Comisión de Infraestructura, UIA
Buenos Aires, 11 de Noviembre de 2010
Reseña de las posibilidades de eficiencia
energética a través de la Cogeneración.
Tecnologías aplicables.
Ing. Alberto Fushimi, TYCSA / UNLP
Integrante de la Comisión de Infraestructura, UIA
Miembro titular, Academia de la Ingeniería de la PBA.
Que es un sistema térmico eficiente
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”, es:
Fuel . Efficiency

W Q
C
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 la calidad.
Por ejemplo: si Q = 0, un fuel efficiency del 60% (ciclo combinado), es bueno.
Pero si W = 0 (caldera por ejemplo) un fuel efficiency del 60% es malo.
Actualmente, un sistema con fuel effciency del 90% y con W/Q de aprox. 1 o
mayor puede ser considerado bueno. No es fácil lograrlo, solo es posible por
integración de procesos, en los que la cogeneración está involucrada.
Un caso informado en la bibliografía
COSPP Cogeneration and On Site Power Production.
e-update from COSPP magazine May 2010
13 May 2010 - Siemens Energy has received an order from
Bulgaria for erection of a combined cycle cogeneration district
heating power plant (CC, CHP, DH)
The power plant, to be built in the city of Plovdiv, is scheduled to
start supplying approximately 50 MW of electricity and as much as
55 MW of district heat in late 2011.
Siemens will supply an SGT-700 gas turbine, an SST-300 steam
turbine, a heat recovery steam generator with supplementary
firing, and other auxiliary systems. With the plant operating in
combined cycle duty the turbines will cogenerate both power and
district heat. The order also includes a long term service
agreement.
In the future our power plant will supply power and heat to
Plovdiv. At the same time the up to 90% efficiency attained by the
cogeneration plant will also make a significant contribution toward
operating economy and environmental protection.
50 MW eléctricos, 55 MW térmicos, 90% Fuel Efficiency
PennWell Corporation 1421 South Sheridan Road Tulsa, OK 74112 USA
Rangos termométricos de los procesos de conversión.
Calidad de la energía térmica, (Usefulness)
Reglas a aplicar en la búsqueda de eficiencia energética
Comenzar las transformaciones en el sistema de conversión a
la mayor temperatura posible.
Deben prolongarse hasta la mínima temperatura posible,
ordenando la secuencia de procesos adecuadamente.
Eliminar o reducir en lo posible las irreversibilidades, que si
bien no provocan pérdidas directas de energía, lo hacen
indirectamente reduciendo la usabilidad de la energía en el
proceso. Lo que no se usó debe ser eliminado (pérdidas)
Como se mide la eficiencia energética:
Por comparación del consumo de energía primaria con
sistemas de referencia de producciones equivalentes.
Es el ahorro de recursos, en MW, o % de reducción respecto al
o a los sistemas que reemplazan. (que producen lo mismo).
Ahorro de recursos esperables en sistemas de cogeneración
Ahorros de combustible de los sistemas analizados.
Incidencia de los rendimientos de referencia
Reseña rápida de las tecnologías de cogeneración (1)
Turbina de vapor de contrapresión o condensación con extracción
Vapor de admisión de baja exergía por la degradación producida por el
generador convencional de vapor. Limita la producción de trabajo
mecánico, que resulta muy reducida.
Eficiencia marginal de W muy elevada en turbinas de contrapresión,
pero la flexibilidad es mala. En TV de condensación con extracción es
mejor, pero la eficiencia es menor.
Turbina de gas con HRSG, para vapor para usos calóricos.
Para la misma carga calórica, la producción eléctrica es mucho mayor
que en el caso anterior debido a la eliminación de la caldera
convencional degradadora. Mejora mucho la rentabilidad.
Requiere flexibilización, cuya implementación reduce la eficiencia. La
eficiencia marginal de W es menor, para mejorarlo se debe trabajar
sobre el sistema, y además con la demanda térmica del usuario.
