Cogenerar, una forma de evitar el derroche energético

En la reunión de la Comisión de Energía del día 11/11/10 el Ing. Alberto FUSHIMI especialista ampliamente reconocido en el tema, realizó una exposición, cuantificando los beneficios que podrían lograrse estimulando la Cogeneración en nuestro país.

01/12/2010

Artículo relacionado de A. Fushimi: “DISTRICT HEATING AND COOLING”,  UNA FORMA DE SUPERAR EL 90 % EN EFICIENCIA ENERGETICA

Autor: Departamento de Infraestructura. Ing. A. H Calsiano

Con la claridad que lo caracteriza el Ing. Fushimi comienza por recordarnos conceptos básicos de la termodinámica, para entrar luego en la eficiencia energética y finalmente a los sistemas de Cogeneración.
Frente al panorama mundial de una energía cada vez más cara y escasa, deberíamos tener en nuestro país una actitud proactiva para avanzar en el desarrollo de la Cogeneración como forma de mejorar la eficiencia energética, para lo cual sería bienvenida la realización de algunas modificaciones en la normativa actualmente en vigencia.

A continuación el texto de la exposición del Ing. A Fushimi a cuyas diapositivas se podrá acceder haciendo (Click aquí)

Mejora de la eficiencia energética.

Conceptos termodinámicos básicos

Energía

La energía de un sistema es una magnitud física abstracta, asociada a las propiedades del mismo en cuanto a su capacidad de transformación en trabajo u otras formas de energía (mecánica, térmica, química, eléctrica, nuclear, etc.).  En el sector industrial nos manejamos con las tres primeras: química (combustible), térmica (calor, frío), y eléctrica (vector de trabajo mecánico y otras aplicaciones eléctricas y electró-nicas)

Es una magnitud conservatriz, no se crea ni destruye, solo puede transformarse de una forma a otra. La aplicación de este concepto nos permite determinar relaciones cuantitativas en el análisis de las transformaciones o procesos de los sistemas energéticos. Recuérdese que definimos como sistema a nuestra conveniencia, a la porción del universo en la que se encuentran los elementos cuyas propiedades o comportamientos nos interesa definir o conocer. El resto del universo se suele denominar “los alrededores del sistema” cuyos parámetros generalmente se consideran no influenciados por el sistema.

Las interacciones entre el sistema y los alrededores en un sistema energético generalmente consisten en uno o mas ingresos de energía, y uno o mas transferencias de energía, generalmente en la forma de trabajo o calor, pudiendo ser estas energías: útiles si las recibe un usuario en las condiciones en que las necesita, o inútiles si se tratan de energías inútiles que deben ser evacuadas sin posibilidades de alguna aplicación útil.  Una turbina de vapor por ejemplo es un sistema que recibe energía térmica asociada al flujo de vapor con el que ingresa, y transfiere al usuario energía mecánica útil en la forma de electricidad (vector de transporte de trabajo mecánico), y energía inútil que debe evacuar como corriente de vapor de baja presión y temperatura, en el condensador hacia una torre de enfriamiento o a un rio, mar, etc.

La “calidad” de la energía es juzgada por su “usabilidad”. En un sistema energético, el ingreso de energía térmica es de utilidad si su temperatura es suficientemente elevada como para convertir y transferir al usuario, energía en la forma de electricidad o de calor útil. Pero si la temperatura de la energía calórica a transformar es muy próxima a la temperatura de los alrededores, tal energía solo puede ser transferida a usuarios que la requieren a temperaturas prácticamente ambientales, o sea muy bajas, de no existir estos, de cualquier forma la energía debe ser eliminada del sistema. Se trata de una pérdida, muchas veces son grandes cantidades de “anergía”, que se eliminan vía torres de enfriamiento u otros sumideros de calor inútil.

