Factibilidad de operar las centrales termoeléctricas convencionales
de la CFE para cogeneración industrial
La cogeneración se define como la generación
simultánea de dos manifestaciones de energía: electricidad
y/o energía mecánica, y calor útil a partir de una
fuente energética.
Se ha demostrado que su aplicación ofrece un importante ahorro de
energía primaria, pues al comparar el consumo de combustible que
se requiere para generar tanto energía eléctrica como calorífica
en un mismo proceso con la suma de los consumos necesarios para producir
de forma independiente las mismas energías, se observa que con el
primer sistema el consumo térmico unitario disminuye de manera significativa.
Este ahorro se consigue al utilizar parte de la energía del vapor
que se desecha en el sistema de enfriamiento de un ciclo convencional al
producir energía eléctrica o mecánica, o bien al aprovechar
el calor que se desperdicia en ciertos procesos industriales. En algunos
casos, este ahorro de energía en cualquiera de los dos sistemas descritos
puede traducirse hasta en 30% del costo del combustible.
En México, la generación de energía eléctrica
que se obtiene a partir de combustibles fósiles pesados es la principal
fuente de electricidad (en 1995 representaba 66% del total) y se puede anticipar
que durante mucho tiempo seguirá siendo la más importante.
El uso eficiente de la energía en una central termoeléctrica
es una preocupación fundamental del personal especializado de la
CFE desde el momento de su concepción. Para tener idea de lo importante
de estos aspectos, basta decir que la ganancia de un punto porcentual en
la eficiencia total de una unidad de 350 000 kW, ahorraría el consumo
de más de 2 000 kg por hora de combustóleo. En una planta
cogeneradora, la ganancia en eficiencia total puede llegar a tener valores
hasta de 30% o más.
Hoy en día, las mejoras que se pueden llevar a cabo en los diseños
de centrales termoeléctricas -incluyendo la introducción del
vapor supercrítico en plantas convencionales, el lecho fluidizado
o la gasificación de carbón en centrales de ciclo combinado-
incrementan efectivamente el rendimiento general en no más de 10%.
El ciclo Rankine, en el cual se basa el funcionamiento de las centrales
eléctricas convencionales, obliga a desechar alrededor de 42 a 48%
de energía en el agua de enfriamiento del condensador, dependiendo
de la temperatura del agua; de 10 a 15% en el generador de vapor; y el resto
en otros equipos como la turbina y el generador eléctrico. Por medio
de la cogeneración, una parte de la energía desechada se puede
ahorrar al suministrarla a un proceso que requiera energía calorífica.
Por esta razón, la Subdirección Técnica de la CFE,
en colaboración con el IIE, estableció un proyecto para evaluar
las condiciones en las que resulta rentable operar las centrales termoeléctricas
como unidades de cogeneración al ofrecer calor a un proceso que requiera
dicha energía. Por tal motivo, se seleccionaron cinco arreglos típicos
de plantas, de acuerdo con su capacidad: 350, 300, 158, 75 y 37.5 MW.
Para llevar a cabo los balances térmicos y las modificaciones necesarias
para que las centrales termoeléctricas operen como unidades de cogeneración,
se utilizaron los programas de cómputo Steam Pro y Steam Master.
Dichos programas tienen la capacidad de usarse en el diseño o la
realización de pruebas de funcionamiento de plantas de generación
convencional.
Metas alcanzadas
· Con base en la información de diseño, tal como
los balances térmicos y los prontuarios de datos técnicos
de cada unidad, así como las características del sitio de
ubicación de la misma, se procedió a modelar los balances
térmicos de las unidades típicas analizadas a través
de los programas Steam Pro y Steam Master.
En el cuadro 1 se presentan los principales parámetros de los balances
térmicos evaluados con los programas de cómputo, con su respectiva
desviación con respecto a los datos de diseño.
CUADRO 1
|
Modelo Steam-pro |
Balance térmico |
% de variación con balance térmico |
Gen. bruta MW |
Aux. MW |
Gen. neta MW | |
CTU kJ/kWh |
Gen. bruta MW |
CTU kJ/kWh | | |
| |
|
|
| |
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| |
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| |
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Estos balances sirvieron como base en el análisis técnico
y económico para operar las centrales como unidades de cogeneración.
