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AUDITORÍAS ENERGÉTICAS

CURSO:

Sesión 7 de 8

Auditorías Energéticas

Instructor: Ramón Rosas [email protected]

Noviembre 8 a 24 / 2010

1Diapositiva:

PROGRAMA

2Diapositiva:

Sesión 7 de 8


Sesión 7. (Martes 23 de Noviembre)

7. SISTEMAS DE COGENERACIÓN Y AUTOGENERACIÓN

Introducción a la cogeneración7.1 Ciclos termodinámicos7.2 Sistemas superiores de cogeneración7.3 Sistemas inferiores de cogeneración7.4 Análisis de Casos

Sesión 7 de 8


3Diapositiva:

Introducción a la Cogeneración

Es la generación simultanea de dos manifestaciones de energía, usualmente calor y electricidad, a partir de una fuente de energía.

Electricidad

Calor

Fuente de Energía

Máquina de Cogeneración

Definición

La cogeneración es, en esencia, una técnica que permite mejorar la eficiencia de conversión de energía primaria a otras formas de energía como son el calor y electricidad.

Sesión 7 de 8


4Diapositiva:


Los niveles típicos de cogeneración son los siguientes:

• Satisfacción térmica y eléctrica al 100%• Satisfacción térmica al 100% y satisfacción eléctrica parcial,

con compra de electricidad complementaria.• Satisfacción térmica al 100% con excedentes de electricidad

que van a venta.• Satisfacción térmica parcial y eléctrica al 100%

Niveles de Cogeneración

Sesión 7 de 8


5Diapositiva:


Ventajas de la Cogeneración

V E N T A J A S T E C N O L Ó G I C A S Energía Eléctrica

Una central de cogeneración representa, de hecho, disponer de una segunda fuente de energía eléctrica, además de la red, de alta confiabilidad. Contribuye a la estabilización de la tensión en la red (dado que mejora el equilibrio al reducir la intensidad eléctrica circulante desde las subestaciones de distribución hasta los consumidores) y en consecuencia, reduce las pérdidas de energía en la red. Las actuales tecnologías de control permiten asegurar una óptima calidad de la energía eléctrica generada, tanto en tensión como en frecuencia, superando en muchos casos a la de la propia red, inevitablemente influenciables por armónicas y desequilibrios de carga originadas por industrias vecinas.

Sesión 7 de 8


6Diapositiva:



V E N T A J A S T E C N O L Ó G I C A S

Energía Térmica

Normalmente implica una renovación del parque de calderas de la fábrica, que puede eliminar sus equipos más obsoletos y dejar los más nuevos y eficientes para situaciones de emergencia o para complemento de los equipos de la central. Los equipos térmicos de las centrales de cogeneración son, de hecho, muy convencionales. En muchos casos son equipos que no disponen de un proceso de combustión, lo que prácticamente elimina su mantenimiento y permite que su disponibilidad sea muy elevada.

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7Diapositiva:




Operación y

Manteni-miento

Existe un mantenimiento muy especializado, que es el que debe realizarse en determinas áreas de los equipos principales: turbina de gas, turbina de vapor y motores recíprocantes. Este tipo de mantenimiento debe de ser contratado (en muchas ocasiones al mismo fabricante del equipo), el cual tiene un costo muy elevado. El resto de equipos (calderas, equipos eléctricos, etc.), no requieren de atenciones especiales, sus costos de operación son bajos. Estas centrales son completamente automáticas y requieren de muy poca atención. El mismo personal que lleva las calderas puede ocuparse de ellas. Es conveniente que exista un técnico encargado de la planta que la conozca completamente, que se ocupe de su supervisión y que pueda comunicarse con los fabricantes de los equipos y los encargados de mantenimiento para eventuales intervenciones.

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8Diapositiva:




Combustibles Empleados

El gas natural dentro de la gama de combustibles es el más conveniente, el que menos contamina y el que permite disponer de sistemas de generación más modernos y eficientes. Asegura también la viabilidad de su operación al ser un combustible muy limpio que no requiere equipos auxiliares.

Seguridad Las planta de cogeneración disponen de modernos sistemas de control y seguridad que impiden la aparición de accidentes graves. De todas formas, es conveniente la contratación de seguros de accidentes y de incumplimiento para cubrir estas eventualidades.

Vida del proyecto

Las plantas de cogeneración, adecuadamente mantenidas y operadas pueden estar operativas por periodos de entre 20 y 30 años.

