, Socio Director, Despacho Álvarez Balbas, S. C. • Miguel Vázquez Rodríguez, Presidente de la Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas

Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este boletín solo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del IIE. ISSN0185-0059. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, autorizado por Sepomex.El tiraje de esta publicación es de 1,800 ejemplares.

• José Luis Fernández Zayas, Director Ejecutivo • Ángel Fierros Palacios, Director de Energías Alternas • Salvador González Castro, Director de Tecnologías Habilitadoras • Rolando Nieva Gómez, Director de Sistemas Eléctricos • José M. González Santaló, Director de Sistemas Mecánicos • Fernando A. Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización • José Alfredo Pérez Gil y García, Director de Administración y Finanzas • Gladys Dávila Núñez, Jefa del Departamento de Difusión • Federico Estrada Arias, Coordinador Editorial • Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico • Verónica García Rodríguez, diagramación, formación y cuidado de la edición • Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica • Sergio Ortega López, fotografía • Ana María Sámano Ramírez, distribución

Presidente: Santiago Creuheras Díaz, Director General de Eficiencia Energética e Innovación Tecnológica, Secretaría de Energía

Secretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas

• Luis Carlos Hernández Ayala, Comisión Federal de Electricidad • Mario Alberto Cervantes García, Secretaría de la Función Pública • Juan Edmundo Granados Nieto, Secretaría de la Función Pública • Jaime Francisco Hernández Martínez, Secretaría de Hacienda y Crédito Público • José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México • Yoloxóchitl Bustamante Diez, Instituto Politécnico Nacional • Salvador Vega y León, Universidad Autónoma Metropolitana • Inocencio Higuera Ciapara, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología • Odón de Buen Rodríguez, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía • Salvador Portillo Arellano, Prolec GE Internacional S. de R.L. de C.V. • Francisco Javier Varela Solis, Comisión Federal de Electricidad

Junta Directiva

Comité Técnico Operativo

Comité Editorial

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Sumario

Sumario

1 Editorial

2 Divulgación Resumen de trabajos realizados por el IIE y su impacto en el sector energético a nivel nacional /

Summary of IIE works and its impact in the national energy sector José Manuel Franco Nava y Agustín Moisés Alcaraz Calderón

8 Artículos técnicos• Conversiónde centralesde combustóleoaotros combustibles.Proyectos esencialesparamejorar la

eficiencia económica en generación / Conversion of fuel oil plants to other fuels. Essential projects to improve economic efficiency in generation

Carlos Alberto Mariño López, Rogelio Franco López, José Miguel González Santaló• Evaluacióndearreglosparacogeneración/Assessment of cogeneration arrangements Agustín Moisés Alcaraz Calderón, José Miguel González Santaló, David Alberto Morales Olivas,

Horacio Jesús García, Eduardo Adolfo García Valenzuela y Érika Yazmín Salguero Neri

28 Comunidad IIE • IIEyEnelfirmanmemorándumdeentendimiento/IIE and Enel sign a memorandum of understanding• Reuniónsobrenatural gas CCS en el IIE / Natural gas CCS meeting in IIE • Fortaleciendocapacidadeseneldesarrollodesimuladores/Strengthening capacities in the development

of simulators• Participael IIEenMexicoWindPower2014/IIE participates in the Mexico WindPower 2014 expo

and congress

30 Breves técnicas• GerenciadeProyectosdeIngeniería/Engineering Project Management Ricardo Curiel Yong, José Manuel Franco Nava y José Francisco Albarrán Núñez • Certificacióndecogeneradoreseficientes/Efficient cogeneration certification Gaudencio Ramos Niembro• Elconceptodeenergíaútilparaevaluareldesempeñodesistemasdecogeneración/The useful energy

concept for the evaluation of energy concepts Abigail González Díaz y José Miguel González Santaló• EvaluacióndelpotencialdemicrocogeneraciónenelCENAM/Microcogeneration evaluation at CENAM Gaudencio Ramos Niembro

39 Artículo de investigación Reducción de emisiones de GEI en el sector eléctrico: ¿renovables o combustibles fósiles y energía nuclear?

/ Reduction of GHG emissions in the electricity sector: renewable or fossil fuels and nuclear energy? David Castrejón Botello

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Boletín IIEenero-marzo-2014

Editorial

Editorial

Independientemente del resultado final al que llegue el país en el tema de la Reforma Energética, es claro que un objetivo central de las empresas del sector, particularmentePetróleosMexicanos(PEMEX)ylaComisiónFederaldeElec-tricidad (CFE), será el deminimizar sus costos de operación,maximizandosu eficiencia energética, su eficiencia operativa, utilizando los combustibles másconvenientesencadaaplicación.ElInstitutodeInvestigacionesEléctricas(IIE),enparticularlaDivisióndeSistemasMecánicos(DSM),tienelaoportu-nidad de brindar un apoyo efectivo a estas empresas, aplicando sus capacidades tecnológicas.

En el caso de la CFE, esta entidad ya ha emprendido un amplio conjunto de proyectos y acciones para mejorar su eficiencia energética y se ha apoyado en ocasionesenelIIE.Enestosmomentos,laCFEenfrentaunasituaciónespe-cial debido a los cambios dramáticos en los últimos años en los mercados de combustibles.Mientrashacetresocuatroañoselgasnaturalteníapreciosdelorden de ocho dólares por millón de BTU y el combustóleo precios del orden de40o50dólaresporbarril,enlaactualidadelgasnaturalestáen3.5dólaresyelbarrildecombustóleocercadelos100dólares.

EnelcasodePEMEX,loscriteriosdediseñoutilizadoscuandoseconceptua-lizó la infraestructura existente en la actualidad, enfatizaban la confiabilidadde las instalaciones en un entorno de redes eléctricas de no muy alta confiabi-lidad y de bajos costos de combustibles, por lo que se prestaba poca atención a la eficiencia energética.El entorno cambió, tanto en aspectos económicos,donde los costos energéticos se han vuelto más importantes como parte de los

costos totales, como en los aspectos ambientales, donde el uso de energéticos representa emisiones atmosféricas.

Ante este nuevo entorno, las empresas del sector energético están diseñando estrategias que las haganmáscompetitivas.

Además de continuar con sus programas de mejora de eficiencia en las centrales, la CFE ha estado haciendo evaluaciones técnicas y económicas de posibles cambios en centrales termoeléctricas a combustóleo, para utilizar otros combustibles comoelgasyelcarbón.

Las evaluaciones tienen que contemplar los cambios técnicos en los equipos, el suministro, así como la disponibilidad de combustibles, considerando los costos de ductos en el caso del gas, al igual que el de las instalaciones para recepción y manejo de carbón ydecenizasenelcasodelcarbón.Tambiéntienenque contemplar los impactos ambientales de las emisiones. Estas evaluaciones se vuelven una baseimportante para la toma de decisiones y el IIE ha estado aplicando sus capacidades en modelado de unidades generadoras y de instalaciones de manejo de combustibles, para dar a la CFE una estimación sólida de los costos y de los beneficios de cada una delasalternativas.

En PEMEX, las áreas de oportunidad sonmúlti-ples.UnáreaenlaqueelIIEhavenidoapoyandoa esta entidad es en la identificación y definición de proyectos de cogeneración que representan, por un lado, una aportación al sistema eléctrico nacional, pues se tiene un potencial estimado del ordendel5%al6%delacapacidadinstaladaenelpaís y, por el otro, la energía eléctrica producida en sistemas de cogeneración tiene un menor costo que las tecnologíasenuso.Lacogeneración lepermiteaPEMEXproducirvapora costos inferiores a losquetendríanconcalderasconvencionales.Esclaro

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Editorial

que las áreas de oportunidad son amplias y que las empresas del sector están intensamente interesadas enellas.

También es necesario apuntar a algunas de las barreras que se presentan en la implantación de estos esquemas demejoras económicas. En el casodel uso de combustibles alternativos al combustóleo en generación eléctrica, la primera opción que se

considera es el gas natural, sin embargo, el país está en una situación de infraes-tructura muy limitada para el transporte y distribución de este combustible y también hay necesidad de abastecer a la industria del sector productivo para que semantengacompetitiva.Laopcióndelcarbóntambiénresultaatractivadesdeelpunto de vista económico y por contribuir a la diversificación de fuentes prima-rias, pero se tiene que plantear de manera que sea ambientalmente aceptable, lo que implica considerar y evaluar sistemas de captura de CO2.

Lo anterior, aunado a las incertidumbres en las proyecciones de precios y disponibilidad de energéticos, hace que los análisis sean complejos y requieran detécnicasdeevaluaciónrefinadas.

En el caso de la cogeneración aparecen barreras al desarrollar proyectos inte-gralesentrelaCFEyPEMEX.Paraaprovecharplenamenteelpotencialexis-tenteserequieregenerarmásenergíaeléctricadelaqueusaríaPEMEX,siendonecesarioquelaCFErecibalaenergíaexcedenteylatransporteatravésdesureddetransmisiónparasuministroenotroscentrosdetrabajodePEMEX,oaterceros.Losacuerdossobrelaasignacióndecostoalvaporylaelectricidadson complejos por la falta de una metodología universalmente aceptada y se vuelvenobstáculosparalosproyectos.

Las fases iniciales de los proyectos de cogeneración, incluyendo la inge-nieríabásicaybásicaextendidasevuelvenelementosclaveparalaevaluaciónadecuadadelosproyectos.

En este número del Boletín IIE se presentan varios artículos relacionados con todos estos temas, con la intención de dar una imagen precisa sobre la partici-pación del Instituto en este campo de eficiencia económica del sector energé-tico.Seabordaeltemadelaasignacióndecostosalosproductosdecogenera-ción,presentandoelconceptodeenergíaútil.

TambiénsepresentaunanotasobrelaGerenciadeProyectosdeIngeniería,yaquelanaturalezadelosproyectosdeingenieríabásicaybásicaextendidaestal,que requiere sistemas de gestión de proyectos con características distintas a los esquemasnormalesutilizadosenproyectosdeI&D.

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Divulgación

Resumen de trabajos realizados por el IIE y su impacto en el sector energético a nivel nacional

Introducción

ElInstitutodeInvestigacionesEléctricas(IIE)yenparticular su División de Sistemas Mecánicos, han trabajado intensamente durante las dos últimas décadas para mejorar la eficiencia económica del sectorenergético.

Las áreas de atención de los proyectos se centran en cinco líneas:

• Mejoramiento de la eficiencia de operación de centrales generadoras

• Aprovechamiento óptimo de los activos de las centrales generadoras

• Cambio de combustibles en centrales

• Cogeneración en procesos industriales

• Diagnósticos energéticos en procesos industriales

José Manuel Franco Nava y Agustín Moisés Alcaraz Calderón

Abstract

An overview of the studies carried out by the Electrical Research Institute (IIE) on economic efficiency of industrial facilities is presented. The projects presented include the economical and technical evaluation of cogeneration alternatives, evaluation and diagnosis of mechanical systems in electrical power plants, fuel switching from Bunker C to others and cogeneration systems for facilities that have a demand of elec-trical power as well as steam.

The benefits of the studies developed by the IIE for the national energy sector are reduction of the fuel costs, the reduction of electricity and steam costs and reduction of emissions, as well as a reduction of the investment requirements to maintain an optimal operation.

El IIE ha contribuido con el sector energético al análisis de cambio de combustibles en centra-les generadoras para disminuir costos de ope-ración.

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Divulgación

Todos estos proyectos resultan en reducciones del costo de los combustibles y disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero y, en todos loscasosexceptoeltercero,enmayoreficienciadeoperaciónyreduccióndeinversionesrequeridas.

Mejoramiento de la eficiencia de operación de centrales generadoras

Paraelmejoramientodelaeficienciadeoperaciónen centrales generadoras, el IIE apoya al sector energético a través de:

• El uso eficiente de los combustibles fósiles, con el menorimpactoposiblealambiente.

• Mejora del régimen térmico en centrales termoeléctricas, al optimizar el proceso de combustión y mejorar la distribución de tempera-turadegasesycalorenlosgeneradoresdevapor.

• Análisisdelosíndicesdedesempeño.

• Aplicacionesespecíficas.SecuentaconelSistemaSCORT para apoyo a la operación y mante-nimiento de centrales termoeléctricas, el cual permite el control y optimización del régimen térmico de ciclos combinados y la identificación deequiposfueradecondicionesdediseño.

Aprovechamiento óptimo de los activos de las centrales generadoras

El mejor aprovechamiento de los activos de las centrales generadoras es otra de las líneas de trabajo con que el Instituto apoya al sector energético. LaDivisión de Sistemas Mecánicos, a través de sus Gerencias de Procesos Térmicos, Ingeniería Civil,Turbomaquinaria,yMaterialesyProcesosQuímicos,contribuye al aprovechamiento óptimo de los equipos y para tal efecto realiza, entre otros servicios:

• Estudios de factibilidad técnica-económica para repotenciar centrales generadoras obsoletas en centrales modernas, aprovechando la infraestruc-turaexistente.

• Análisis de transferencia de calor en calderas por cambio de combus-tóleoagasnatural.Conellosedeterminanmodificacionesaldiseño–siserequieren–ylascondicionesnuevasparaoperaciónsegurayconfiable.

• Diagnósticos de equipos principales como turbinas, bombas, generadores de vapor,condensadoresytorresdeenfriamiento.

• Diagnósticos que generan recomendaciones para incrementar la confiabi-lidad y disponibilidad de los equipos y sistemas involucrados en la genera-ción de energía eléctrica, como evaluaciones y mediciones en línea y fuera delíneadeturbinasdevapor,diagnósticosymedicionesdecombustión.Unproducto específico es el sistema SICAD para la medición, procesamiento y análisisdeseñalesdevibración.Adicionalmente,elIIEcuentaconlacapa-cidad de realizar estudios de monitoreo de vida residual, mecánica de frac-tura, de análisis de esfuerzos por fatiga y termofluencia, y estimación de vida remanentedecomponentesmecánicos.