· Con base en la modificación del ciclo utilizando los paquetes
Steam Pro y Steam Master se consideraron dos premisas para enviar vapor
a proceso:
a) Mantener la generación eléctrica de la unidad e incrementar
el flujo de combustible a la caldera para dar el servicio de vapor.
b) Mantener fijo el suministro de combustible a la caldera, enviando vapor
a proceso y determinar la nueva generación eléctrica de la
unidad.
Tomando en cuenta las necesidades térmicas de los posibles usuarios
del calor que se podría ofrecer, se consideraron las siguientes configuraciones
para la primera premisa:
a.1) Extracción de vapor de alta presión, enviando a proceso
con 25 bar y aproximadamente 330 grados C.
a.2) Extracción de vapor de presión intermedia, enviando a
proceso a 15 bar y 400 grados C.
a.3) Dos extracciones simultáneas de vapor a 25 y 15 bar.
a.4) Extracción de vapor de baja presión (2 bar).
a.5) Agua caliente extraída del agua de alimentación a la
caldera (antes de la bomba de alimentación).
Para el caso de mantener fijo el suministro de combustible a la caldera,
enviando vapor a proceso y determinando la nueva generación eléctrica
de la unidad, se consideraron las siguientes configuraciones:
b.1) Obtener vapor a proceso a diferentes presiones (22, 18.5, 9, 1.5 y
1 bar), utilizando las extracciones núm. 7, 6, 4 y 3, así
como del recalentado caliente.
b.2) Obtener vapor a proceso a baja presión (1.5 bar), utilizando
las extracciones núm. 7, 6 y 4, así como del recalentado caliente.
b.3) Obtener vapor a proceso de alta presión (18 bar), utilizando
la extracción núm. 7 y vapor del recalentado caliente.
b.4) Obtener vapor a proceso de baja presión (2.2 bar), utilizando
el cross-over de la turbina.
· Resultados del análisis técnico para operar las centrales
termoeléctricas como unidades de cogeneración.
a) En lo que se refiere al análisis de la operación de los
arreglos típicos analizados (350, 300, 158, 75 y 37.8 MW) en diferentes
sitios (zona Baja California, Baja California Sur, noroeste, norte, noreste,
sur y peninsular), la variación de la eficiencia tanto de generación
como la global es de aproximadamente un punto porcentual, lo cual significa
que el operar las centrales termoeléctricas en modo de cogeneración
no se ve afectado por el sitio en donde se encuentre la central.
b) De las configuraciones analizadas para este estudio las alternativas
que mostraron la máxima eficiencia fueron:
- Extracción de vapor de alta presión, enviándolo a
proceso con 25 bar y 330 grados C.
- Dos extracciones simultáneas de vapor de alta y presión
intermedia para enviar el vapor a proceso con 25 y 15 bar.
Sus resultados se resumen en los cuadros 2 y 3. Como se puede observar,
para el caso de utilizar el vapor de alta y presión intermedia se
tiene una mejora en la eficiencia del ciclo hasta de ocho puntos porcentuales
con respecto a la operación actual de las unidades.
CUADRO 2
Extracción de vapor de alta presión.
|
Unidades |
Vapor a proceso |
Situación actual |
Situación propuesta |
| |
Presión bar |
Temp. grados C |
Flujo t/h | |
CTU kJ/kWh |
Eficien. general | |
CTU kJ/kWh |
Eficien. general |
Eficien. global | |
|
350 | |
| |
| 300 |
|
| |
| 58 |
|
| |
| 75 |
|
| |
| 37.5 |
|
| |
CUADRO 3
Extracción de vapor de alta y presión intermedia.
|
Unidades |
Vapor a proceso |
Situación actual |
Situación propuesta |
| |
Presión bar |
Temp. grados C |
Flujo t/h | |
CTU kJ/kWh |
Eficien. general | |
CTU kJ/kWh |
Eficien. general |
Eficien. global | |
|
350 | |
| |
| 300 |
|
| |
| 58 |
|
| |
| 75 |
|
| |
| 37.5 |
|
| |
En todos estos casos, la consideración que se hizo fue la de mantener
la generación eléctrica de la planta; para dar el servicio
de vapor se incrementó el flujo de combustible, que en la mayoría
de los casos no fue mayor a 10%. Tomando en cuenta esta consideración,
se optó por manejar la máxima disponibilidad de vapor para
proceso de una de las unidades analizadas, manteniendo el flujo de combustible
original y determinando la nueva generación eléctrica bajo
esta consideración.
