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


 Gen. bruta %


 CTU %

 353.6

14.2

339.4

 8 332

350

8 002

 -1.04

-3.9

 306.5

 15.4

292.5

  8 319

300

8 141

 -2.17

-2.19

 158.1

7.9

150.2

 8 381

158

8 451

 -0.06

0.83

 75.4

3.4

72.0

 9 177

75

ND

 -0.56

ND

 38.9

1.4

37.6

 9 443

37.6

9 558

 -0.08

1.2

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


 25


 332


 83
 8328 37.8


 8209


35.3


42.5
 300


 25


 325


 77
 8319 35.7


 8207


33.1


40.4
 58


 25


 338


 40
 8384 36.0


 8271


33.4


40.7
 75


 25


 367


 19
 9181 34.9


 9067


32.5


39.9
37.5


 25


 360


 11
 9443 34.7


 9317


32.1


40.2

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


 25/15


 332/482


 123
 8328 37.8


 8188


32.0


42.0
 300


 25/15


 325/442


 112
 8319 35.7


 8188


32.0


42.0
 58


 25/15


 338/435


 58
 8384 36.0


 8246


32.2


42.6
 75


 25/15


 367/287


 36
 9181 34.9


 9007


30.6


43.4
37.5


 25/15


 360/273


 18
 9443 34.7


 9229


30.7


43.0

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
 8319 35.7


 6798


22.4


64.1

 300/

192.5

 1.5


 350


402
 8319 35.7


6775


22.3


64.2

 300/

205.5

 18


 20


 400
 8319 35.7


 6841


23.4


62.8

300/

246.3

 2.2


220


400
 8319 35.7


 5670


29.1


67.5

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


 gen %


global %


PRI


TIR


Precio de vapor $/ton*


Saldo total
 A-1 77 25 300 8 207
 33.1  40.4
2.8 40.5 18 1 637
G-II 400 18 200 6 841
 23.4 62.8
 0.5 217.6 40 8 494
 J-II 400 2.2 246 5 670
 29.1 67.5
 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.

EDUARDO H. BUENDÍA DOMÍNGUEZ
Ingeniero mecánico electricista por la Universidad Nacional Autónoma de México (UNAM) egresado en 1981. Ese mismo año se incorporó como investigador al IIE en la hoy Unidad de Ingeniería Mecánica. Actualmente es coordinador de especialidad del área de métodos de ingeniería mecánica para el uso eficiente de la energía. Se dedica principalmente a la realización, supervisión y evaluación de proyectos relacionados con el ahorro de energía y sistemas de cogeneración para los sectores energéticos, industriales y de servicios. Es autor de varios artículos técnicos y profesor de la Facultad de Ingeniería de la UNAM y de la Escuela de Ingeniería de La Salle.

ROSA ARACELY ACOSTA TORRES
Ingeniera química por la Universidad Veracruzana (1988). De 1989 a 1992 trabajó en la Comisión Federal de Electricidad en la Sugerencia de Ingeniería en el Departamento Mecánico de la central nucleoeléctrica Laguna Verde como especialista en el área de mecánica nuclear. En 1992 se incorpora al IIE en la hoy Unidad de Ingeniería Mecánica como jefe de proyecto en el área de ahorro de energía y cogeneración. Es autora de varios artículos técnicos y miembro de la Association of Energy Engineers.

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