• Elaboración de procedimientos de rehabilitación y mantenimiento de componentesdeturbinas.

Cambio de combustibles en centrales

El Instituto ha contribuido con el sector energético al análisis de cambio de combustibles en centrales generadoras para disminuir costos de operación, a través de la realización de diversos proyectos relacionados con el análisis de viabilidad técnico-económica de proyectos de conversión de unidades de generacióndecombustóleoacarbón,ycoquedepetróleoogasnatural.Estostrabajos se han realizado en centrales termoeléctricas de la Comisión Federal deElectricidad(CFE)comoTopolobampo,Tuxpan,VilladeReyes,Guaymas,FranciscoVilla,entreotras.ParaelcasodelacentraldeTuxpanseincluyóunestudio de captura de CO2.

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Divulgación

Cogeneración en procesos industriales

La participación del IIE en proyectos de cogeneración puede agruparse en los siguientes temas:

• Estudios de factibilidad técnico-económica

• Desarrollo de ingeniería conceptual e ingeniería básica

• Apoyo técnico a procesos de licitación

• Evaluación de costos de vapor y energía eléctrica por el método de energía útil

Estudios de factibilidad técnico-económica

Éstos han tenido como objetivo establecer la mejor opción para cogeneración, buscando reducir los costos de generación de energía eléctrica y vapor, ya sea con el aprovechamiento almáximode la infraestructura e instalaciones exis-tentes de los centros de trabajo o bien implementando un sistema de cogenera-cióntotalmentenuevo.

Desarrollo de ingeniería conceptual e ingeniería básica

El Instituto ha desarrollado ingeniería conceptual e ingeniería básica para proyectos de cogenera-ción, que incluyen el desarrollo de bases de diseño, descripción de los procesos, diagramas de flujo de proceso, balances de materia y energía, filosofía de operación, cálculo de tuberías, diagramas de tubería e instrumentación, normatividad técnica, arreglos de equipos, corrientes en límite de batería, manual de operación, detección de instalaciones subterráneas,entreotros.Cabemencionarque losproyectos de la ingeniería básica son multidiscipli-narios, donde intervienen especialidades de inge-niería mecánica, eléctrica, civil, instrumentación y control.

Evaluación de costos de vapor y energía eléctrica por el método de energía útil

Se desarrolló una metodología de asignación de costos para vapor y energía eléctrica, basado en el concepto de energía útil, para ser utilizados en las evaluaciones económicas de las plantas. Estametodología fue instrumento para lograr acuerdos en los centrosde trabajodePEMEX,paradefinirlos precios de la energía eléctrica generada en un centro y utilizada en otro, así como para deter-minar los costos del vapor producido a distintas condicionesdepresiónytemperatura.

Diagnósticos energéticos en procesos industriales

El IIE ha desarrollado proyectos de diagnósticos energéticos en el sector industrial, principal-mente en el sector petrolero, los cuales producen como resultado la identificación de tres tipos de proyectos:

• Proyectos de mejora a corto plazo. Se realizan generalmente con poca o ninguna inversión, cambiandosolamentelaoperación.Típicamentelosahorrosenergéticossonpequeños.

7

Divulgación

• Proyectos de mejora de mediano plazo. En éstos se requiere realizar algunas inversiones para equipos.Suimplementaciónnoimpactamayor-menteelprocesoqueseutiliza.

• Proyectos de mejora de largo plazo. En éstos se requiere realizar grandes inversiones y típica-menteimplicanelcambiodetecnologías.

Conclusiones

Los estudios realizados por el Instituto han permi-tido a sus clientes contar con los elementos para apoyar la toma de decisiones relacionada con sus procesos.

Los beneficios e impacto de los estudios realizados por el IIE en los centros de trabajo del sector ener-gético nacional se relacionan fundamentalmente con:

• Aumento de eficiencia

• Reducción de inversiones requeridas

• La reducción de costos de combustible

• La reducción de costos del vapor y electricidad generados

• La reducción de emisiones de gases CO2

AGUSTÍN MOISÉS ALCARAZ CALDERÓN [[email protected]]

IngenieroMecánicopor laFacultaddeCienciasQuímicase Ingenieríade laUniversidadAutó-noma del Estado deMorelos (UAEM). Ingresó a laGerencia de ProcesosTérmicos del IIE en2001. Sus áreas de especialidad incluyen la cogeneración y ahorro de energía. Su actividadprincipal se enfoca al análisis, diseño, modelación y optimización de procesos de generación de potencia.Desde2006dirigeproyectosde factibilidad técnicaeconómica, ingenieríaconceptual,ingeniería básica, selección de tecnologías, desarrollo de bases de concurso y evaluación de ofertas delicitantes.ActualmenteseencuentraparticipandoenproyectosdeingenieríabásicaextendidaparaPemexPetroquímica.Esautordevariosartículosnacionalese internacionales,asícomodederechosdeautor.

JOSÉ MANUEL FRANCO NAVA[[email protected]]

Doctor en IngenieríaMecánica (PhD) por laUniversidad deCranfield, Inglaterra.Maestro enCiencias (MSc) en IngenieríaMecánica por el ImperialCollege of Science andTechnology delaUniversidaddeLondres,Inglaterra.IngenieroMecánicoporelInstitutoPolitécnicoNacional.IngresóalIIEen1983alaDivisióndeSistemasMecánicos.Suáreadeespecialidadeselanálisisdel comportamiento y optimización de componentesmecánicos.Ha dirigido y participado enproyectos relacionados con el diagnóstico de fallas, desarrollo de sistemas informáticos para mante-nimientopredictivo,análisisdinámico,análisismodal(teóricoyexperimental),análisisdemecá-nica de fractura y evaluación de vida útil aplicando técnicas numérico-computacionales, como el análisisdeelementofinito(FEA)y ladinámicadefluidoscomputacional (CFD)enanálisisdelcomportamientoyoptimizacióndecomponentesdeturbomaquinaria.Dirigióunproyectorela-cionado con el proceso de captura de CO2 y el análisis técnico económico de proyectos de conver-sióndeunidadesdegeneracióneléctrica (decombustóleoa carbón).Hapublicado44artículosencongresosnacionaleseinternacionales.Tienetresderechosdeautorregistrados.Haimpartidocursos especializados en relación con sus áreas de especialidad a personal de la Comisión Federal deElectricidad(CFE),PetroleosMéxicanos(PEMEX)yelInstitutoCostarricensedeElectricidad(ICE).MiembrodelSNIde1989a1995.

De izquierda a derecha: José Manuel Franco Nava y Agustín Moisés Alcaraz Calderón.

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Artículo técnico

Conversión de centrales de combustóleo a otros combustibles. Proyectos esenciales para mejorar la eficiencia económica en generación

Carlos Alberto Mariño López1, Rogelio Franco López2 y José Miguel González Santaló1

Abstract

This paper presents the scope and results of the conversion of thermal power plants that currently consume fuel oil, expensive fuel and with a decline of its production in the country’s refineries, to coal, petroleum coke, or natural, domestic or imported gas, fuels with a lower price per unit of energy compared to the fuel oil through the rehabilitation, modernization or upgrading of existing plants.

De las seis refinerías con que cuenta PEMEX, dos de ellas ya han sido moderni-zadas y reconfiguradas, y una tercera está en proce-so de modernización-re-configuración.

Introducción

La Comisión Federal de Electricidad (CFE)cuenta con una capacidad efectiva instalada de 53,114 MW, de los cuales una parte importanteson centrales termoeléctricas con unidades de gene-ración eléctrica que operan con combustóleo, cuyo precio por unidad de energía se presenta actual-mentemás alto (de tres a cinco veces) que el delgas natural, el del carbón y el coque de petróleo, así como el hecho de que estas unidades operan con eficienciastérmicasdealrededordel36%.

El combustóleo es un combustible residual de la refinación del petróleo que presenta una declina-ción en su producción, debido a que las refinerías en México están haciendo reconversiones paraextraermás ligeros al crudo y sus residuos están

1Instituto de Investigaciones Eléctricas2Comisión Federal de Electricidad

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Artículo técnico

cambiandoacoquedepetróleo.Delasseisrefine-rías con que cuenta PetróleosMexicanos, dos deellas ya han sido modernizadas y reconfiguradas, y una tercera está en proceso de modernización-re-configuración. Solo quedarían pendientes tres deellasparaestasreconversiones.Seestimaquepara2016,PEMEXreduciráenun65%suproduccióndecombustóleo(Fernández,2008).

Otra problemática que conlleva la operación actual de estas unidades con combustóleo es el hecho de que éste es un combustible que produce emisiones contaminantes considerables a la atmósfera. LaNorma NOM85-SEMARNAT (NOM-085-SE-MARNAT-2011) establece los niveles máximospermisibles por zonas del país de emisiones a la atmósfera, como son las partículas suspendidas totales (PST), óxidos de nitrógeno y óxidos deazufre que invitan a la CFE a considerar la insta-lación de sistemas de limpieza de gases de combus-tión que son de alto costo de construcción y opera-ción,paracumplirconlosnivelespermitidos.

Aunado a lo anterior, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) establece lasreglas de despacho de carga y determina el orden de entrada en operación de las unidades bajo el criterio del menor costo variable de generación (CVG) para cubrir la demanda requerida. ElCVG[$/kW-h] estádeterminadopor el régimentérmico[kJ/kW-h]multiplicadoporelpreciodelcombustible [$/GJ], siendo el régimen térmico el inversodelaeficienciatérmicadelciclo.Sedespa-chanprimerolasunidadesconmenorCVG.

Ante esta situación, la CFE analiza estrategias para reducir el costo variable de generación de sus unidades y mejorar la competitividad del parque de generación.

Una de estas estrategias es la conversión de la unidad para utilizar otro tipo de combustible y la incorpora-ción de tecnologías más eficientes, mediante la reha-bilitaciónymodernizacióndesusunidades.

Lo anterior ha motivado a la CFE a realizar, con el soporte del IIE, diversos estudios técnicos y econó-micos de conversión de unidades a:

• Carbón o coque de petróleo

• Gas natural

El presente trabajo presenta un panorama de los alcances que implica cada una deestasopciones.

Metodología

Paraelanálisisdelasalternativasdeconversióndecombustiblessedebeconsi-derar el siguiente proceso:

Definición de las premisas técnicas

Son los parámetros y características que deben ser consideradas en la evalua-ción en los proyecto de conversión, esto es:

• Evaluación de las condiciones del sitio

En el cual se especifican las características del mismo, las condiciones climato-lógicasylainfraestructuraexistentecomotipodesistemadeenfriamientoprin-cipal,disponibilidaddeagua,espaciosyáreasdisponibles,redeléctricaasociada.

• Especificación de diseño de la unidad existente usando combustóleo

Balance térmico y los parámetros de diseño de la unidad usando combustóleo, paralamodelaciónydefinicióndelcasobase.

• Tipo y características del combustible para la conversión

Se considera la composición química, el poder calorífico, disponibilidad de suministroylogísticadetransportedeloscombustiblesautilizar.

• La tecnología de conversión

Paraelcasodelaconversiónacarbónycoquedepetróleoseevalúanlastecno-logías de calderas de carbón pulverizado y lecho fluidizado, que sustituirán la operacióndelgeneradordevaporbasadoencombustóleo.Lafigura1muestralaoperacióndeunacalderadelechofluidizadocirculante.

Paraelcasodelaconversiónagas,éstapuedesermediantelaquemadirectadegasenlacalderaexistente,previamodificacióndebancosdetubos,arreglodequemadores e infraestructura para recepción y suministro de gas para quema directa o mediante un esquema de repotenciación que implica la instalación de una o varias turbinas de gas con sus respectivos recuperadores de calor acoplados a la turbina de vapor actual, conformando un ciclo combinado y dejandofueradeoperaciónalgeneradordevaporexistente.Lafigura2ejem-plificalaoperacióndeunciclocombinado.

• La tecnología de reducción de emisiones para cumplir con la norma-tiva ambiental

Este punto se refiere a la definición de los equipos requeridos para cumplir con lanormaNOM085SEMARNAT,queparalaconversiónacarbónimplicaeluso de:

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Artículo técnico

– Equiposdecontroldepartículassuspendidastotales(PST)

– Equiposdesulfuradoresdegasparareduccióndeóxidosdeazufre(SOx)

– Equiposdereduccióncatalíticaselectivaparareduccióndeóxidodenitró-geno(NOx)

En el caso de las turbinas de gas, por ser una tecnología más limpia, el

aspecto ambiental se centra en la especificación del factor de emisión de NOx y la definiciónde quemadores de bajo NOx para tal efecto,en cumplimiento del Transitorio Tercero de la NOM 085(NOM-085-SEMARNAT-2011).

• Definición del alcance de la rehabilitación o modernización de los equipos y sistemas existentes

Especificación de los equipos que serán rehabili-tados o modernizados en función de la evaluación previa que se tenga de su estado de operación, así como de los equipos que deberán ser sustituidos o retiradosdeoperación.

• Definición de equipos y sistemas nuevos

De acuerdo con el alcance de la conversión se definen los equipos nuevos a instalar en los espa-ciosyáreasdisponibles.

Evaluación de alternativas

Se especifica una matriz de evaluación de alterna-tivas que consiste en la simulación de los arreglos de conversión, considerando las características y origen de suministro del carbón, coque o mezclas decombustiblesconeltipodecalderaautilizar.

En el caso de la conversión a gas mediante la repo-tenciación de las unidades, consiste en la evalua-ción de modelos de turbinas de gas que acoplen al ciclotérmicodelaturbinadevaporexistente,asícomoeltipodearregloenciclocombinado,1x1,2x1 o en su caso 3x1, que definen la potencia yeficienciaadicionalaobtenerdelarepotenciación.

