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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA ASPECTOS TÉCNICO ECONÓMICOS PARA EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE COGENERACIÓN EN BASE A GRUPOS GENERADORES DIESEL LEONARDO GIANGRANDI V. Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Electricista Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD Santiago de Chile, 2011
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PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA
ASPECTOS TÉCNICO ECONÓMICOS PARA
EVALUACIÓN DE PROYECTOS DE COGENERACIÓN EN BASE A
GRUPOS GENERADORES DIESEL
LEONARDO GIANGRANDI V.
Memoria para optar al título de Ingeniero Civil Electricista
Profesor Supervisor: HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
Santiago de Chile, 2011
PONTIFICIA UNIVERSIDAD CATOLICA DE CHILE ESCUELA DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Eléctrica
ASPECTOS TÉCNICO ECONÓMICOS PARA EVALUACIÓN DE PROYECTOS
DE COGENERACIÓN EN BASE A GRUPOS GENERADORES DIESEL
LEONARDO GIANGRANDI V.
Memoria presentada a la Comisión integrada por los profesores:
HUGH RUDNICK VAN DE WYNGARD
RODRIGO ESCOBAR MORAGAS
RODRIGO GONZALEZ GONZALEZ
Para completar las exigencias del título de Ingeniero Civil Electricista
Santiago de Chile, 2011
ii
A mis Padres, hermanos y mi propia familia.
Por ser la razón de vivir.
iii
AGRADECIMIENTOS
Este largo proceso de titulación iniciado hacia fines de los 80, se ha
sostenido en la perseverancia y ejemplo especial de mi padre, en la voluntad y
compañía de mi mujer, en la comprensión y entusiasmo de mis seis hijos, y en la
guía profesional y personal de mis profesores Rodrigo González y Hugh Rudnick.
Agradezco el sólido apoyo de profesionales de distintos rubros, cuya
colaboración ha significado agregar valiosos antecedentes respecto de tecnologías,
mercados y la experiencia práctica, lo cual ha enriquecido el contenido de este
trabajo.
Indispensable también ha sido el camino natural de la vida, que me ha
llevado a vivir valiosas experiencias de ingeniería desde la juventud, pasando desde
el escritorio al terreno mismo, con más de 10 años en proyectos eléctricos,
comprendiendo inequívocamente, que trabajando con seres humanos simples y
sencillos que a diario contribuyen a la construcción de grandes proyectos, agregando
un poco de ingenio, mucho criterio, inagotable tenacidad y una mochila con las
fortalezas de la ingeniería aplicada, se tienen grandes herramientas para forjar un
futuro contribuyendo a mejorar la calidad de vida de muchos.
Agradezco a todos ellos, a mi madre y a Dios, por permitirme vivir la
experiencia de una formación valórica inigualable.
iv
INDICE GENERAL
Pág.
DEDICATORIA .......................................................................................................... ii
AGRADECIMIENTOS .............................................................................................. iii
INDICE DE TABLAS .............................................................................................. viii
INDICE DE FIGURAS.............................................................................................. xii
RESUMEN............................................................................................................... xvii
ABSTRACT............................................................................................................ xviii
I INTRODUCCION.............................................................................................. 1
II EL GRUPO GENERADOR ............................................................................... 6
2.1 El Grupo Generador y su proceso de conversión de energía ..................... 6
2.2 Parámetros básicos del grupo................................................................... 10
2.2.1 Potencia.......................................................................................... 10
2.2.2 Voltaje............................................................................................ 11
2.2.3 Factor de Potencia.......................................................................... 11
2.2.4 Velocidad....................................................................................... 11
2.3 Estándares ................................................................................................ 11
2.4 Características generales de operación .................................................... 12
2.4.1 Consumo de combustible mc ......................................................... 12
2.4.2 Eficiencia del grupo generador...................................................... 17
2.4.3 Regulación de tensión.................................................................... 20
2.4.4 Regulación de velocidad................................................................ 22
2.4.5 Paralelismo .................................................................................... 23
2.4.6 Efectos de las condiciones ambientales........................................ 26
III COGENERACIÓN........................................................................................... 29
3.1 Conceptos Básicos ................................................................................... 31
3.1.1 Objetivo central de la cogeneración .............................................. 33
v
3.1.2 Razón Calor Electricidad (RCE) ................................................... 34
3.1.3 La cogeneración y el proceso productivo ...................................... 35
3.2 Excedentes térmicos en grupos generadores diesel ................................. 38
3.2.1 Esquemas de utilización de excedentes térmicos .......................... 39
3.3 Parámetros de diseño para la estimación del excedente térmico
recuperable con cogeneración.................................................................. 41
3.3.1 Gases de escape ............................................................................. 43
3.3.2 Refrigeración ................................................................................. 46
3.4 Eficiencia resultante del sistema de cogeneración................................... 49
3.5 RCE resultante del sistema de cogeneración ........................................... 52
IV CONCEPTOS NORMATIVOS Y REGULATORIOS.................................... 54
4.1 Aspectos normativos ................................................................................ 54
4.2.1 Normativa técnica nacional ........................................................... 54
4.2.2 Normas internacionales ................................................................. 56
4.2 Impacto Ambiental................................................................................... 57
4.3 La huella de Carbono ............................................................................... 57
4.3.1 Medición y desplazamiento de huella de carbono......................... 57
4.3.2 Mecanismo de desarrollo limpio (MDL)....................................... 59
4.4 Aspectos regulatorios ............................................................................... 60
4.4.1 Medios de Generación No Convencionales y Pequeños
Medios de Generación (Reglamento DS 244) ............................... 61
4.4.2 Ley General de Servicios Eléctricos (DFL4 incluyendo
modificaciones de Ley 20.257 – Abril 2008) ................................ 62
V CONFIABILIDAD........................................................................................... 63
5.1 Generalidades........................................................................................... 64
5.2 Modelo y tasa de falla chp de unidad cogeneradora................................ 66
5.2.1 Modelo de planta ........................................................................... 66
5.2.2 Disponibilidad D y tasa de falla gg de un grupo generador ......... 67
5.3 Confiabilidad de sistemas aplicada a cogeneración................................. 69
5.3.1 Sistema serie .................................................................................. 69
5.3.2 Sistema paralelo............................................................................. 70
5.3.3 Sistema paralelo con redundancia ................................................. 71
vi
5.4 Costo de falla............................................................................................ 74
5.5 Parámetros de falla en componentes eléctricos........................................ 75
VI DESAROLLO TECNICO DE LA PLANTA DE COGENERACION ............ 77
6.1 Consumo de energía del proceso productivo ........................................... 78
6.1.1 Energía eléctrica ............................................................................ 78
6.1.2 Energía térmica.............................................................................. 80
6.2 Capacidad y configuración de la planta de cogeneración ........................ 81
6.3 Elementos constructivos de plantas de cogeneración .............................. 82
6.3.1 Layout ............................................................................................ 83
6.3.2 Obras civiles .................................................................................. 88
6.3.3 Sistema de combustible ................................................................. 90
6.3.4 Sistema de escape .......................................................................... 96
6.3.5 Sistema de ventilación ................................................................. 102
6.3.6 Sistema de refrigeración .............................................................. 107
6.3.7 Servicios auxiliares...................................................................... 111
6.3.8 Esquemas prácticos de cogeneración........................................... 112
6.3.9 Sistema eléctrico.......................................................................... 116
6.3.10 Protección y control..................................................................... 125
6.4 Puesta en marcha y mantención ............................................................. 128
VII COSTOS E INVERSIONES EN PLANTAS DE COGENERACION .......... 131
7.1 Inversiones en plantas de cogeneración ................................................. 131
7.1.1 Equipamiento............................................................................... 131
7.1.2 Instalación.................................................................................... 138
7.2 Costos de operación en plantas de cogeneración ................................... 148
7.2.1 Costos de operación del grupo generador.................................... 148
7.2.2 Costo de operación del sistema de cogeneración ........................ 150
7.2.3 Costo de falla de la planta cogeneradora ..................................... 150
VIII EVALUACION DE PROYECTOS DE COGENERACION......................... 152
8.1 Estimación de la demanda del proceso productivo................................ 152
8.2 Definición técnica de planta de cogeneración........................................ 153
8.2.1 Recuento técnico de la cogeneración........................................... 153
vii
8.3 Estimación del precio de la energía del proceso productivo.................. 155
8.3.1 Precio de la energía térmica......................................................... 155
8.3.2 Precios de la energía eléctrica del proceso EE0 y EEHP0 ............. 155
8.4 Evaluación económica y determinación del precio de la energía para
plantas de cogeneración ......................................................................... 157
8.4.1 Ingresos y costos.......................................................................... 157
8.4.2 Inversiones y valores residuales .................................................. 158
8.4.3 Consideraciones para la evaluación............................................. 158
8.5 Análisis de un caso real.......................................................................... 161
8.5.1 Demandas de energía ................................................................... 162
8.5.2 Definiciones técnicas de planta de cogeneración ........................ 165
8.5.3 Precios de referencia.................................................................... 171
8.5.4 Precios de energía del proceso productivo .................................. 171
8.5.5 Cálculo de precios de la energía de cogeneración....................... 172
IX CONCLUSIONES.......................................................................................... 187
BIBLIOGRAFIA...................................................................................................... 191
viii
INDICE DE TABLAS
Tabla Contenido Pág.
1.1 Combustibles en máquinas motrices (TNEP, 2007) 4
1.2 Eficiencias, subproductos por tecnología de máquina motriz (EPA-CHP-Tec, 2008, modificado por el autor)
4
2.1 Propiedades normalizadas del Diesel Nº2 13
2.2 Consumo Específico de Combustible para varias potencias y velocidades de equipos de mercado (DSHT-CAT, (DSHT-CUM, DSHT-WAR)
14
2.3 Factor de corrección kc para consumo de combustible según punto de aplicación X(%) (DSHT-CAT, DSHT-CUM, DSHT-WAR)
16
2.4 Derrateo en equipos eléctricos por altura (Normas ANSI) 28
3.1 Eficiencias típicas en Calderas y en la producción de Energía Eléctrica (DOE-EERE-STMDG, 2002)
31
3.2 Razón Calor / Electricidad típica por tecnología de Cogeneración (COG-BP-IND, 2006)
34
3.3 Adaptabilidad de la RCE y sus efectos en el proceso 35
3.4 Temperatura media de gases de escape en motores diesel (DSHT-CAT, DSHT-CUM, DSHT-WAR)
44
5.1 Tipo y duración media de mantenciones en un equipo de cogeneración (AUT, 2010)
68
6.1 Registro tipo para la estimación de la demanda de energía eléctrica para un proceso productivo (elaboración propia)
79
6.2 Registro tipo de datos de consumo de energía térmica de un proceso y estimación de su demanda (elaboración propia)
80
6.3 Medidas y pesos referenciales de grupos generadores diesel (DSHT-CAT, DSHT-CUM)
85
ix
Tabla Contenido Pág.
6.4 Dimensionamiento práctico de piping de combustible para 1m máxima cota de levante (CUM-INS, 1987)
94
6.5 Longitud equivalente para piezas especiales (MA-DGAUX, 2006, CAT-APP, 2005)
98
6.6 Niveles máximos de ruido según zona urbana (DS 146) 100
7.1 Precios de mercado para casetas insonorizadas con grado de atenuación de 87 dBA a 7 m (AUT, 2010)
133
7.2 Precios de mercado para sistema de recuperación térmica en gases de escape (AUT, 2010)
134
7.3 Precios de mercado para Tableros de Fuerza para distribución del Grupo Generador (AUT, 2010)
136
7.4 Precios de mercado para estanques de combustible en acero, con certificación SEC (AUT, 2010)
136
7.5 Precios de mercado para transformadores de poder tipo Subestación Unitaria en aceite mineral, tensiones 6.6 kV y 13.8 kV – ONAN (AUT, 2010)
137
7.6 Valores residuales para equipos en plantas de Cogeneración (AUT, 2010)
138
7.7 Estimaciones de HH de ingeniería para proyectos de Cogeneración (valorizadas a 1 UF/HH) (AUT, 2010)
140
7.8 Valores de referencia para obras civiles (AUT, 2010) 141
7.9 Valores de referencia para suministros del sistema de combustible de cada grupo generador (AUT, 2010)
141
7.10 Valores de referencia de suministros para instalación sistema de combustible principal (AUT, 2010)
142
7.11 Valores de referencia de suministros para instalación sistema de escape (AUT, 2010)
142
7.12 Valores de referencia de suministros para instalación sistema de insonorización (AUT, 2010)
143
x
Tabla Contenido Pág.
7.13 Valores de referencia para suministros del sistema de ventilación forzada, en función de la potencia de cada equipo y el tipo de proyecto (AUT, 2010)
144
7.14 Valores de referencia para los servicios auxiliares propios de una planta de cogeneración (AUT, 2010)
145
7.15 Valores de referencia para alimentación de fuerza y control en Baja Tensión para equipos de cogeneración (AUT, 2010)
145
7.16 Valores de referencia para suministros de puesta a tierra, en función de la potencia de cada equipo y el tipo de proyecto(AUT, 2010)
146
7.17 Valores de referencia de mano de obra de montaje para equipos de cogeneración, según la complejidad del proyecto, en función de la potencia de cada equipo (AUT, 2010)
147
7.18 Valores de referencia para mano de obra indirecta con sus gastos generales, e infraestructura de faena, según tipo de montaje (AUT, 2010)
147
7.19 Valores de referencia para mantenimiento preventivo de grupos generadores comerciales (AUT, 2010)
149
8.1 Parámetros técnicos de la aplicación de cogeneración al proceso en estudio (elaboración propia)
154
8.2 Cuadro resumen típico para tarifas horarias (BT o AT) de energía eléctrica y su modo de aplicación
156
8.3 Antecedentes del proceso productivo 162
8.4 Demanda de energía eléctrica AGRO-X (Tabla 6.1) 163
8.5 Demanda de energía térmica AGRO-X (Tabla 6.2) 164
8.6 Razones calor / electricidad (RCE) del proceso 165
8.7 Potencia nominal equipo de cogeneración, aplicación continua 166
xi
Tabla Contenido Pág.
8.8 Potencia nominal equipo de cogeneración, aplicación horas punta 166
8.9 Recuento técnico de cogeneración AGRO-X (Tabla 8.1) 167
8.10 Tarifas CGE Distribución para AGRO-X, Diciembre 2010 172
8.11a Inversión en equipamiento máximo (R+G) de planta en modalidad continua, Pn = 1 x 550 kW
173
8.11b Montaje de planta Pn = 1 x 550 kW 173
8.12a Inversión en equipamiento máximo (R+G) de planta en modalidad horas punta, Pn = 1 x 400 kW
174
8.12b Montaje de planta Pn = 1 x 400 kW 174
8.13a Mantenimiento planta de cogeneración en horas punta 175
8.13b Mantenimiento planta de cogeneración aplicación continua 175
8.14 Parámetros de confiabilidad de planta de cogeneración 176
8.15 Datos de entrada para evaluación de TIR planta continua 177
8.16 Datos de entrada para evaluación de TIR planta en punta 178
xii
INDICE DE FIGURAS
. Figura Contenido Pág.
1.1 Esquema operacional del grupo generador 2
1.2 Potencia y eficiencias de máquinas motrices (ORLD, 1987) 2
2.1 Configuración típica de un grupo generador diesel 6
2.2 Componentes constructivos del grupo generador 7
2.3 Obtención de potencia en el eje del motor 8
2.4 Diagrama del generador autoexcitado 9
2.5 Diagramas del generador con excitación separada 10
2.6 mce para Grupos Generadores comerciales de 1500 RPM (DSHT-CAT, DSHT-CUM)
14
2.7 Relación consumo mc (l/h)– Carga aplicada, grupos generadores comerciales (DSHT-CAT, DSHT-CUM)
15
2.8 Eficiencia de grupos generadores según kc mce (gr/kWh) 19
2.9 Eficiencias típicas de generadores según distintas potencias y velocidades nominales (SEGASER-GSET, 1978)
19
2.10 Eficiencia típica de un generador según nivel de carga (SEGASER-GSET, 1978)
20
2.11 Curva de Droop en sincronismo de grupos generadores para un aporte de los generadores igual a Pj+Pk
25
3.1 Producción de calor y electricidad en comparación con la Cogeneración (ORNL-CHP, 2008)
30
3.2 Cogeneración típica de Ciclo Inferior 31
3.3 Cogeneración de tipo Ciclo Superior (Grupos Generadores) 32
3.4 Razones Calor / Electricidad típicos por Segmento Industrial (COG-BP-IND, 2006)
35
3.5 Inserción típica de la Cogeneración en un proceso productivo 37
3.6 Balance energético en un grupo generador respecto del contenido energético en el combustible (CAT-APP, 2005)
38
xiii
Figura Contenido Pág.