Esta máxima disponibilidad de vapor se evaluó de acuerdo con
las configuraciones mostradas anteriormente en los incisos b.1 a b.4. Para
este análisis se consideró la unidad de 300 MW como base para
el estudio. En el cuadro 4 se muestra el resultado de dicha evaluación.
CUADRO 4
Máxima disponibilidad de vapor a proceso con consumo
de combustible fijo.
|
Unidades |
Vapor a proceso |
Situación actual |
Situación propuesta |
| |
Presión bar |
Temp. grados C |
Flujo t/h | |
CTU kJ/kWh |
Eficien. general | |
CTU kJ/kWh |
Eficien. general |
Eficien. global | |
|
300/
192.25 |
|
1.0 |
169 |
12.5 | | 1.5 | 222 |
11.4 | | 9.0 |
438 | 34.5 |
| 18.5 | 482 |
250 | | 21.8 |
276 | 71.3 | |
|
|
|
300/
192.5 | |
| |
|
300/
205.5 | |
| |
|
300/
246.3 | |
| |
Como se puede observar en el cuadro 4, el incremento de la eficiencia
se elevó hasta 28 puntos porcentuales de la eficiencia inicial de
la unidad. De todos estos casos, la mejor opción desde el punto de
vista térmico, es la utilización del vapor del cross-over
de la turbina, ya que da la máxima eficiencia tanto de generación
como del ciclo. Sin embargo, la limitante es la baja presión del
vapor (2.2 bar) y que tiene poca aplicación en la industria (agua
caliente, refrigeración, desalinación, etc.). En el caso de
aplicar este vapor dentro del proceso de una industria en forma general,
la mejor opción para los fines del proyecto es utilizar el vapor
de alta presión (18 bar) de la extracción núm. 7 y
el vapor del recalentado caliente.
Evaluación económica de las alternativas para operar las
centrales termoeléctricas como unidades de cogeneración al
ofrecer calor a la industria
Con base en los resultados de la evaluación técnica se tienen
las siguientes consideraciones para la evaluación económica:
· Vida económica del proyecto. Debido a que no se realizarán
modificaciones a las unidades y sólo serán necesarias las
inversiones para manejar el vapor a proceso (tuberías, aislamiento,
conexiones e intercambiador de calor), se considera que son proyectos a
corto plazo, por lo que la vida económica del proyecto se estima
en 10 años.
· Valor del capital. Se tomó como referencia el utilizado
en la CFE para sus proyectos de inversión de acuerdo con COPAR (costos
y parámetros de referencia para formulación de proyectos de
inversión en el sector eléctrico).
· Tiempo de operación de la industria. Se refiere al
tiempo en que la(s) industria(s) requiere(n) de suministro de vapor, el
cual se estimó tomando como base la experiencia del IIE en otros
proyectos (unas 8 000 horas al año).
· Costos de inversión para ofrecer calor a la industria.
Estos costos incluyen el sistema de tuberías con aislamiento para
el transporte de vapor y/o agua caliente, y las alternativas en que se contempla
la tubería de retorno de condensado. Además, en algunas alternativas
se considera la instalación de un equipo de transferencia de calor.
Para la evaluación antes mencionada, se tomaron en cuenta los costos
de tubería de acero al carbón, sin costura, cédula
40 de diversos diámetros; para el dimensionamiento de la tubería,
los criterios fueron una caída de presión de 0.1 bar/30 metros,
en la conducción de vapor y una velocidad máxima de 2 m/s.
· Costos de insumos. Estos costos fueron reportados directamente
por una de las centrales de la CFE.
· Costo de combustible. Se tomó como combustible el
combustóleo y su precio lo reportó una de las centrales de
la CFE.
· Precio de la energía eléctrica. Se usa para
fines de cálculo, ya sea para determinar el costo de la energía
eléctrica de auxiliares en una caldera o cuando se deja de generar
energía eléctrica al fijar el consumo de combustible.