La modelación se realiza sobre la suite de programas de Thermoflow™ (STEAM Pro, STEAM Master,GTPro,GTMaster) (Steam-Pro,2013), así comoel módulo PEACE (Thermoflow™, 2013) para laestimacióndeinversiones.

Se realizan los balances de masa y energía de acuerdo con las premisas y consideraciones técnicas, tanto para el caso base quemando combustóleo, como para cada una de las alterna-tivas definidas.Una vez que se han realizado losbalances térmicos y especificado los equipos de la conversión a carbón o gas (repotenciación) seobtienen los parámetros de potencia, eficiencia,

Figura 2. Ilustración de la operación de una planta de ciclo combinado(Calpine,2012).

Figura1.Ilustracióndelaoperacióndeunacalderadelechofluidizado,CFB(Circulating Fluidized Boiler).JEA Large-Scale CFB Combustion Demostration Project, National Energy Technology Laboratory (NETL).

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Artículo técnico

consumo de combustible y de potencia de auxi-liares, así como la estimación de los montos de inversión por cada alternativa evaluada, los que en resumen definen los resultados de la evaluación técnica.

La evaluación económica se efectúa por el método de diferencias entre los costos actuales de opera-ción con combustóleo y los costos de la central rehabilitada, incluyendo los costos anualizados correspondientes con la inversión en la reha-bilitación, consumo de agua desmineralizada y de repuesto (en su caso); operación y mante-nimiento fijos y variables, incluyendo en este último los costos por insumos requeridos, como el caso de piedra caliza en calderas de lecho flui-dizado quemando coque de petróleo y manejo de residuos de la combustión, así como el costo por combustible que incluye el costo de transporte a lacentral.

Para la evaluación económica se consideran lassiguientes premisas:

• Tasadedescuento:12%

• Horizontedelproyecto:20años

• Período de construcción para la instalación deequipos principales y sus equipos asociados

• Proyeccióndepreciosdelcombustible

Conversión de combustóleo a carbón o coque de petróleo

La conversión de combustóleo a carbón o coque de petróleo implica principalmente:

• Analizar las características del combustible que impactan en el diseño de la conversión, las cuales son: a) tipo de carbón o coque de petróleo,b) podercalorífico,c)porcentajedecontenidodeazufreenelcombustibleyd) porcentajedecontenidodecenizaenelcombustible.

• Evaluacionesde:a)lasustitucióndelgeneradordevapor,b)larehabilitacióndelaturbinadevapor,c)larehabilitacióndelequipoauxiliar,d)lainstala-cióndeunsistemademanejodecombustibleymanejoderesiduos,ye)laadquisicióndeequiposdecontroldeemisiones,principalmente.

A continuación se presentan los resultados de la conversión a coque de petróleo de una unidad de 350MW. Se evaluaron cinco alternativas de fuentes decombustible:carbónSabinas,deCoahuila,deColombia,coquedeTexasysusmezclas, con diferentes medios de transporte según la localización del combus-tible,usandoparatodosloscasoscalderasdelechofluidizado.

El proyecto de rehabilitación considera la mejora de eficiencia y optimización del canal de flujo de la turbina de vapor de la unidad, por lo que la potencia proyectadaseráde385MW.

En las tablas 1 y 2 se resumen los resultados técnicos y económicos de laconversiónacoquedepetróleodeunaunidadde350MW,medianteelusodecalderasdelechofluidizado.Losresultadosmuestranquelaopción3,querefierealusodecoquedepetróleoimportadodelazonaderefineríasdeTexasen Estados Unidos, presenta los mejores indicadores económicos con la mayor relaciónbeneficio-costode1.93yelmenorcostoniveladototaldegeneraciónde71.6USD/MWh.Asítambiénsecumpleconloslímitesdeemisionesespe-cificadospor laNOM085, tabla3, siendoésta laopciónconsideradacomo

Parámetros

Alternativas

1 2 3 4 5

Carbón de Sabinas

Carbón de Colombia

Coque de Texas

Mezcla 50% Colombia/

50% Texas

Mezcla 50% Sabinas/

50% Texas

PotenciaBruta(MW) 385 385 385 385 385PotenciaNeta(MW) 349.8 352.3 348.0 348.6 347.7Flujocombustible(t/h) 167.3 131 109.9 120.5 133.5EficienciaLHVbruta(%) 40.67 40.79 41.31 40.75 40.78EficienciaLHVneta(%) 36.95 37.31 37.33 36.88 36.83

Tabla1.Resumenderesultadostécnicosdelaconversióndeunaunidadde350MWconcalderasdelechofluidizado.

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Artículo técnico

viableparalaconversióndeestaunidad.Lafigura 3ilustra, como ejemplo, la configuración de un arreglo para la conversión de unidades a coque de petróleo con calderas de lecho fluidizado y defini-ción de espacios para almacenamiento de combus-tible,piedracalizayresiduos(cenizas),productodelacombustión.

Conversión de combustóleo a gas

La conversión a gas de unidades que actualmente consumen combustóleo puede realizarse mediante uso directo del gas o por repotenciación a ciclo combinado.

La primera de estas opciones implica la instalación de quemadores y la infraestructura requerida de suministro de gas y no implica grandes inversiones en adquisición e instalación de equipos nuevos, perosíimplicaunderrateodehastaun15%enlapotencia de la unidad, con el beneficio de utilizar ahorauncombustibledemenorprecio.

En el caso de la conversión a gas mediante la repo-tenciación a ciclo combinado, esta opción implica:

Emisiones contaminantes Base Conversión Observación

NO´x(ppmv) 156 104.5 Sin equipo de controlSO´x(ppmv) 1962 106.7 Con equipo de controlPST(mg/Nm3) 397 46 Con equipo de control

Tabla3.Comparacióndeemisionesalaatmósfera.

Parámetros

Indicadores económicos1 2 3 4 5

Carbón de Sabinas

Carbón de Colombia

Coque de Texas

Mezcla 50% Colombia/ 50% Texas

Mezcla 50% Sabinas/ 50% Texas

Inversión(MMUSD) 463.63 404.88 430.55 441.32 462.58

Relación beneficio-costo (RBC) 0.65 1.43 1.93 1.57 1.31

Periododerecuperación(PRC) >20 14.3 9.9 12.6 16.2

Costo unitario de inversión (USD/kW) 1,204 1,051 1,118 1,146 1,201

Costo nivelado de inversión (USD/MWh) 27.5 23.8 25.6 26.2 27.5

Costo nivelado de O&M (USD/MWh) 15.9 15.2 18.3 16.9 17.4

Costo nivelado de combustible(USD/MWh) 47.7 39.5 27.7 33.5 36

Costo nivelado total (USD/MWh) 91 78.5 71.6 76.7 80.9

Tabla2.Resumenderesultadoseconómicosdelaconversióndeunaunidadde350MWconcalderasdelechofluidizado.

Figura 3. Ilustración de arreglo propuesto para la conversión a coque depetróleo de dos unidades con caldera de lecho fluidizado y áreas de almacena-mientodecombustible,piedracalizayceniza.

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Artículo técnico

a) analizar el impacto que tienen las condicionesdelsitio(altitud,temperaturaambienteyhumedadrelativa) sobre las características de desempeño delas turbinas de gas que ofrecen los diferentes tecnó-logos, b) evaluar el tipo de arreglo, que definecuántas turbinas de gas se acoplarán a través de cada recuperador de calor respectivo, con la turbina de vapor existente, de talmanera que sea factiblesuacoplamientodemaneraeficiente,yc)elanálisisde sistemas de enfriamiento del aire de entrada a la turbinasdegas.Loanteriordefinelacapacidaddegeneración, eficiencia térmica, inversión requerida yflexibilidaddeoperación.

Hay proyectos definidos en el POISE (POISE2012; SENER, 2012) de construcción degasoductos, como el gasoducto Norte-Noroeste, el gasoducto Tamazunchale-El Sauz, el gasoducto Chihuahua y el gasoducto Manzanillo-Guadala-jara, que pretenden ampliar la disponibilidad de gas natural en las diferentes regiones del país, esto permitiría la operación de centrales generadoras de mayor eficiencia y capacidad o en su defecto de menores costos de producción mediante la repotenciación o conversión a gas de unidades de generación.

Un comparativo entre la conversión a gas y la repo-tenciacióndeunaunidadde300MWsepuedeverenlatabla4.

Uso directo del gas Repotenciación con CC

Estación de recepción Estación de recepción

Tubería de gas de estación a caldera Turbinas de gas

Quemadoresdegas Recuperadores de calor

No cambios en subesta-ción eléctrica actual

Calentadores fuera de operación

No cambios en línea de transmisión

Ampliación de subesta-ción eléctrica

Capacidad de líneas de transmisión

Disponibilidad de espacios

Tabla4.Requerimientosenlaconversiónagasdeunidades.

Parámetros Uso directo Repotenciación UnidadesPotenciabruta 281 761.5 MWPotencianeta 264.61 738.9 MWEficiencia bruta HHV 36 51.65 %Eficiencia neta HHV 33.83 50.12 %Eficiencia bruta LHV 41.33 57.2 %Eficiencia neta LHV 40.79 55.5 %

Consumo de gas 54.24 98.06 Ton/h

Consumo de gas 67.3 121.54 MMPCD

Tabla5.Resumenderesultadostécnicosdelaconversiónagas,usodirectoyrepotenciacióndeunaunidadde300MW.

Indicadores Repotenciación Unidades

Arreglo 2X1VPN 1,754 MMUSDTIR 65.77 %RBC 5 --PRI 3.6 añosInversión 446 MMUSD

Costo unitario de inversión 603.06 USD/kW

Costo nivelado de inversión 11 USD/MWhCosto nivelado de O&M 5 USD/MWh

Costo nivelado de combustible 40 USD/MWh

Costo nivelado total 55.51 USD/MWh

Paridad:12.9pesos/USD

Tabla6.Parámetrostécnicosdelaconversiónagas.

Latabla5muestraquelapotenciayeficienciaqueseobtienedelarepotencia-cióndeunaunidadde300MW,enarreglo2x1,esdelordende761.5 MWconunaeficienciadel51.65%.Lapotenciayeficienciaconusodirectodelgasesde281MW,conunaeficienciadelordendel36%, loqueejemplifica lasventajasinherentesdelamodernizacióndelcicloexistenteconunproyectoderepotenciación.

La tabla 6 muestra que un proyecto de repotenciación es económicamenterentable, en función de los precios actuales de los combustibles y en particular el relacionado con el gas natural, en conjunto con la proyección de disponi-bilidad de gas en las regiones donde se ubican o en un punto cercano a las centralesqueactualmentenocuentanconello.

La tabla 7 ilustra un ejercicio del cálculo del costo variable de generación, considerandolospreciosdecombustiblesreferidosenlatabla8,ylaseficien-

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Artículo técnico

Combustible Precio [USD/GJ] HHV [KJ/kg]

Combustóleo* 12.33 41,900Carbón nacional* 2.88 18,623Carbón importado 5.60 26,282Coque importado** 2.55 33,029Gas natural* 4.73 52,000

Referencia:*COPAR2013(COPAR,2013). **ConsultorArgus-Preciospot-Sept.2012(ArgusMedia,2012).

Tabla8.Preciosdecombustibles.

cias térmicasestimadasparacadacaso.Laconver-sión de combustóleo a coque de petróleo o carbón, y a gas mediante uso directo o repotenciación, darían costos variables de generación menores que elcorrespondientealaoperaciónconcombustóleo.

Lafigura4ilustra,comoejemplo,laconfiguraciónde un arreglo para la repotenciación a ciclo combi-nadodeunacentraltermoeléctrica.

Conclusiones

La conversión a gas o carbón y coque de petróleo de las centrales termoeléctricas que queman combus-tóleo puede reducir el costo variable de generación, con base en el precio actual de los combustibles, mejorar su índice de despacho, cumplir con la normatividadambiental y extender la vidaútildelas centrales y, al mismo tiempo, diversificar el uso decombustiblesenlageneracióneléctricadelpaís.

La repotenciación de centrales ofrece una mayor capacidad y eficiencia de generación al operar en ciclocombinado.

El impacto en los indicadores de gestión de la CFE relacionados con la eficiencia operativa debido a la implementación de los proyectos de conversión sería:

• Mejora de eficiencia y/o capacidad de generación

• Reducción del costo variable de generación

• Reducción de emisiones y cumplimiento de normatividad ambiental

Es aprovechable la infraestructura de las centrales termoeléctricas, los permisos y licencias de opera-ción,derechosdevíaylaexperienciaoperativadelpersonal.

Referencias

SENER. Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026, SecretaríadeEnergía,México,2012.

COPAR.Costos y parámetros de referencia para la formulación de proyectos de inversión en el sector eléctrico, Subdirección de Programación,ComisiónFederaldeElectricidad,2013.

Figura 4. Ilustración de arreglo propuesto para la repotenciación a ciclocombinadodeunacentraltermoeléctrica.

Parámetros CombustóleoConversión a coque *

Uso directo

Repotenciación Unidades

Potencia 300 315 281 761.5 MW

Eficiencia 38.12 39* 36 51.65 %Régimen térmico 9,443 9,231 10,000 6970 kJ/kWh

Costo variable 116.44 23.54 47.3 32.97 USD/MWh

Costo variable 1502.11 303.65 610.17 425.29 $/MWh

*Conmejoradeeficienciadelcanaldeflujodelaturbinadevapor.

Tabla7.Comparativodecostosvariabledegeneración.

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Artículo técnico

Steam-Pro., SteamMaster,GTPro,GTMaster.Software para diseño de plantas termoeléctricas, versión 23. Thermoflow, Inc.Sudbury,Massachusetts.2013

Preliminaryplantengineeringandcostestimationmodule.Soft-ware de costeo de equipos de plantas termoeléctricas, versión 23.Thermoflow,Inc.Sudbury,Massachusetts.2013.