3.7 Variación del balance energético en motores diesel en función de su nivel de carga (% de la potencia nominal) (TRNR-DTY-EMH, 2007)
39
3.8 Circuitos para cogeneración en grupos generadores 40
3.9 Esquema de Cogeneración G+R en grupos generadores 43
3.10 Eficiencias de sistemas de cogeneración R+G calculadas según expresión 3-4, en función del consumo específico de combustible y kc
50
3.11 Eficiencias de sistemas de cogeneración base, R+G calculadas según expresión (3-4), en función del consumo específico de combustible y kc
51
3.12 Eficiencia de cogeneración total R+G, calculada para grupos generadores comerciales operando a plena carga
52
3.13 RCE de plantas de cogeneración para distintos kc, en función de mce, calculada según expresiones (2-7), (3-8) y (3-9)
53
5.1 Comportamiento de la tasa de falla 65
5.2 Tiempo medio entre fallas (MTBF) 66
5.3 Modelo de Planta Cogeneradora 66
5.4 Sistemas (a) Serie y (b) Paralelo 69
5.5 Horas de falla y confiabilidad de la planta v/s unidades instaladas para Ho = 1.000 h/año y Ho = 5.000 h/año
73
5.6 Horas de falla de la planta v/s unidades instaladas, con Ho = 1.000 h/año y Ho = 7.000 h/año, para escenarios “n” y “n+1”
74
6.1 Metodología para el análisis técnico de proyectos de Cogeneración 77
6.2 Disposición recomendada para planta cogeneradora en sala 84
6.3 Caseta modular insonorizada típica (DSHT-SDMO) 87
6.4 Soluciones modulares típicas de cogeneración (CGNP-TDM, 2009) 87
6.5 Fundación y anclaje típicos para un grupo generador en sala 89
xiv
Figura Contenido Pág.
6.6 Sistemas de combustible sobre y bajo nivel 91
6.7 Montaje típico de estanques (a) diario y (b) principal sobre terreno (PROY-ING)
92
6.8 Silenciador Intercambiador de Carcasa y Tubos 96
6.9 Sistema de escape típico (con o sin intercambiador) 96
6.10 Escala de ruido emitido por fuentes típicas, en dBA (CUM-APP) 99
6.11 Sistemas de escape típico en interior sala 101
6.12 Sistemas de escape típico montado en exterior sala (PROY-ING) 101
6.13 Esquema correcto para ventilación de grupo generador con extracción forzada vía ventilador y radiador remoto
103
6.14 Esquema típico para ventilación de grupo generador, utilizando el ventilador propio del radiador de la máquina
104
6.15 Aire de combustión según hojas de datos de grupos generadores comerciales (DSHT-CUM, DSHT-CAT)
105
6.16 Montaje típico de sistema de refrigeración con intercambiador de calor y extracción forzada para ventilación
107
6.17 Intercambiador de calor de placas para 80 Gal/min (Alfa Laval) 108
6.18 Integración del sistema de Cogeneración en el circuito de enfriamiento manteniendo el respaldo del radiador local del grupo generador
108
6.19 Hoja de datos tipo para intercambiadores de placas líquido-líquido de 685 kW (Alfa Laval)
110
6.20 Circuito simplificado de grupo generador con cogeneración 113
6.21 Diagrama de flujo Cogeneración R+G para calentamiento de fluidos (MXM-HRAM)
113
6.22 Diagrama de flujo Cogeneración R+G para producción de vapor (MXM-HRAM)
114
6.23 Intercambiadores en gases de escape para calentamiento de agua (grupos generadores 150kW a 6MW) (CAIN-HX)
114
xv
Figura Contenido Pág.
6.24 Intercambiador en gases de escape para producción de vapor (grupos generadores hasta 7MW) (CAIN-HX)
115
6.25 Diagrama unilineal simplificado de Planta Cogeneración para dos generadores y red (Baja Tensión)
117
6.26 Diagrama unilineal simplificado de Planta Cogeneración para dos generadores y red (Media Tensión)
118
6.27 Diagrama fasorial simplificado para cálculo de caída de tensión en alimentadores
120
6.28 Panel de control PCC de grupo generador (Cummins Engine Co.) 127
7.1 Valor comercial base de grupos generadores diesel entre 100 y 1500 kW Prime (1500 RPM)
132
7.2 Valor de equipamiento para recuperación en gases de escape en función del flujo másico de gases (kg/s) para distintas potencias de grupos comerciales (AUT, 2010)
134
7.3 Valor de equipamiento para recuperación en sistema de refrigeración en función de la potencia nominal del grupo generador Pn (kW) para distintas potencias de grupos comerciales (AUT, 2010)
135
8.1 Zona de interés para la viabilidad de una planta de cogeneración 159
8.2 Esquemático de proceso AGRO-X 161
8.3 Precios de la energía eléctrica de cogeneración continua, en función del precio del diesel
179
8.4 Precios de la energía eléctrica de cogeneración en horas punta, en función del precio del diesel
180
8.5 Precios de la energía eléctrica de cogeneración continua, en función del precio del diesel, para proyecto con grupo generador existente
182
8.6 Precios de la energía eléctrica de cogeneración en horas punta, en función del precio del diesel, para proyecto con grupo generador existente
183
xvi
Figura Contenido Pág.
8.7 Precios de energía eléctrica de cogeneración continua, en función del precio del diesel, para n=2 unidades cogeneradoras en planta
184
8.8 Precios de energía eléctrica de cogeneración en horas punta, en función del precio del diesel, para n=2 unidades cogeneradoras en planta
185
xvii
RESUMEN
El presente trabajo pretende ser una contribución útil de ingeniería, para
quienes deban tomar decisiones de cómo y por qué implementar alternativas de
suministro de energía, eléctrica y térmica, empleando grupos generadores diesel que
hagan uso eficiente de la energía disponible a través de la cogeneración.
Al estilo de un handbook, se entregan elementos de juicio teóricos,
aportes de la experiencia, fuentes de información y una metodología para evaluar
técnica y económicamente la aplicabilidad de la cogeneración en proyectos
industriales de diversa índole con necesidades de energía eléctrica y térmica, desde
algunas decenas de kilowatts a algunos MW.
Los contenidos abarcan el conocimiento general de grupos generadores
diesel y del proceso de cogeneración, sus principios de operación, las variables a
considerar en la selección y especificación de equipos, normas relevantes,
información técnica de referencia y aportes propios de la experiencia necesarios para
el diseño de plantas de cogeneración.
Se aborda la metodología para resolver el problema técnico económico
de incorporar cogeneración en un proceso cualquiera, visualizando las distintas
configuraciones de planta y sus variables de decisión, orientando al proyectista en la
generación, evaluación y selección de opciones, basadas en distintos criterios y
procedimientos de cálculo. Los resultados son evaluados frente a las condiciones de
demanda y costos de energía propios del proceso, utilizando para ello un caso real,
representativo de la industria nacional, lo que contribuye a fortalecer la aplicabilidad
de los contenidos del trabajo a casos diversos, con sus variables relevantes y
tendencias.
También se asignan capítulos a materias complementarias de interés
como principios de confiabilidad, transferencia de calor y calderas.
xviii
ABSTRACT
This work pretends to be an engineering contribution for those that face
decision making with regards to evaluating why and how a cogeneration plant made
of diesel generator sets, may be a viable alternative for the supply of electrical and
thermal energy for a certain process.
Written as a handbook, it covers the theory, practice, sources of
information and a proposed methodology for the technical and economical
evaluation of cogeneration in industrial plants of different kinds, all requiring
electricity and heat, ranging sizes from a few kW up to some MW.
The work covers in general most technical concepts involved both on
generator sets and cogeneration, discussing operating principles, key variables in
equipment selection and specification, standards, technical references and some best
practices that enrich the analysis and design of cogeneration plants.
A methodology for the technical economical evaluation of cogeneration
is presented, applicable to industrial processes of any nature, discussing different
plant configurations and operating modes with their decision variables, orienting the
design engineer in the development, analysis and selection of alternatives based on
different criteria and specific calculations. The results are compared against energy
demand and cost parameters through a real case study, based on a typical average
size industrial plant, contributing to a better understanding of the contents of the
work and its multiple cases, with their specific variables and trends.
The reader will also find chapters that review some useful concepts such
as reliability, heat transfer principles and boilers.
1
I INTRODUCCION
El presente trabajo desarrolla los contenidos necesarios para quienes
deban evaluar alternativas de suministro de energía, eléctrica y térmica, empleando
grupos generadores diesel que hagan un uso eficiente de la energía a través de la
cogeneración, aprovechando además de la electricidad generada, el calor residual
proveniente del proceso de combustión interna de la máquina motriz.
Con dicha finalidad, los siguientes capítulos aportan la teoría y
metodología para evaluar técnica y económicamente la aplicabilidad de la
cogeneración en proyectos industriales de diversa índole, siendo el grupo generador,
con sus diferentes tipos y tecnologías, el elemento central de conversión de energía y
de aprovechamiento térmico para la existencia de la cogeneración.
El interés de aprovechar el calor generado en el proceso de combustión
de la máquina motriz de un grupo generador, ha llevado al desarrollo de la
Cogeneración, cuya definición dada por la ASHRAE y diferentes organismos
internacionales, corresponde a “la producción simultánea de energía térmica y
eléctrica a partir de una fuente común de combustible”.
Actualmente este proceso de aprovechamiento energético se conoce
como la producción combinada de calor y potencia (Combined Heat and Power,
CHP), por lo que un proceso de cogeneración puede ser nominado indistintamente
de cualquiera de estas dos formas.
Por ello, el equipo central de la aplicación de la cogeneración es el grupo
generador, donde los rendimientos y flujos térmicos dependen de la máquina motriz,
al ser un subproducto del proceso de combustión.
Aun cuando los grupos generadores nacen como respuesta a la necesidad
de producción de energía eléctrica en lugares donde no se encuentra disponible,
actualmente su uso obedece también a conceptos económicos, de confiabilidad y
eficiencia energética, entre otros.
2
El grupo generador corresponde a un equipo autónomo formado por un
conjunto de elementos mecánicos y eléctricos, típicamente una unidad monolítica,
capaz producir energía eléctrica útil, a partir de algún tipo de combustible.
Figura 1.1: Esquema operacional del grupo generador
La gran diferencia entre grupos generadores está en el tipo de máquina
motriz, su tipo de combustible, rango de potencia y sus parámetros de eficiencia.
Las máquinas motrices más comunes (TNEP, 2007) corresponden a
turbinas a gas, turbinas a vapor, de ciclo combinado y motores de combustión
interna, todas ellas con diferentes rangos de aplicación, eficiencias y combustibles.
Figura 1.2: Potencia y eficiencias de máquinas motrices (ORLD, 1987)
Máquina Motriz Energía
Eléctrica
Generador
Combustible
3
Las turbinas a gas típicamente cubren de 0,1 a 100 MW, mientras las
turbinas a vapor operan entre los 0,5 y 500 MW o más. Los motores de combustión
interna en sus alternativas de gas y diesel abarcan desde unos pocos kW hasta cerca
de 20 MW.
Salvo por las aplicaciones crecientes a nivel residencial de unos pocos
kilowatts (conocidas como microturbinas), las turbinas por lo general satisfacen
aplicaciones de altas potencias, instalándose en centrales de generación y grandes
proyectos industriales, acompañadas de calderas o procesos térmicos de gran
tamaño, lo que las convierte en equipos de alta inversión y especialización.
El motor de combustión interna, tanto ciclo Otto y diesel, se emplea
transversalmente en toda la industria, por capacidad, costo inicial y familiaridad
tecnológica, constituyendo así largamente la de mayor presencia. En Estados Unidos
la producción anual de motores sobrepasa los 35 millones de unidades para los
mercados automotriz, construcción, minería, propulsión marina y variadas formas de
generación de energía (EEA-RENG, 2008). Esta máquina también cuenta con amplia
disponibilidad de mano de obra especializada y medios técnicos para mantenciones y
reparaciones (ORLD, 1987).
Aun cuando no existe una estandarización al respecto, motores sobre los
1.000 RPM son considerados rápidos, y bajo las 450 RPM, lentos. Por lo general la
eficiencia del motor decrece mientras su velocidad aumenta. Sin embargo, la
selección de una velocidad nominal es un balance entre costo y vida útil. Por ello, en
la actualidad para la mayor parte de las aplicaciones objetivo de este estudio, el
mercado objetivo está representado por motores rápidos, de 1.500 RPM.
Las distintas tecnologías han sido desarrolladas para una amplia gama de
combustibles, como muestra la Tabla siguiente. La máquina debe ser compatible con
la disponibilidad de estos en su mercado de aplicación. El desafío tecnológico está en
mitigar emisiones y reducir la huella de carbono, a través de mayores eficiencias y/o
combustibles alternativos que estén disponibles para su uso masivo y renovable a
una tasa humana.
4
Tabla 1.1: Combustibles en máquinas motrices (TNEP, 2007)
Tecnología Turbinas a Vapor
Turbina a Vapor Carbón, Fuel Oil, Gas Natural, Biomasa
Turbina a Gas Gas Natural, Biogas, Propano, LPG, Gasoil
Motor de Comb Interna Diesel, Gas Natural, Combustible dual (90% GN y 10% Diesel), Biogas, Gasoil, Nafta
Microturbinas Gas Natural, Biogas, Propano
La demanda mundial actual de grupos generadores, en base a motor de
combustión interna con cogeneración en el rango de 2 a 10MW aproxima las 1000
unidades por año, con equipos de potencia promedio de 3MW y velocidades sobre
los 1.000 RPM (COSPP-RI, 2007). De esta demanda, casi la mitad corresponde a
aplicaciones de combustibles líquidos. Hay gran inclinación por equipos a gas, sin
embargo en lugares donde las redes y costos del gas natural son un obstáculo, como
ocurre en algunos países de Sudamérica, el motor diesel resulta ventajoso.
Tabla 1.2: Eficiencias, subproductos por tecnología de máquina motriz
(EPA-CHP-Tec, 2008, modificado por el autor)
Tecnología Turbinas a
Vapor
Motores Combustión
Interna
Turbinas a Gas
Microturbinas
Eficiencia global sistema CHP (HHV)
80% 55-80% 70-75% 65-75%
Disponibilidad casi 100% 92-97% 90-98% 90-98%
Horas entre reparaciones mayores
>50.000 12.000-50.000 25.000-50.000 20.000-40.000
Tiempo de partida 1 hr - 1 día 10 seg 10 min - 1 hr 60 seg
Subproducto sistema CHP AP: Alta presión BP: Baja presión
Vapor AP-BP
Agua caliente, vapor BP
Agua caliente, vapor AP-BP
Agua caliente, vapor BP
5
En resumen, la selección de la máquina motriz para plantas de
cogeneración comprende aspectos como la dimensión de la demanda térmica y
eléctrica del proyecto, las eficiencias, los espacios físicos y la disponibilidad de
combustibles, las necesidades operacionales, y la disponibilidad tecnológica para
servicio y operación.
Basado en ello, y considerando la gran población nacional en
aplicaciones de generación eléctrica (AUT, 2010), la amplia cobertura de varias
marcas y modelos en todo el rango de potencias comerciales desde 50 kW hasta
5.000 kW, la disponibilidad del petróleo en todo el territorio y las dificultades
estratégicas que ha presentado el gas natural, en adelante, las tecnologías y métodos
de evaluación de proyectos de CHP de este trabajo se centran en grupos generadores
con motor de combustión interna, ciclo diesel, de tipo rápido (1500 RPM).
6
II EL GRUPO GENERADOR
El grupo generador consiste en elemento central de la planta de
cogeneración, donde ocurren los procesos de conversión de energía.
Además de una visión general de sus componentes constructivos, modo
de funcionamiento y parámetros de operación, este capítulo desarrolla el
comportamiento de uno de los flujos de energía principales, el consumo de
combustible y las variables involucradas, el que será utilizado más adelante en la
modelación del conjunto de cogeneración.
2.1 El Grupo Generador y su proceso de conversión de energía
Figura 2.1: Configuración típica de un grupo generador diesel
7
Montados sobre su base metálica (1), y unidos mecánicamente a través
del acoplamiento típicamente flexible (2), se encuentran el motor (3) y el generador
(4), y sus sistemas anexos como refrigeración (radiador (6) o intercambiador de calor
agua-agua), lubricación, partida, escape, combustible, etc.
Figura 2.2: Componentes constructivos del grupo generador
Dentro de la caja de conexiones eléctricas (5) se concentran los
terminales de conexionado de los enrollados, los transformadores de corriente para
medición y protección, y el regulador de voltaje, que a través del control de la
excitación, mantiene la tensión de salida ante variaciones de carga.
El gobernador (7) montado dentro del panel de control del grupo, a través
de un control en lazo cerrado ajusta el caudal de combustible para mantener esta
velocidad constante ante variaciones de la carga, y regular la potencia activa
entregada por el equipo en condiciones de trabajo en paralelo a una barra energizada.
1
2
3
4
5
67
8
Figura 2.3: Obtención de potencia en el eje del motor
El combustible es bombeado hacia los cilindros por medio de la bomba
de combustible del motor, siendo el gobernador el encargado de controlar su caudal.
Una vez en los cilindros, por temperatura y presión, siguiendo el ciclo Diesel, la
combustión provoca el movimiento de los pistones, que a través de las bielas hacen
girar el cigüeñal, produciendo la rotación del eje del motor, convirtiendo en el
alternador esta potencia en el eje en potencia eléctrica, sin piezas rozantes (escobillas
y colectores).
La frecuencia de la señal eléctrica generada, típicamente 60 o 50 Hz, está
determinada por la relación entre la velocidad de giro del conjunto motor/alternador
y el número de polos del generador.
Respecto de la generación de voltaje en bornes, los dos casos más
comunes corresponden al generador de excitación separada, y el generador auto
excitado.
Bomba de Combustible del motor
Pistón
Cigueñal
Anillos
Cámara de combustión
Sistema de Inyección
Gobernador
9
En modelos de pequeña capacidad es más empleado el sistema de
excitación separada, por cuanto la masa del rotor no es lo suficientemente grande
como para asegurar un magnetismo remanente.
El sistema de excitación separada aumenta el tamaño, peso y costo del
generador, sin embargo, entrega alimentación limpia al regulador, opera
independiente de la salida del generador, mantiene la excitación ante condiciones
anormales de operación, y ofrece mejores condiciones de estabilidad de tensión
energizando consumos con requerimientos transitorios de partida, lo que lo hace
preferible en caso de trabajo en paralelo y curvas de demanda fluctuantes.