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9Diapositiva:



V E N T A J A S E C O N Ó M I C A S Costos Energéticos

En general una planta de cogeneración producirá una energía que será siempre más económica que la obtenida de la red eléctrica. La razón de ello está en que su consumo especifico será siempre inferior al de una planta de energía convencional que no pueda sacar provecho de sus efluentes térmicos (es decir, la generada por las grandes centrales termoeléctricas). El mayor o menor ahorro dependerá, en cualquier caso, de políticas de subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado en determinadas circunstancias.

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10Diapositiva:



V E N T A J A S E C O N Ó M I C A SCostos Energéticos

En general una planta de cogeneración producirá una energía que será siempre más económica que la obtenida de la red eléctrica. La razón de ello está en que su consumo especifico será siempre inferior al de una planta de energía convencional que no pueda sacar provecho de sus efluentes térmicos (es decir, la generada por las grandes ce ntralestermoeléctricas). El mayor o menor ahorro dependerá, en cualquier caso, de políticas de subsidio a las tarifas de la energía eléctrica que pueda tomar el Estado en determinadas circunstancias.

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11Diapositiva:



ADMINISTRACIÓN DE LA ENERGÍA Control Operativo

La existencia de una Planta de Servicios Auxiliares implica tener un control operativo detallado de los consumos de energía eléctrica y térmica del proceso industrial. Eso es siempre positivo, pues permite reconocer la aparición de ineficiencias dentro del mismo proceso industrial, que de otra forma posiblemente hubieran pasado desapercibidos.

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12Diapositiva:



AMBIENTALImpacto Ambiental

La cogeneración reduce la emisión de contaminantes, debido principalmente a que es menor la cantidad de combustible que consum e para producir la misma cantidad de energía útil, además los sistemas de cogeneración utilizan tecnologías más avanzadas y combustibles más limpios como el gas natural.

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13Diapositiva:



100%

Generación de Energía Eléctrica

50% Pérdida en Condensados

15% Pérdida en

Caldera

2% Otras

33% Energía Eléctrica

Esquema convencional de generación eléctrica

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14Diapositiva:



Esquema de cogeneración

15% Pérdida en Caldera

1% Otras

84% Energía Eléctrica y

CalorCOGENERACIÓN

100%

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15Diapositiva:


Clasificación de los sistemas de Cogeneración

POR EL NIVEL ENERGÉTICO DEL CICLO TERMODINÁMICO

SISTEMAS SUPERIORES: (TOPPING CYCLES) Son aquellosen los que la energía primaria se utiliza para producir un fluido aalta temperatura y presión, que se utilice para generar energíamecánica o eléctrica y el calor residual del fluido se utilice en elproceso industrial.

SISTEMAS INFERIORES: (BOTTOMING CYCLES) Son aquellosen los que la energía primaria se utiliza en el proceso industrial yla energía calorífica no aprovechada en el mismo, se emplea enla generación de energía mecánica o eléctrica.

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16Diapositiva:


Clasificación de los sistemas de CogeneraciónSistemas Superiores

OPERACIÓN INDUSTRIAL

Agua caliente

Vapor de proceso

Calor de proceso

Combustible Energía eléctricaSISTEMA SUPERIOR

Energía Eléctrica

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Clasificación de los sistemas de CogeneraciónSistemas Superiores

OPERACIÓN INDUSTRIAL

Combustible

SISTEMA INFERIOR

Calor de desecho

Energía eléctrica Vapor de

proceso

Agua caliente

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18Diapositiva:


Clasificación de los sistemas de Cogeneración

POR TIPO DE MAQUINA TÉRMICA

TURBINA DE VAPOR; Son aquellos sistemas que basan sugeneración eléctrica en la acción de un turbogenerador movidopor vapor.

TURBINA DE GAS; Son aquellos sistemas que basan sugeneración eléctrica en la acción de un turbogenerador de gas.

MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA; Son aquellos sistemasque basan su generación eléctrica en la acción de unamáquina rotativa de combustión interna.

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19Diapositiva:


Máquinas Térmicas para Cogeneración

• Turbina de Vapor a Contrapresión

• Turbina de Vapor Extracción-Condensación

• Turbina de Gas

• Motor Alternativo Diesel

• Recuperadores de Calor

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20Diapositiva:



Turbina de Vapor a Contrapresión• El consumo de vapor de proceso define la capacidad generada.

• Considerando extracciones se puede obtener un poco más deflexibilidad.

• Genera poca energía eléctrica en comparación con el consumo devapor de proceso.

• No permite variación grande y brusca de vapor de proceso.

• Costo de inversión mediano

• No consume agua de enfriamiento

• Alta disponibilidad

• Equipo de limpieza de gases costoso si no se quema gas natural.

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21Diapositiva:



Turbina de Vapor Extracción-Condensación• Mayor producción de vapor que la que el proceso requiere

• Mayor generación de electricidad al compararse con una turbina decontrapresión y con el mismo consumo de vapor del proceso

• Permite variaciones bruscas del vapor de proceso.