POISE 2012-2026.Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2012-2026,SubdireccióndeProgramación,ComisiónFederaldeElectricidad,2012.

IEA.Fossil Fuel-Fired Power Generation;Case Studies of Recently Constructed Coal and Gas Fired Power Plants International Energy Agency,2007.

Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-2011.Contaminación atmosférica-Niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición,2012.

Energy Argus Petroleum Coke Market Prices,ArgusMedia,2012.

Fernández, M. Nuevos combustibles: coque (de petróleo),carbónyemulsiones.BoletínIIE,tendenciastecnológicas,octu-bre-diciembre,2008.

CARLOS ALBERTO MARIÑO LÓPEZ[[email protected]]

Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética con especialidad en Ingeniería Térmica por el InstitutoTecnológico y de Estudios Superiores deMonterrey (ITESM) campusMonterrey en2001. IngenieroMecánico por el InstitutoTecnológico deCiudadMadero en 1993. Ingresó alaGerenciadeTurbomaquinariadelIIEen1994,dondetrabajaeneláreadeevaluaciónydiag-nósticodeturbomaquinaria.Haparticipadoenproyectosrelacionadosconelanálisisdeladismi-nución de potencia y eficiencia por el desgaste de componentes del canal de flujo de turbinas de vapor y gas, la evaluación en línea de turbinas de vapor, el desarrollo de programas para el moni-toreo del régimen térmico, el aprovechamiento del potencial energético de vapor geotérmico de bajaentalpía,laespecificacióndeequiposyeldesarrollodebasesdelicitación.

JOSÉ MIGUEL GONZÁLEZ SANTALÓ[[email protected]]

DoctorenIngenieríaMecánicaporelInstitutoTecnológicodeMassachusetts(MITporsusiglaseninglés)enBoston,Massachusetts,EstadosUnidosen1971,conestudioscomplementariosenEconomíayAdministracióndeEmpresasInternacionales.MaestríaenIngenieríaMecánicaporelMITen1969.IniciósucarreraprofesionalenGeneralElectric,DivisiónNuclearen1972ydesdeentonceshaparticipadoen laAcademiaen laUniversidadAutónomaMetropolitana(UAM-Az-capotzalco),dondetambiénfueDirectordeCienciasBásicaseIngenieríade1975a1980yenelsectorpúblicoenelIIEde1980a1983yde1997alafecha.EnelsectorprivadoenIPRODET,de 1983 a 1997, dedicándose todo el tiempo a las áreas de energía y protección ambiental.Esautordemásdeochentaartículosnacionaleseinternacionales,asícomodederechosdeautor.Hacolaborado con otras instituciones como la Academia de Ingeniería, como Coordinador y Secre-tario de la Comisión de Especialidad en Ingeniería Mecánica, miembro de Comité de Admisión, miembrodelaJuntaDirectivadelaUAMde1986a1995,miembrodelaComisiónDictamina-doradelaDivisióndeIngenieríaMecánicaeIndustrial(DIMEI)delaUNAMyahoradelInsti-tutodeIngeniería,yenlaactualidadeselDirectordelaDivisióndeSistemasMecánicosenelIIE.

De izquierda a derecha: José Miguel González Santaló y Carlos Alberto Mariño López.

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Artículo técnico

Evaluación de arreglos para cogeneración

Agustín Moisés Alcaraz Calderón1, José Miguel González Santaló1, David Alberto Morales Olivas2, Horacio Jesus García2, Eduardo Adolfo García Valenzuela2 y Érika Yazmín Salguero Neri1

AbstractThe petrochemical centers are facilities that consume large amounts of steam and electric power to carry out their processes. The generation of these inputs can be done by a number of systems that can be independent or integrated. The Mexican petrochemical centers uses steam generation systems and energy power based on steam generators and steam turbines that use natural gas as fuel.

The cogeneration is the generation of steam and electric power simultaneously. With this mode of energy generation, better efficiencies in the systems are obtained and therefore, production costs are reduced. There are several technologies to cogenerate such as: systems with steam generators and steam turbines with extractions, gas turbines and heat recovery units, gas turbines, heat recovery units and steam turbines with extractions, gasification systems integrated to combined cycles (with extractions) electric power units, and internal combustion engines with heat recovery units.

In this paper, a technical and economic feasibility study is presented for a number of cogeneration arrangements in the petrochemical centers Morelos and Cangrejera. This paper is limited only to the gas turbine with heat recovery unit arrangements. The objective of this study is to obtain the arrangement or arrangements that result in the best technical and economic values, in order to be implemented in each of the petrochemical centers.

The evaluated arrangements were divided in two groups: 1. Arrangements to supply the total steam required by the petrochemical center, generating the electricity required to provide enough hot gases for the steam generation; and 2. Arrangements to supply the electrical energy required by the center, generating the amount of steam that could be produced with the exhaust gases from the turbines.

Los sistemas de cogene-ración producen energía eléctrica y vapor simultá-neamente, lo que resulta en esquemas mucho más eficientes que los inde-pendientes.

Introducción

Los centros petroquímicos son centros de trabajo que requieren para su operación, cantidades impor-tantes de energía eléctrica y vapor, esta energía puede ser suministrada con sistemas indepen-dientesoconsistemasintegrados.

Entre las tecnologías de suministro de vapor y energía eléctrica independiente se encuentran: generadores de vapor de diversas presiones y tempe-raturas, turbogeneradores a gas, turbogeneradores a vapor, motores de combustión interna, genera-dores de vapor de lecho fluidizado, gasificación integrada a ciclos combinados, celdas solares, etc.Entre los esquemas de cogeneración se encuentran los sistemas: generador de vapor-turbina de vapor, turbina de gas-recuperador de calor, motor de

1Instituto de Investigaciones Eléctricas2PemexPetroquímica

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Artículo técnico

combustión interna, generador de vapor de lecho fluidizado-turbina de vapor y gasificación integrada acicloscombinados.

Los sistemas de cogeneración producen energía eléctrica y vapor simultáneamente, lo que resulta en esquemas mucho más eficientes que los inde-pendientes.Ladiferenciaeneficienciaspuedellegaraserhastade30%entreunatecnologíayotra, loque representa grandes ahorros en costos de opera-ción.Paraelcasodeloscentrospetroquímicos,lossistemas de cogeneración son preferibles, debido a que se requiere tanto del suministro de vapor como deenergíaeléctrica.Acontinuaciónsedescribenlastecnologías de cogeneración para el suministro de vaporyenergíaeléctricamásutilizados.

Generador de vapor-turbina de vapor

En este esquema se genera vapor en el generador de vapor, utilizando gas de refinería y/o combus-tóleocomocombustible.Elvapordealtapresiónesinyectado a una turbina de vapor para la generación de electricidad y vapor para su uso en las plantas de proceso de la refinería. El vapor de proceso seobtienea travésdeun sangrado (extracción)de laturbina, el vapor excedente es enviado a conden-sación para su recuperación a través de un sistema de enfriamiento con un condensador de superficie y torredeenfriamiento.En lafigura1 se muestra esteesquemadegeneración.Otraposibilidadparael suministro de vapor a proceso es mediante una derivación de la línea de alimentación a la turbina devapordealtapresión.

Turbina de gas-recuperador de calor

En este esquema se genera energía eléctrica mediante una turbina de gas, generalmente utili-zandogasnaturalcomocombustible.Paraproducirla energía eléctrica se requiere quemar el combus-tible en una cámara de combustión a alta presión, paraposteriormenteexpandirlosgasesdecombus-tiónenlaseccióndeexpansióndelaturbina.Enladescarga de la sección de expansión de la turbinase obtienen gases de combustión remanentes, con temperaturasdealrededorde700oC, los cuales son enviados hacia un recuperador de calor para apro-vechar su energía térmica, generando vapor de alta presión,elcualesenviadoaproceso.Esteesquemasemuestraenlafigura2.

Motor de combustión interna

En este esquema se genera energía eléctrica en un motor de combustión interna, elcualquemageneralmentediéselocombustóleo.Lafriccióndelmotorgeneracalor y además es necesario refrigerar las partes calientes del motor por limita-ciones de materiales, por lo que es necesario disipar calor para el buen funcio-namientodelmotor.Elcaloresaprovechadoparageneraraguacalienteovapor.Este esquema tiene la desventaja de que únicamente produce vapor saturado, el cualtieneunusomuylimitadoenrefinerías.Lafigura3 muestraesteesquema.

Metodología y parámetros comparativos

Para el desarrollo de cualquier estudio siempre es importante establecer lametodología a utilizar, así como los parámetros comparativos que servirán paradeterminarquéarreglooarreglossonmejores.Acontinuaciónsemuestrala metodología y los parámetros comparativos que se establecieron para esta evaluación.

Figura1.Sistemageneradordevapor-turbinadevapor.

Figura2.Sistematurbinadegas-recuperadordecalor.

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Artículo técnico

Metodología

• Se desarrollaron los balances térmicos de los complejos para precisar las demandasdevapor.

• Se identificaron los arreglos y equipos comerciales con capacidades en los rangosdeterminadosenelbalancetérmico.

• Se simuló cada uno de los arreglos identificados con el sistema Thermo-flow™(Thermoflow™,EEUU)paralosdoscomplejos.

• Se desarrolló y aplicó un modelo para la evaluación de indicadores comparativo.

Parámetros comparativos

Los parámetros que se seleccionaron para comparación fueron:

• Montototaldelainversiónrequerida.

• Montodeinversiónporunidaddepotenciaeléctricaparacadaequipo.

• Relaciónbeneficio-costoconlaópticadePPQ(vendiendolosexcedenteseléctricosaotrocentrodetrabajo,alcostodegeneración)yconlaópticadePEMEX(reduciendo la factura eléctrica, calculandoelmonto con lastarifasdelaCFE).

• Valorpresentedecadaunodelosarreglos.

• Costosdevaporyelectricidadparacadaarreglo.

• Emisiones de CO2totalesyporunidaddeexergía.

• ÍndicedecogeneraciónconcriteriosdelaCRE.

• Capacidad de respaldo requerido de calderas porlainstalaciónencasodefalladeuntren.

Desarrollo

Balances térmicos

Cada uno de los centros de trabajo cuenta con un totaldenuevecalderasdenominadasCB-1aCB-9ydivididasendosgrupos.LascalderasCB-6aCB-9suministranvapordealtapresión(60kg/cm2y482ºC)alas turbinas de vapor de la planta de fuerza, estas calderastienenunacapacidaddediseñode200t/hcadauna.Porotrolado,lascalderasCB-1aCB-5suministranvapordemedia-altapresión(45.5kg/cm2

y 400ºC) a proceso. Cada una de estas calderastieneunacapacidaddediseñode225t/h.

Cada una de las plantas de fuerza de los centros de trabajo cuenta con tres turbinas de vapor denomi-nadasTG-1,TG-2 yTG-3, y un turbogeneradorde gas denominado TG-5. Los turbogeneradoressonequiposqueoperana60kg/cm2y482°C,conextraccióndevaporparaenviarelvaporalcabezaldevaporde19kg/cm2y275°C,elrestodelvapores enviado a tres condensadores de superficie de dospasosparasucondensación.Elaguadeenfria-miento para los condensadores es suministrada por una torre de enfriamiento de doce celdas, de las cuales nueve son utilizadas para el enfriamiento de los condensadores y las tres celdas restantes son utilizadasporplantasdeproceso.

Para eldesarrollode losbalances seobtuvo infor-mación histórica de los centros de trabajo, para cinco años de operación. Esta información fueanalizadaparapoderobtenerlosmáximosdegene-racióndevaporyenergíaeléctrica.Posteriormenteesta información fue conciliada para poder obtener los balances de vapor y energía eléctrica repre-sentativosdecadacentro.En lafigura4 sepuedeobservar el balance térmico para el complejo petro-químico(CP)Cangrejerayenlafigura5elbalancetérmico del CPMorelos. En la tabla 1 se puedever el resumen de consumos de energía eléctrica y vapordecadacentro.

Identificación de arreglos y equipos comerciales

Para la identificaciónde equipos comerciales apli-cables al proyecto, primero se hizo una definición

Figura3.Sistemamotordecombustióninterna.

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Artículo técnico

de posibles arreglos para el sistema de cogenera-ción que se presentan en la primera columna de la tabla 2. Se consideraron arreglos de al menosdos recuperadores de calor y arreglos de dos, tres y cuatro turbogeneradores. La limitación de soloconsiderar más de dos recuperadores de calor se esta-bleció por consideraciones de confiabilidad, ya que no es aceptable perder toda la capacidad de vapor si se pierde el tren, o si tiene que salir a manteni-miento,loquellevaríaaunparodelcomplejo.

Posteriormentesehizounabúsquedaconlosprovee-dores para identificar los equipos que tuvieran caracte-rísticas técnicas que se prestan para integrar los arreglos deseados.Seidentificarondiversosequiposdemarcascomo GE, Siemens, Alstom, Mitsubishi, Rolls Royce yPratt&Whitney.Llevandoacabodiversosanálisissedeterminaron26arreglos,deloscuales,losprimeros18 suministran la totalidad del vapor y los restantesocho se limitan a proporcionar solamente la energía eléctrica requeridaporel centro.Estos26arreglos sepuedenveren la segundacolumnade la tabla2.Enesta columna se puede ver el número del arreglo, la marca del equipo comercial, el modelo y entre parén-tesislacapacidaddegeneracióneléctricanetaenMW.

Simulación en Thermoflow™

Cadaunodelosarreglosdefinidosenlatabla2sesimuló utilizando la plataforma comercial Thermo-

CPConsumo de

vapor de proceso (T/h)

Consumo devapor

(45 kg/cm2)

Consumo devapor

(19 kg2)

Consumo de EE proceso

(MW)

Cangrejera 899 824 74.5 102Morelos 778 755 23.2 89

Figura4.BalancetérmicodelCPCangrejera. Figura5.BalancetérmicodelCPMorelos.