Cuando el vector calórico, vapor sobrecalentado por ejemplo, tiene parámetros altos, se dice que tiene “elevada exergía” [se define como la máxima cantidad de trabajo que puede ser obtenida de su transformación ideal desde el estado en que se encuentra, hasta un estado adoptado como referencia]. El vapor para una turbina de vapor de unos 100 bar, y 500oC de temperatura, tiene una exergía del orden del 40% respecto a condiciones típicas de condensación, o sea la máxima capacidad de producción de trabajo mecánico de tal vapor es aprox. el 40% de la energía necesaria para llevar al condensado hasta el estado indicado del vapor. Esto nos indica que el 60% restante se conserva, pero ha perdido la “usabilidad” que tenía antes de que la energía inicial haya sido transferida al vapor en el generador de vapor, de no ser posible alguna una aplicación útil para esta energía se trataría de anergía, cuyo efecto es meramente el incremento de las pérdidas.
Eficiencia energética

Un sistema térmico eficiente, cuya fuente de energía es un combustible, es aquel que, para el mismo consumo de recursos, nos permite obtener la mayor cantidad de energía útil, preferiblemente de electricidad cuyo valor es, en general, mayor que el del calor útil.

El “Fuel efficiency” es un indicador cualitativo “incompleto”, en rigor, es: (ver lámina 2)

W = Trabajo útil;     Q = Calor útil;     C = combustible insumido.

Pero el número de pares de valores de W y Q que conducen al mismo resultado es infinito, por lo que es necesario establecer la relación W / Q, para que con el fuel efficiency definan entre ambos, la calidad.

Por ejemplo: si Q = 0, un fuel efficiency del 60% (ciclo combinado), es muy bueno.
Pero si             W = 0, (caldera por ejemplo) un fuel efficiency del 60% es muy malo.

Agregando la relación W / Q, la eficiencia del sistema queda definida. Esta relación es función de las características de la demanda, la que frecuentemente puede ser modificada inteligentemente mediante la integración (inducida o conducida) de los demandantes, acción prácticamente inexistente en nuestra Sociedad.

Se quiere indicar con “inducida” la difusión de los conocimientos a la Sociedad, en especial los beneficios a nivel global, para que los actores puedan interesarse y emprender proyectos de eficiencia energéica, y asi tomar sus propias decisiones. Y por “conducida”, la existencia de un plan de eficiencia energética consensuado de la Sociedad, con los instrumentos políticos, legales y de la índole necesaria como objetivo impuesto por la Sociedad al Gobierno, y que este debe cumplir.

Actualmente, un sistema con fuel effciency del 90% y con W/Q de aprox. 1 o algo menor puede ser considerado muy bueno. No es fácil lograrlo, depende de las demandas impuestas al caso a estudiar, y solo es posible por integración de procesos, en los que la cogeneración está involucrada.  (Ver lámina 3, caso Siemens Plovdiv, Bulgaria, Aclaraciones: CC = Combined Cycle;  CHP = Combined Heat and Power = Cogeneración;  DH = District Heating).

En la lámina 4 se presentan los rangos típicos de intervalos de temperaturas en el que se desarrollan los procesos en los sistemas térmicos actuales. Se ha considerado como temperatura máxima, los 1500oC, por ser este el valor máximo al que se está llegando en turbinas de gas modernas, y una temperatura mínima similar a la de los alrededores del sistema considerado. Si bien la exergía de un estado de un sistema no es su desequilibrio termométrico con los alrededores, a los fines de una explicación simplificada, ambos conceptos pueden ser asociados, dado que si un sistema interactúa con los alrededores cuyo estado se considera invariable, su capacidad de transferir energía en la forma de trabajo, cuyo máximo es la exergía del sistema, variará en la misma dirección que el desequilibrio termométrico. Pero debe tenerse en cuenta que las áreas del diagrama no representan cantidades de energía. Estas áreas han sido coloreadas, identificando con el color gris los rangos de temperaturas en los que el sistema incurre en una destrucción de exergía, o una pérdida de energía utilizable (que puede llegar a ser recuperada si se decide hacerlo.  Aunque con la salvedad de que la destrucción de exergía puede ser lograda reemplazando el proceso en que se produce, por un proceso diferente como sería el reemplazo de la caldera convencional por un grupo TG + HRSG). El valor práctico del reconocimiento de la existencia de estas zonas desde el punto de vista del uso racional de la energía para el ingeniero, reside en que define las posibilidades de mejoras que tiene, en el que debe orientar y desarrollar su trabajo.

Las columnas 1, 4 y 5 representan sistemas que transfieren energía útil al usuario en solo una de sus formas, calor solamente en la 1, y trabajo solamente en las 4 y 5, estos procesos se conocen como de propósito único, o “monopropósito”, en las demás columnas se obtienen dos, calor y trabajo, se denominan “multipropósito”, o “procesos integrados”, y muy son superiores en cuanto a la eficiencia energética.