• Operación muy flexible. Permite control de potencia y vapor de procesoal mismo tiempo y en forma independiente.

• Alto costo de inversión.

• Alta disponibilidad.

• Equipo de limpieza de gases costoso si ni se quema gas natural.

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22Diapositiva:



Turbina de Gas• Alta producción de electricidad con relación al vapor de proceso.

• La cantidad de vapor de proceso depende de la carga de la turbinade gas.

• Muy bajo costo de inversión

• No consume agua de enfriamiento

• Mínima emisión de gases contaminantes.

• Equipos turbogas en tamaños estándar

• Baja eficiencia sobre todo en carga parcial

• Mínimo requerimiento de espacio. Fácil de instalar o desmontar

• No permite variación grande de vapor a proceso.

• Tiempo de arranque muy corto.

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23Diapositiva:



MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA• Bajo costo de inversión

• Consumo medio de agua de enfriamiento

• Alta eficiencia térmica

• Generación térmica principalmente de agua caliente

• Operación poco flexible, la carga térmica depende fuertemente de lageneración eléctrica.

• Alta producción de electricidad con relación a la carga térmica.

• Mediana emisión de contaminantes.

• Tiempo de arranque muy corto.

• Requiere poco espacio para su instalación

• Capacidades desde unos cuantos kW.

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24Diapositiva:



RECUPERADOR DE CALOR• Recuperador de Calor Sin Postcombustión

• Recuperador de Calor con Postcombustión

• Recuperador con Máxima Postcombustión

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25Diapositiva:

Ciclos Termodinámicos

EL CICLO RANKINE

El calor suministrado

QA = h1 - hB

El calor rechazado

QR = h2 - h3

El trabajo neto;

Wneto = QA - QR

El trabajo ideal de la bomba está dado por:

Wb = (hB - h3)

Y el trabajo real de la bomba, si se conoce su rendimiento rb, está dado por:

Wb' = (hB - h3)/rb

El rendimiento térmico del ciclo está dado por:

e = (h1 - h2 - Wb)/(h1 - hB)

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26Diapositiva:


Caldera

Condensador

h1

h2

h3bomba

hb

WtQ

Turbina

Wb

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27Diapositiva:


EL CICLO IDEAL DE RECALENTAMIENTO

El trabajo bruto

W = h1 - h2 + h3 - h4

El trabajo neto

Wneto = h1 - h2 + h3 - h4 - Wb

El trabajo de bombeo

Wb= hB - h5

Caldera

Recalentador

Condensador

Wsalida

Qsalida

Qentrada

Turbina

Bomba

h1 h2 h3

h4

h5

hb

Wb

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28Diapositiva:


EL CICLO REGENERATIVO

Caldera

Condensador

Wsalida

Qsalida

Qentrada

Bomba

CA-1CA-1 CA-1

Turbina

Wb

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29Diapositiva:


EL CICLO REGENERATIVO CON RECALENTAMIENTO

Wsalida

Qsalida

Qentrada

Caldera

Condensador

Bomba

CA-1CA-1 CA-1

Recalentador

Turbina

1 2 3

2 45

6

710 9 8

M

m1 m2 m3

Wb

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30Diapositiva:


EL CICLO BRAYTON

En el ciclo Brayton se supone que los procesos de compresión y expansiónisoentrópicas y que los de intercambio de calor ocurren a presión constante.

Cámara de Combustión

Compresor Turbina

Combustible

Aire

Productos

43

1

2

Wneto

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31Diapositiva:


CICLO REGENERATIVO DE LA TURBINA DE GAS.

Cámara de Combustión

Compresor Turbina

CombustibleAire

Productos

43

1

2

Wneto

Regenerador

x

y

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32Diapositiva:


CICLO CHENG.

Combustible

PROCESOEnergía

eléctrica

Vapor

Generador Eléctrico

TurbinaAire

Sobreca-lentador

Vapor Sobrecalentado

Generadorde Vapor

Combustible

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33Diapositiva:

Sistemas Superiores de Cogeneración

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34Diapositiva:

Sistemas Superiores

SISTEMA SUPERIOR CON TURBINA DE VAPOR

Combustible PROCESO

Energía eléctrica

Energía térmica.