Reseña rápida de las tecnologías de cogeneración (2)
Combinación ciclo combinado - cogeneración
Es la opción que combina eficiencia y flexibilidad con mínimas
pérdidas. Consiste en un sistema TG + HRSG con fuego
suplementario, para vapor de parámetros altos para maximizar la
producción eléctrica de la TV, que es de condensación con
extracción /es para suministrar como vector calórico. Su
condensador puede ser mucho mas chico que lo convencional
Se debe trabajar sobre el sistema, y además con la demanda
térmica del usuario, para obtener un sistema óptimo. El fuego
suplementario aumenta el rendimiento, pero reduce la relación
W/Q. Se consiguen fuel efficiency´s del orden del 90% con W/Q
próximos a 1, pero no es fácil.
De existir un sistema de cogeneración a vapor, (Celulosa
Argentina, de Zárate, PBA. por ejemplo), es relativamente fácil y
económico repotenciarlo a este tipo de esquema conceptual.
.
Demandas de energía
A ser resueltos por diferentes opciones aplicables
Demandas de vapor, caso
Normal
Restringido
Vapor saturado de 13 bar: 73 Ton/h
Vapor saturado de 6 bar: 225 Ton/h
47 Ton/h
143 Ton/h
Vapor saturado (6 + 13): 298 Ton/h
Retorno de condensado: 45% a 20oC
190 Ton/h
Demanda eléctrica: sin restricciones.
La paridad eléctrica se logra por intercambio de
energía con la red.
Cogeneración con turbinas de vapor
TG + HRSG, vapor para usos calóricos
TG + HRSG + TV Condens y Extracc. 190 Ton/h vapor
TG + FS + HRSG + TV Condens y Extracc. 300 Ton/h vapor
Ahorros de los sistemas analizados
Denmark’s economy has grown by around 75% since
1980 to 2006 with nearly stable energy consumption.
DCE = 1.1
DPBI = 1.75
Elasticidad = 1.1 / 1.75 = 0.63.
The Danish Example: Towards an Energy Efficient and Climate Friendly Economy.
Expuesto en el “Energy Technology for a climate friendly future” Seminar, Buenos Aires,
2008
Actualmente, en Dinamarca… Sustentable ?
Tom Kerr: “Cogeneration: A key part of a sustainable energy future” presentación en The
International CHP / DHC Collaborative: Advancing near term low carbon technologies.
Helsinky, Finland, 5 March, 2009
Tom Kerr: “Cogeneration: A key part of a sustainable energy future” presentación en The
International CHP / DHC Collaborative: Advancing near term low carbon technologies.
Helsinky, Finland, 5 March, 2009
Tom Kerr: “Cogeneration: A key part of a sustainable energy future” presentación en The
International CHP / DHC Collaborative: Advancing near term low carbon technologies.
Helsinky, Finland, 5 March, 2009
Datos del GTW Handbook 2009 sobre CCs grandes
HRSG de 13 paquetes de un CC de tres presiones con recalentamiento.
1 TG PG 9331FA de 226.5MW Potencia neta 330.7 MW, Rendimiento neto 55.7%
Un análisis económico financiero
muy preliminar.
Precisión “a dedo gordo”
Análisis económico financiero muy preliminar
de un proyecto de cogeneración moderno. Diagrama.
Estimación muy preliminar de la inversión
Se intenta manejar valores conservadores
Costos específicos OEM, U$S/kW de ciclos combinados
Resultados para el proyecto
Resultados para el capital propio de los inversores
Resultados
1 MM BTU = 0.293 MWh
7 U$S/MM.BTU = 7/0.293 = 23.89 U$S/MWh
Sensibilidad de la TIR a la inversión.
70%
60%
TIR, %
Precio del gas: 7 U$S/MM.BTU, del destilado medio a 17 U$S/MM.BTU
Precios de venta, respecto al combustible: Electricidad = x 2,5, Vapor = x 1,5
Sensibilidad a la inversión
100% Inversión = 1152 U$S/kW = 106,02 MM.U$S
50%
TIR (IRR) capital propio inversores, %
40%
30%
TIR (IRR) Proyecto
20%
10%
% Inversión
OEM lump sum CC price (GTW 2009 Hndbook) = 677 U$S/kW
0%
80%
90%
100%
110%
120%
130%
Muchas gracias
por su atención !
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