De la comparación de las alternativas presentadas, se observa que desde el punto de vista termodinámico, la primera (caldera convencional) es una mala aplicación que puede ser dado a un combustible limpio como el gas natural, cuya disponibilidad abre las puertas para aplicaciones mucho más eficientes que no serían posibles si se tratara de residuos forestales o municipales, carbón mineral o fuel oil. Estos no pueden ser procesados tan fácilmente por máquinas de combustión interna en los que los gases de combustión constituyen su fluido intermediario. Cabe destacar aquí, que de las respuestas que los Países Industrializados como respuesta a las crisis petroleras de los años 1973 y 1978, en la Estados Unidos se sancionó el paquete de Leyes conocido como el Nacional Energy Act de 1978, uno de ellos, el Fuel Use Act, prohibió el uso del gas natural en grandes calderas de carga base, en general centrales industriales o de generación. Debido a las objeciones que se plantearon, esta Ley fue reemplazada por el “Differential Pricing”, también con el mismo objetivo, lo que fue también suspendido posteriormente. Actualmente, las calderas operan con carbón mineral, recurso sumamente abundante y barato en ese País, a pesar del impacto ambiental que producen y que mantienen ese País fuera del Protocolo de Kioto.

La calefacción de ambientes con estufas de tiro balanceado o el calentamiento de agua para usos sanitarios en calefones y termotanques sin etiquetar es sumamente perjudicial, puesto que a la masiva degradación que producen, se suma su bajísima eficiencia entálpica.  No hay ninguna duda que se mejora la sustentabilidad de estos servicios evitando procesos degradatorios, temas que se encuentran considerados en los planes de acción que se formulan los Países Avanzados con objetivos claros y consensuados explicitados en los “White Papers” o “Action Plans”, práctica usual en estos lugares, que debiéramos emular.

Los procesos de conversión a energía en la forma de calor o trabajo (heat only, o power only) son ineficientes, desde el punto de vista exergético los primeros, y entálpico los segundos, la integración de ellos mejora la eficiencia energética del conjunto en una magnitud que depende fuertemente de la forma en que se la practique. Los ejemplos básicos de ciclos integrados son el ciclo combinado resultante de la integración del ciclo de una turbina de gas con el de una turbina de vapor para maximizar la eficiencia eléctrica del conjunto, y la cogeneración resultante de la integración entre un ciclo de obtención de trabajo mecánico y una aplicación calórica, en una gama muy amplia de alternativas.

La generación monopropósito de electricidad (power only) tiene en la actualidad un tope del orden del 45% en unidades no integradas, 60% en ciclos combinados. En estos ciclos, el 35% al 60% de la energía del combustible se disipa al medio ambiente. Se pierde, y se supone que mientras existan subsidios masivos al consumo de energía, no existirá el interés por su recuperación.

La cogeneración permite recuperar gran parte de la entalpía y exergía que en los procesos monopropósito deben desechar. En Dinamarca, mas del 60% de la energía generada para el servicio público se hace por cogeneración, mas del 40% en Holanda. En la Unión Europea, que en promedio estaba a principios del siglo en 9%, se apunta al 18% para el año 2020. En nuestro País esa proporción es del 2%, y no se apunta en serio a nada.

Integración de procesos
Una integración de procesos puede darse frecuentemente entre dos actividades diferentes, por ejemplo entre un generador interesado en vender electricidad, y un industrial que requiere calor para sus procesos productivos. Pero es científica y tecnológicamente conocido que si en lugar de que cada una de las partes obtenga el vector que utilice quemando combustibles separadamente, en el primer caso para generar electricidad, debe disipar un elevado porcentaje de la energía que deriva del combustible en la forma de calor residual de la máquina térmica, y en el segundo caso el usuario de calor debe renunciar a obtener el trabajo mecánico que el combustible tenía potencialmente antes de quemarse en la caldera, mediante una degradación neta de la energía. Es inmediatamente comprensible pues que una adecuada integración de ambos procesos permite maximizar el aprovechamiento del recurso, que generalmente es no renovable, lo que para la comunidad es deseable que suceda. Sin embargo, tal integración no ocurrirá en la práctica, si no existe la voluntad de hacerlo por parte de los funcionarios de ambas instituciones, puesto que la imposición compulsiva de acciones es incompatible con el espíritu de libertad y democracia por la que nuestra sociedad ha optado, aunque esto no releva a nuestros funcionarios de gobierno a buscar las formas en que las acciones que son beneficiosas para la Sociedad sean materializadas a través de los mecanismos legales a los que pueden recurrir para promocionarlos y remover las barreras que pudieran existir. Esto es lo que hacen las sociedades de los Países Avanzados como parte de la implementación de sus planes de acción a futuro.