Turbina

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35Diapositiva:

Sistemas Superiores

SISTEMA SUPERIOR CON TURBINA DE GAS

Combustible

PROCESO

Energía eléctrica

Energía térmica


TurbinaAire

Recuperador de Calor

Compresor

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36Diapositiva:

Sistemas Superiores

SISTEMA SUPERIOR CON MOTOR DE COMBUSTIÓNINTERNA

Combustible

PROCESO

Energía eléctrica

Energía térmica

Generador EléctricoAire

Recuperador de Calor

Motor Combustión

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37Diapositiva:

Sistemas Superiores

SISTEMA INFERIOR CON TURBIBA DE VAPOR

CombustiblePROCESO

Energía eléctrica


TurbinaCaldera de Recuperación

de Calor

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38Diapositiva:

Esquemas de Cogeneración

ESQUEMA CON TURBINA DE VAPOR

13% Pérdidas en humos

70% Calor100%


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39Diapositiva:

Esquema de Cogeneración

CONSIDERACIONES PARA LA SELECCIÓN DE UN SISTEMA DECOGENERACIÓN CON TURBINA DE VAPOR:• No es posible el empleo de turbinas de vapor en procesos de secado que

requieran gases calientes en directo.

• No es conveniente utilizar turbinas de vapor en procesos que requieranvapor de alta o muy alta presión. (en la industria es normal 60 bars;mientras que para la generación eléctrica se requieren de 120 a 145 bars)

• En el caso de turbinas a contrapresión, la producción de energía eléctrica ysu rendimiento se verán sensiblemente alterados por las variaciones decarga de la caldera como consecuencia de las variaciones en la demandade vapor del proceso.

• En sistema con turbinas de vapor puede aprovechar en ocasiones la(s)caldera(s) existente(s), elevando la presión a la que se genera el vapor,teniendo un ahorro en la inversión inicial.

• La disponibilidad del combustible adecuado o la modulación de losconsumos en la industria, son elementos que deben observarse por quepueden determinar la viabilidad o no de instalar turbinas de vapor en unsistema de cogeneración.

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40Diapositiva:


Esquema Superior con Turbina de Vapor a Contrapresión

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41Diapositiva:


Esquema Superior con Turbina de Vapor a Extracción-Condensación

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42Diapositiva:


Esquema Superior con Turbina de Vapor a Extracción-Condensación

Horno de Calcinación

Caldera de recuperación

Vapor a proceso

Condensado

Aire

CombustibleEnergía Eléctrica

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43Diapositiva:

Esquemas de Cogeneración

ESQUEMA CON TURBINA DE GAS

13% Pérdidas en humos

55% Calor100%


2% Otras

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44Diapositiva:


Consideraciones para la Selección de un Sistema de Cogeneración con Turbina de Gas

• Se puede alcanzar una efectividad alta usando un regenerador con una gran áreade transmisión de calor. Sin embargo, esto también incrementa la caída de presión,que representa una pérdida.

• Un interenfriador en el compresor, incrementa la eficiencia del ciclo, ya que enfría elaire que maneja el compresor entre pasos y requiere menos potencia

• Un recalentador, esto es, otra cámara de combustión que recaliente los gases entrepasos de la turbina o entre turbinas, incrementará la eficiencia.

• Los gases de escape de la turbina, entre 550 y 600 ºC, pueden usarse por medio deuna caldera de recuperación para generar vapor de alta presión, vapor de bajapresión o agua caliente y emplearlos en el proceso.

• Dado que la combustión de las turbinas de gas se realiza con un gran exceso deaire (200 a 400%), los gases de descarga tienen un gran contenido de oxígeno;esta descarga puede mantener una post-combustión,

• Usando una combinación de turbina de gas con caldea de recuperación, con o sinpostcombustión se puede lograr satisfacer un amplio rango de requerimientostérmicos y eléctricos. Ya que si los requerimientos térmicos del proceso sonmínimos, el vapor excedente puede emplearse en generar electricidad adicional,mediante una turbina de vapor.

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45Diapositiva:


Ventajas y Desventajas de la Cogeneración con Turbina de Gas

Ventajas Desventajas• Amplia gama de capacidades, desde

500 kW hasta 265 MW.

• Altas eficiencias de conversión de energía térmica.

• Eficiencias de conversión a energía eléctrica del 27%.

• Alcanza eficiencias globales arriba del 80%.

• Alta seguridad de operación.

• Bajo costo relativo de inversión.

• Tiempo corto de arranque.

• Requiere de poco espacio.

• Baja eficiencia en carga parcial

• Vida útil relativamente baja

• Limitantes en cuanto al combustible usado

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46Diapositiva:


Esquema con Turbina de Gas

Sesión 7 de 8


47Diapositiva:


Esquema con Turbina de Gas.- Ciclo Combinado

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48Diapositiva:


Esquema con Motor de Combustión Interna

18% Pérdidas en gases de

escape

12% Otras

35% Calor

100%


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49Diapositiva:

Sistemas Superiores


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50Diapositiva:

Sistemas Superiores


Ventajas.• Alta eficiencia de producción de energía eléctrica (hasta 40%).