Tabla1.ResumendeconsumosdevaporyenergíaeléctricaporCP.

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Artículo técnico

Tabla2.Arreglosyequiposcomercialesidentificadosparalaevaluación.

Arreglo de equipos Marca y modelo de TG

12.GE7FA.5(364)13.Siemens5000F(331)14.AlstomGT24(354)15.Mitsubishi501G1(423)16.Mitsubishi501GAC(460)17.Siemens8000H(440)18. Mitsubishi501J(554)25. GE 67FA (124)26. GE 7121EA (141)

2. GE7121EA(283)4. Siemens2000E(369)6. AlstomGT11N2(382)

7. Siemens2000E(275)8. AlstomGT11N2(287)9. GE7FA.04(450)10. Mitsubishi501F3(454)11. Siemens5000F(497)19. Siemens SGT 900 (118)20. GE LM 6000PG (112) 21. P&W SWIFTPAC50 (116) 22. Rolls Royce 60 DEL (115) 23. P&W SWIFTPAC60 (136) 24. Rolls Royce 60 WLE ISI (149)

1. GE7121EA(283)3. Siemens2000E(369)5. AlstomGT11N2(382)

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Artículo técnico

flow™, calculando los consumos de combustiblerequeridos por el sistema y emisiones de CO2.Laplataforma empleada tiene bases de datos con los costos de los equipos de la mayoría de los fabri-cantes, que son los que se utilizaron después para las evaluaciones económicas. También se obtu-vieron como resultado los requerimientos de espaciodelosarreglos.Lasfiguras6ay6bmuestranunresultadotípicodelasimulación.Enlafigura 6ase pueden observar los resultados termodiná-micos principales como potencia bruta, potencia neta, consumo de auxiliares, eficiencia, etc. En lafigura 6b sepuedeobservarotrode los resultadosdelsimulador,elcualesunmodelo3Ddelarreglodelaplantadecogeneración.

Modelo de evaluación de indicadores comparativos

Paraeldesarrollodelmodelodeevaluaciónseesta-blecieron diversos criterios técnicos y económicos, los cuales se muestran a continuación, así como también algunas consideraciones que se hicieron al desarrollarelmodelo.

Criterios y consideraciones técnicas

• Exergíaypropiedadestermodinámicas

La entropía y entalpía se determinaron en función de la presión y temperatura de vapor en tablas

h=h(P,T)….kJ/kg

S=s(P,T)….kJ/kg-°K

Figura 6a. Resultados típicos de Thermoflow™ (resultadostérmicos). Figura6b.ResultadostípicosdeThermoflow™(Modelo3D).

Los valores de referencia (índice 0) se calcularon a T=38°C y presiónatmosférica

Laexergíasecalculó(Thermoflow™,EEUU)conb=h-h0–T0*(s-s0)(kJ/kg)

Paraunacorrientedevaporlaexergíatotalserá:B=b*w(kJ/h)

Paralaelectricidad,todalaenergíaesútilBee=MW

Laenergíarequeridaparaproducircadaunidaddevapores:Q=(h-h0)

–Paraelvaporde45kg/cm2,Q45=3043kJ/kg

–Paraelvaporde19.5kg/cm2

–Q19.5=2807kJ/kg

Laexergíadelvapor,conlasecuacionesanteriores,es

Paraelvaporde45kg/cm2 : b45=1,130kJ/kg

Paraelvaporde19.45:b19.5=899kJ/kg

Lasexergíastotalessecalcularon:

–Electricidad

- Bee=MW(MJ/año)=MW(MJ/h)*n(horas/año)

–Vapor

- B45=b45*Wv45

- B19.5=b19.5*Wv19.5…..MJ/año

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Artículo técnico

–Laexergíatotales:

- B = Bee + B45 + B19.5

Laeficienciaexergéticasecalculacomo:

–nex=B/(Wc *PC)

• Paralasevaluacionescomocogeneradoreficientese hacen comparaciones entre el sistema propuesto yunaplantade referencia.Laplantade referencia tiene una eficiencia de 44% parala generación de electricidad y de 90% para laproduccióndevapor.

• El índice de cogeneración se calcula como el ahorro neto de combustible, dividido entre el consumo de combustible en la nueva planta, atri-buiblealaelectricidad.

• El índice de cogeneración se calcula como:

Wcr=MWE/etae +SWv *(DH)/etav

DondeMWEes lageneracióneléctricatotalyWV Dh es la energía requerida para producir el vapor.

El ahorro de combustible es:

AC=(Wcr_Wc-cog)

•Elparámetrodecogeneraciónes:

AEP=AC/(Wc-cog-SWv *(DH)/etav

•Elíndicedecogeneraciónes:

Icg=AEP/0.2

Criterios y consideraciones económicas

• La base para asignar los costos a la producción de electricidad y de vapor fue la energía útil o exergía.

• Costos de operación

Se distribuyeron entre electricidad y vapor de formaproporcionalasusexergías.

Seconsideróqueloscostostotalesdeoperacióneran1.05vecesloscostosdecombustible.

• Costos de inversión

Separtiódelosprecios“overnight”reportadosporThermoflow™.

Se consideró que la construcción se haría en dos años y se pagaría en tres exhibicionesiguales:unaalprincipio,otraalfinaldelprimerañoyunamásalfinaldelaconstrucción.

Los costos de inversión se asignaron de la siguiente forma:

–La inversiónen las turbinas,consuscostosasociados, secargótotal-mentealaelectricidad.

–La inversiónde los recuperadores sedistribuyóentrevapory electri-cidaddeacuerdoaexergías.

• Con la tasa de descuento se calculó el valor de la inversión en el momento de iniciaroperaciones.

• Se calculó el monto de la anualidad requerida para amortizar la inversión, conlatasadedescuentoyconunavidaútilde20años.

• Las anualidades se distribuyeron cargando a la electricidad toda la anualidad correspondiente a la turbina de gas y repartiendo de forma proporcional a las exergías,laanualidadcorrespondientealrecuperadordecalor.

• Los costos unitarios se obtuvieron dividiendo los costos distribuidos, entre la cantidaddevaporproducidoolaenergíaeléctricagenerada.

• El costo total de operación fue:

Ctop=1.05*wc*Pc …..($/año)

• Los costos de operación asociados a cada producto:

Cop-v45 = Ctop*(B45/B)

Cop-v19.5 = Ctop*(B19.5/B)

Cop-ee = Ctop*(Bee/B)

• La inversión total:

I = ITG + IRC

ATG = Anualidadparacubriren20añosITG

ARC=Anualidadparacubriren20añosIRC

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Artículo técnico

• Los costos de inversión para cada producto:

Ci-ee = ATG + ARC *Bee/B

CiV45 = ARC * B45/B

CiV19.5 = ARC * B19.5/B

• Los costos totales:

Ct-xx = COP-XX + CI-XX

• Larelaciónbeneficio-costosecalculamediante2ópticas:

ÓpticaPPQ

–Beneficio=ahorrosenoperación+ingresosporteo(vendidosacosto)

ÓpticaPEMEX

–Beneficio=ahorrosencombustible+ahorrosenenergíaeléctricatotal(Porteo*(TE-Cp))

• Para ambos casos el costo = anualidad paraamortizar la inversión

Modelo de evaluación de indicadores comparativos

Con los resultados de las simulaciones deThermoflow™ se aplicó elmodeloantes descrito y se generó una hoja de Excel, donde se calculan todos losindicadores.

Resultados

Como se mencionó anteriormente, se establecieron diversos parámetros comparativos para la evaluación de los arreglos. En esta sección solamentepresentaremos los resultados de los parámetros más importantes como son: relación beneficio-costo con la óptica de PPQ y con la óptica de PEMEX,valorpresentenetoycostosdevaporyelectricidad.

Relación beneficio-costo

Enlasfiguras7,8,9y10semuestrandiversasgráficas,endondesepuedeobservarelcomportamientodelarelaciónbeneficio-costoparalos26casosevaluados.Estos resultados semuestran tantopara elCPCangrejera comoparaelCPMorelos, así comopara lageneración totalnetaypara lagene-ración neta por equipo. Como conclusión de estas gráficas se puede decirque los casos que generan el total de vapor requerido por los CP son losque presentan las mayores relaciones beneficio-costo (óptica PEMEX),con valores alrededor de cuatro. Respecto a la óptica PPQ, los esquemasque suministran solamente la energía eléctrica requerida por cada centro, presentan relaciones un poco mayores que los casos de generación total de vapor, ya que los excedentes se venden al costo de producción, lo cualocasiona que los casos que tienen grandes excedentes reduzcan su relaciónbeneficio-costo.

Figura 7. Relación beneficio-costo con óptica de PPQ parageneracióntotal.

Figura8.Relaciónbeneficio-costoconópticadePEMEXparageneracióntotal.

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Artículo técnico

Valor presente neto

Enlasfiguras11y12seobservaelvalorpresentenetoparaelCPCangre-jerayMorelos respectivamente.Sepuedever claramenteque los casosquepresentanlosmayoresVPN,paraambosCP,sonloscasosquesuministraneltotaldelvaporrequeridoporelcentro.Otrodatoimportantedeestasgráficases que elVPN esmuchomayor con la óptica PEMEX que con la ópticaPPQ,estoesdebidoalefectodelpreciodeventade laenergíaeléctrica, lacual se consideró igualque la tarifaquemaneja laCFE.Otra informaciónimportantedeestasgráficasesqueelVPNpara loscasosdegeneracióndevapor total está alrededor de 1,400MMUSD en ambos casos, y los casosdegeneracióntotaldeenergíaeléctricaestánalrededorde300 MMUSD,loque significa que los casos de generación total de vapor proporcionan benefi-cios casi cinco veces que lo que proporcionan los casos de la energía eléctrica requeridaporelcentro.

Figura11.ValorpresentenetoparaelCPCangrejera. Figura12.ValorpresentenetoparaelCPMorelos.

Costos de energía eléctrica y vapor

Enlasfiguras13,14,15,16,17y18sepuedenver los gráficos de costos de electricidad, vapor de 45 kg/cm2 y 19 kg/cm2. En ellos se apreciaevidentemente, que los casos de generación total de vapor presentan los menores costos de vapor y electricidad. En las figura 13 y 14 se observaque los costos de electricidad para los casos de máxima generación de vapor están alrededor de40USD/MWh,mientrasque los casosde gene-ración de electricidad requerida por cada centro estánalrededorde50USD/MWh, loquerepre-senta una disminución de costos de alrededor de 20%.

Figura 9. Relación beneficio-costo con óptica de PPQ parageneraciónporequipo.

Figura10.Relaciónbeneficio-costoconópticadePEMEXparageneraciónporequipo.

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Artículo técnico

Figura17.Costosdevaporde19kg/cm2 respecto a la genera-cióntotal.

Figura18.Costosdevaporde19kg/cm2 respecto a la genera-ciónporequipo.

Figura13.Costosdeelectricidadrespectoalageneracióntotal. Figura14.Costosde electricidad respecto a la generaciónporequipo.

Figura15.Costosdevaporde45kg/cm2 respecto a la genera-cióntotal.

Figura16.Costosdevaporde45kg/cm2 respecto a la genera-ciónporequipo.

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Artículo técnico

En las figuras 15 y 16 se observa que el costodel vaporde45kg/cm2 para loscasosdemáximageneraciónestánalrededorde8USD/ton,mientrasquepara los casos de generación de energía eléctrica requerida por el centro están alrededorde10.5USD/ton,locualrepresentaunadisminucióndecostosdealrededorde25%.Paraelcasodelvaporde19kg/cm2(figuras17y18),pasaalgo similar, presentando también una disminución de costos de alrededor del 25%entreambosgruposdearreglos.

Conclusiones

DesdelaópticaPEMEX,losarreglosqueproporcionaneltotaldevaporreque-rido por los centros de trabajo son los que presentan las mayores relaciones beneficio-costo, con valores de alrededor de cuatro, mientras que los casos limitados a suministrar la energía eléctrica requerida por el centro presentan valoresdealrededordedos.

DesdelaópticaPPQ,losesquemasquesuministransolamentelaenergíaeléc-trica requerida por cada centro presentan relaciones un poco mayores que los casosde generación totalde vapor, yaque los excedentes se venden al costo

de producción, lo cual ocasiona que los casos que tienen grandes excedentes reduzcan su relaciónbeneficio-costo.

El valor presente neto para los dos centros y desde laópticadePEMEXyPPQ,siempresonmayorespara los casos que suministran el total del vapor, que los casos que suministran la energía eléctrica requeridaporelcentro.

Los costos de vapor, energía eléctrica siempre son menores para los casos de generación total de vapor, conundisminucióndeaproximadamente25%.

Referencias

Thermoflow™. Software de simulación termodiná-mica,Boston,EstadosUnidos.

Ahern.The exergy method of energy systems analysis, Wiley1980.p.34.

AGUSTÍN MOISÉS ALCARAZ CALDERÓN [[email protected]]

Ingeniero Mecánico por la Facultad de Ciencias Químicas eIngeniería de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM). Ingresó a laGerencia de ProcesosTérmicos del IIEen 2001. Sus áreas de especialidad incluyen la cogeneración yahorro de energía. Su actividad principal se enfoca al análisis,diseño, modelación y optimización de procesos de generación depotencia.Desde2006dirigeproyectosdefactibilidadtécnicaeconómica, ingeniería conceptual, ingeniería básica, selección de tecnologías, desarrollo de bases de concurso y evaluación de ofertasde licitantes.Actualmenteseencuentraparticipandoenproyectos de ingeniería básica extendidaparaPemexPetroquí-mica.Es autordevarios artículosnacionales e internacionales,asícomodederechosdeautor.De izquierda a derecha: José Miguel González Santaló, Agustín Moisés Alcaraz

CalderónyErikaYazmínSalgueroNeri.