En la lámina 5 se dan los conceptos relevantes que deben tener en mente quienes se dedican al cuidado de la eficiencia energética en sistemas térmicos.

Ahorro de recursos
La calidad de un sistema térmico desde el punto de vista de su eficiencia energética puede medirse mediante alguna expresión que permita medir el ahorro de recursos (combustible), pero para ello se requiere definir las eficiencias de los procesos de igual producción, (W, y Q) que determinan los consumos de tales procesos de referencia.

En la Lámina 6 se indica el proceso de cálculo, y en la lámina 7 se tabulan valores de ahorros de recursos de sistema típicos de cogeneración para rendimientos de referencia del 90% para la generación de vapor, y del 40, 50, y 55% para la conversión de combustible a electricidad como procesos de referencia, de los ahorros que pueden lograrse respecto a estos.

Sistemas de cogeneración
En las láminas 8 y 9 se da una reseña rápida de tecnologías de cogeneración típicos

A partir de la lámina 10 se muestran los diagramas de los procesos típicos, comenzando en la 10 con la definición de las demandas energéticas térmicas del usuario, y suponiendo que la conexión en paralelo del usuario con al red, importando faltantes o exportando excedentes soluciona adecuadamente la necesidad de paridad entre demanda y producción de electricidad, que debe ser mantenido en todo instante.

Las siguientes láminas son diagramas básicos que pueden ser de aplicación a las demandas planteadas:

  1. Lámina 12: Mejoras mediante el reemplazo de la estación reductora de presión y desobrecalentamiento del vapor (let down station, LDS) de resultados pobres aunque con muy baja inversión, puesto que no se cambian las calderas existentes.
  1. Lámina 13: Instalación típica de cogeneración con turbogrupos de contra-presión, en el que se reemplazan las calderas existentes por generadores de vapor sobrecalentado de mayor presión y temperatura, lo que incrementa la inversión, y también la eficiencia, dada la degradación que, aunque menos que en el caso anterior sigue mostrando su efecto nocivo.
  1. Lámina 14: Reemplazo del generador convencional de vapor por un grupo TG + HRSG (TG = turbogrupo de gas;  HRSG = Heat Recovery Steam Generator, o generador de vapor con calor recuperado), que asociado a la generación de vapor, permite la generación de cantidades mucho mayores de electricidad, reduciendo notablemente la degradación que produce la generación de vapor en calderas convencionales. Obsérvese que la generación eléctrica que en el caso anterior era de menos de 30 MW (caso 13) en ahora (caso 14), de mas de 120 MW, pudiendo con los gases de escape de la TG, generar todo el vapor que el usuario requiere. Esta lámina es solo una de las diferentes soluciones que pueden buscarse entre diferentes opciones de turbogrupos existentes en el mercado mundial de estos equipos, tamaño de los mismos, combustión suplementaria a agregar, etc. Este sistema es poco flexible; aceptando que la TG opera en condiciones nominales (es la forma recomendada de operación por los fabricantes), las variaciones de las demandas de vapor deben ajustarse derivando parte de los gases calientes de escape de la TG por una chimenea de by pass hacia la atmósfera si se requiere reducir la producción de vapor, o encendiendo o aumentando la intensidad de los combustores suplementarios en caso de aumentar la demanda de vapor. En ambos casos, en especial en el primero, se pierde eficiencia.
  1. Lámina 15: Agregado de un turbogrupo de vapor al esquema anterior, con lo que el sistema se convierte en un ciclo combinado con cogeneración, y se mejoran la eficiencia y la flexibilización del sistema.  En este caso el HRSG en lugar de 3 paquetes de transferencia térmica del caso anterior, tiene uno mas (4). Puesto que todo el vapor sobrecalentado se destina al turbogrupo de vapor, que es de condensación con una extracción, no se requiere el nocivo by pass de gases calientes. El elemento de flexibilización es en este caso el condensador de la turbina de vapor (TV), que responderá con un aumento de la potencia eléctrica de la misma cuando se reduzca el consumo industrial de vapor.
  1. Lámina 16: Es el mismo esquema conceptual, con una demanda de vapor considerablemente mayor al caso anterior, resuelto con el mismo tipo de TG, pero con una combustión suplementaria mayor, lo que permite obtener una temperatura de chimenea bastante menor, con un aumento de la eficiencia en términos de “fuel efficiency”, aunque con una reducción de la relación W / Q. Se aclara que las láminas 15 y 16 son diseños diferentes del mismo esquema conceptual y parámetros operativos diferentes, en la práctica se debe definir un diseño, y sobre este construir el modelo de simulación operativa.
  1. Lámina 17: En esta lámina, se repiten los datos de la lámina 6, pero con el agregado del caso Siemens Plovdiv, que conducen a ahorro de recursos mayores, que se deben básicamente en que el calor provisto para la aplicación se destinan al “district heating”, que consiste en el calentamiento de agua a unos 100oC, con lo que es posible una mejor recuperación de calor en las zonas de bajas temperaturas del HRSG, y de energía en la forma de electricidad en la TV, que en el caso industrial, en el que se requiere vapor de temperaturas del orden de 190oC.