• Eficiencia global del sistema del orden del 70%.

• Bajo costo de inversión.• Vida útil larga (25 años).• Capacidades desde 15 kW a mayores de 20,000 kW.

• Alta eficiencia a baja carga.• Consumo medio de agua de enfriamiento.

• Requiere de poco espacio para su instalación

Desventajas.• Altos costos de mantenimiento.• Baja temperatura de la energía térmica producida.

• Dispersidad de la energía térmica recuperable (gases, agua, aceite).

Sesión 7 de 8


51Diapositiva:

Análisis de un Casos

CASO 1:

Como parte de la auditoría energética practicada auna empresa en la ciudad de México, se identificóun potencial de ahorro mediante la instalación deun sistema superior de cogeneración con turbinade gas.

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52Diapositiva:

CASO 1.- Antecedentes:

• Tarifa Eléctrica Contratada: HS (Tarifa horario en alta tensión, nivelsub-transmisión)

• Consumo Eléctrico:Demanda facturable: 3,607 kW

Energía de punta: 184,697 kWh/mesEnergía intermedia: 1,166,696 kWh/mesEnergía de base: 517,261 kWh/mesTotal de Energía: 1,868,654 kWh/mes

• Consumo de Vapor:Consumo promedio: 322 Ton/díaConsumo máximo: 471 Ton/día

Análisis de Casos

Sesión 7 de 8


53Diapositiva:

CASO 1.- Antecedentes:

• Respaldo para la planta de Cogeneración.- La compañíasuministradora de energía eléctrica en México ofrece el serviciode respaldo para las empresas que autogeneren su propiaenergía eléctrica, ya sea mediante esquemas deautogeneración o cogeneración.

• Exportación de excedentes.- La empresa tiene otra planta enQuerétaro a 220 km al norte de la ciudad de México y lacompañía distribuidora ofrece el servicio de porteo de la energíaeléctrica excedente de la planta en México a la planta enQuerétaro

Análisis de Casos

Sesión 7 de 8


54Diapositiva:

Análisis de Casos

ESQUEMA DE COGENERACIÓN:

Sistema superior de cogeneración, con turbogenerador de gas como máquina primaria y recuperación de calor

de los gases para generación del vapor de proceso.

Aire

Combustible

Gases de escape

Vapor a proceso

Transformador elevador

Bus de distribución

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55Diapositiva:

Análisis de Casos

ESQUEMA DE COGENERACIÓN:

Aire

Gas a turbina

Gases de escape de caldera

Vapor a procesoGas a calderaCaldera actual

Gases de escape de turbina

Recuperación secundaria de

calor

Transformador elevador

Generador

Respaldo Suministrador

Bus de distribución actual

Energía a Planta Querétaro

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56Diapositiva:

Análisis de Casos

OPCIONES ANALIZADAS:

A. Generación del 100% de la energía eléctrica demandada sin excedentes.

B. Generación del 100% de la energía eléctrica demandada con excedentes para porteo.

C. Generación parcial de la energía eléctrica demandada y compra al suministrador.

Sesión 7 de 8


57Diapositiva:

Análisis de Casos

A.- Generación del 100% de la energía eléctrica demandada sin excedentes.

• El generador trabaja desconectado de la red externa, suministrando el 100% de la demanda.

• La capacidad del Gen-Set deberá ser igual a la mayor demanda eléctrica esperada.

• El factor de carga es bajo.• Los faltantes de vapor se generarán con postcombustión o con la

operación de una caldera adicional• Los excedentes de calor se aprovecharían en otros procesos de la

planta.• Se requiere contratar servicios de respaldo con CFE, para

mantenimiento y falla del sistema.• Se requiere hacer obra eléctrica para contar con las dos

alimentaciones eléctricas (operará una o la otra)

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58Diapositiva:

Análisis de Casos

B.- Generación del 100% de la energía eléctrica demandada con excedentes para porteo.

• El generador trabaja interconectado a la red externa suministrando el 100% de la demanda y enviando a la red los excedentes.

• La capacidad del Gen-Set deberá ser mayor o igual a la mayor demanda eléctrica esperada.

• El factor de carga es alto• Los faltantes de vapor se generarán con postcombustión o con la


planta.• Se requiere contratar servicios de respaldo con CFE, para

mantenimiento y falla del sistema.• Se requiere celebrar un contrato con CFE para el porteo de los

excedentes a Querétaro.

Sesión 7 de 8


59Diapositiva:

Análisis de Casos

C.- Generación parcial de la energía eléctrica demandada y compra al suministrador.