Figura 2.4: Diagrama del generador autoexcitado
Campo Principal
Estator Excitador
Imán Permanente
Energía Mecánica Energía
Eléctrica
Regulador de Voltaje (AVR)
AVR
10
Figura 2.5: Diagramas del generador con excitación separada
2.2 Parámetros básicos del grupo
Un grupo generador queda definido a nivel nominal con sus
características de Potencia, Voltaje, Factor de potencia, Velocidad y Frecuencia.
2.2.1 Potencia
La potencia, expresada indistintamente en kW o kVA, se define según la
siguiente clasificación, consistente con las normas de diseño internacionales
ISO3046, BS5514 y DIN6271.:
Potencia Continua, o Prime Power, corresponde a la potencia que
puede entregar el equipo sin límite de tiempo. El equipo al operar a esta potencia,
puede soportar sobrecargas de un 10% durante un total de 2 horas de cualquier
período continuado de 24 horas.
Campo Principal
Estator Excitador
Energía Mecánica Energía
Eléctrica
Regulador de Voltaje (AVR)
AVR
11
Potencia de Emergencia o Stand by, es la potencia máxima que puede
entregar el equipo, mientras dure la falla de la fuente principal de energía. Es
equivalente a la potencia continua más el 10% de sobrecarga.
2.2.2 Voltaje
Las tensiones normalizadas abarcan desde aproximadamente los 100V
hasta los 14.400V. En Chile, los niveles de tensiones normalizadas se encuentran
indicados en la norma NSEG 8.75, correspondiendo al segmento industrial
típicamente 380V (3), y 220V (1). La regulación de tensión normalizada, por su
parte, corresponde a ± 2%, entre operación en vacío y operación a plena carga.
2.2.3 Factor de Potencia
Corresponde al factor de potencia para el cual el equipo está diseñado.
Típicamente como un estándar en la industria, por encontrarse con mayor frecuencia
en los consumos industriales, este es 0,8 inductivo, y es en base a este valor que se
dimensionan las capacidades nominales del motor y del generador.
2.2.4 Velocidad
El grupo se especifica eléctricamente por la frecuencia del voltaje
generado. El número de polos p del generador define la frecuencia F de la tensión,
según las RPM del motor, de acuerdo con la expresión siguiente:
120
* RPMPF (2-1)
Las dos frecuencias principales en el mundo son 50 y 60 ciclos (o Hertz),
siendo 50 Hz la utilizada en Chile, para lo cual industrialmente se emplean
generadores de 4 polos.
2.3 Estándares
Al momento de especificar un grupo generador, es recomendable
considerar los estándares internacionales que aplican en la manufactura de sus
componentes principales, tales como:
12
NEMA MG1, Motores y Generadores
ANSI C50.5, Excitadores rotativos
ANSI C50.10, Requerimientos para máquinas síncronas
ISO3046, BS5514 y DIN6271, Declaración de potencia, consumo de
combustible y otros parámetros de comportamiento de motores de
combustión interna
Además, en este trabajo se han definido como criterio mayormente
utilizado por los fabricantes de motores y grupos generadores, las condiciones
ambientales ISO para referir los antecedentes técnicos de los equipos, presión
barométrica 1 bar, temperatura ambiente 25ºC y humedad relativa de 30%.
2.4 Características generales de operación
Las variables operacionales más relevantes dentro de la operación de un
grupo generador, tienen relación con su entrada de combustible y el comportamiento
de sus variables referidas al aporte de energía eléctrica. Por ello destacan y son
tratados aspectos tales como:
Consumo de combustible
Eficiencia
Regulación de tensión
Regulación de velocidad
Efectos de las condiciones ambientales sobre lo anterior
Operación en paralelo
2.4.1 Consumo de combustible mc
El consumo de combustible mc de un grupo generador es relevante por su
ponderación mayoritaria en los costos operacionales.
El consumo de combustible (volumen/hora) es publicado por los
fabricantes en sus hojas de datos respectivas, para condiciones de ¼, ½, ¾ y plena
carga, en función de la potencia nominal.
13
Aun cuando para cada aplicación se deben consultar las hojas técnicas
del fabricante, se entregan herramientas para realizar una estimación del consumo y
su comportamiento, en función de las características nominales y del punto de
operación del grupo generador, en ausencia de otros datos específicos.
2.4.1.1 Especificaciones del combustible
El combustible para motores Diesel es el Nº 2, aunque en general, puede
utilizar otros de menor calidad siempre que cumplan con las especificaciones
internacionales ASTM D396 (combustible Nº 1 y Nº 2), ASTM D975 (combustible
Diesel Nº 1D y Nº 2D), BS2869 (clase C, C1 2 C2 y combustible para quemador
clase D), y DIN51601 (combustible Diesel).
Tabla 2.1: Propiedades normalizadas del Diesel Nº2
Propiedad Diesel Nº2 Valor
Normalizado
Unidad
Densidad (ASTM D975) 850
7,079 gr/l
lb/USGal
Poder Calorífico Superior (HHV) (CNE, BE, 2007)
10.900 38,8
139.160
kCal/kg MJ/l
BTU/US Gal
2.4.1.2 Estimación del consumo de combustible mce
Para estimar el consumo de combustible de un grupo generador se parte
de una relación representativa de consumo para diferentes grupos generadores,
modelos, marcas y características operacionales conocido como consumo específico
de combustible, mce, que corresponde a:
Tanto la literatura (SEGASER-GSET, 1978) como hojas de datos de
fabricantes (DSHT-CAT, DSHT-CUM, DSHT-WAR), para un amplio rango de
Consumo de Combustible (@ Pot. Nominal) mce = Potencia Nominal del Grupo Generador
(2-2)
14
potencias nominales entre 100 y 5.000 kW, y velocidades entre 750 y 1500 RPM,
establecen el consumo específico de combustible a plena carga entre 185 y 250
gr/kWh.
Tabla 2.2: Consumo Específico de Combustible para varias potencias y
velocidades de equipos de mercado (DSHT-CAT, (DSHT-CUM, DSHT-WAR)
Velocidades para 50Hz (RPM)
Potencias Nominales Pn (kW)
mce (gr/kWh)
750 – 1000 1.000 – 8.000 185 - 200
1500
< 300 300 a 600
601 a 1.000 > 1000
215 - 250 210 - 240 210 – 235 200 - 240
Resulta de interés por la fuerte presencia en el mercado de unidades de
1,500 RPM, aportar al proyectista un resumen de datos efectivos en todo el rango de
potencias, recopilado directamente de hojas de datos de equipos comerciales.
Qce (gr/kWh)
0
50
100
150
200
250
300
130
180
240
290
320
364
400
495
600
656
800
1088
1200
1360
1820
Equipos de 1500 RPM y Potencias Nominales de Mercado (kW)
Figura 2.6: mce para Grupos Generadores comerciales de 1500 RPM (DSHT-
CAT, DSHT-CUM)
Pn
mce
15
2.4.1.3 Estimación y comportamiento del consumo de combustible mc
El consumo de combustible mc ha sido simulado como una relación
lineal en un rango entre 100% y 50% de la potencia nominal Pn, independiente del
tamaño del equipo (SEGASER-GSET, 1978), según la expresión siguiente:
Sin embargo, al contrastar hojas de datos de fabricantes (DSHT-CAT,
DSHT-CUM), con su consumo declarado en función de la potencia, se aprecian no
linealidades.
0
50
100
150
200
250
300
350
400
450
500
100% 75% 50%
mc (l/h) 1820 kW
1350 kW
656 kW
160 kW
Figura 2.7: Relación consumo mc (l/h) – Carga aplicada, grupos generadores
comerciales (DSHT-CAT, DSHT-CUM)
Luego, para un grupo generador de potencia nominal Pn (kW),
trabajando en un determinado punto de operación X(%) respecto de dicha potencia
nominal, adoptado un consumo específico mce (gr/kWh) de la Tabla 2.2, utilizando
combustible diesel Nº2 de 850 gr/l, bajo un comportamiento lineal de consumo en
mc (l/h) = * (2-3)
10,7 + 0,893 * X(%) 100
Consumo (@ Pn (l/h)
16
relación al nivel de carga, pero agregando un ponderador discreto de desviación de
esta linealidad, kc, se tiene para estimar el consumo de combustible,
En base a la experiencia práctica del autor, kc adapta las no linealidades
apreciadas en terreno en torno a puntos de operación bajo el 75%, de acuerdo con un
criterio práctico relativo a la potencia nominal del grupo generador.
Tabla 2.3: Factor de corrección kc para consumo de combustible según
punto de aplicación X(%) (DSHT-CAT, DSHT-CUM, DSHT-WAR)
Punto de OperaciónX(%)
Potencias Nominales Pn
(kW) kc
50 a 75% < 500
500 a 1000 > 1000
1,06 1,03 1,02
2.4.1.4 Flujo neto de combustible
Los motores diesel presentan un flujo de entrada y uno de retorno de
combustible.
El caudal de entrada se destina a la combustión (potencia útil) y a la
refrigeración y lubricación interna del motor en todos sus componentes del sistema
de combustible, como bombas, inyectores y otros. La diferencia neta entre ambos
corresponde al consumo combustible desarrollado anteriormente.
Toda consideración de diseño y montaje de las tuberías de alimentación y
retorno tendrá presente estos caudales. En ausencia de datos específicos del
fabricante, el caudal de entrada podrá ser estimado como 2 a 5 veces el consumo de
combustible (DSHT-CAT, DSHT-CUM), dependiendo del tipo de motor y su
fabricante.
X (%) * Pn (kW) mc (l/h) = mce (gr/kWh) * * kc 850 * 100
(2-4)
17
Además, las tablas de potencia para los distintos motores son adoptadas
en base a condiciones estándares de temperatura y presión, con una temperatura
máxima en el combustible que ingresa al motor de 70ºC. Por cada 6ºC sobre esta
temperatura, la entrega de potencia del motor se verá castigada en 1% (CAT-APP,
2005).
2.4.2 Eficiencia del grupo generador
La eficiencia gg de un grupo generador se mide como la razón entre la
potencia (o energía) útil de salida y la potencia (o energía) que ingresa al equipo.
La potencia (o energía) de salida corresponde a la potencia (o energía)
eléctrica que entrega en los bornes del generador. La potencia (o energía) de entrada
corresponde a la contenida en el combustible consumido, Qc, en el cual interviene el
poder calorífico del mismo. Para estos efectos se debe distinguir el uso del poder
calorífico inferior o el superior.
Debido a que la diferencia central entre ambos poderes caloríficos radica
en el calor latente (energía para producir la evaporación de agua contenida en
combustible al ocurrir la combustión), y que en combustibles gaseosos se hace
engorroso determinar con precisión la cantidad de hidrógeno presente, la relación
entre ambos poderes caloríficos no es fácil de predecir, con lo cual por convención
internacional se ha privilegiado para medir la eficiencia de un motor el uso del poder
calorífico inferior, (LHV, Low Heating Value). Por su parte, en motores de
combustibles líquidos la variación entre ambos poderes caloríficos es mucho menor,
y por convención se utiliza el poder calorífico superior (HHV, High Heating Value)
para determinar su eficiencia.
En consecuencia, refiriendo la expresión a una condición instantánea o
promedio respecto a una misma base de tiempo,
Potencia (o energía) de Salida (eléctrica de salida)
gg (%) = * 100 Potencia (o energía) de Entrada (en el combustible)
(2-5)
18
Incorporando lo anterior en la expresión 2-5, en función del punto de
operación y la potencia nominal,
La expresión (2-9) incluye la no linealidad observada en la práctica, tanto
en el consumo específico que varía según el tipo y tamaño de equipo, como en el
factor de corrección kc descrito. Al graficar dicha expresión, se aprecia la mayor
eficiencia en los equipos de mayor tamaño, producto de sus consumos específicos
menores.
mc (l/h) * HHV (MJ/l) Qc ( kW) = 3,6
(2-6)
X (%) * Pn (kW)
gg (%) = Qc (kW)
(2-8)
X (%) * Pn (kW)
= 0,127 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc * X (%) * Pn (kW)
1000
= 0,127 * mce (gr/kWh) * kc
(2-9)
X (%) * Pn (kW) Qc ( kW) = mce (gr/kWh) * HHV (MJ(l) * * kc 3,6 * 850 * 100
= 0,127 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc * X (%) * Pn (kW) (2-7)
19
0,00
10,00
20,00
30,00
40,00
50,00
185 200 215 230 245
Eficiencia Eléctrica Grupo Generador (%)
mce
kc=1kc=1.06
Figura 2.8: Eficiencia de grupos generadores según kc mce (gr/kWh)
Por su parte los generadores presentan eficiencias entre 85 y 95%, siendo
más eficientes los de mayor tamaño, como también los de menor velocidad. Esta
eficiencia disminuye en forma no linealmente al alejarse de la plena carga.
Figura 2.9: Eficiencias típicas de generadores según distintas potencias y
velocidades nominales (SEGASER-GSET, 1978)
Para equipos entre 50 y 2.000 kVA, la eficiencia particular del generador
en función de su nivel de carga, (SEGASER-GSET, 1978) es una función cuadrática.
20
Figura 2.10: Eficiencia típica de un generador según nivel de carga
(SEGASER-GSET, 1978)
Estas eficiencias están afectadas por pérdidas en enrollados de campos,
enrollados de armaduras, pérdidas en los núcleos y pérdidas por calentamiento y
roce.
Sumando los efectos propios de la eficiencia del proceso de combustión,
a la eficiencia de conversión de energía mecánica en el eje a energía eléctrica en los
bornes de un generador (SEGASER-GSET, 1978), la mayor eficiencia de un grupo
generador se obtiene en un punto de trabajo cercano a su potencia nominal.
Actualmente, para grupos generadores en base a motores de combustión
interna, los de menor tamaño y mayor velocidad son los más ineficientes con
rendimientos entorno al 33% a 35%, mientras los de mayor capacidad y menor
velocidad nominal bordean el rango superior de 36% a 38%.
2.4.3 Regulación de tensión
El comportamiento esperado de un generador ante variaciones en la
carga aplicada es la estabilidad de su voltaje en bornes. Se hace necesario actuar
sobre los factores de los cuales depende el voltaje generado: el flujo de la excitatriz y
la velocidad de rotación de la máquina.
21
El regulador de voltaje es el equipo a borde del grupo generador que
mantiene la estabilidad del voltaje en bornes controlando la excitación.
La caída de voltaje debida a la aplicación de carga, se ve influenciada por
la reactancia del generador, su constante de tiempo de circuito abierto, la respuesta
del sistema excitador, y la magnitud y tipo de carga.
Actualmente se emplean fundamentalmente reguladores para sistemas
auto excitados y para sistemas de excitación independiente, todos ellos de estado
sólido. En el primer caso, se alimenta del estator principal, y en el segundo, de un
imán permanente propio del equipo e instalado en su rotor, que entrega una señal
limpia y casi constante bajo cualquier condición de operación.
El sistema con excitación separada es preferible para consumos
industriales, por cuanto activa rápidamente la formación de voltaje, con una sobre
oscilación dentro del 5% de la tensión nominal, soporta una mayor sobrecarga, con
una corriente de cortocircuito entre 3 y 4 veces la de plena carga, y su regulación
ante transitorios es superior, ya que no depende de la tensión en bornes de la
máquina para su alimentación.
2.4.3.1 Parámetros operacionales
Caída de voltaje transitoria: determina la caída de voltaje debida a la
aplicación de carga, a partir de generador vacío. Lo estándar es mejor que 15% para
una aplicación de 60% de la carga nominal.
Tiempo de recuperación: tiempo que demora la tensión en estar dentro
de un rango de ± 3% del valor original. Típicamente es de 0,25 s en aplicación de
carga y 0,3 s en liberación de carga.
Sobre tensión transitoria: monto de sobrevoltaje debido a la
desconexión brusca de la carga. A plena carga, típicamente corresponde a 26%.
Regulación de régimen permanente: mide los cambios máximos de
tensión en régimen permanente, para distintas temperaturas de la máquina, operación
22
en vacío, operación a plena carga, 5% de variación de velocidad, factor de potencia 1
a 0,8 inductivo. Estándar de la industria es ± 2%.
2.4.4 Regulación de velocidad
La velocidad del grupo generador depende de la cantidad de combustible
que es inyectada al motor.
El sistema de combustible es regulado por el gobernador, que sensa la
velocidad y hace ajustes al sistema a medida que las condiciones cambian, con el
objeto de mantener la estabilidad en la frecuencia del sistema de potencia ante
variaciones de carga.
Hay numerosos tipos de gobernadores disponibles, del tipo mecánico,
hidráulicos y eléctricos, siendo estos últimos los más utilizados en la actualidad en
aplicaciones estacionarias.
El sistema de regulación de velocidad incluye el sensor magnético de
velocidad (pick up) que usualmente mide las revoluciones en la cercha dentada liga
al volante del motor, el control electrónico de velocidad (Gobernador) de estado
sólido, comúnmente una unidad hermética, y el actuador electromagnético, que
modula directamente el paso de combustible al sistema de inyección, lo que
actualmente se realiza de manera electrónica como sistema integrado o con inyección
independientemente controlada por cada cilindro.
Los gobernadores incluyen ajustes de estabilidad y ganancia, para
obtener la mejor respuesta del motor en cada aplicación particular, dependiendo de la
estabilidad de las cargas.