Algunos comentarios
El diseño de la instalación de Siemens es indudablemente de tecnología actual y muy bien elaborada. Las cifras con que se analizaron los datos merecen los siguientes comentarios:

  1. El ahorro de recursos calculado resulta del orden del 30%, dependiente de los rendimientos de referencia del 45% para electricidad y 90% para el vapor.
  1. Un ciclo combinado de 3 presiones con recalentamiento requiere un HRSG de mas de 10 (generalmente 13) paquetes de transferencia térmica, alcanzando rendimientos próximos al 60% solo electricidad. Los CC de 2 presiones como los de Campana y Timbues son CC de dos presiones (unos 8 paquetes) con rendimientos de entre 50 y 55% solo electricidad  El ciclo de cogeneración tiene solo 4 paquetes, 90% de “fuel efficiency” “electricidad + calor” con una relación electricidad / calor W / Q de algo menos de 1.
  1. El pinch point del HRSG fue adoptado de 25oC, siendo en ciclos combinados en algunos casos de menos de 10oC en láminas 15 y 16.
  1. Con una operación adecuada, minimizando la corriente a condensación, el caudal de agua de condensación será mínimo, con un requerimiento menor en el costo del equipo, y un ahorro sustancial de energía de bombeo.

Lámina 18 al 25.
Son láminas extraídas de disertaciones publicadas (fuentes indicadas)

Lámina 18: Dinamarca: Aumento del GDP (Gross Domestic Product, o PBI), del 75% prácticamente sin incremento de consumo de energía primaria entre 1980 a 2006, con la reducción consiguiente de la intensidad energética.

Lámina 19: Dinamarca: 694 plantas CHP (Cogeneración) conectadas a la red eléctrica.

Lámina 20: Dinamarca: Generación centralizada de mediados de los 80´s, vs. la generación distribuida actual.  La generación distribuida permite la recolección de componentes de generación eléctricas pequeñas que no es posible en grandes unidades debido a los inconvenientes que presenta el transporte y distribución de calor en grandes cantidades que la generación centralizada maneja. Es imprescindible también en el desarrollo de las energías renovables, y de fundamental importancia en el futuro energético mundial, existiendo una enorme actividad en el desarrollo de las “redes inteligentes” o “smart grids”. Es fácilmente predictible, por no decir evidente, que las redes que requiere nuestro futuro energético no serán las que actualmente conocemos, a pesar de nuestra tendencia al cómodo “seguir haciendo mas de lo mismo”, con sus consecuencias futuras.

Lámina 21: Las enormes ineficiencias de la generación convencionales de electricidad.

Lámina 22: Potenciales de cogeneración en 2015 y 2030. Se observa un crecimiento muy importante de Brasil en el Área Latinoamericana, mientras no existen cifras de nuestro país, supuestamente porque no hay plan alguno para impulsar su desarrollo. Observen que el eje de ordenadas está en escala logarítmica.