• El generador trabaja emparalelado a la red externa, de tal manera que la demanda que no sea cubierta por el generador, sea cubierta por el suministrador.

• El Gen-Set trabajará con un muy buen factor de carga.• Los faltantes de vapor se generarán con postcombustión o con la


planta.• No se requiere contratar tarifa de respaldo, únicamente un convenio

de interconexión.

Sesión 7 de 8


60Diapositiva:

Análisis de Casos

ANÁLISIS DE LA PRODUCCIÓN DE VAPOR

0

100

200

300

400

500

Tone

lada

s de

vap

or /

día

Producción de Vapor

Promedio 322Ton/díaMínimo 38Ton/díaMáxima 471Ton/día

Desv. Est. 61.7Ton/díaDispesión 38%

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61Diapositiva:

Análisis de Casos

ANÁLISIS DE DEMANDA ELÉCTRICA

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000

kW

Hora

Demanda eléctrica horaria

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62Diapositiva:

Análisis de Casos

ANÁLISIS DE LA CAPACIDAD DE GENERACIÓN

Capacidad (kW)

Factor de Carga

Autogeneración (kWh/año)

Capacidad de Exportación Déficit de generación Consumo (kWh/año)(kWh/año) % (kWh/año) %

1000 92% 8,322,000 232,513 2.8% 13,334,190 62.2% 21,423,677

1400 90% 11,650,800 652,432 5.6% 10,425,309 48.7% 21,423,677

1800 88% 14,979,600 1,172,933 7.8% 7,617,011 35.6% 21,423,677

2200 84% 18,308,400 2,045,265 11.2% 5,160,543 24.1% 21,423,677

2600 81% 21,637,200 3,151,693 14.6% 2,938,170 13.7% 21,423,677

3000 78% 24,966,000 4,589,003 18.4% 1,046,680 4.9% 21,423,677

3400 71% 28,294,800 7,008,592 24.8% 137,469 0.6% 21,423,677

3800 64% 31,623,600 10,201,759 32.3% 1,837 0.0% 21,423,677

4000 61% 33,288,000 11,864,323 35.6% 0 0.0% 21,423,677

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63Diapositiva:

Análisis de Casos


0

0.2

0.4

0.6

0.8

1

0 1000 2000 3000 4000 5000

Capacidad del Gen-Set (kW)

Generación Eléctrica

Factor de Carga

Déficit de generación

Capacidad de Exportación

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64Diapositiva:

Análisis de Casos


Un aspecto importante a considerar a la hora de seleccionar la capacidaddel GenSet, es que sea una capacidad comercial y que el proveedor delequipo tenga una buena capacidad de soporte técnico en el país.

En la lógica anterior encontramos un equipo comercial con capacidadnominal a condiciones ISO de 5,500 kW, que para las condiciones de laciudad de México, el generador estaría entregando 3,715 kW, por lo quese ha seleccionado esta capacidad como la idónea para esta aplicación,con porteo de excedentes a la planta de Querétaro.

La generación neta anual del GenSet seleccionado será de29,831,450 kWh/año, de los cuales 21,423,677 kWh/año serán paraautoconsumo y los restantes 8,407,773 kWh/año serán porteados aQuerétaro.

Para cubrir la demanda de energía eléctrica de la planta durante losperíodos en que ésta se encuentre en mantenimiento o fuera de serviciopor falla, se prevé el contratar el servicio de respaldo por mantenimiento yfalla con el distribuidor.

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65Diapositiva:

Análisis de Casos

ANÁLISIS DE COSTOS

Facturación Actual

Unitario: 0.1047 USD/kWh

Concepto Costo Unitario

Valores Promedio

Importe (USD/mes)

Dem. Fact. 8.92 3,607 32,174E. Punta 0.171 184,697 31,583

E. Interm. 0.082 1,166,696 95,669E. Base 0.070 517,261 36,208

TOTAL 195,634

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66Diapositiva:

Análisis de Casos

ANÁLISIS DE COSTOS

Concepto Valores promedio Costo Unitario Anual

Cargo Fijo 153.30USD/mes 1,840Demanda reservada: 3,607.00 4.07USD/kW-mes 176,166Energía punta: 184,697.00 0.0933USD/kWh 17,232Energía intermedia: 1,166,696.00 0.0783USD/kWh 91,352Energía base: 517,261.00 0.0762USD/kWh 39,415

1,868,654.00 326,005Considerando uso del respaldo durante 30 días al año

Análisis del costo del respaldo

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67Diapositiva:

Análisis de Casos

Demanda de vapor 98,661 Ton/añoVapor generado con el calor de los gases de escape de la TG 45,560 Ton/dayConsumo de gas en el GenSet 221,253 MMBtu/year