La característica ajustable del gobernador que define la regulación de
velocidad respecto de la condición de vacío y de plena carga, se denomina droop, y
corresponde a la característica de disminución de la velocidad frente al aumento de
carga, típico en la industria de 0 a 5%. Por lo general, esta variable es mayormente
contemplada en el funcionamiento de equipos en paralelo, lo que se trata más
adelante.
23
La estabilidad de régimen determina las variaciones instantáneas de
velocidad, causadas por irregularidades del motor y generador, siendo estándar
±1/4%.
El tiempo de recuperación, también llamado tiempo de respuesta,
determina el tiempo que transcurre entre la aplicación o retiro de carga, y la
estabilidad de la velocidad dentro del ancho de banda de régimen permanente.
2.4.5 Paralelismo
Desde el punto de vista operacional, el trabajo de una planta con más de
un grupo se optimiza en sus niveles de eficiencia (a través de un mayor nivel y mejor
reparto de carga) utilizando paralelismo entre las unidades, con uno o más grupos
generadores entregando potencia a una barra común, sea esta independiente, o a su
vez exista operación en paralelo con la red. El paralelismo puede resultar necesario
cuando:
Se busca aumentar la capacidad de una planta existente y no es factible u
óptimo separar barras de distribución independientes.
Se requiere permitir labores de mantenimiento sin la detención del proceso
Si se desarrolla el corte de horas punta y se pretende que ocurra sin
interrumpir el servicio.
2.4.5.1 Condiciones del paralelismo
Equipos iguales o distintos, con o sin la red, pueden trabajar en paralelo.
El funcionamiento en paralelo requiere en primera instancia la sincronización de las
señales eléctricas de las fuentes de energía, igualando:
Voltaje en vacío
Secuencia de fases
Frecuencia
La sincronización se efectúa manual o automáticamente, manteniendo la
diferencia de voltajes entre las fases correspondientes en un mínimo hasta el
acoplamiento, evitando los efectos torsionales sobre las máquinas debido a altas
24
corrientes circulantes que se pueden producir al cierre de contactos con voltajes fuera
de fase y muy bajas impedancias limitadoras representadas por las impedancias
internas de las máquinas.
En este proceso de control PID intervienen principalmente ajustes
particulares a la excitación del campo de las máquinas a través del Regulador de
Voltaje (AVR) para control de voltaje, como a la velocidad a través del Gobernador
del motor, que adapta el flujo de combustible para la correcta velocidad de giro, que
se traduce en la frecuencia de la señal y en el adelanto o atraso de las ondas para
sincronizarse a la principal.
2.4.5.2 Reparto de la carga activa
El reparto de carga entre los grupos o entre la red y los grupos depende
de los ajustes de los reguladores de velocidad (gobernadores) de los grupos
generadores, que controlan el flujo de combustible a través de la función lineal del
“droop”, cuyos extremos son la frecuencia en vacío y la frecuencia a potencia
nominal, que debe coincidir con la del sistema eléctrico existente (si aplica).
La operación de una sola unidad aislada, con droop en 0, es conocida
como funcionamiento isócrono, en que la velocidad en vacío coincide con la
velocidad bajo carga. Esta modalidad es muy exacta en frecuencia, pero presenta
valores excesivos ante escalones de entrada o salida de carga, obligando a un ajuste
suave de la respuesta dinámica del gobernador a través de su ganancia.
Para “n” grupos generadores en paralelo de igual o diferente potencia
nominal en régimen permanente, la función de droop de cada equipo define según
sea la frecuencia y demanda de la barra principal de sincronización, la potencia que
aporta el equipo.
Frecuencia en vacío - Frecuencia a plena carga Droop (%) = * 100 Frecuencia a plena carga
(2-10)
25
Debe tenerse presente que en un sistema con equipos en paralelo existe
una sola frecuencia, la nominal, establecida por la red o por el primero de los grupos
en acoplarse a la barra aislada, por lo que las curvas de droop reflejan el
comportamiento interno del sistema de combustible de cada equipo que modifica sus
caudales para intentar llevar la velocidad del equipo a la establecida, sin que ésta
cambie, resultando en aporte de energía a la barra.
Figura 2.11: Curva de Droop en sincronismo de grupos generadores para un
aporte de los generadores igual a Pj+Pk
El paralelismo con la red se rige por los mismos principios anteriores,
con la red representada por una barra infinita e isócrona, de frecuencia constante. La
variación de droop actúa sobre la carga que aporta cada grupo generador. A medida
que se libera la función de rampa de carga del droop, disminuye el aporte de la red y
el grupo asume parte de la demanda.
Actualmente existen diversos equipos y tecnologías comercialmente
disponibles para operar estos procesos de sincronización y reparto de carga activa
con precisión, automatismo y un alto grado de seguridad.
Frecuencia (Hz)
Pnk
fn
+ Droop fj
fk
RED
(Isócrona)
Dk(f,P)
Dj(f,P)
Pj Pk
0 Pnj
Pactiva
26
Las empresas generadoras o distribuidoras, a través de telemetría, redes
de fibra óptica u otro medio, administran el despacho de carga de sus instalaciones
de generación distribuida a través de sistemas SCADA centralizados, fijando las
prioridades de partida y rampas de carga para equipos dispuestos geográficamente en
su zona de concesión, para la inyección de energía al sistema eléctrico.
2.4.5.3 Reparto de carga reactiva
De forma similar al control de velocidad, la función del regulador de
voltaje es controlar la excitación del grupo generador, lo que regula el voltaje de
salida del equipo. Se define el droop o estatismo de voltaje como:
En paralelo, la corriente de excitación no puede alterar directamente el
voltaje de la barra, sino sólo variar el factor de potencia al cual está operando la
máquina. Al haber diferencias entre las excitaciones, circulan corrientes reactivas
limitadas por las reactancias síncronas y la impedancia de la red (exportando).
2.4.6 Efectos de las condiciones ambientales
Cualquier variación respecto de las condiciones ISO estándares en
presión (altura), temperatura y humedad, produce efectos sobre las características
funcionales del grupo generador, siendo más relevantes las propias del motor diesel.
Para una revisión detallada de los polinomios y su aplicación, se
recomienda la lectura de la norma BS 5514:Part 1: 1987, artículo 10.
Para efectos de incluir en forma estimativa los efectos de las condiciones
ambientales, el proyectista debe tener presente las recomendaciones prácticas que
indican los fabricantes en las hojas de datos y catálogos de equipos. En estas, la
altura sobre el nivel medio de mar, como la temperatura ambiente afectan la
potencia activa real que es posible obtener del grupo generador. Mientras la
Voltaje en vacío - Voltaje a plena carga Droop (%) = * 100 Voltaje a plena carga
(2-11)
27
regulación de tensión no se ve afectada, la regulación de velocidad si varía,
especialmente por efectos de la baja densidad del aire (trabajo en altura).
2.4.6.1 Disminución de potencia por altura
La altura es un factor que afecta tanto al motor como al generador. En el
motor, la altura provoca problemas en la combustión por baja densidad de aire y
baja eficiencia de turboalimentadores.
Las normas ISO 3046 especifican las condiciones nominales y el
procedimiento normalizado para su castigo (o comúnmente conocido como derrateo).
Sin embargo, cada fabricante entrega su propio sistema práctico de derrateo, con
alturas definidas sobre el nivel del mar. Estos valores deben observarse para
aplicación de garantías por parte del fabricante.
En ausencia de datos particulares para un equipo, el proyectista puede
considerar, basado en la industria, la altura límite entre los 500 – 1.500 pies para
servicio continuo y 5.000 – 7.500 pies para servicio en emergencia. Sobre esta
altitud, es común poder aplicar un derrateo lineal entre 2 y 5% por cada 1.000 pies
adicionales sobre las alturas mencionadas.
En el caso del generador, en que se considera para estas aplicaciones un
equipo enfriado por aire, la disminución de potencia de la máquina se debe a la
menor capacidad de enfriamiento del aire a mayor altura, a consecuencia de su baja
densidad. Típicamente, se utiliza una altura de 1.000 metros (3.300 pies) a partir de
la cual se castiga la potencia nominal del equipo con un factor que dependiendo del
fabricante, oscila entre 1 y 3% por cada 1.000 pies adicionales de altitud.
2.4.6.2 Disminución de potencia por temperatura
El efecto sobre el motor es marginal, pero puede hallarse en las normas
ISO 3046, el procedimiento de derrateo estandarizado.
Esta consideración afecta principalmente la capacidad de potencia del
generador, ya que disminuye el aumento de temperatura normalizado en el
aislamiento de los enrollados, para mantener la vida útil original del equipo.
28
Las normas NEMA MG1–22, las normas inglesas BS4999-32, definen
cuatro categorías de aislamiento, Clase A (o 105), Clase B (o 130), Clase F (o 155),
y Clase H (o 180). Los números asignados representan el máximo aumento de
temperatura sobre el ambiente referencial estándar de 40 ºC para el aislamiento, bajo
operación continua. La aplicación Stand By permite un aumento adicional de 25º C.
Para mantener la vida útil esperada de la aislación, 100.000 horas
continuas de operación a la temperatura máxima admisible, los fabricantes entregan
factores de derrateo sobre la potencia aparente nominal del generador, por cada 5 ºC
sobre los 40 ºC ambientales, siendo estos del orden de 2 a 4% en la industria.
2.4.6.3 Aumento de BIL en equipamiento eléctrico
Los equipos y componentes deben ser diseñados para servicio continuo y
trabajo pesado en las condiciones ambientales que se presenten según las
condiciones de altura geográfica y temperatura de instalación.
Es necesario contemplar factores de derrateo para los equipos aislados en
aire (air/insulated/cooled). En el caso de equipos al vacío, en aceite o gas SF6, el
derrateo será sólo aplicable para las partes afectas a la altura, como bushings,
separadores de barras en centros de distribución o ductos de barras, y otros.
Tabla 2.4: Derrateo en equipos eléctricos por altura (Normas ANSI)
Equipo Parámetro Norma
Interruptores Media Tensión
BIL Voltaje Corriente
ANSI C37.04c - 1985
Table 1 & Par 4.4.2 Interruptores Baja Tensión
Voltaje Corriente
ANSI C37.13 1981 Table 1 & Par 10.6
Transformadores refrigerados por líquidos
BIL ANSI C57.12 - 1987
Table 1
29
III COGENERACIÓN
El proyectista encontrará en este capítulo los conceptos básicos de la
cogeneración y el desarrollo de expresiones para estimar los flujos térmicos
aprovechables en el grupo generador diesel según su demanda eléctrica, junto con la
eficiencia global del sistema de cogeneración. Los contenidos también abarcan las
opciones de esquemas técnicos de implementación de la cogeneración con sus
criterios de selección.
La cogeneración nace como concepto de aprovechamiento energético,
aplicado a procesos productivos que requieren de energía térmica y eléctrica para su
desarrollo, con un alto grado de simultaneidad, ya que es una solución integrada con
mayor eficiencia, en sustitución a la producción de calor y electricidad en forma
independiente, habitualmente producidas a través de calderas y centrales de
generación asociadas a redes de distribución, respectivamente.
Como se indica en la introducción, la ASHRAE define la cogeneración
como “el uso secuencial de una fuente primaria de energía, para producir dos
formas útiles de energía: CALOR Y ELECTRICIDAD”, proceso que también es
denominado en inglés como CHP, abreviatura para la producción combinada de
calor y energía (“Combined Heat and Power”). CHP se considera la generación
secuencial o simultánea de múltiples formas de energía útil, comúnmente mecánica y
térmica, en un único sistema integrado.
En forma simple, la cogeneración en grupos generadores diesel
corresponde a la producción simultánea de energía eléctrica y aprovechamiento de
excedentes térmicos disponibles a partir del combustible consumido, representando
una alternativa energética aplicable a cualquier proceso productivo que requiera
energías térmica y eléctrica.
30
Figura 3.1 Producción de calor y electricidad en comparación con la
Cogeneración (ORNL-CHP, 2008)
CHP es una de las formas de Generación Distribuida (GD), que traslada
la producción de energía a la cercanía de los usuarios. Los consumidores tienen la
oportunidad de reemplazar la adquisición de energía desde las redes y la producción
local de calor, por un sistema de cogeneración de alta eficiencia, gracias a la
producción simultánea de electricidad y calor a partir de una entrada común de
combustible.
Al emplear un sistema de cogeneración para satisfacer una demanda
simultánea de electricidad y calor se puede ahorrar entre 25 y 30% (GTZ-PEE, 2009)
del combustible primario utilizado con sistemas separados, estableciendo
oportunidades de ahorro de costos y disminuciones en la huella de carbono.
A modo ilustrativo (ORNL-CHP, 2008), un sistema CHP basado en una
turbina a gas de 5 MW con eficiencia global de 75% produce anualmente 23 kTons
de gases de efecto invernadero (GEI), en comparación con 49 kTons de GEI
provenientes de la producción tradicional de igual calor y electricidad que incluye
una caldera a gas natural con 80% de eficiencia, y la generación eléctrica en las redes
norteamericanas, que agrega un 7% de pérdidas en transmisión y distribución.
Planta Térmica
Caldera
Electricidad
45% CHP 80%
Sistema Tradicional
Calor
Cogeneración
31
Tabla 3.1 Eficiencias típicas en Calderas y en la producción de Energía
Eléctrica (DOE-EERE-STMDG, 2002)
Proceso Térmico / Eléctrico Tecnología Eficiencia
Calderas
Carbón Petróleo
Gas natural Biomasa
75% ..85% 72%..80% 70%..75% 60%..70%
Generación de Electricidad Tradicional
Turbinas a Gas Motor Comb Interna
Caldera carbón & Turbina Caldera biomasa & Turbina
25%..38% 20%..41% 25%..40% 15%..25%
Generación de Electricidad Ciclo Combinado (“CHP”)
Turbinas a Gas 40%..57%
3.1 Conceptos Básicos
Los sistemas de cogeneración se clasifican en dos grandes grupos, del
tipo ciclo superior y ciclo inferior, según la secuencia energética implementada,
independiente del tipo de máquina motriz o de combustible.
Figura 3.2 Cogeneración típica de Ciclo Inferior
En el ciclo inferior, o “bottoming cycle”, la energía contenida en un tipo
de combustible es transformado usualmente por medio de una caldera, en calor útil
Turbina
Energía
EléctricGenerador
Caldera Proceso Productivo Calor / Vapor
Calor
Excedente
Caldera
Combustible
Vapor
32
para un determinado proceso. El calor no aprovechado por el proceso se incorpora a
un medio auxiliar (usualmente otra caldera) para producir energía mecánica en el eje
de una turbina, generando energía eléctrica, la que es aprovechada por el mismo u
otro proceso productivo (incluso exportación a las redes de distribución).
El ciclo inferior de la cogeneración se aprecia en procesos industriales de
gran tamaño y continuidad de producción, en que comúnmente el combustible está
relacionado con el proceso mismo (por ejemplo, biomasa en la industria maderera o
biogás en vertederos). Al maximizar el aprovechamiento del combustible disponible
alimentando calderas de vapor, hay excedentes que se destinan a turbinas para
producir electricidad, la que es aprovechada por el proceso, agregando en ocasiones
exportación a la red. La ventaja de estos casos es el bajo costo del combustible,
subproducto del mismo proceso productivo.
El ciclo superior, o “topping cycle” considera en primera fase la
producción de energía eléctrica para un proceso productivo, por medio de una
determinada máquina motriz y su generador asociado. El calor excedente del proceso
de combustión en la máquina, es recuperado y aportado al proceso productivo dentro
de su matriz energética.
Figura 3.3: Cogeneración de tipo Ciclo Superior (Grupos Generadores)
Máquina Energía
Eléctrica
Generador
Caldera
Proceso
Productivo
Calor /
Vapor
Calor
Excedente
Combustible
33
El proceso de combustión en la máquina motriz produce electricidad a
través del generador, y los excedentes térmicos en gases de escape y en el circuito de
refrigeración de la máquina pueden ser aprovechados utilizando transferencia de
calor, disponiendo de energía térmica residual para el proceso productivo.
En adelante y dentro del contexto de este trabajo, toda referencia a
Cogeneración corresponderá a la de tipo Ciclo Superior, la que es compatible con la
aplicación de grupos generadores en base a motor de combustión interna.
Además de numerosas aplicaciones en segmentos como la industria del
papel, celulosa, metalurgia, minería, petroquímica, alimentos y otros, se suman
actualmente importantes aplicaciones de la cogeneración que abarcan ejemplos tales
como centros universitarios norteamericanos, canadienses y australianos, plantas
agroindustriales en Colombia, centros deportivos en China, la ciudad de Nueva York
como conjunto distrital, centros comerciales en Brasil y muchos otros a nivel
mundial.
3.1.1 Objetivo central de la cogeneración
La cogeneración busca aportar una mayor eficiencia energética por
medio del uso y aprovechamiento de energías térmicas residuales en el proceso de
producción de energía eléctrica.
Sobre la base de su aplicación en grupos generadores, el objetivo central
de esta tecnología es aumentar la eficiencia energética ligada a la planta generadora,
sin variar su consumo de combustible, aportando energía térmica útil recuperada
desde el calor residual de gases de escape y del circuito de refrigeración de la
máquina motriz, con la expectativa de reducción de costos globales de energía del
usuario, y mitigación en su huella de carbono.
Adicionalmente, la cogeneración brinda mayor confiabilidad en la
disponibilidad de energías para el proceso, como respaldo ante ausencia de otras
fuentes.
34
3.1.2 Razón Calor Electricidad (RCE)
Se define la razón calor – electricidad, RCE, o Heat to Power Ratio –
HPR (COG-BP-IND, 2006), como la relación entre la energía térmica (calor) y la
energía eléctrica de un mismo sistema, para los mismos espacios de tiempo.