· Precio de venta de vapor. En lo que se refiere a la definición
del precio de vapor que la CFE ofrecerá a la industria, se realizó
una evaluación de los costos de la generación de vapor a proceso
tanto para la CFE como para la industria, ya sea si ésta se encuentra
en operación o va a instalarse una nueva planta.
El análisis económico de las alternativas antes mencionadas
se realizó estableciendo el flujo de efectivo de cada una de ellas,
considerando:
· Inversión inicial.
· Costo de operación y mantenimiento de la nueva operación.
· Costo por el decremento de energía eléctrica.
· Venta de vapor.
La unidad base para comparar los resultados del estudio es la de 300 MW,
tomando como referencia los siguientes parámetros de la central:
Generación bruta: 300 MW
CTU: 8 319 kJ/kWh
Consumo de combustible: 792 273 kWt
Eficiencia de la planta de generación: 35.7%
En la figura 1 se muestra el balance de esta base.
Las alternativas más rentables se resumen en el cuadro 5.
CUADRO 5
Las diversas alternativas.
|
Alter- nativa |
Flujo vapor ton/h |
Pres. bruta bar |
Gen. bruta MW |
CTU kJ/kWh |
Eficiencia
|
PRI |
TIR |
Precio de vapor $/ton* |
Saldo total |
| A-1 |
77 | 25 | 300 | 8 207 |
| 2.8 | 40.5 | 18 |
1 637 |
| G-II |
400 | 18 | 200 | 6 841 |
| 0.5 | 217.6 | 40 |
8 494 |
| J-II |
400 | 2.2 | 246 | 5 670 |
| 0.75 | 146.2 |
22 | 5708 |
* Valores referidos a noviembre de 1994.
La alternativa A-I corresponde a utilizar vapor de la extracción
núm. 7 del ciclo. En la figura 2 se muestra el balance térmico
de esta alternativa. La alternativa G-II corresponde a utilizar vapor de
la extracción núm. 7 y de la línea de recalentado caliente
del ciclo. En la figura 3 se muestra el balance térmico de esta alternativa.
La alternativa J-II corresponde a utilizar vapor del cross-over de la turbina.
En la figura 4 se muestra su balance térmico.
Para la selección de tales alternativas se hicieron las siguientes
consideraciones:
· Que las condiciones de vapor a proceso cubran un amplio rango de
las necesidades de la industria nacional.
· Que el precio de vapor no supere el costo de vapor de la industria.
· Que afecte en un menor grado la operación actual de la central
(realizar pocas modificaciones al ciclo para ofrecer calor).
· Que se tenga un mayor saldo total para cubrir algunas necesidades
de la planta.
Conclusiones
En relación con la operación de los arreglos típicos
analizados (350, 300, 158, 75 y 37.5 MW) en diferentes sitios del país,
se concluye que el operar las centrales termoeléctricas en modo de
cogeneración no se ve afectado por el sitio donde se encuentra la
central.
Considerando la evaluación técnica y económica de las
diferentes alternativas para operar las centrales como unidades de cogeneración,
se concluye que las alternativas que se recomiendan por ser las más
rentables son:
a) Mantener la generación eléctrica base, variar el consumo
de combustible, ofrecer 77 ton/h de vapor a 25 bar y utilizar vapor de la
extracción núm. 7 del ciclo. Esta alternativa ofrece una ganancia
en la eficiencia global del ciclo de cinco puntos porcentuales con respecto
a la base.
b) Mantener el consumo de combustible base, variar la generación
eléctrica, ofrecer 400 ton/h a 2.2 bar y utilizar vapor del cross-over
de la turbina. Esta alternativa ofrece una ganancia en la eficiencia global
del ciclo de 30 puntos porcentuales con respecto a la base.
Considerando estos resultados, se concluye que las centrales termoeléctricas
son factibles y rentables de operar como unidades de cogeneración
al ofrecer calor a las industrias. La limitante está en tener un
mercado para el uso de dicho calor, ya que como se muestra en el cuadro
5, entre más vapor se obtiene del ciclo para proceso, se incrementa
la eficiencia global y su rentabilidad.