Requerimiento adicional de vapor 53,101 Ton/yearConsumo de gas en la caldera 122,715 MMBtu/year

Consumo total de gas 343,968 MMBtu/yearPrecio del gas 5.5 USD/MMBtuImporte del gas consumido 1,891,822 USD/year

ANÁLISIS DE COSTOS DEL GAS REQUERIDO

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Análisis de Casos

Costo de la energía eléctrica que se dejará dedemandar a la Planta Querétaro

Toda vez que con el proyecto de cogeneración, se dejará deconsumir energía eléctrica en la Planta Querétaro, la reducciónen este costo será parte de los beneficios del proyecto,mismos que se calculan a continuación:

•Volumen de energía que se dejará de consumir:8,407,773 kWh/año

•Costo unitario del kWh:0.1047 USD/kWh

•Reducción del importe de la facturación:880,294 USD/año

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Análisis de Casos

Importe actual de la facturación de gas paraproducir vapor

A partir de los datos estadísticos de consumo de gasen los generadores de vapor de la planta, encontramosque en promedio se consumen 20,255 m3/día de gas(7,393,075 m3/año), con un poder calorífico de 30,840Btu/m3, resulta un consumo de 228,002.4 MMBtu/año

Considerando el precio de gas en 5.5 USD/MMBtu, elimporte de gas actual para la producción de vapor es de:1,254,014 USD/año

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Análisis de Casos

Costo de los servicios de transmisión de energía(porteo)

El cargo por los servicios de transmisión en altatensión es de 0.0025 USD/kWh

Considerando que se porteará un total de 8,407,773kWh/año, el importe anual por el servicio de porteo seráde: 21,019 USD/año

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Análisis de Casos

Costos de operación y mantenimiento del GenSet.

Una máquina de las características como la que se estáproponiendo, tiene costos promedio por operación ymantenimiento por 0.007 USD/kWh), por lo que con unageneración anual de energía eléctrica esperada de:29,831,450 kWh/año, se tendrá que gastar en operación ymantenimiento un importe de 208,820USD/año.

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Análisis de Casos

CÁLCULO DE AHORROS

Integración de los costos actuales:

Concepto Costo (USD/año)

Energía eléctrica consumida en la planta 2,347,608

Energía que se dejará de consumir en Planta Querétaro 880,294

Importe de la facturación de gas para generación de vapor 1,254,014

TOTAL 4,481,916

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Análisis de Casos

CÁLCULO DE AHORROS

Integración de los costos esperados:


Importe por el gas consumido 1,891,822Importe por operación y mantenimiento 208,820

Importe por el servicio de respaldo 326,005Importe por el porteo 21,019TOTAL: 2,447,666

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Análisis de Casos

CÁLCULO DE AHORROS

Ahorro adicional por aprovechamiento del calor residual:

Flujo de gases 497,860 Ton/añoTemperatura de entrada 137.0 °CTemperatura de salida 40 °CCP del gas 0.244 kcal/kg-°CCalor disponible 11,761,466,533 kcal/añoEficiencia de aprovechamiento 80%Calor aprovechable 9,409,173,227 kcal/añoCombustible ahorrado 37,338 MMBtu/añoPrecio del gas 5.5 USD/MMBtuAhorro en compra de gas 205,359 USD/año

La propuesta contempla el aprovechamiento de los gases deescape de la caldera de recuperación en el proceso, lo quegenerará un ahorro adicional.

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Análisis de Casos

CÁLCULO DE AHORROS

Ahorro neto esperado:


Importe actual 4,481,916Importe esperado 2,447,666Ahorro adicional por aprovechamiento de gas 205,359

Ahorro neto 2,239,609

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Análisis de Casos

COSTOS DE INVERSIÓN

CONCEPTO IMPORTE (USD)

Adquisición de GenSet, incluye compresor de gas 5,000,000

Instalación y puesta en servicio del GenSet 400,000Adquisición de la sección de recuperación adicional para la caldera

1,000,000

Modificaciones a la caldera para recibir los gases de escape de la TG y para agregar la nueva sección de recuperación

250,000

Suministro e instalación del transformador elevador 180,000Suministro de materiales y mano de obra para hacer la interconexión eléctrica del sistema en la SE.

750,000

TOTAL 7,580,000

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Análisis de Casos

Análisis Económico

Inversión: 7,580,000 USD

Ahorro Neto: 2,239,609 USD/año

Pay-Back: 3.4 años

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Análisis de Casos

CASO 2:

Como parte de la auditoría energética practicada auna empresa siderúrgica, se identificó un potencialde ahorro mediante el aprovechamiento de losgases residuales del proceso de fundición.