En el caso de un proceso productivo, es la relación entre las demandas de
energía térmica y eléctrica, y en una planta de cogeneración compara excedentes
térmicos con la energía eléctrica producida.
La RCE es variable dependiendo de la tecnología de la máquina motriz
del equipo de cogeneración.
Tabla 3.2 Razón Calor / Electricidad típica por tecnología de
Cogeneración (COG-BP-IND, 2006)
Tecnología para Cogeneración RCE por Tecnología (kWterm / kW eléc)
Turbinas a Vapor 2,0 – 14,3
Turbinas a Gas 1,3 – 2,0
Turbinas a Gas con Ciclo Combinado 1,0 – 1,7
Motor de Combustión Interna 1 – 2,5
Un proceso de alto consumo de energía eléctrica y baja demanda térmica
tendrá una RCE baja, y viceversa.
Energía térmica demandada por el proceso RCE PROC = Energía eléctrica demandada por el proceso
(3-1) Energía en excedentes térmicos de planta RCE CHP = Energía eléctrica producida por la planta
35
Figura 3.4 Razones Calor / Electricidad típicos por Segmento Industrial (COG-
BP-IND, 2006)
El motor de combustión interna cubre la mayoría de los segmentos
industriales. Su mejor adaptación ocurre en procesos con RCE PROC >> 1, asumiendo
cierta coincidencia en la estacionalidad diaria de la demanda térmica y eléctrica.
Bajo este rango habrá excedentes térmicos no utilizados, o necesidad de
almacenamiento térmico, lo que hace más compleja la aplicación y escapa al alcance
de este trabajo.
Tabla 3.3: Adaptabilidad de la RCE y sus efectos en el proceso
RCE CHP Cogeneración
RCE PROC Proceso
Efectos Posibles
RCE < 1 Calor de cogeneración alimenta el proceso con excedentes, bajo aprovechamiento térmico
1 < RCE < 2,5
1 < RCE
Calor de cogeneración alimenta el proceso con o sin excedentes dependiendo de su coincidencia, buen aprovechamiento energético
3.1.3 La cogeneración y el proceso productivo
Lo habitual en la industria es encontrar procesos abastecidos
eléctricamente de la red o por una planta de generación, empleando uno o más
combustibles para sus necesidades de calor.
FarmacéuticoFertilizantes
Cervecerías Alimentos
Papel RCE 0 1 2 3 4
36
A partir de un cierto calce en las curvas de demanda eléctrica y térmica
(RCECHP < RCEPROC), el sistema de cogeneración se define para satisfacer la
demanda de energía eléctrica del proceso, en la modalidad de funcionamiento y
horario que se considere. Dentro de las opciones tarifarias para el segmento
industrial del país, resulta razonable considerar operación de la planta de
cogeneración en modalidad continua o en horario punta.
Así, el análisis de factibilidad técnica debiese cubrir los escenarios que la
lógica de cada caso dicte, considerando al menos los siguientes :
Planta de cogeneración sin cogenerar (E), en aplicación continua
Planta de cogeneración sin cogenerar (E), en aplicación horario punta
Planta de cogeneración modalidad R+G, en aplicación continua
Planta de cogeneración modalidad R+G, en aplicación horario punta
Planta de cogeneración modalidad R, en aplicación continua
Planta de cogeneración modalidad R, en aplicación horario punta
Planta de cogeneración modalidad G, en aplicación continua
Planta de cogeneración modalidad G, en aplicación horario punta
3.1.3.1 Efectos esperados en la demanda de energía
La inserción de la cogeneración modifica las fuentes de energía del
proceso y la distribución de su demanda, pudiendo observarse:
Disminución en la demanda de energía eléctrica desde las redes de
distribución, equivalente al aporte de energía de la planta generadora.
Disminución en la demanda de potencia eléctrica desde las redes de
distribución, por efecto de aporte de potencia de la planta generadora
instalada (usualmente aplicable a sistemas tarifarios de tipo horario).
Variación en el consumo de combustible del proceso, cuya expectativa neta
es a la disminución, basada en aumento de consumo por la demanda propia
de la planta de cogeneración instalada, y reducción de consumo en los
procesos térmicos existentes a consecuencia de sustitución parcial o total
37
del calor necesario por aquel calor residual aprovechado al interior del
sistema de cogeneración.
Aumento en la confiabilidad del suministro eléctrico para el proceso, al
existir una planta de generación propia, además de las redes públicas.
Figura 3.5: Inserción típica de la Cogeneración en un proceso productivo
3.1.3.2 Aspectos conceptuales de la implementación
La implementación de proyectos de cogeneración sugiere observar
aspectos que tienen relación práctica con su viabilidad, tales como:
Energía
Eléctrica
Caldera
Proceso Productivo
Calor Excedente
Combustible
Energía Eléctrica
Caldera
Combustible
Proceso sin Cogeneración
Proceso con Cogeneración = Variación
0
38
Disponibilidad de combustibles, para considerar su logística
Efectos ambientales en el entorno, aplicando normas de ruido y emisiones
Potencial crecimiento del proceso y la estimación de sus demandas
energéticas futuras, evaluando la disponibilidad de energía de las fuentes
tradicionales existentes.
Posibles consumidores cercanos para excedentes de calor, permitiendo
considerar la opción técnica de exportar flujos térmicos.
Aspectos regulatorios particulares que establezcan las condiciones
reglamentarias y técnicas para la eventual exportación de energía eléctrica
a las redes de servicio público, lo que en Chile a nivel industrial adolece de
complejidades.
Antecedentes de confiabilidad de los suministros energéticos y las
implicancias en el proceso productivo.
3.2 Excedentes térmicos en grupos generadores diesel
Figura 3.6: Balance energético en un grupo generador respecto del contenido
energético en el combustible (CAT-APP, 2005)
Los excedentes térmicos aprovechables se distribuyen en los flujos
relativos a la combustión, lubricación y refrigeración de camisas y componentes
Radiación 3%
Escape 34%
Alternador 3-5%
Refrigeración 22%
Electricidad 34-36%
Combustible 100%
39
internos del motor. Por lo general, el alternador es refrigerado por aire y la
temperatura de dicho flujo no es suficiente para ser transferida a un proceso.
Del balance típico de un grupo generador (TRNR-DTY-EMH, 2007), se
desprende que los flujos térmicos relevantes y aprovechables en la modelación
técnica de un sistema de cogeneración son los gases de escape y el calor en el
circuito de refrigeración, donde se concentra casi el 60% de la energía contenida en
el combustible (EEA-EPA), balance sustentable para motores diesel entre 60% y
100% de carga aplicada (TRNR-DTY-EMH, 2007).
Figura 3.7: Variación del balance energético en motores diesel en función de
su nivel de carga (% de la potencia nominal) (TRNR-DTY-EMH, 2007)
3.2.1 Esquemas de utilización de excedentes térmicos
Con referencia a la figura siguiente, el esquema CHPR+G corresponde a
cogeneración total, recuperando todo el calor excedente del equipo (gases (G) y
circuito de refrigeración (R)). El caso 1 es la configuración más simple y de una
inversión reducida, pero menos aconsejable por su riesgo asociado a la refrigeración
directa del motor y a la utilización del mismo fluido en el proceso, aumentando
40
posibilidades de contaminación y riesgo de fallas. Por ello, aun cuando requiere
mayor inversión, el esquema 2 es más utilizado, aprovechando el precalentamiento
con el circuito de refrigeración para luego producir mayor calentamiento o cambio
de estado a vapor en el circuito de escape, dependiendo de las necesidades del
proceso.
El sistema CHPG es de menor aprovechamiento técnico, pero reviste una
de las aplicaciones más simples y que menos puede afectar al grupo generador en
caso de falla. Aplica para calentamiento de agua y otros fluidos, o generación de
vapor.
Figura 3.8: Circuitos para cogeneración en grupos generadores
Por último, el esquema CHPR se caracteriza por una menor inversión,
ofreciendo buenas condiciones para procesos con menores temperaturas y
necesidades de precalentamiento.
La modalidad CHPE no ilustrada corresponde al caso típico de grupo
generador, sin aporte ni equipamiento de recuperación térmica energía eléctrica.
CHPR+G
Motor
2
Motor
CHPG
Motor
CHPR
Motor
1
41
Los productos que comúnmente se obtienen de un ciclo de cogeneración
basado en grupos generadores diesel, son agua caliente (u otro fluido auxiliar) y
vapor saturado.
Es importante agregar que también existen aplicaciones de cogeneración
en que el desfase de las curvas de demanda térmica y eléctrica han dado cabida a
tecnologías de almacenamiento térmico, utilizando calor no aprovechado en
simultaneidad con la demanda eléctrica en circuitos de evaporación y refrigeración,
con sustancias que conservan frío para luego aportarlo en circuitos de refrigeración.
Sin embargo, esta materia no es tratada en este trabajo.
Los componentes principales del sistema de cogeneración para estas
aplicaciones son:
Intercambiadores de calor para líquido/líquido
Intercambiadores de calor para líquido/gas
Piping, estanques de expansión, válvulas de control, instrumentos
3.3 Parámetros de diseño para la estimación del excedente térmico
recuperable con cogeneración
La recuperación de los excedentes térmicos de un motor involucra el uso
de intercambiadores de calor, manteniendo los flujos calientes y fríos separados por
una pared interior del elemento recuperador. Aun cuando existe radiación al
ambiente y entre los fluidos, la transferencia de calor en el recuperador es producto
de la conducción y convección térmica, lo que puede ser modelado como sistema
abierto incorporando el calor específico C del medio portador de la energía, un flujo
másico m por unidad de tiempo en que mentrada = msalida, y temperaturas iniciales y
finales T1 y T2.
Q = m * C * dT
(3-2)
T1
T2
42
Por simplicidad, la solución de la expresión 3-2 se busca para
condiciones de régimen permanente de un sistema abierto, en que las propiedades en
un determinado punto del intercambiador se mantienen constantes.
Además, la mayoría de las aplicaciones involucran líquidos
incompresibles cuyo calor específico a presión constante y a volumen constante son
iguales y prácticamente constantes en el rango de temperaturas de trabajo de estas
aplicaciones. En caso de gases de escape, asimilables en comportamiento al aire,
puede adoptarse un calor específico promedio para el rango de temperaturas de
trabajo, considerando que el proceso interno del intercambiador es aproximadamente
a presión constante, afectado por la reducida caída interna de presión del equipo,
producto de las restricciones constructivas impuestas por los límites de contrapresión
total en el circuito de escape del motor. Así, la expresión se simplifica a:
La salvedad de esta solución simplificada se tendrá cuando las
magnitudes de calor y temperatura puedan producir algún cambio de estado en el
fluido (a temperatura constante), caso en que la solución a la expresión 3-2 será en
forma discreta basada en las entalpías correspondientes.
Para evaluar el calor transferible y la eficiencia global de la planta de
cogeneración, es necesario conocer el comportamiento de las temperaturas, flujos,
densidad y calor específico en gases de escape y refrigerante en régimen permanente,
en función de la potencia nominal Pn del grupo generador y de su nivel de carga
X(%).
En adelante, las condiciones de trabajo y desempeño de los grupos
generadores serán referidas a las condiciones estándares ambientales ISO, comunes a
las normas BS 5514: Part 1: 1987 e ISO 3046/1-1986.
Q = m * C dT = m * Cp * (T2 – T1)
(3-3)
T1
T2
43
Figura 3.9: Esquema de Cogeneración G+R en grupos generadores
3.3.1 Gases de escape
Alrededor de un tercio de la energía que ingresa a un motor de
combustión interna en forma de combustible, es disipada en los gases de escape.
3.3.1.1 Temperatura de gases de escape Tg
Para diversas velocidades y potencias nominales, la temperatura de
escape oscila entre los 320 ºC y los 500 ºC (aproximadamente 600 ºF - 930 ºF),
siendo más fríos los gases en motores más lentos y de mayor tamaño (DSHT-CAT,
DSHT-CUM, DSHT-WAU, DSHT-WAR), debido a su mayor eficiencia en la
combustión.
Para una misma velocidad nominal, motores de distinta potencia nominal
presentan temperaturas de escape muy similares, constante entre 75 y 100% de la
potencia nominal. En ausencia de datos particulares, puede adoptarse para unidades
trabajando sobre 75% de la potencia nominal, una temperatura de salida de gases
acorde a la tabla siguiente.
Gases de escape
Flujo térmico desde y hacia
el proceso
Refrigeración
Qg (mg / Tg)
Tg > 350 ºF
Qr (mr / Tr)
Qc
Combustible
44
Tabla 3.4: Temperatura media de gases de escape en motores diesel
(DSHT-CAT, DSHT-CUM, DSHT-WAR)
Velocidad de Motor Diesel Tg (ºC/ºF)
Motores lentos (750-1200 RPM) 330 / 630
Motores rápidos (1500 RPM) 500 / 930
Para evitar condensación en los productos de la combustión del diesel, la
temperatura de los gases no debe bajar de 177 ºC (350 ºF) en el proceso de
intercambio térmico.
3.3.1.2 Flujo másico de gases de escape mg
El flujo másico de gases de escape es distinto para equipos de diferentes
potencias nominales, siendo creciente en función de la potencia nominal.
Por lo general, el flujo de gases está disponible en hojas de datos de
equipos en unidades volumétricas. El proyectista podrá estimar el flujo másico a
partir del aire de admisión, considerando que la masa de aire que ingresa al motor es
la misma que sale por el escape. La masa de aire de admisión puede ser derivada a
partir del caudal de aire de admisión, aplicando la densidad estándar del aire.
En ausencia de datos específicos del equipo, el caudal de aire de
admisión puede ser aproximado en forma práctica, como 2,5 (DSHT-CAT, DSHT-
CUM) a 3,5 (CAT-APP, 2005) p3/min por cada kW de potencia nominal del grupo
generador. Adoptando un criterio consistente con las hojas de datos específicas de
equipos disponibles comercialmente, es razonable asumir,
Volumen de aire de Combustión (p3/min) 3 * Pn (kW)
(3-5)Volumen de aire de Combustión (m3/min) 0,085 * Pn (kW)
(3-4)
45
La densidad del aire se debe calcular para las condiciones estándares de
25 ºC (298.16 ºK) y 1 bar (100 kPa), aplicando la ley de gases ideales, con la
constante R = 287.058 J/kgºK.
Incluyendo el resultado directamente en la expresión (3-5), el flujo
másico de gases de escape resulta ser,
Si las condiciones ambientales de la aplicación difieren notoriamente de
las estándares, puede calcularse la nueva densidad del aire considerando su
condición de gas ideal.
La relación aire:combustible del proceso de combustión es una razón
másica, que debe conservarse según los ajustes que el fabricante sugiera para el
combustible. Aplicando a esta relación másica la linealidad en el consumo de
combustible para un grupo generador inferida en el capítulo 2, el flujo másico de aire
(en consecuencia el de escape, asumiendo temperaturas constantes) puede asumirse
con el mismo comportamiento lineal en función del punto de operación, pudiendo
modelarse con una variación lineal proporcional según la carga aplicada, referido al
flujo másico de carga nominal.
3.3.1.3 Calor específico de gases de escape Cpg
El calor específico de gases varía con la temperatura de escape y con la
relación aire/combustible del motor.
P absoluta (Pa) Densidad del Aire (kg/m3) =
R * T absoluta (ºK)
(3-6)
mg (kg/min) = 0,0992 * Pn (kW) * X(%) * 0.01 (3-7)
mg (lb/min) = 0,2187 * Pn (kW) * X(%) * 0.01
46
Estudios asemejan conservadoramente su valor al del aire (CIN-EBDSL,
2010) en las mismas condiciones, sin embargo, la mezcla de componentes de la
combustión lo hacen ser algo más elevado, por lo que resulta común (MXM-CAP;
CAT-APP, 2005) utilizar valores prácticos en el rango 1.004,8 a 1.172,3 J/kgºK
(0,24 a 0,28 BTU/lbºF).
El proyectista puede utilizar de manera conservadora un calor específico
para Cpg de 1.047 J/kgºK (0,25 BTU/lbºF) como valor medio. Como referencia,
4.186,8 J/kg ºK = 1 Btu/lb ºF.
3.3.1.4 Calor recuperable en gases de escape Qg
Aplicando la expresión (3-3) para el flujo de gases, el calor recuperable
puede ser estimado con la diferencia de temperaturas en el intercambiador:
Reemplazando la expresión para mg según (3-7), Cpg = 1.047 J/kg ºK,
con T2 = 500 ºC (Tabla 3.4) y T1 = 177 ºC, resulta, en un grupo generador de
potencia nominal Pn (kW), operando sobre el 50% de carga en un punto de trabajo
X(%),
3.3.2 Refrigeración
El sistema de cogeneración aprovecha el calor disponible en el circuito
de refrigeración, que corresponde al calor rechazado por el motor al circuito de
enfriamiento, parámetro que se encuentra en la hoja de datos específica de cada
grupo generador.
(3-8)
0,0992 * 1.047 * 323 Qg (x) (kW) = * Pn (kW) * X(%) 6 * 106
Qg (x) (kW) = 0,0056 * Pn (kW) * X(%)
Qg = mg * Cpg * (T2 – T1)
47
3.3.2.1 Calor recuperable en el refrigerante Qr
En ausencia de datos específicos, el proyectista puede estimar el calor
disponible en este sistema, considerando que 15 a 25% de la energía disponible en el
combustible Qc es transportada y disipada en el sistema de refrigeración, con un
comportamiento relativamente estable entre 50 y 100% de nivel de carga (Figs. 3.6 y
3.7). Es decir,
Las hojas de datos para marcas tradicionales disponibles en el mercado,
arrojan un rango preponderante entre 15 y 25% para este rechazo térmico al
refrigerante respecto de la energía que ingresa en el combustible, por lo cual, puede
adoptarse un valor medio de 20% en la evaluación.