Lámina 23: Política de Finlandia en Cogeneración (CHP) y calefacción y refrigeración urbana (DHC).

Lámina 24: Datos de características y performances de ciclos combinados grandes Siemens de 2 y 3 presiones, según datos del GTW Handbook de 2009. Observen las diferencias de rendimiento entre unidades de 2 presiones, y de 3 presiones con recalentamiento.

Lámina 25: Perfil de temperaturas de un HRSG de un CC de 3 presiones con recalentamiento con una unidad 9FA con un rendimiento neto superior el 55%. Observen la notable proximidad de la curva de enfriamiento de los gases calientes, con las de calentamiento del agua – vapor en un HRSG de 3 presiones y 13 paquetes de transferencia térmica, reduciendo al mínimo posible las degradaciones inevitables en la transferencia de calor.

Un análisis muy preliminar sobre la factibilidad económico financiera de los proyectos de cogeneración de tecnología actual
Láminas 26 a 33
En estas láminas se da una reseña muy preliminar de un análisis económico financiero de un sistema de cogeneración con ciclo combinado como los mostrados en las láminas 15 y 16, aunque de menor capacidad.

El turbogrupo es una V64.3A, de 77 MW, el HRSG es con combustión suplementaria de 4 paquetes de transferencia térmica para la producción de vapor sobrecalentado de 100 bar, 500oC, que alimenta una turbina de vapor de condensación con una extracción. La demanda de vapor saturado de 11 bar es de 110 Ton/hora y es provisto por la extracción de la TV, previamente desobrecalentado. Completan el sistema los demás auxiliares requeridos (condensador, TQ de condensado, Make up, desaireador, bombas varias, etc.

La evaluación de la inversión se hizo conservadoramente adoptando un índice de costos OEM (Original Equipment Manufacturer) publicado por el GTW Handbook 2010 para ciclos combinados, de 677 U$S/kW de producción eléctrica, lo que implica un costo de 62.3 MM.U$S. A esto deben agregarse otros ítems de costo específicos que deben ser determinados en etapas mas avanzadas del Proyecto, y que en el presente caso fueron adoptados “razonablemente, procurando ir hacia valores conservadores”.

El total de la inversión resulta de 106 MM.U$S, valor específico de 1152.4 U$S/kW.

En cuanto a los resultados operativos, depende de las condiciones en que opere, y los valores:

Del combustible, calor y electricidad producidos y vendidos como ítems energéticos

Items no energéticos como otros insumos, mano de obra, mantenimiento, gastos generales, impuestos, seguros, etc.

Los valores de ventas de los vectores energéticos producidos se calcularon:
Electricidad:  = 2,5 x Precio de la energía del combustible comprado
Vapor:           = 1.5 x Precio de la energía del combustible comprado

Ejemplos:
Combustible a 3 U$S/MM.BTU = 10.24 U$S/MWh, valor electricidad = 25.6 U$S/MWh
Combustible a 3 U$S/MM.BTU = 10.24 U$S/MWh, valor calor            = 15.4 U$S/MWh

Combustible a 7 U$S/MM.BTU = 23.89 U$S/MWh, valor electricidad = 59.8 U$S/MWh
Combustible a 7 U$S/MM.BTU = 23.89 U$S/MWh, valor calor            = 35.8 U$S/MWh

Para continuar los cálculos para la obtención de los resultados operativos anuales se deben considerar las condiciones específicas de operación a ser investigadas para cada caso.

Las cifras fueron procesadas por un programa convencional de Cash Flow, cuyos resultados se dan en las láminas 31 (un caso) y 32 (resumen de varios casos).

En la lámina 33 se muestra la sensibilidad a los valores de inversión, cuyos resultados son alentadores para el rudimentario estado del conocimiento del proyecto de Inversión, puesto que para una inversión mayor en un 30% del asumido, la TIR del Proyecto, si bien se reduce, se mantiene por encima del 15%.

Sin embargo, se debe tener en cuenta que las cifras mencionadas deben ser cuidadosamente corroboradas en las siguientes etapas de los múltiples Proyectos que potencialmente pueden existir en nuestro País.

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