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Análisis de Casos

Antecedentes

El horno de fusión de la acería, produce 900,000 m3/h de gases calientes,los cuales son extraídos por los extractores de polvos durante 6,600 horas alaño aproximadamente.

Estos gases tienen que ser enfriados a una temperatura inferior a los 140 °Cantes de que lleguen a las bolsas filtro donde los polvos son atrapados.

Parte del enfriamiento de estos gases se realiza en la casa de polvos a lasalida del horno. Posteriormente en el ducto refrigerado, se le baja latemperatura a unos 450 °C, para finalmente terminar de ser enfriado en elcooler, donde se logran las temperaturas requeridas por los filtros bolsa.

Por otra parte, en toda la planta y particularmente en la acería hay una grandemanda de agua helada para el acondicionamiento ambiental. Demandaque podría ser cubierta, al menos parcialmente con un chiller de absorciónque aproveche el calor de desecho que se produce en el horno de fusión.

El costo integrado de la energía eléctrica es de: 0.0915 USD/kWh

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80Diapositiva:

Análisis de Casos

Propuesta

La propuesta consiste en tomar parte de los gases calientes que seproducen en el horno de fusión y utilizarlos en una máquina derefrigeración por absorción y producir agua helada para los sistemas deacondicionamiento ambiental.

Al chiller habrá que llevar agua de enfriamiento para los condesadoresdel circuito indirecto de la torre de enfriamiento (no se requerirácapacidad adicional, ya que se utilizará el agua que se está utilizandopara los condensadores de los chillers actuales, y también habrá queinterconectar la salida de agua helada del chiller, con el cabezal dedistribución de agua helada del cuarto de máquinas

Toda vez que únicamente se estará utilizando menos del 20% del flujode gases, queda la posibilidad de expandir el sistema a futuro con otrasunidades similares.

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Análisis de Casos

Propuesta

Acería

Caldera de recuperación

Ducto de gases calientes

Casa de máquinas

Torre de enfriamiento

Subestación

Chiller de Absorción

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Análisis de Casos

Cálculo de los ahorrosFlujo de gases 162,000m3/h

5,716,980pie3/hPeso específico del gas @600 °C 0.023lb/pie3

Flujo másico de gases 131,491lb/h59,768kg/h

Temperatura de gases de entrada 600°CTemperatura de gases de salida 300°CCP de gases 0.25kcal/kg-°CCalor cedido por los gases 4,482,632kcal/hEficiencia de recuperación 0.90Calor ganado por el agua 4,034,369kcal/hCapacidad de la caldera 478 CCEficiencia del chiller de absorción 0.45Calor removido por el chiller 1,815,466kcal/h

0.25kcal/Btu7,204,733Btu/h

600Ton. Ref.Potencia eléctrica ahorrada en Chillers 758kWRendimiento de chillers 9.5Btu/W-hHoras de operación de la acería 6,600h/añoEnergía eléctrica ahorrada 5,005,393kWh/añoAhorro económico 457,993USD/año

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Análisis de Casos

Inversión Requerida

Part. Descripción Importe (USD)

1 Elaboración de la ingeniería de detalle 25,000.002 Suministro e instalación de la caldera de recuperación de 500 CC,

para producir vapor de baja presión al chiller. 270,000.00

3 Suministro e instalación de chiller de absorción con capacidad de600 Ton de refrigeración. 380,250.00

4 Suministro de materiales y mano de obra para sacar una derivacióndel ducto de gases hacia la caldera de recuperación y de regreso 38,000.00

5 Suministro de materiales y mano de obra construir la línea de vapordesde la caldera de recuperación hasta el chiller, así como latubería de retorno de condensados.

27,700.00

6 Suministro de materiales y mano de obra para el tendido de lastuberías de agua de enfriamiento a condensadores del chiller. 18,800.00

7 Suministro de materiales y mano de obra para interconectar elchiller al circuito de agua helada que viene de la casa de máquinas 24,500.00

8 Suministro de materiales y mano de obra para la construcción deuna caseta para albergar al chiller 35,000.00

9 Puesta en servicio del sistema 30,000.0010 Seguros, fletes y maniobras 10,000.00

TOTAL: 859,250.00

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Análisis de Casos

Análisis Económico

Inversión: 859,250 USD

Ahorro Neto: 457,993 USD/año

Pay-Back: 1.88 años

Diapositiva:

Sesión 7 de 8


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Fin de Sesión

Comentarios, dirigirse a:

Ing. Ramón Rosas [email protected]

Próxima sesión: Miércoles 24 de Noviembre

9:00 a.m. hora de Quito

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