3.3.2.2 Características del fluido refrigerante
El fluido que circula por el motor, denominado refrigerante, debe
contener lo especificado por el fabricante, usualmente una mezcla de agua destilada
y anticongelante que evita la fusión por bajas temperaturas y mantiene los ductos
internos del motor en buenas condiciones de limpieza.
Su densidad, similar a la del agua, puede variar según apliquen mezclas
con anticongelantes de la familia de los glicoles.
Es habitual la utilización de una mezcla 50%/50% agua/anticongelante,
con lo cual los puntos de ebullición y congelamiento se desplazan a 108 ºC y -36 ºC
(226 ºF y -34 ºF), respectivamente (CUM-APP).
La densidad del fluido resultante alcanza 1,03 kg/l (8,6 Lb/USGal)
(CAT-APP, 2005), la que puede considerarse constante en la operación normal del
grupo generador por su mínima compresibilidad y rango de temperaturas de trabajo.
Qr = (0,15 a 0,25) * Qc (3-9)
48
3.3.2.3 Temperatura del refrigerante Tr
Para diversos motores de distinta velocidad y potencias nominales, el
circuito de refrigeración presenta una temperatura de salida desde el motor, que
oscila entre los 80 y 95 ºC (176 y 203 ºF), siendo estable con el nivel de carga. La
temperatura máxima del bote superior del radiador, típicamente no debiese superar
los 102 ºC (215 ºF).
El diferencial de temperatura con el retorno frío, en general, no debe
superar los 15 ºC.
3.3.2.4 Flujo másico del refrigerante mr
El caudal de refrigerante debe ser derivado a partir del calor aportado al
circuito, su calor específico y el rango de temperaturas del mismo.
Al no existir cambio de estado en el circuito de enfriamiento, el flujo
másico puede calcularse aplicando la ecuación de transferencia de calor con las
unidades consistentes, utilizando el calor específico para el refrigerante, Cpr, y la
diferencia de temperatura entre la salida y entrada de refrigerante al motor, T:
Aplicando 3-9, con una media de 20%,
Este flujo puede ser considerado constante sobre 50% de carga.
0,2 * Qc mr =
Cpr * T
(3-11)
Calor aportado al refrigerante Qr mr =
Cpr * T
(3-10)
49
3.3.2.5 Calor específico del refrigerante Cpr
El calor específico del refrigerante es prácticamente constante en el
rango de temperaturas de trabajo del motor.
Usualmente se utiliza el del agua, 1 kCal/kgºC (1 BTU/lbºF), pero
considerando la mezcla 50%/50% de agua destilada y ethylenglycol, el valor se
aproxima a 0,060 kW min/kg ºC (0,86 BTU/Lb ºF o KCal/kgºC) (CAT-APP, 2005),
comparable con tablas comunes para estos líquidos.
3.4 Eficiencia resultante del sistema de cogeneración
La eficiencia teórica CHP del sistema de cogeneración que se diseña,
corresponde a:
Expresada en función del punto de operación del grupo generador X(%),
la potencia que ingresa al equipo en el combustible Qc, la potencia eléctrica de salida
Pn, la potencia térmica de salida en gases de escape Qg y la potencia térmica
entregada en el circuito de refrigeración Qr, en una configuración de cogeneración
total,
Reemplazando las expresiones para Qc (x) directamente de (2-7), Qg (x)
de (3-8) y Qr (x) de (3-9), como también Pn en función del punto de operación, se
obtiene la ecuación para la eficiencia de un sistema de cogeneración basado en un
grupo generador diesel, donde las variables claves corresponden al consumo
específico de combustible utilizado, como a la constante de no linealidad kc.
Pn (x) + Qg (x) + Qr (x)
CHP (%) = * 100 Qc (x)
(3-13)
Potencia (energía) de Salida
CHP (%) = * 100 Potencia (energía) de Entrada
(3-12)
50
La expresión (3-14) sitúa la eficiencia esperada de un sistema de
cogeneración entre 67% y 87%, en función del consumo específico de combustible y
el factor kc, para niveles de carga eléctrica sobre el 65%. Este resultado es
consistente con ejemplos prácticos en operación.
65
70
75
80
85
90
185 197 209 221 233 245
1,06
1,04
1,02
1,0kc = 1.0
CHPR+Gkc
Figura 3.10: Eficiencias de sistemas de cogeneración R+G calculadas según
expresión 3-4, en función del consumo específico de combustible y kc
0,01 + 0,0056 + [0,0254 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc ]
CHP (%) = * 100 0,127 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc
(3-14) 0,0156 + [0,0254 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc ]
CHP (%) = * 100 0,127 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc
mce (gr/kWh)
51
Resulta interesante observar adicionalmente el rango de eficiencias
posibles para configuraciones de cogeneración diferentes, sólo G y sólo R, en
comparación con el nivel base de sólo energía eléctrica (E), y respecto de la
cogeneración total, R+G. Por simplicidad en la representación, se ha utilizado un
valor de kc intermedio de 1.02.
20,0%
30,0%
40,0%
50,0%
60,0%
70,0%
80,0%
90,0%
185 200 215 230 245
CHPG+R
kc = 1.02
E
CHPG
CHPR
Figura 3.11: Eficiencias de sistemas de cogeneración base, R+G calculadas
según expresión (3-4), en función del consumo específico de combustible y kc
La figura siguiente muestra la aplicación de las ecuaciones desarrolladas
para Qc, Qg y Qr para determinar la eficiencia del sistema de cogeneración total
R+G en equipos comerciales, según parámetros indicados en sus hojas de datos
(DSHT-CAT, DSHT-CUM) a potencia nominal. La diversidad de valores,
consecuencia de las características y configuración de los motores con sus sistemas
de turboalimentación y postenfriado, confirma la tendencia de mejor eficiencia en las
unidades de mayor tamaño.
mce (gr/kWh)
52
60
65
70
75
80
85
90
160
200
240
256
288
292
360
364
400
473
600
656
800
1088
1100
1200
1350
1360
1500
1820
2335
CHP
Figura 3.12: Eficiencia de cogeneración total R+G, calculada para grupos
generadores comerciales operando a plena carga
3.5 RCE resultante del sistema de cogeneración
A partir de un sistema de cogeneración total y las expresiones (2-7), (3-
8) y (3-9), se obtiene la expresión para la RCECHP con tecnología de motores diesel
de 1500 RPM, la que graficada en la fig. 3.13 ubica este parámetro entre 1 y 1,25.
La tendencia de las curvas en función de kc se explica por la mayor
eficiencia en la combustión (mce inferior) de los motores de gran tamaño, que
ofrecen menores excedentes térmicos para la cogeneración.
RCECHP = 0,0056 + 0,0254 * 10-3 * mce (gr/kWh) * kc (3-15)
Potencias Nominales Grupos Generadores (kW)
53
1
1,05
1,1
1,15
1,2
1,25
185 200 215 230 245
kc = 1.06kc = 1
RCE
Figura 3.13: RCE de plantas de cogeneración para distintos kc, en función de
mce, calculada según expresiones (2-7), (3-8) y (3-9)
mce (gr/kWh)
54
IV CONCEPTOS NORMATIVOS Y REGULATORIOS
Vistos los conceptos propios del diseño de un grupo generador, sus
parámetros operacionales, los fundamentos de la cogeneración y sus esquemas de
implementación, se hace necesario ampliar la visión técnica al campo normativo y
regulatorio respecto del funcionamiento de una planta de cogeneración, ya que todo
proyecto debe satisfacer la normativa vigente.
Además, aunque no constituye el ámbito central de este trabajo, es de
utilidad condensar para conocimiento del proyectista, el marco que regula y
especifica una eventual venta de energía a terceros, sin entrar a su interpretación o
aplicabilidad, materias de bastante complejidad y de difícil generalización..
Cabe señalar, aunque su tratamiento escapa al contexto de este trabajo,
que en la actualidad existe desarrollo importante en sistema de almacenamiento de la
energía eléctrica y térmica en acumuladores (frío o calor), los que podrán facilitar la
viabilidad de proyectos de cogeneración, maximizando su eficiencia aun en
presencia de descalce de las demandas.
4.1 Aspectos normativos
Al momento de iniciar el diseño de una planta de cogeneración, es
necesario que el proyectista disponga de las normas nacionales e internacionales que
apliquen, para dar cumplimiento a los requisitos constructivos y velar por la
seguridad y calidad técnica del proyecto a implementar, teniendo presente que en
Chile no se cuenta con normativa específica para proyectos de cogeneración como
tales, siendo necesario cubrir las distintas especialidades que éstos abarcan: sistemas
eléctricos y sistemas térmicos.
4.2.1 Normativa técnica nacional
Dentro de la normativa nacional cuyo ámbito de aplicación se relaciona
de manera importante a proyectos de tipo plantas de cogeneración, destacan las
siguientes, y que en su mayoría se encuentran disponibles en la Superintendencia de
55
Electricidad y Combustibles (SEC) y/o en el Instituto Nacional de Normalización
(INN):
Nch 4/2003 Instalaciones de Consumo en Baja Tensión, norma que regula
la construcción de proyectos eléctricos al interior de una propiedad, para
instalaciones en baja tensión
NSEG 5.E.n.71, Reglamento de Instalaciones de Corrientes Fuertes, que
entrega criterios diversos para instalaciones industriales de varias
capacidades y voltajes.
NSEG 6 E.n71, Cruces y Paralelismos de Líneas Eléctricas, que aporta
criterios diversos para la instalación de líneas aéreas y subterráneas
industriales de varias capacidades y voltajes.
NSEG 20 E.p78, Subestaciones Transformadoras Interiores, que establece
criterios diversos para la instalación de transformadores, según su
ubicación y tipo.
DFL4, Ley General de Servicios Eléctricos, en Materia de Energía
Eléctrica
DS 146 Norma de Emisión de Ruidos Molestos Generados por Fuentes
Fijas, que establece los criterios para incorporar la emisión de ruido de las
plantas generadoras dentro del entorno de instalación.
DS 160 Reglamento De Seguridad para las Instalaciones y Operaciones de
Producción, Refinación, Transporte, Almacenamiento, Distribución y
Abastecimiento de Combustibles Líquidos, que aplica sobre las
condiciones de diseño e instalación de los sistemas de almacenamiento y
distribución de combustible para la planta generadora.
DS 32/90 Reglamento de Funcionamiento de Fuentes Emisoras de
Contaminantes Atmosféricos que indica, en situaciones de emergencia de
contaminación atmosférica, que establece la aplicabilidad y restricciones de
operación para fuentes contaminantes como grupos generadores y calderas.
56
NTSyCS Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio, en versión
Octubre 2009, emitida por la CNE, que establece las condiciones mínimas
de seguridad exigidas en Chile por los entes reguladores, para toda
instalación que se conecte a los sistemas interconectados, de acuerdo con la
Ley General de Servicios Eléctricos y su reglamentación vigente,
estableciendo exigencias particulares que deben cumplir los
concesionarios, propietarios, arrendatarios, usufructuarios u operadores de
centrales generadoras, líneas de transmisión a nivel troncal, subtransmisión
y adicionales, subestaciones primarias de distribución.
4.2.2 Normas internacionales
Dependiendo del tipo de proyecto, puede resultar de utilidad
complementar el diseño con normas consideradas estándares aceptables
internacionalmente, tales como:
NFPA 70: National Electrical Code (USA), cuyo contenido aporta criterios
complementarios a la normativa nacional, indispensables para ejecutar
proyectos eléctricos de distinta naturaleza y tensión.
IEEE Std 141-1993, IEEE Recommended practice for electric power
distribution for industrial plants, con contenidos específicos relacionados a
sistemas de potencia de escala industrial.
IEEE Std 142-1991, IEEE Recommended practice for grounding of
industrial and commercial power systems, esencial para la correcta práctica
de la puesta a tierra en proyectos.
IEEE Std 242-2001, IEEE Recommended practice for protection and
coordination of industrial and commercial power systems, que entrega los
criterios necesarios para el diseño y coordinación de protecciones del
sistema eléctrico proyectado.
57
IEEE Std. 80-2001 Guide for safety in AC substation grounding,
constituido en la base del diseño y cálculo de las puestas a tierra de
subestacione y proyectos industriales.
IEEE 1547 Standard for Interconnecting Distributed Resources with
Electric Power Systems, cuyo aporte está centrado en las condiciones
técnicas para el acoplamiento de sistemas de generación distribuida a las
redes públicas.
IEEE C37.101, IEEE Guide for Generator Ground Protection
IEEE C37.102, IEEE Guide for AC Generator Protection
Normas generales NEMA
Normas generales IE
4.2 Impacto Ambiental
Todo proyecto de generación sobre los 3MW de potencia instalada de
debe ser ingresado al Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental (SEIA), en
cumplimiento al artículo 10, letra c de la Ley sobre Bases Generales del Medio
Ambiente, y en el artículo 3 letra c) del D.S. Nº95/2001 del Ministerio Secretaría
General de la Presidencia (texto refundido, coordinado y sistematizado del
Reglamento del Sistema de Evaluación de Impacto Ambiental), que indica que deben
someterse al Sistema las “centrales generadoras de energía mayores a 3 MW”.
4.3 La huella de Carbono
Dada su relevancia a nivel mundial, es importante incluir en las
consideraciones cualitativas del proyecto en estudio sus aspectos medioambientales,
para lo cual se aportan conceptos generales relativos a la huella de carbono.
4.3.1 Medición y desplazamiento de huella de carbono
La huella de carbono es la cantidad de gases de efecto invernadero (GEI)
que emite una entidad. Los GEI son gases que aumentan el efecto invernadero de la
atmósfera y dentro de ellos se incluyen el CO2, el CH4, N2O y gases refrigerantes
58
entre otros. Para efectos de comunicación, todas las emisiones son referidas al CO2
mediante tablas de equivalencia según su efecto de calentamiento de la atmósfera.
En Chile, muchas empresas están preocupadas de sus GEI, especialmente
aquellas orientadas a la exportación a mercados desarrollados. También se ha visto
un creciente interés de un sector más informado y sofisticado de la población que
está otorgando prioridad a esta materia. Todo esto ha llevado a numerosas empresas
en el país, a conocer su huella de carbono y buscar mecanismos de disminución de
las emisiones.
La proyección más aceptada es que en un plazo de pocos años, la huella
de carbono será otra variable más de negocio.
Una de las primeras opciones de mejoramiento de la huella de carbono es
la eficiencia energética, lo que después se complementa con eficiencia logística,
eficiencia operacional, uso de energías renovables, e incluso captura de CO2 en
bosques.
La huella de carbono de la generación eléctrica con grupos generadores
en general es mayor o igual que las emisiones asociadas al uso de electricidad de la
red, especialmente en el Sistema Interconectado Central (SIC), donde la generación
eléctrica tiene una componente significativa de fuentes renovables
(hidroelectricidad).
Para los casos en los cuales el uso de grupos generadores se justifica por
otros motivos, la incorporación de la cogeneración disminuye la huella de carbono
respecto del mismo grupo sin cogeneración.
A partir de una unidad de cogeneración total (RCE =1,1), por cada MWh
eléctrico se logra recuperar 1,1 MWh térmico. Producir esta energía térmica en una
caldera de eficiencia 80% demanda 109 litros de diesel. El ahorro en combustible por
la cogeneración, a razón de 2,72 tCO2-e cada 1.000 litros de diesel, se traduce en una
disminución de 0,29 tCO2e / MWh generado eléctricamente en la unidad de
cogeneración.
59
4.3.2 Mecanismo de desarrollo limpio (MDL)
Aunque Chile ratificó el Protocolo de Kyoto en agosto de 2002, los
países en vías de desarrollo no tienen obligaciones de reducción de emisiones, sino la
posibilidad de obtener aportes financieros a proyectos, postulando a los Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL) establecidos por el Protocolo de Kyoto.
Dentro del MDL, a fines del 2009 no hay proyectos en Chile en los
segmentos del cemento, metano, distribución de energía, Eficiencia Energética (EE)
en viviendas, EE en la industria, EE en autogeneración, EE en servicios, geotermia,
reforestación, solar, mareomotriz y transporte. La participación de proyectos MDL se
concentra en energía con biomasa, proyectos hidroeléctricos, rellenos sanitarios y
proyectos de captura de metano.
Arauco desarrolló y aprobó ante las Naciones Unidas (UNFCCC) la
primera metodología consolidada para proyectos de biomasa de gran escala a nivel
mundial: la NM0081. Hay tres proyectos de gran escala registrados ante las Naciones
Unidas: Trupán, Paneles Nueva Aldea y Celulosa Nueva Aldea, todos ellos ligados a
la cogeneración. Los proyectos Trupán y Paneles Nueva Aldea obtuvieron
certificados de reducción de emisiones (CER’s) por 482.000 tCO2 en 2007.
La experiencia en los proyectos de biomasa demuestra que los CER’s
pueden colaborar en el financiamiento de hasta 25-30% de la inversión adicional en
equipamiento para implementar la cogeneración.
Hasta julio de 2007 se habían registrado 16 proyectos chilenos de
energías renovables, principalmente proyectos hidroeléctricos y de biomasa.
Hay un único proyecto de cogeneración a partir de gas natural,
impulsado por Metrogas.
Las características que deben tener los proyectos para postular a los
MDL son:
El proyecto debe contribuir al desarrollo sustentable del país.