27

Artículo técnico

JOSÉ MIGUEL GONZÁLEZ SANTALÓ[[email protected]]

Doctor en Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT por su siglas en inglés) en Boston,Massachusetts,EstadosUnidosen1971,conestudioscomple-mentarios en Economía y Administración de Empresas Inter-nacionales. Maestría en Ingeniería Mecánica por el (MIT)en 1969. Inició su carrera profesional en General Electric,División Nuclear en 1972 y desde entonces ha participadoen la Academia en la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM-Azcapotzalco),dondetambiénfueDirectordeCienciasBásicaseIngenieríade1975a1980yenelsectorpúblicoenelIIEde1980a1983yde1997alafecha.EnelsectorprivadoenIPRODET,de1983a1997,dedicándose todoel tiempoalasáreasdeenergíayprotecciónambiental.Esautordemásdeochenta artículos nacionales e internacionales, así como de dere-chos de autor.Ha colaborado con otras instituciones como laAcademia de Ingeniería, como Coordinador y Secretario de la Comisión de Especialidad en Ingeniería Mecánica, miembro de Comité de Admisión, miembro de la Junta Directiva de la UAM de 1986 a 1995,miembro de laComisiónDictaminadora dela División de Ingeniería Mecánica e Industrial (DIMEI)de laUNAM y ahora del Instituto de Ingeniería, y en la actualidad es elDirectordelaDivisióndeSistemasMecánicosenelIIE.

ÉRIKA YAZMÍN SALGUERO NERI [[email protected]]

Ingeniera Electromecánica por el Instituto Tecnológico de Poza Rica. En 2007 realizó tesisde licenciatura en el IIE y desde 2010 ha participado en proyectos de aplicación y desarrollodel uso eficiente de la energía eléctrica.Actualmente se encuentra laborando en laGerencia deTurbomaquinaria.

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Comunidad IIE

Reunión sobre natural gas CCS en el IIE El IIE fue sede de la Natural Gas CCS Network, reunión sobre captura y confi-namiento de CO2(CCSporsussiglaseninglés)paraplantasdeciclocombi-nadocongasnatural(NGCC),llevadaacabolosdías11y12defebrero.

Esta reunión, cuyo objetivo fue discutir y plantear el panorama de esta tecno-logía enMéxico y elmundo, contó con la participación de expertos prove-nientesdeEstadosUnidos,elReinoUnido,EscociayMéxico,quienesdurantesus exposiciones hablaron del desarrollo de esta tecnología enMéxico y losEstados Unidos, sobre la evaluación del ciclo de vida de la captura de CO2 en centrales de ciclo combinado con gas natural, de los proyectos para imple-mentar esta tecnología en el Reino Unido, de las actividades de captura y conceptos de sistemas de captura de CO2 e híbridos en plantas de ciclo combi-nadocongasnatural,entreotrostemas.

La bienvenida a este evento, coordinado por José Miguel González Santaló, Director de Sistemas Mecánicos del IIE y organizado por Miriam Elizabeth GarcíaTrujillo, investigadora de laGerencia deProcesosTérmicos del Insti-tuto, estuvo a cargo de José Luis Fernández Zayas, Director Ejecutivo del mismo.

IIE y Enel firman memorándum de entendimiento El pasado 14 de enero, en el marco de la reunión entre el Presidente deMéxico,EnriquePeñaNieto y elPrimerMinistrode Italia,EnricoLetta, laempresaitalianaEnelGreenPoweryelIIEfirmaron,enPalacioNacional,unmemorándum de entendimiento que contempla la cooperación tecnológica en materiadegeotermiayredesinteligentes.

La firma de este acuerdo, suscrita por Fulvio Conti, Consejero Delegado y Director General de Enel y José Luis Fernández Zayas, Director Ejecutivo del IIE, pretende generar vínculos de colaboración entre ambos países en un nivel tecnológico avanzado, tomando en cuenta la Estrategia Nacional de Energía 2013-2027,lacualhaestablecidoentresuslíneasdeacciónel“instrumentartecnologías de punta para administrar la demanda de energía eléctrica, así como para identificar y reducir pérdidas” y “promover la diversificación en el parque de generación dentro de la planeación para incrementar la seguridad energética, considerando tecnologías de generación limpia como energías reno-vablesynuclear”.

EneleselprimersocioextranjeroconelqueMéxicohafirmadounacuerdoenel sector energético desde la aprobación de la reforma energética en el país el pasadomesdediciembrede2013.

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Comunidad IIE

Participa el IIE en Mexico WindPower 2014 Losdías26y27defebrerosellevóacaboelcongresoylaexposiciónMexico Wind Power 2014, donde se reunieron elementos clave del gobierno, las empresas,losexpertosylosacadémicos,asícomodelosprofesionales,conelobjetodebuscartendenciasysolucionesenMéxico,relacionadosconlaindus-triadelaenergíaeólica.

EleventofueinauguradoporelSecretariodeEnergíadeMéxico,PedroJoaquínColdwell,quienenelrecorridoinauguralvisitóelstand del IIE, en donde fue recibidoporJoséLuisFernándezZayas,DirectorEjecutivo;FernandoKohrsAldape,DirectordePlaneación,GestióndelaEstrategiayComercialización,y Jaime Agredano Díaz, Encargado de Despacho de la Gerencia de Energías NoConvencionales(GENC).Porsuparte,MarcoAntonioBorjaDíaz,inves-tigador de la GENC le presentó el proyecto para la conformación del Centro MexicanodeInnovaciónenEnergíaEólica(CEMIE-Eólico),delcualfungirácomoResponsableTécnico.

Dicho proyecto será financiado por el Fondo de Sustentabilidad Energética de laSecretaríadeEnergía(SENER)yelConsejoNacionaldeCienciayTecno-logía(CONACyT)yentrealgunosdesusobjetivosseencuentranelfortalecerlas capacidades en materia de energía eólica que permitan vencer las barreras tecnológicasexistentes,promoverlascondicionestecnológicasadecuadasparael desarrollo de la industria de energía eólica mexicana, y formar recursoshumanosespecializadosenenergíaeólica.

Fortaleciendo capacidades en el desarrollo de simuladores Con el objetivo de establecer contactos y relaciones con pares desarrolladores de simuladores, así como usuarios y responsables de centros de entrenamiento, al igual que mantener presencia a nivel internacional y obtener el recono-cimiento de la comunidad, presentar y discutir las nuevas tendencias en las áreas de modelado, mantenimiento de software y hardware, además de revisar normas y estándares vigentes y en proceso (draft), interactuando en todomomentoconorganismosreguladoresysustendenciasenlaspróximasaudi-torías a los centros de entrenamiento basados en simuladores, el IIE asistió al congreso internacional Power Plant Simulation,llevadoacabodel20al23deeneroenNuevaOrleans,EstadosUnidos.

Guillermo Romero Jiménez, Gerente de Sistemas Avanzados de Capacitación y Simulación, fue el encargado de participar en este evento representando al Instituto, lo quepermitió establecer contacto conpersonal deL3-Mapps,empresa canadiense desarrolladora de simuladores nucleares, termoeléctricos y navales, ya que se tiene en perspectiva actualizar y modernizar el Simulador de laCentralNucleoeléctricaLagunaVerde(CNLV)enlospróximosdosaños.

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Breves técnicas

Desde el punto de vista de su administración, no todos los proyectos de inge-nieríasoniguales.Sibientodossebeneficiandeunabuenaadministración,losque requieren más personal son imposibles de controlar sin aplicar las técnicas modernasdegerenciadeproyectos.

Etapas y alcance de los proyectos de ingeniería

Los proyectos de ingeniería son parte de un proyecto de manufactura o cons-trucción(elproyectoobjetivo).Cadaproyectode ingeniería sedistinguepordoscaracterísticasprincipales: sugradodeabstracciónodetalleysualcance.La primera característica se define con base en la información de partida, mientras que la segunda se refiere a la porción que se ejecutará del total reque-ridoparael100%delaingenieríaencuestión.

Cuando un diseño de ingeniería parte de una idea con muy poco desarrollo es un diseño conceptual. Su propósito es proporcionar información sufi-

Gerencia de Proyectos de Ingeniería

Ricardo Curiel Yong1, José Manuel Franco Nava1 y José Francisco Albarrán Núñez2

[[email protected], [email protected]]

ciente para determinar si el proyecto objetivo es o no factible, así como establecer sus caracterís-ticasoperativas.Lasiguienteetapadeldiseñoeslaingeniería básica, que normalmente se aplica a los elementos fundamentales del proyecto objetivo, estableciendo la arquitectura, desempeño y especi-ficaciónde sus componentes críticos.La siguienteetapa, ingeniería básica-extendida oFront EndEn-gineeringDesign(FEED)complementalaingeniería–en el contexto del proyecto objetivo– al puntode estimar su costo y programa de ejecución con razonable certeza. La información producida enesta etapa es usada para adquirir los componentes principales y contratar la etapa de fabricación o construcción,querepresentael95%delmontodeinversión.

Finalmente, se tienen las etapas de ingeniería de detalleysegúnconstruido(ofabricado).Laprimeragenera la información necesaria para adquirir todos los elementos necesarios y los métodos a seguir para lafabricaciónoconstrucción.Laúltimaincorporala información por eventuales variaciones durante laejecución.

El alcance para cada etapa puede ser por todo el diseño necesario o por una parte (por ejemplo,solamente el diseño eléctrico o el diseño de uno de lossubconjuntosdelproyectoobjetivo).

1Instituto de Investigaciones Eléctricas2Consultor independiente

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Breves técnicas

Figura1.Organigramagenéricodeunproyectodeingeniería.

Complejidad de la administración

Las etapas más tempranas de proyectos de inge-niería(conceptualybásica)secaracterizanporunaalta concentración de recursos en un par de disci-plinas, según el proyecto. Por ejemplo, para unaplanta de cogeneración, las disciplinas dominantes seríanprocesoselectromecánicosyeléctricos.

Alpasar a ingenieríabásica extendida e ingenieríade detalle, aumenta el número de disciplinas parti-cipantes, tales como civil, arquitectura, instrumen-tación y control, telecomunicaciones, corrosión, etc.,yalgunasconsubespecialidades(porejemplo,tuberías, aire acondicionado y refrigeración suelen incluirsecomosubespecialidadesdemecánica).

La cantidad de entregables y el tiempo de ejecu-ción aumentan considerablemente, por lo que el número de personas participando es consecuente-mentemayor.Así,porejemplo,lafigura1muestraun organigrama típico de una ingeniería básica extendida, en laque elGerentedeProyecto (GP)manejavarios líderesdedisciplina(LD), losqueasuvezpuedenmanejarlíderesdesubdisciplina(LS)odirectamenteaingenieros.

En el recuadro punteado, la figura muestra la orga-nización de un proyecto de ingeniería conceptual o básica, con una disciplina dominante y otra de respaldo.

Como se puede apreciar, el rango de control del GPesmuydiferenteenamboscasos.Delamismaforma, la coordinación y el control del trabajo son de distinta magnitud, pues mientras en la inge-niería conceptual y básica el equipo de trabajo puede intercomunicarse directamente y en caso necesario, ajustar o repetir trabajo en poco tiempo, al incrementarse la interacción multidisciplinaria ésta se vuelve más compleja y un error que requiera la repetición de un documento puede afectar varios más,conunaltoimpactoentiempoycosto.

Técnicas de gerencia de proyectos

La única forma de controlar un proyecto de inge-niería es utilizar efectivamente las técnicas de

Figura2.Ciclodeplaneacióndeunproyecto.

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Breves técnicas

gerencia de proyecto, iniciando con la planeación temprana y completa del mismo.

Lafigura2muestraelciclodeplaneacióndeunproyecto,enelquesepuedeapreciarquenoesunprocesotrivial,sinoquerequiereesfuerzoconcentrado.

El plan del proyecto genera los elementos necesarios para coordinar efectiva-mente al equipo de proyecto, medir y controlar su avance y costo, asegurar la calidad de sus entregables y manejar la relación con el cliente. Sin taleselementos, la coordinación, el control y la calidad del proyecto serán incontro-lablesparaproyectosdeingenieríabásicaextendidaodedetalle.

En proyectos de ingeniería conceptual y básica, siempre que el proyecto obje-tivo no sea muy grande, el GP tiene pocas personas con qué tratar, pocosdocumentosquécontrolarypuede(aunquenodebiera),controlarelproyectoaunconunaplaneacióndeficiente,sibienconunesfuerzopersonalextraordi-nario.Estosepuededecirtambiénparaproyectosconunalcancerestringido,como por ejemplo el diseño eléctrico de una subestación que forma parte de unproyectoobjetivomayor.

Normalmente, en proyectos de ingeniería básica extendida, donde participantodas las especialidades, es importante contar con líderes de todas las disciplinas integrados en un equipo de trabajo de tiempo completo , además de contar con elauxiliodeunsistemadecontroldeproyectosyotrodecontroldedocumentos.

Conclusión

Controlar adecuadamente un proyecto de inge-niería requiere conocer y saber aplicar las técnicas de gerencia de proyectos. Si bien es convenienteen todos los casos, es indispensable en proyectos de ingenieríabásicaextendidaydedetalleconunalcanceamplio.

La estadística muestra inequívocamente que los proyectos que no se planean adecuadamente al inicio y se controlan con base en dicho plan, se retrasan considerablemente y cuestan mucho más delestimadoconelquesecontrataron.

En una organización que desarrolle proyectos de ingeniería, instituir una Oficina de Gerencia de Proyectos (PMO) que apoye el desarrollo decompetencias en gerencia de proyectos es una magnífica inversión que se pagará con el ahorro en costo de sus proyectos. El Instituto de Investiga-cionesEléctricas(IIE)cuentaconlasherramientasnecesarias para apoyar a las empresas y organiza-cionesaimplementardichosproyectos.