60
El proyecto debe contar con la aprobación de la Autoridad Nacional
designada.
El proyecto debe contribuir a reducir los GEI.
Las reducciones de GEI deben ser reales, medibles y de largo plazo.
Este mecanismo permite aplicar a bonos de carbono, los que son
tranzados en el mercado y permiten obtener recursos para financiar los proyectos.
De un total de 44 metodologías para el sector 1: Energy industries
(renewable / non-renewable sources) hay 3 aplicables a cogeneración (AR-MDL,
2009) sin considerar biomasa:
AM0014, “Natural gas-based package cogeneration”
AM0048, “New cogeneration facilities supplying electricity and/or steam
to multiple customers and displacing grid/off-grid steam and electricity
generation with more carbon-intensive fuels”
AMS II. B, Supply side energy efficiency improvements –generation
El incentivo a la aplicación de estos mecanismos, aportando los
conocimientos en la preparación, presentación y tramitación de éstos, no ha
alcanzado un nivel maduro en nuestro medio, y posiblemente no prosperen como
tales, al existir fecha de término del programa para el 2012, prevaleciendo con mayor
probabilidad, acuerdos y contratos de índole privado.
4.4 Aspectos regulatorios
Son importantes para el análisis los reglamentos, decretos y/o leyes que
se resumen en sus conceptos relevantes dentro de esta sección, por su indicación e
implicancia en un proyecto de cogeneración que considere excedentes de energía
eléctrica. El texto formal se debe extractar directamente del documento
correspondiente.
Cabe señalar que aun cuando la ley lo permite, en Chile no está madura
la forma práctica de implementar la exportación de energía eléctrica a las redes de
servicio público para un pequeño o mediano proceso industrial con excedentes, tanto
61
en los requisitos técnicos como en las condiciones comerciales, las que resultan
engorrosas y poco atractivas, contrastando la realidad de países desarrollados que
han regulado e incentivado esta exportación con importantes efectos.
4.4.1 Medios de Generación No Convencionales y Pequeños Medios de
Generación (Reglamento DS 244)
Este reglamento es importante ya que la mayoría de los proyectos de
cogeneración son consecuencia de procesos industriales con excedentes inferiores a
20 MW, y fuertemente en el rango de 1 – 5 MW, lo que les permite aplicar para
clasificación como Pequeños Medios de Generación y sus alternativas Pequeños
Medios de Generación Distribuida (PMGD) y Medios de Generación No
Convencionales (MGNC).
Este reglamento aplica a (i) empresas con medios de generación
definidos como PMG o PMGD, conectados a un sistema eléctrico (concesionaria),
troncal, subtransmisión o adicional, o redes de uso público, con excedentes de
potencia menores o iguales a 9 MW, o (ii) medios de generación no convencionales
o MGNC, con excedentes de potencia inferiores a 20 MW, y otorga derecho a la
venta de energía a costo marginal y potencia eléctrica al precio de nudo, definiendo
las demás condiciones que se deben satisfacer.
El reglamento libera a los PMGD que sean MGNC del pago total o de
una porción de los peajes troncales y fija condiciones para el pago de peajes en
distribución.
También incluye la clasificación de los distintos tipos de MGNC:
Energía hidráulica de cursos de agua menores a 20 MW, geotérmica, solar, eólica, de
los mares y biomasa (con sus restricciones particulares).
Además de definir la Cogeneración como la generación en un solo
proceso, de energía eléctrica o mecánica, combinada con la producción de calor, el
reglamento otorga a instalaciones de cogeneración con menos de 20 MW de
excedentes de potencia exportable, la clasificación como MGNC si acreditan un
62
rendimiento energético superior al que indique la norma técnica respectiva (aun
pendiente a la fecha de esta publicación), salvo que operen en el ciclo inferior.
4.4.2 Ley General de Servicios Eléctricos (DFL4 incluyendo
modificaciones de Ley 20.257 – Abril 2008)
Esta ley es relevante para todos los análisis de proyectos eléctricos que
interactúen con los servicios y sistemas eléctricos en el país.
Se establecen exenciones en el pago de peajes para medios de generación
ERNC y la cogeneración eficiente, con excedentes de potencia inferiores a 20 MW.
Se establecen las condiciones y al obligatoriedad a los concesionarios de
servicio público de distribución para dar acceso a sus líneas, subestaciones y obras
anexas, a terceros para suministrar energía a otros usuarios.
Se fijan las condiciones para los usuarios libres y regulados.
También ratifica el derecho de generadores a la venta de energía al costo
marginal instantáneo, así como de potencia al precio de nudo.
Incluye en su modificación reciente, la obligación a las empresas
eléctricas de incorporación ERNC a partir del 2010, con los aumentos progresivos.
63
V CONFIABILIDAD
A partir de las características de demanda energética de un proceso, la
especificación técnica de la planta de cogeneración puede realizarse de variadas
formas, todas las cuales incluyen potencias, número de equipo, rendimientos y
eficiencias diferentes según disponibilidad en el mercado y criterios de
implementación vistos en el capítulo 3, cada una representando un precio de energía
para el proceso.
Dentro de la evaluación económica de estos distintos escenarios de
configuración técnica de planta, y dependiendo principalmente de las características
del proceso productivo, el propietario requiere incluir en su toma de decisiones la
mayor confiabilidad en el suministro de energía que le significa una planta de
cogeneración, en comparación con su proyecto base, para lo cual necesita incorporar
probabilidades de falla y los costo asociado, dependiendo de las tasas de falla, horas
de operación y número de equipos considerados (con o sin redundancia), como las
condiciones de falla de sus fuentes energéticas propias.
Este capítulo entrega al proyectista elementos generales de confiabilidad
aplicados a una planta de cogeneración, los conceptos de tasa de falla y probabilidad
de falla, estadísticas experimentales, elementos diferenciadores desde el punto de
vista de la confiabilidad y efecto del número de unidades en planta, con o sin
respaldo, esbozando su aplicación en la evaluación del proyecto, labor que por su
amplia variabilidad caso a caso, escapa al alcance de este trabajo
Ante la gran cantidad de opciones, se pretende simplificar el análisis sin
perder generalidad, para lo cual se asumen los siguientes criterios, muy comunes en
proyectos de esta naturaleza:
La tasa de falla de los equipos que componen la planta (G1, G2,.. .Gn) es
igual para todos ellos y constante en el tiempo.
Desde el punto de vista probabilístico, los equipos son independientes
La falla de una unidad provoca la falla del servicio (caso más desfavorable)
De aplicar, e número máximo de equipos redundantes será una unidad
64
Las labores de mantenimiento no afectan la continuidad de servicio, ya sea
por la utilización de unidad redundante, o por ejecución coincidente con
horarios de menor demanda.
5.1 Generalidades
La confiabilidad es un concepto probabilístico que asigna una
probabilidad de ocurrencia a “trabajar sin fallas durante el período t”. En particular,
guarda relación con sistemas y componentes, tales como vehículos, máquinas,
motores, computadores, electrodomésticos, etc., y en general todo elemento que
trabaja bajo solicitaciones puramente físicas.
El costo esperado de falla, en términos generales, es el producto entre la
probabilidad de falla y el costo asociado a la falla, que incluye una parte fija
dependiente del número de eventos, y una parte variable afecta al tiempo de duración
de cada falla
La probabilidad de falla F (de “Failure”), mide la probabilidad de
ocurrencia de una falla dentro del período t, y se relaciona con el concepto de
Confiabilidad R (de “Reliability”), definido como la probabilidad de trabajar sin
fallas en un período t, según la expresión,
La confiabilidad de los componentes está relacionada con la tasa de falla
, que mide el número de fallas por unidad de tiempo, obtenible mediante ensayos o
registros estadísticos proporcionados por la experiencia o el fabricante.
La curva de la bañera que se muestra en la figura, representa la tasa
promedio de falla de un componente en el tiempo. Su forma depende fuertemente
del tipo de componente, de las condiciones de trabajo y de las actividades de
mantenimiento preventivo.
F (t) = 1 – R(t) (5-1)
65
Figura 5.1: Comportamiento de la tasa de falla
La zona 1 representa fallas prematuras debidas a defectos de armado,
montaje de componentes fuera de especificación, etc. El tramo 2, de tendencia
constante y asimilable a una distribución exponencial, representa la ocurrencia de
fallas accidentales o catastróficas, provocadas, por ejemplo, por excesos de carga o
fallas del procedimiento de mantenimiento. Es la zona en al cual se ubican equipos
de uso industrial sujetos a mantenimiento preventivo y soportados técnicamente con
repuestos y consumibles, ya que los planes de reparación mantienen gran parte del
equipo con pocas horas de utilización, alejándolo del sector 3, asimilable a una
distribución normal o Weibull, y que abarca las fallas atribuibles al envejecimiento
del componente.
La mantención y reparación permanente con repuestos de buena calidad,
minimiza el envejecimiento, con una tasa de falla relativamente constante durante la
vida útil. Este es el caso que se considera para una planta de cogeneración, al
corresponder a equipamiento especializado que debe ser atendido por personal
calificado y procedimientos definidos específicamente por los fabricantes.
El análisis probabilístico de la confiabilidad R en la zona de fallas
accidentales, sector 2, basada en una distribución exponencial, puede expresarse con
la tasa de falla esperada según:
R (t) = e (5-2) - * t
Tiempo
1 2 3
66
El recíproco de es la duración media entre fallas, MTBF (Mean Time
Between Failures).
Figura 5.2: Tiempo medio entre fallas (MTBF)
5.2 Modelo y tasa de falla chp de unidad cogeneradora
5.2.1 Modelo de planta
Como sistema, la planta de cogeneración puede representarse
simplificadamente en un diagrama de bloques tipo serie paralelo, con elementos
independientes desde el punto de vista probabilístico.
Figura 5.3: Modelo de Planta Cogeneradora
El grupo generador es la base de la disponibilidad de energía eléctrica y
térmica, donde se hacen disponibles los excedentes térmicos para la cogeneración.
La recuperación térmica es independiente y no afecta la continuidad de
servicio eléctrico, al conservar el radiador del grupo generador como respaldo.
Grupo Generador con sistemas y
Tablero de Fuerza (gg)
Proceso
Equipo de Cogeneración
Intercamb. Térmico rt) chp
En servicio
Falla
MTBF 1 MTBF =
67
Los intercambiadores, tuberías, válvulas y otros, son mantenidos en
simultaneidad con los tiempos de parada del proceso o durante reparaciones y
mantenciones del grupo generador, pudiendo asumir para efectos de este trabajo, que rt
es despreciable. Luego, la tasa de falla del sistema de cogeneración chp equivale a la
tasa de falla del grupo generador gg.
Si fuese necesario desarrollar un análisis de confiabilidad que abarque por
su relevancia otros componentes del sistema de potencia, como transformadores, líneas
de distribución u otros, las tasas de falla de éstos y otros elementos pueden derivarse de
literatura general relativa a confiabilidad de sistemas eléctricos, aplicando típicamente
las expresiones de un sistema serie. En ausencia de datos de fabricantes también podrá
utilizarse las recomendaciones de la IEEE Std 493-2007.
5.2.2 Disponibilidad D y tasa de falla gg de un grupo generador
La experiencia no documentada de usuarios industriales y fabricantes de
grupos generadores, resume que para grupos generadores concentrados dentro del
espectro de aplicación de este trabajo, la estadística es por lo general dispersa y no
concluyente.
El concepto de Disponibilidad, en vez de tasa de falla, es más utilizado a
nivel industrial, y se dispone de mayor información en su registro. La disponibilidad
mide la relación entre el tiempo que un equipo está disponible para operar, y el tiempo
requerido de operación.
Siendo Ho las horas requeridas de operación al año, Hm las horas del equipo
en mantenimiento durante el mismo período, y Hf las horas de falla, se calcula la
disponibilidad D según,
Ho – (Hm + Hf) (Hm + Hf) D = = [ 1 - ]
Ho Ho
(5-3)
68
Considerando la periodicidad M de mantenciones, su duración media, Dm, y
la duración media por falla, Df (que puede coincidir con la reparación del grupo, Dr), la
tasa de falla del equipo gg, puede deducirse a partir de (5-3):
En la práctica, bajo planes de mantención preventiva adecuados, la
disponibilidad de un grupo generador se mantiene relativamente constante durante su
vida útil, en el entorno de 95% (AUT, 2010).
La duración media de las mantenciones se estima según plan de
mantenimiento anual, dependiendo del tipo de operación del equipo.
Tabla 5.1: Tipo y duración media de mantenciones en un equipo de
cogeneración (AUT, 2010)
Tipo Mantenimiento
(h)
Duración media (h)
Servicios por año en Operación Continua
(7.000 h/año)
250 6 28 2.000 7 3,5 5.000 24 1,4
10.000 128 0,7 Duración media mantención (h) 9,4
1 Ho * Dm D = * [Ho - ( + gg * Df * Ho ) ]
Ho M
(5-4) 1 gg = * ( 1 - D - Dm )
Df M
1 D = * [ Ho – (Hm + Hf) ]
Ho
69
Considerando la periodicidad de las mantenciones cada 250 horas (M = 250
h), una duración media de cada mantención de 9,4 horas como promedio (Dm= 9,4 h),
independiente de la modalidad de trabajo, y una duración media de fallas imprevistas de
4 días, (Df = 96 h), aplicando (5-4) la tasa de falla del grupo generador gg (=chp)
resulta 0,00013 fallas / hora.
5.3 Confiabilidad de sistemas aplicada a cogeneración
Todo sistema físico está compuesto por diferentes elementos serie -
paralelo, formando variadas combinaciones. La confiabilidad del sistema, Rs, es
decir, la probabilidad de dar servicio, depende de la confiabilidad de los
componentes que lo forman, relacionadas matemáticamente según la estructura física
y su dependencia probabilística, las que dependiendo de su complejidad, se pueden
estudiar en base a esquemas serie y paralelo..
Figura 5.4: Sistemas (a) Serie y (b) Paralelo
5.3.1 Sistema serie
Esta aplica en particular a sistemas eléctricos con elementos en serie como
tableros, transformadores y otros. El sistema funciona si tanto A como B funcionan.
Así, la confiabilidad del sistema RS y la probabilidad de falla FS estarán dadas por,
RS (t) = RA * RB (5-5)
FS (t) = 1 - RS (t) = 1 - RA * RB
(a) Sistema Serie
A
(b) Sistema Paralelo
B A
B
70
RS(n) (Ho) = Rn(Ho) = e (5-7)
FS(n) (Ho) = 1 - RS(n) (Ho) = 1 - e
- n * * Ho
- n * * Ho
Para n componentes iguales, de igual confiabilidad R, caso de los equipos
de cogeneración,
5.3.2 Sistema paralelo
La planta de cogeneración puede considerar uno o más equipos en
paralelo dependiendo de tamaños disponibles, todos los cuales, conservadoramente,
deben funcionar para permitir la continuidad de servicio. Respecto de la figura
5.3(b), la probabilidad de brindar servicio está dada por que tanto A como B se
encuentren operativos, luego la confiabilidad del sistema RS es idéntico al caso serie.
Así, para Ho horas de operación por año, la confiabilidad y probabilidad
de falla de una planta de n equipos con confiabilidad R, resultan:
La tasa de falla del sistema, S se calcula a partir de la tasa de falla de
una sola unidad, chp
Considerando la duración de la falla igual al tiempo de reparación del
equipo, Dr, las horas esperadas de falla del sistema Hf S con n grupos son, en el
período Ho,
Hf S(n) (Ho) = S * Dr * Ho = n * chp * Df * Ho (5-9)
(5-8) S = n * chp
RS (t) = Rn (5-6)
FS (t) = 1 - RS (t) = 1 - Rn
71
RS(n) (Ho) = Rn(Ho) = e (5-11)
FS(n) (Ho) = 1 - RS(n) (Ho) = 1 - e
- n * gg * Ho
- n * gg * Ho
5.3.3 Sistema paralelo con redundancia
De acuerdo con los supuestos asumidos en esta sección, la suma de las
capacidades de A y B satisface la demanda total, por lo que la probabilidad de que el
sistema se encuentre operativo está dada por que tanto A como B se encuentren
operativos. La confiabilidad del sistema, RS, es idéntica al caso serie.
La planta puede considerar uno o más equipos de cogeneración en
paralelo para el suministro de energía, todos los cuales, conservadoramente, deben
funcionar para permitir la continuidad de servicio. Así, para Ho horas de operación
de la planta por año, la confiabilidad y probabilidad de falla resultan:
La tasa de falla del sistema, S se calcula a partir de la tasa de falla de
una sola unidad, gg,
Considerando Df la duración de la falla, que equivale al tiempo de
reparación de la unidad, Dr, las horas esperadas de falla del sistema Hf S(n) con n
grupos son,
Al incluir una unidad adicional (n+1), la duración de la primera falla se
hace despreciable, por cuanto el equipo que está actuando como redundante entra en
Hf S(n) (Ho) = S * Df * Ho = n * gg * Dr * Ho (5-13)
(5-12) S = n * gg
RS (t) = RA * RB (5-10)
FS (t) = 1 - RS (t) = 1 - RA * RB
72
operación de inmediato al ocurrir una falla en los n equipos restantes. Sin embargo,
debe tomarse en consideración la probabilidad de falla en las n unidades en servicio,
mientras la primera unidad fallada está en reparación (Dr). Conceptualmente,
Esta probabilidad puede escribirse matemáticamente aplicando 5-5,
Utilizando las expresiones de 5-6,
Para n equipos en servicio con uno adicional de respaldo, la tasa de falla
del sistema es idéntica al caso anterior,
Despreciando la sustitución de la unidad redundante, las horas esperadas
de falla del sistema Hf S(n+1) con n equipos en operación y uno redundante, son,
Hf S(n+1) = n * gg * Ho * Dr * (1 – e ) (5-17) - n* gg* Dr
(5-16) S(n+1) = n * gg
FS(n+1) (Ho) = [ 1 - e ] * [1 – e ]
(5-15)
- n * chp * Ho - n * chp * Dr
RS(n+1) (Ho) = 1 - [ 1 - e ] * [1 – e ] - n * chp * Ho - n * chp * Dr
FS(n+1) (Ho) = FS(n) (Ho) * FS(n) (Dr) = [ 1 - RS(n) (Ho) ] * [1 - RS(n) (Dr) ]
(5-14)
RS(n+1) (Ho) = 1 - [ 1 - RS(n) (Ho) ] * [1 - RS(n) (Dr) ]
ocurra una o más fallas ocurra una o más fallas
FS(n+1) (Ho) = P en los n equipos en y en los n equipos en
el período de Ho horas el período de Dr horas
73
Para efectos comparativos, se ilustran dos escenarios, 1.000 y 7.000
horas de operación por año (Ho), en función de n unidades, apreciándose la ventaja
técnica desde el punto de vista de fallas, de distribuir la potencia nominal requerida
en planta, en el mínimo número de unidades.