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Breves técnicas

Certificación de cogeneradores eficientes

Gaudencio Ramos Niembro[[email protected]]

El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) hasido acreditado por la Comisión Reguladora de Energía(CRE),pararealizarmedicionesenplantasde cogeneración que soporten la certificación de cogeneradores eficientes, por lo que actualmente está ofreciendo servicios técnicos en este campo a lasempresasdedicadasalaenergía.

La Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica(LSPEE) define a la cogeneración como la gene-ración conjunta de electricidad y vapor, bajo cual-quiera de las tres formas siguientes: 1) la produc-ción de energía eléctrica conjuntamente con vapor u otro tipo de energía térmica secundaria, o ambas, 2)laproduccióndirectaoindirectadeenergíaeléc-trica a partir de energía térmica no aprovechada en el proceso, o 3) la producción directa o indirectade energía eléctrica utilizando combustibles produ-cidosenelprocesodequesetrate.

Por su parte, la Ley para el Aprovechamiento deEnergías Renovables y el Financiamiento de la TransiciónEnergética (LAERFTE) tiene entre susobjetivos el regular el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y las tecnologías limpias para generar electricidad con fines distintos a la pres-tacióndel serviciopúblicode energía eléctrica.Elartículo siete otorga a la CRE atribuciones para expedirnormas,directivas,metodologíasydisposi-ciones que regulen la electricidad, de conformidad conloestablecidoendichaley.

La cogeneración eficiente se define como la gene-ración de energía eléctrica conforme a lo estable-cido en la LSPEE, siempre que la central tengauna eficiencia superior a la mínima que establece la CRE, la cual se sustenta principalmente en tres elementos: a) Metodología para el cálculo de la

eficiencia de los sistemas de cogeneración y los criterios para determinar la cogeneración eficiente (RES/003/2011), b) Procedimientos de medición devariables para la evaluación de sistemas de cogeneración (RES/291/2012), yc) Autorizacióndepersonasencargadasderealizarmedicionesenlossistemasdecogeneración(RES/003/2011).

Las principales ventajas que otorga la actual legislación a las empresas que cogeneran energía de forma eficiente son tres:

Acceso al banco de energía. El usuario genera la energía eléctrica cuando su proceso está en operación y aquélla que no utiliza, la inyecta a la red de la ComisiónFederaldeElectricidad(CFE),pudiéndolatomarenelmomentoenquelarequiera.Alfinaldecadamessehaceunbalanceentrelaenergíagene-rada y la energía demandada: si el usuario generó más de la que utilizó, la CFE leguardalaenergíageneradaenexcesohastaporunperíododeunaño,paraserutilizadaposteriormente.

Porteo de energía.Sielusuariodecideportear laenergíaeléctricaexcedentedespués de cubrir la que demanda su proceso, ésta puede ser utilizada por algunodesussocios,pagandoexclusivamenteelcostodeesteservicio.Lareso-

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Breves técnicas

luciónemitidaporlaCRE(RES/066/2010)indicaqueelcostodelporteoesel conocido como tipo Estampilla y consiste en un cobro único, dependiendo delatensión(baja,mediaoalta),sinimportarladistanciaentreelpuntodegeneraciónyuso.

Reconocimiento de demanda. Existe un reconocimiento de la capacidadaportadaalSistemaEléctricoNacional(SEN)enelmesdequesetrate.

El IIE solicitó a la CRE la acreditación para llevar a cabo la medición de varia-bles para la certificación de los cogeneradores eficientes, la cual fue aprobada el 14defebrerode2013(RES/055/2013).

Porloanterior,seconformóungrupodetrabajoparallevaracabolosestudiosen las plantas de cogeneración, para que los permisionarios de dichas centrales se certifiquen ante la CRE como cogeneradores eficientes. Para ello, el IIEcuenta con personal certificado que llevará a cabo las mediciones y los estudios,

además de contar con los equipos para la medición de variables, cuando las plantas de cogeneración no cuenten con la instrumentación necesaria, así como las que el Instituto está obligado a monitorear, como es el caso del combustible suministrado a la central y los gases que se emiten por la chimenea (RES/291/2012).

También se cuenta con una “Guía para la medi-ción de las variables para la certificación como cogenerador eficiente”, la cual muestra a los permi-sionarios las diferentes actividades que es nece-sario realizar para la medición de las variables, a fin de obtener la certificación de sus plantas de cogeneración.

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Breves técnicas

El concepto de energía útil para evaluar el desempeño de sistemas de cogeneración

Abigail González Díaz y José Miguel González Santaló[[email protected]]

La cogeneración es un esquema de operación de sistemas energéticos, en el que con un solo insumo energético se generan varios productos, entre los que pueden estar:

• Electricidad

• Vapor(puedenservariascorrientesdetempe-raturasypresionesdistintas)

• Gases calientes para proceso

• Refrigeración y aire acondicionado (puedensercargasparadistintastemperaturasfrías)

• Hidrógeno

Una dificultad en la evaluación de estos sistemas es el procedimiento para distribuir los costos de operación (fundamentalmente combustible) y losde inversión entre losdistintosproductos.Esto sevuelve crítico cuando los proyectos son desarro-llados de manera conjunta entre distintas organi-zaciones que tienen, cada una, intereses distintos: una puede tener interés en la generación y venta de electricidad;otrapuedetener interésenelusodelvapor y, en todos estos casos, es necesario tener un acuerdodeloscostosdecadaproducto.

El uso de contenido energético como factor para la asignación de costos no da resultadosmuy útiles.Elextremoseríaladisponibilidaddeunacorrientede vapor a temperatura ambiente, que tendría un contenido energético importante, pero que no se puedeutilizarenningunaaplicación.

Un esquema que ha sido utilizado en el mundo es elconceptode“energíaútil”oexergía,quehasido

piedrafundamentalenanálisistermo-económicos.Elconceptoessencilloensíy es el contenido energético de una corriente que puede convertirse en energía mecánicayestádeterminadoporlasegundaleydelatermodinámica.

En el caso de la energía eléctrica, el total de la energía es convertible a energía mecánica (salvopor laspérdidasmecánicasquesonmínimas).Enelcasodecorrientes de vapor, la energía convertible a energía mecánica es función de la presiónytemperaturadelvaporydelascondicionesdelentorno.

Laenergíaútiloexergíasedefinecomo:

B=(h-h0)–T0(S-S0)

Dondeelsubíndice0serefierealosvaloresdelascondicionesdelentorno.

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Breves técnicas

Laecuaciónanteriorsepuede interpretarensusdostérminos.Elprimeroesla diferencia de entalpías entre el estado de la corriente de vapor que se está analizandoylaentalpíaquetendríaenequilibrioconelmedioambiente.Seríalaenergíaquesetendríaqueextraeralacorrienteparallevarlaaunestadodeequilibrioconelentorno.ElsegundotérminoT0(S-S0)eslaenergíaquenosepuedeconvertiraenergíamecánica,deacuerdoalaslimitacionesdela2ª.leydelatermodinámica.

Producto Flujo másico (Ton/hr)

Energía (MJ/hr)

Energía útil (GJ/hr)

Electricidad(400MW) 1440 1440

Vaporde60kg/cm2y350°C 250 724 305

Vaporde20kg/cm2y350°C 250 747 259

Vaporde1kg/cm2y350°C 250 756 160

La siguiente tabla muestra, para un sistema de cogeneración con generación de energía eléctrica y con producción de tres corrientes de vapor de distintas presiones, los parámetros de energía total y de energía útil para un entorno a 30°C.

Es claro que los resultados en términos de energía y de energía útil son radi-calmente distintos. Si la energía se utilizara como criterio de asignación decostos,el53.4%delcostoseasignaríaalvapor,mientrasquesiseutilizaraelcriteriodeenergíaútil,sololecorresponderíael33.4%.Cabedestacarqueentérminos de energía, el vapor de baja presión tiene mayor contenido que el de alta,mientrasqueentérminosdeenergíaútiltienecercadelamitad.

El uso de energía como criterio para asignar costos o dar valor a las corrientes, daclaramenteresultadoscontrariosalalógica.Laenergíaútiltienelaventajade presentar de la misma forma, tanto en términos de unidades como concep-tuales, los valores de los distintos productos y en consecuencia es un mejor criterioparalaevaluacióndeestetipodesistemas.

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Breves técnicas

Evaluación del potencial de microcogeneración en el CENAM

Gaudencio Ramos Niembro[[email protected]]

El Centro Nacional de Metrología (CENAM)es el laboratorio nacional en materia de medidas de México. Es un organismo dependiente de laSecretaría de Economía, que se encarga del esta-blecimiento y mantenimiento de los patrones de medidas usados enMéxico, así como la horaoficial.

Para mantener sus laboratorios bajo condicionesestables de forma continua, utiliza simultánea-mente energía eléctrica para refrigeración, y térmica para control de temperatura y humedad relativa.

La Ley para el Aprovechamiento de Energías Renovables y el Financiamiento de la Transición Energética (LAERFTE) tiene entre sus objetivosregular el aprovechamiento de fuentes renovables de energía y las tecnologías limpias para generar electricidad, con fines distintos a la prestación del serviciopúblicodeenergíaeléctrica.Estasituaciónpermite al CENAM generar energía eléctrica bajo la modalidad de cogeneración eficiente, con los beneficiosqueotorgalaactuallegislación.

Con base en sus consumos de energía eléctrica y térmica, así como refrigeración, el Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) llevó a cabo unestudio preliminar para determinar el potencial de microcogeneración y trigeneración, con el objeto dereducirelpagodefacturadeenergía.Lasvaria-bles utilizadas para el estudio consideraron los consumosanualesdeenergíaeléctrica(consumoydemanda),gasparacalderas(consumoydemanda)ydemandaderefrigeraciónenlaboratorios.

Se consideraron dos casos: electricidad y refrigera-ción(trigeneración),yelectricidadyvapor(cogene-

Figura1.Esquemasdecogeneraciónytrigeneraciónanalizados.

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Breves técnicas

ración).Asimismoseanalizarondostecnologías:motoresymicroturbinas.Lafigura1muestralosresultadosobtenidos.

Con la información obtenida y con base en las necesidades del CENAM se evaluarondosescenarios.Elprimeroconsideracincomicroturbinasyelusodelos gases de escape para operar un Chiller de absorción y proporcionar parte de lacargaderefrigeración.Elsegundoconsideraseismicroturbinasyelusodelosgasesdeescapeparacalentaraguadelascalderas.

Del análisis de costos de ambos escenarios se encontró que la mejor alternativa eslaprimera(cincomicroturbinas),segúnsemuestraenlatabla1.

Tabla1.Análisisbeneficio/costodelasalternativas.

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Artículo de investigaciónReducción de emisiones de GEI en el sector eléctrico: ¿renovables o combustibles fósiles y energía nuclear?

David Castrejón Botello

Artículo publicado originalmente en la Revista Digital Universitaria de la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM), el 1 de octubre de 2012. Volumen 13, número 10, ISSN: 1067-6079. [http://www.revista.unam.mx/vol.13/num10/art97/index.html]

Abstract

This paper aims to assess technology options for mitigating emissions of greenhouse gases (GHG) in the Mexican electricity sector. Two scenarios are presented. One using nuclear energy and fossil fuel technologies that incorporate capture and storage of CO2, and the other using renewable energy sources. It is clear that the scenarios presented are not predictions of what will happen, but rather is an academic exercise that provides visions of alternatives that can be used to assist in planning in the present, leading to an environmentally sustainable develop-ment in the future.

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Artículo de investigación

Resumen

El presente trabajo tiene por objetivo evaluar las opciones tecnológicas para mitigarlasemisionesdeGasesdeEfectoInvernadero(GEI)enelsectoreléc-tricomexicano.Sepresentandos escenarios:unoempleandoenergíanucleary combustibles fósiles con tecnologías que incorporan sistemas de captura y almacenamiento de CO2, y el otromediante fuentes renovables de energía.Cabe aclarar que los escenarios presentados no constituyen predicciones de lo que sucederá, sino más bien son un ejercicio académico que presenta las visionesdealternativasquepuedenservirparaauxiliarenlaplaneaciónenelpresente,conducentesaundesarrolloambientalmentesustentableenelfuturo.

De los resultados se observó que, en el escenario de referencia, las emisiones de GEIdelsectoreléctricocontinúanincrementándose,pasandode124MMton-CO2eq(millonesde toneladasdeCO2eq)en2010,a531MMtonCO2eq en 2070,aunconunimportanteahorrodeenergíaporelladodelademandadeenergía, un sector transporte con tecnologías eléctricas y un sector eléctrico creciendo conmayor proporción de ciclos combinados (tecnología de gene-raciónmáseficienteactualmente)(CFE2012).EnelescenariodecapturadeCO2ynuclear,lasemisionesdeGEIsereducena53MMtonCO2eqen2070,sin embargo, se deben considerar los riesgos en el uso de la energía nuclear y la dependencia a los combustibles importados como en gas natural, carbón y combustiblenuclear.Elescenariodefuentesrenovablesalcanzaunsectoreléc-trico de cero emisiones y sin dependencia a combustibles de origen fósil, sin embargo, deben considerarse las grandes cantidades de terreno que se desti-narán a centrales eólicas y solares, así como el riesgo en la estabilidad y confia-bilidad del sistema eléctrico en situaciones de falta de días soleados, falta de viento e incluso falta de lluvia, además del riesgo ambiental por el manejo de aceites térmicos en instalaciones solares y los compuestos químicos utilizados enlasbaterías.

Los problemas técnicos de cada escenario pueden ser resueltos mediante el desarrollo tecnológico. La factibilidad económica de cada escenario se logramediante algunas condiciones financieras, como ajustes a la tasa de descuento en las inversiones o bonos de carbono por la reducción de emisiones. Es

posible alcanzar un escenario sustentable libre de emisiones de GEI sin incrementar el riesgo ener-gético, mediante una mezcla de tecnologías dispo-nibles y en desarrollo, la tarea más importante es realizarlacorrectaplaneaciónenergética.

Introducción

El cambio climático es un fenómeno que se mani-fiesta en un aumento de la temperatura promedio del planeta, directamente vinculada con el aumento en la concentración de gases de efecto invernadero (GEI)en laatmósfera.SegúnelPanel Interguber-namental de Cambio Climático, las actividades humanas relacionadas con la quema de combus-tibles fósiles (petróleo, gas natural y carbón) yel cambio de uso de suelo (deforestación) hancontribuido al incremento de los GEI de forma considerable en los últimos cincuenta años. Esteaumento de la temperatura tiene consecuencias en la intensidad de los fenómenos del clima en todo elmundo (IPCC 2007).México reconoce que esimportante llevar a cabo acciones que contribuyan a los esfuerzos de la comunidad internacional en materia de mitigación de emisiones de GEI, para reducir los efectos del cambio climático (COP16México2010).Elsectorenergéticoyenparticularel sector eléctrico son importantes contribuyentes en emisiones de GEI (INE-SEMARNAT 2009),tansoloen2010,elsectoreléctricocontribuyóconel28%delasemisionesdeCO2(unodelosprinci-palesGEI)correspondientesalsectorenergía,solodespués del sector transporte, el cual contribuyó conel38%(SENER2011),por locual sebuscaevaluar escenarios de opciones tecnológicas para reducir las emisiones de GEI en el sector eléctrico mexicano,queconsideremedidasdemitigaciónenlossectoresdeofertaydemandadeenergía.

Contextos tecnológicos actuales y futuros

Las tecnologías que se considera que podrían tener un impacto importante en la reducción de emisiones de GEI en el sector eléctrico son: La energía nuclear, los sistemas de captura y el almacenamiento de CO2 (CCS por sus siglasen inglés) y las fuentes de energía renovable.Estas últimas incluyen tecnologías como la hidroelectricidad, la geotermoeléctrica de sistemas

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hidrotermales, los sistemas geotérmicos avanzados, la energía eólica, la energía solar fotovoltaica, la energía solar termoeléctrica y la bioenergía, entre otras.

Las tecnologías de generación eléctrica, como muchasotras,experimentanunprocesodemadu-ración tecnológica, por lo que es importante contar con un panorama general de las tecnologías dispo-nibles actualmente y las que están en desarrollo, que buscan la reducción de emisiones de GEI en el procesodegeneracióneléctrica.Paraesto,seponenencontexto las característicasmás relevantesde lamaduración de las tecnologías como son: su capa-cidad de generación actual y esperada, el estatus tecnológico actual y su perspectiva de desarrollo, el potencial técnico estimado para su posible desa-rrollo enMéxico, sus costos actuales y esperadospara el futuro, entre otros aspectos técnicos de operación(IEA2010).

Metodología

A raíz del análisis de distintos estudios que proponen la reducciónde emisionesparaMéxico,se observa que el uso de modelos computacionales facilita el cálculo y el análisis cuantitativo de esce-narios,proporcionandoresultadosconfiables.

Para el análisis cuantitativo de los escenariospresentados en este estudio se utilizó el Modelo

Energético deMéxico al 2070 (MEM70), modelomatemático desarrolladoen el Instituto de Investigaciones Eléctricas, en colaboración con especialistas de la UNAM y del Instituto Nacional de Ecología, en el que se representa el sistemaenergéticodeMéxico(INE-IIE2010).ElmodeloestáestructuradoenlaplataformaLEAPdesarrolladaporelInstitutodeMedioambientedeEsto-colmoytieneamplioreconocimientomundial(Heaps2012).

Escenarios

Se evaluaron dos escenarios de mitigación de emisiones de GEI: “escenario azul” y “escenario verde”, que se ponen en contraste con un “escenario de referencia”.Estostresescenarios fueronevaluadosparaunperiodo60añosapartirde2012,paraverelefectodelastecnologíasqueaúnestánendesarrollo,comolageotérmicaderocasecacaliente.Enloeconómico,lostresescenariosseevaluaronenuncontextodecrecimiento“moderado”,concrecimientodelProducto Interno Bruto (PIB) a una tasa anual de 3.6% con la cual alcan-zamos,alfinaldelperiododeanálisis,unvalorsimilaralPIBpercápitaactualdelosEstadosUnidos(BancoMundial2011).Paraelanálisisdeloscostosdeinversión se consideró una tasa de descuento anual del 12%, como utilizanPEMEXylaCFE(CFECOPAR2011).

A continuación se describe brevemente el planteamiento de los escenarios:

• Escenario de referencia: consideraqueMéxicopodría alcanzarhastaun50%deahorrodeenergíaenelincrementonetoenlademandadeenergíaen2070,respectoalcrecimientotendencialbasadoenmantenerlasinten-sidades energéticas constantes (IEA 2008). Adicionalmente, se consideraun incremento en el consumo de energía eléctrica debido a la penetración gradual de las tecnologías para transporte eléctrico (IEA 2010, Dargay2007).Yporúltimo, en el sector eléctrico se consideraque semantienela política de expansión de la capacidad de generación a partir de cicloscombinados a gas natural y marginalmente supercríticas a carbón y de fuentes renovables, principalmente hidroeléctricas y eólicas, como lo indica laprospectivadelsectoreléctrico2011-2025deSENER.

• Escenario azul: considera cambios tecnológicos en el sector eléctrico para reducirlasemisionesdeGEI,detalformaquelaexpansióndelacapacidadde generación incluya la tecnología de ciclo combinado y térmica supercrí-tica con sistemas de captura de CO2(CCS,porsussiglaseninglés),ademásdecentralesnucleares.

• Escenario verde: considera cambios tecnológicos en el sector eléctrico para mitigarlasemisionesdeGEI,medianteelusode,exclusivamente,tecnolo-gíasdefuentesrenovablesdeenergía.

Resultados

En los tres escenarios, el consumo eléctrico en los sectores de demanda pasa de cercade200TWhen2010,aaproximadamente1,000TWhen2070,bajoel

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contextoeconómicomoderado.Enparticular,paracadaescenarioseresumenlos siguientes puntos:

• En el escenario de referencia, la capacidad de generación eléctrica se incre-menta en forma gradual de 53 GW (servicio público) en 2012, hastaalcanzar220GWen2070,teniendounaparticipacióntecnológicaenlageneracióneléctricade56%ciclocombinadoagasnatural,33%térmicasa carbón y 11% renovables, de las cuales 7% son hidroeléctricas y 4%eólicas.Elrequerimientodecombustiblespasade2EJa7.3EJaproxima-damente, con55%gasnatural y45%carbón térmico.Las emisionesdeGEIestimadasdelsectoreléctricopasande124MMtonCO2eqen2010a531MMtonCO2eqen2070.Losegresosporcombustiblealcanzan81 milmillones de dólares y los egresos por pago amortizado de las inversiones alcanzan32milmillonesdedólaresenmonedade2010.

• Enelescenarioazul,lacapacidaddegeneraciónalcanza229GWen2070,valor ligeramente superior al alcanzado en el escenario de referencia, debido a los requerimientos energéticos adicionales de los sistemas CCS, pero no mucho mayor por la relativamente mejor disponibilidad de las centrales nucleares.Laparticipacióndelastecnologíasenlageneracióneléctricade2070esde42%ciclocombinadoconCCSagasnatural,26%térmicasacarbónconCCS,22%nuclearesy10%renovables,delascuales6%sonhidroeléctricas y 4% eólicas. El requerimiento de combustibles alcanza9.7 EJ con 35% gas natural, 36% carbón térmico y 29% combustiblenuclear.LasemisionesdeGEIestimadasdelsectoreléctricosereducena53MMtonCO2eqen2070.Losegresosporcombustiblealcanzan73milmillones de dólares y los egresos por pago amortizado de las inversiones alcanzan55milmillonesdedólaresenmonedade2010.

• Enelescenarioverde,lacapacidaddegeneraciónalcanzacercade600GWen2070,valorcasitresvecessuperioralalcanzadoenelescenariodereferencia,debido a los bajos factores de planta que presentan las tecnologías de fuentes renovables.Laparticipaciónde las tecnologías en la generación eléctricade2070 es de 25% solar térmica, 25% solar fotovoltaica centralizada, 15%geotérmicaderocasecacaliente,13%eólicas,7%hidroeléctrica,6%geotér-mica hidrotermal, 5% solar fotovoltaica local y 4%bioenergía. El requeri-miento de combustibles, las emisiones de GEI y los egresos por consumo de combustiblessereducenaceroapartirde2045,fechaenqueelsistemaeléc-tricopodríaoperarcon100%fuentesrenovablesdeenergía,traselretirodetodaslascentralesdefuentesnorenovables.Losegresosporpagoamortizadodelasinversionesalcanzan142milmillonesdedólaresenmonedade2010.

Lafigura1muestralacomparacióndelosresultadosmásrelevantesentrelosescenarios.

Conclusiones

Aun en el escenario de referencia que considera un importante ahorro de energía y un sector transporte con tecnologías eléctricas que permiten reducir las emisiones de GEI por el lado de la demanda de energía, las emisiones de GEIcontinúanincrementándose.

El uso de combustibles de origen fósil incrementa el riesgo de suministro de energéticos, ya que se está sujeto a la disponibilidad y precio de los combus-tibles a nivel internacional (IEA/OECD 2010).Las centrales térmicas supercríticas a carbón y ciclo combinado a gas natural que integran sistemas de captura de CO2 son una tecnología que podría resolver parcialmente el problema de las emisiones deGEI(lacapturadelCO2esal90%),sinembargo,mantienen la dependencia a los combustibles de origen fósil, que en su mayoría serán importados.Asimismo, la energía nuclear podría permitir una importante reducción en las emisiones de GEI y proporcionar una energía eléctrica confiable, sin embargo, también utiliza combustible importado y se debe tener presente el alto riesgo a la salud y al medio ambiente que conllevan este tipo de instala-ciones y la disposición final de los desechos nucleares (Energíanuclear,2011).

Mediante el uso de tecnologías de fuentes renova-bles se alcanza un sector eléctrico de cero emisiones y sin dependencia a combustibles de origen fósil, sin embargo, deben considerarse las grandes canti-dades de terreno que se destinarán a centrales

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Figura1.Comparacióndelosresultadosmásrelevantesentrelosescenarios(valoresanuales).

eólicas y solares: Aproximadamente 3 acres/MW(1.4 ha/MW, ha=hectáreas) en centrales térmicassolares(Cleveland,CutlerJ.2004),4.4acres/MW(2.6ha/MW)(www.nrel.gov)encentralesfotovol-taicas y 0.25 acres/MW(0.1ha/MW) (www.nrel.gov)encentraleseólicas,aunqueestaúltimatienelaventajadequeelusodesuelopuedesermixto,así como el riesgo en la estabilidad y confiabi-lidad del sistema eléctrico en situaciones de falta de días soleados, falta de viento e incluso falta de lluvia, además del riesgo ambiental por el manejo de aceites térmicos en instalaciones solares y los compuestos químicos utilizados en las baterías, sin embargo, estos problemas pueden ser resueltos mediante el desarrollo tecnológico y cierto nivel de respaldocontecnologíasdefuentesfósiles(NERL,2011).

Es posible alcanzar la factibilidad económica de cada escenario mediante algunas condiciones financieras, de tal forma que los costos totales anuales de cada escenario sean similares o inferiores a los costos de escenario de refe-rencia.Porunlado,paraelescenarioazulserequiereunbonodecarbonode40dólaresportoneladadeCO2 evitada a la atmósfera y para el escenario verde serequieredeunbonodecarbonode110dólaresportoneladadeCO2 evitada alaatmósfera.Porotrolado,sealcanzaequilibrioeconómicoentrelosescena-rios,siseconsideralaobtencióndepréstamosaunatasadedescuentode4%ynolautilizadaoficialmenteporMéxicoenproyectosdelsectorenergéticodel12%,sinembargo,enotrospaísesseutilizantasasdeentre5%y10%(IEA/NEA,2010).

Para alcanzar un escenario sustentable libre de emisiones de GEI, debemosconsiderar todas las alternativas tecnológicas, desde las más avanzadas hasta lasmás tradicionales.La tareamás importante es conocer cómo realizar estamezcla de tecnologías que garantice un alto grado de seguridad energética, que permitaundesarrolloeconómicoestableyqueasegureunambientesano.

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Referencias

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DAVID CASTREJÓN BOTELLO[[email protected]]

Maestro en Ingeniería con especialidad en Procesos y UsoEficiente de la Energía por la Universidad Nacional Autó-nomadeMéxico(UNAM).IngenieroMecánicoporlaUniver-sidadAutónomadelEstadodeMorelos (UAEM). Ingresóa laGerenciadeProcesosTérmicosdelIIEenelaño2000.Suáreade especialidad es el desarrollo de modelos de optimización de procesos, aplicados al análisis de escenarios del sector energé-tico a nivel nacional. Algunos de sus trabajosmás destacadosincluyen la realización de estudios sobre el análisis de alterna-tivas tecnológicas para la reducción de las emisiones de Gases deEfecto Invernadero (GEI) en elmediano y largo plazos enMéxico, para el Instituto Nacional de Ecología y CambioClimático.Actualmenteydesdehacemásde10añoscolaboraen proyectos contratados por la CFE, para la evaluación y el análisis de alternativas tecnológicas de generación, combustibles a consumir y estimación de emisiones de GEI del sistema eléc-triconacionalenellargoplazo.Adicionalmentehacontribuidoen la difusión de las capacidades del Instituto mediante ponen-cias nacionales, artículos de divulgación científica y derechos de autor,asícomoenlaformaciónderecursoshumanos.

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