-
100
200
300
400
500
600
1 2 3 4 5 6
0,0
0,1
0,2
0,3
0,4
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0
Hfn(7000)
Hfn(1000)
R n (1000)
Rn(7000)
HfS (h/año) RS
Unidades Operativas (n)
Figura 5.5: Horas de falla y confiabilidad de la planta v/s unidades instaladas
para Ho = 1.000 h/año y Ho = 7.000 h/año
La incorporación de una unidad redundante lleva a una reducción
promedio de 95% de las horas esperaras de falla (Fig. 5.6).
gg = 0,00013 f/año Dr = 96 h
74
-
50
100
150
200
250
300
350
400
1 2 3 4 5 6
Hfn(7000)HFn+1(7000)Hfn(1000) HFn+1(1000)
HfS (h/año)
Unidades Operativas (n)
Figura 5.6: Horas de falla de la planta v/s unidades instaladas, con Ho = 1.000
h/año y Ho = 7.000 h/año, para escenarios “n” y “n+1”
5.4 Costo de falla
El costo de falla abordable por el proyectista de una planta de
cogeneración es aquel costo directo derivado del número de fallas de la planta, que
incluye el costo de la reparación de equipos, daños a instalaciones, etc . Otros costos
a consecuencia de la duración de las mismas, que guarden relación con el proceso
mismo, tales como costo por pérdida de insumos, a consecuencia de la no utilización
oportuna, el costo de horas de detención del proceso productivo, o el costo de utilizar
una fuente de energía alternativa, si se toma la decisión de continuar la producción.,
gg = 0,00013 f/año Dr = 96 h
75
son variantes reales que se relacionan con al confiabilidad, pero que escapan al
alcance del trabajo, por lo difícil de generalizar.
La expresión conceptual para abordar la estimación del costo de falla en
el período de evaluación, incluye los efectos en las fuentes de energía térmica (e) y
eléctrica (t):
Fuera del número de fallas esperadas de la planta, Nf, los parámetros
incluidos son Cfn, el costo asociado al número de fallas, y Cfd, relacionado con la
duración media de las fallas, Df.
El término P(op), incluye para mayor generalidad de la expresión, la
probabilidad de que el proceso productivo se encuentre operando al ocurrir la falla,
caso que conceptualmente aplica para alimentación de energía desde las fuentes
tradicionales (red y calderas), con los parámetros de falla correspondientes y
utilizados en la valorización del costo de falla actual del proceso, que en el caso de
una planta generadora, es unitaria, no así bajo operación con la red de servicio
público.
P(op) puede ser estimada como el cuociente entre las horas de falla del
sistema eléctrico o térmico tradicional en el período de evaluación, y las horas de
operación estimadas del proceso (casos probables / casos posibles).
5.5 Parámetros de falla en componentes eléctricos
Al realizar la evaluación económica del proyecto, deben ser consideradas las
tasas de falla de todos los elementos relevantes que afecten el costo de falla del sistema.
Así, será necesario indagar o estimar:
Tasa de falla del suministro público de energía eléctrica
Tasa de falla del sistema térmico principal del proceso
Tasa de falla para componentes del sistema de cogeneración, Grupos
generadores, Transformadores y Tableros de distribución.
(5-18) CFS = Nf * P(op) * [ (Cfn + Df * Cfd )t + (Cfn + Df * Cfd )e ]
76
Su modelación será caso a caso dependiendo de las variadas
configuraciones tanto existentes como proyectadas.
77
VI DESAROLLO TECNICO DE LA PLANTA DE COGENERACION
Esta sección aporta la información técnica necesaria para el estudio
técnico de la planta de cogeneración, a partir de la demanda de energía del proceso
productivo.
Los contenidos abarcan la conformación de la demanda térmica y
eléctrica del proceso, el dimensionado de la capacidad de los equipos de la planta de
cogeneración, y los criterios de diseño para montar adecuadamente el(los) grupo(s)
generador(es) en planta con los sistemas auxiliares de la misma (ventilación,
combustible, escape, ruido y alumbrado), el sistema de recuperación térmica, y obras
civiles necesarias.
No resulta de interés incluir el diseño del sistema eléctrico en particular,
excluyéndose por tanto el desarrollo de puestas a tierra, alimentadores,
canalizaciones, tableros y otros. Aun así, se destacan aspectos relevantes y se aportan
buenas prácticas de la especialidad.
Figura 6.1: Metodología para el análisis técnico de proyectos de Cogeneración
El estudio se inicia con la recopilación de información del proceso
productivo.
Unidades y Potencias
Cogeneración
Boletas de Consumo Energía
Demandas Ee + Et RCE
Condiciones de Montaje
Civil Combustible Ventilación Piping Sistema térmico Resultados Cogeneración
78
Los elementos esenciales son:
Doce meses consecutivos de boletas de consumo eléctricas
Horas mensuales de operación del proceso
Horas mensuales de operación del proceso en horario punta (tarifas
eléctricas)
Eficiencia de la caldera
Consumo de vapor u otro fluido con su temperatura y caudal
Planos de las instalaciones
Diagramas unilineales de la distribución primaria
Información de crecimiento futuro aportada por el propietario
6.1 Consumo de energía del proceso productivo
Es necesario definir los parámetros que caracterizan el consumo de
energía del proceso en estudio, para encontrar configuraciones técnicas de planta de
cogeneración adecuadas a las necesidades energéticas del proceso.
6.1.1 Energía eléctrica
Se recopila la información de boletas de consumo, determinando junto a
los factores de crecimiento y horas de producción, las características de la demanda a
satisfacer con la planta de cogeneración, definida por potencias máximas, medias y
energía en los tramos de operación continua (24 horas, 12 meses por año) y
operación en horario punta (1 de abril a 30 de septiembre, 18 a 23 horas).
Si se trata de un proyecto en construcción, la curva de demanda será
derivada con los mismos conceptos a partir de los diagramas unilineales del
proyecto, con los cuadros de carga respectivos.
Se definen también parámetros elementales del consumo de energía:
como voltaje, frecuencia y factor de potencia del sistema eléctrico.
La energía en horas punta normalmente no se tiene, por lo que se sugiere
calcularla como las horas de trabajo en dicho segmento, multiplicadas por la
79
demanda promedio de todas las demandas máximas del período abril a septiembre.
Esta estimación puede resulta más alta que la real de la industria, debido a que la
demanda en hora punta ya ha sido acotada por el propietario al mínimo
requerimiento de producción.
Tabla 6.1: Registro tipo para la estimación de la demanda de energía
eléctrica para un proceso productivo (elaboración propia)
ELECTRICIDAD (Incluidos factores de crecimiento)
Ee Total (día completo)Ee H Pta (horario punta)
De max leída
De max leída HP
kWh kWh kW kW
Ene 210.716 590 0Feb 97.590 589 0Mar 215.571 658 0Abr 196.231 27.527 643 367 May 182.151 28200 641 376 Jun 198.659 22.875 630 305 Jul 201.572 24.900 621 332 Ago 217.108 25.500 619 340 Sep 191.861 26.625 619 355 Oct 248.101 619 0Nov 207.803 589 0Dic 219.941 589 0
Energía total (kWh) 2.387.302 155.627 D max (kW) 658 367 Horas de operación proceso (h) 5.000 500 D media =
energía total horas de operación 477 311
Parámetros de demanda eléctrica para aplicación de Cogeneración
Operación Continua
Operación Horas Punta
Energía CHP anual (kWh) 2.387.302 155.627 D max CHP (kW) 658 367
D media CHP (kW) 477 311
De haber generadores existentes, debe sumarse su aporte en potencia y
energía, de manera de simular la real demanda, independiente de la fuente que la
satisfaga.
80
6.1.2 Energía térmica
La demanda térmica es típicamente definida por el consumo instantáneo
de calor o de vapor del proceso y las horas de operación mensual del sistema.
Tabla 6.2: Registro tipo de datos de consumo de energía térmica de un
proceso y estimación de su demanda (elaboración propia)
CALOR
(Incluidos factores de crecimiento)
Demanda térmica nominal Hrs
Operación total mes
Hrs Operación
Horario Punta (elec)
Et media
ton Vapor/h kW h h kWh
Ene 1,0 772 350 270.235Feb 1,0 772 350 270.235Mar 1,0 772 400 308.840Abr 1,0 772 400 60 308.840May 1,0 772 450 60 347.445Jun 1,0 772 450 60 347.445Jul 1,0 772 450 60 347.445Ago 1,0 772 450 60 347.445Sep 1,0 772 350 60 270.235Oct 1,0 772 400 308.840Nov 1,0 772 350 270.235Dic 1,0 772 300 231.630 Et Energía térmica anual total (kWh) 3.628.870 Horas de operación proceso 4.700 360
Parámetros de demanda térmica para aplicación de Cogeneración
Operación Continua Operación
Horas PuntaEnergía térmica anual CHP
= Demanda térmica x Hrs de operación 3.628.870 270.200
Con la presión de trabajo de la caldera, de tablas de vapor saturado se
estima la entalpía de salida de la misma.
81
Con la tasa de producción de vapor (ton/h) y las horas de producción
mensuales se obtiene la energía térmica demandada por el proceso, dato necesario
para determinar la RCE del proceso (3.1.2), a contratar con la RCE de la planta de
cogeneración, y determinar la energía térmica aprovechable.
Con lo anterior quedan definidas las demandas representativas del
proceso.
6.2 Capacidad y configuración de la planta de cogeneración
El primer paso para la factibilidad técnica de la cogeneración es conocer
RCEPROC, la razón calor/electricidad del proceso (3.1.2), sabiendo que con equipos
diesel se logra una RCECHP entre 1 y 1,25 (3.5).
Para determinar el real aprovechamiento potencial de la energía
recuperada se sugiere realizar la comparación de los promedios de las demandas de
energía y potencia, térmica y eléctrica, para operación continua y en horario punta,
mes a mes.
Si RCEPROC > RCECHP para la mayoría de los meses y modos de
operación, el factor de calce es 100%, y el proceso puede aprovechar el calor
recuperado en la cogeneración. De lo contrario, algunas de las opciones técnicas del
proyecto deben ser limitadas en su transferencia de energía al proceso, extrayendo
dichos aportes de la evaluación económica.
De esta forma se permite plantear escenarios técnicos de planta de
cogeneración buscando satisfacer la demanda eléctrica del proceso, incluyendo la
fase de recuperación térmica de la cogeneración (E, R+G, G y R), dependiendo de
equipos comerciales disponibles, en modalidad de trabajo continua o en horas punta,
con el menor número de unidades (confiabilidad, 5.3.3) y la mayor potencia nominal,
buscando un nivel de carga en los equipos sobre el 75% para mayor eficiencia en la
combustión (2.4.2).
Estos escenarios serán acotados según las restricciones prácticas que
presente el proyecto, como disponibilidad de espacio, plazos de entrega, sistema
eléctrico existente u otras, concluyendo en escenarios de evaluación que combinan:
82
Número de unidades de cogeneración y su potencia Prime
Modalidad de operación, continua y en punta
Nivel de carga eléctrica
RCE de planta
Potencia térmica disponible en cogeneración
Estos escenarios son complementados con las características técnicas de
montaje y sus sistemas auxiliares asociados, para considerar en la evaluación de
alternativas, los costos de inversión y operación correspondientes.
6.3 Elementos constructivos de plantas de cogeneración
La instalación de plantas de cogeneración involucra el montaje de grupos
electrógenos, sistemas eléctricos asociados y sistemas intercambiadores de calor. Los
elementos relevantes que deben ser atendidos, comprenden:
Layout
Obras civiles
Sistema de combustible
Sistema de escape
Sistema de ventilación
Sistema de refrigeración
Servicios auxiliares
Modelos prácticos de cogeneración
Sistema eléctrico
Protección y control
En adelante se ilustran criterios de diseño, tanto teóricos como prácticos,
normas, aportes de fabricantes de equipos y la mejores prácticas en la especialidad
para el montaje de las plantas, con la finalidad de dimensionar técnicamente el
proyecto en estudio, sirviendo luego en su fase de análisis económico.
83
En la eventualidad de que un proyecto se diseñe con aporte de energía a
los sistemas interconectados, la planta de cogeneración califica para cumplir la
Norma Técnica de Seguridad y Calidad de Servicio (NTSyCS), por lo que se
observarán las consideraciones particulares de ésta (materia no tratada en este
trabajo).
6.3.1 Layout
El layout de la planta se estima en base al tamaño de cada grupo,
considerando el conjunto motor-generador, y demás elementos auxiliares montados
sobre el bastidor, incluyendo tablero de comando y fuerza, radiador, salida de gases,
soportes, estanque diario bajo la base (de aplicar), sistema de arranque y baterías,
etc.
La dimensión del patio de generación o sala eléctrica de generación,
según aplique, considera espacios necesarios para acceso del personal, ingreso y
retiro de equipos, labores de mantenimiento, carguío de lubricantes y combustible,
entrada y salida de aire de ventilación, instalación de equipos de cogeneración,
ductos de escape y espacio para cableados y tableros de fuerza y control.
La práctica recomienda adoptar un criterio de espaciamiento que como
mínimo guarde las proporciones de la figura siguiente. Los criterios que aplican en la
disposición ilustrada son:
Conservación de 2 a 3 m entre equipos para apertura simultánea de puertas
de servicio (casetas insonorizadas), ingreso de vehículo de mantenimiento
y/o tránsito de personal.
Conservación de 3 a 5 m en el sector posterior para maniobra de elementos
de izaje y traslado de equipos en caso de retiro.
Celosías perimetrales (fijas, gravitacionales, motorizadas y/o con
prefiltrado, según aplique) para (i) refrigeración del generador, (ii)
combustión, y (iii) refrigeración de sala, canalizada a través de ductos con
la impulsión de los ventiladores propios de los radiadores.
84
Gases de escape entubados al exterior en punto cercano a la salida del aire
de ventilación, evitando retornos y recirculación.
Sistema de combustible diario, con estanque auxiliar de compensación y
tuberías para inyección y retorno, sin obstaculizar las vías interiores.
Conductores de fuerza y control en escalerillas portaconductores, en
trincheras o aéreas, maximizando su ampacidad (NEC 2008).
Dos puertas de acceso en extremos opuestos para operación y retiro de
elementos mayores, de acuerdo a NSEG 20 E.p78, Subestaciones
Transformadoras Interiores.
Alumbrado interior según NCh4/2003, con una iluminación promedio de
300 lux en plano de trabajo.
Figura 6.2: Disposición recomendada para planta cogeneradora en sala
Orientación de sala procurando la salida de aire caliente coincida con la
dirección y sentido del viento predominante.
1m
TG: Tablero de Fza y Comando grupo
E: Estanque diario combustible (bajo la base)
G1
2-3m
Escalerillas para conductores (en trincheras o aéreas)
3-5m
G2 G3
TDS
TG
E
IG: Silenciador Intercambiador gas/agua
IG
TDS: Tableros Distribución y
Eo: Estanque de compensación combustible
Eo
Aire fresco Aire caliente
85
Altura mínima interior del recinto de 3 m, dependiendo del montaje de
silenciadores e intercambiadores.
A estos criterios debe agregarse la dimensión de los grupos generadores.
La tabla siguiente aporta dimensiones referenciales de grupos
generadores incluyendo base, motor, generador y radiador. El montaje de
intercambiadores no altera mayormente estos datos, al estar ubicados sobre el
equipo.
La utilización superficial fluctúa entre 45 kW/m2 (bajas potencias) y 150
kW/m2 (grandes potencias).
Tabla 6.3: Medidas y pesos referenciales de grupos generadores diesel
(DSHT-CAT, DSHT-CUM)
POTENCIAS PRIME Y DIMENSIONES Potencia
Prime (kW)
Largo (m)
Ancho (m)
Alto (m)
Peso Seco (kg)
130 2.400 1.100 1.500 1.450
240 4.200 1.200 2.200 3.420
400 3.430 1.500 2.065 4.130
648 4.500 1.800 1.990 6.780
800 3.400 1.500 2.100 7.680
1.088 5.200 2.320 2.550 12.520
1.200 5.170 2.320 2.550 12.840
1.500 6.180 2.290 2.540 14.370
1.820 6.360 2.320 2.550 14.650
2.335 7.160 2.250 2.540 25.160
El peso húmedo, incluyendo refrigerante y aceite de motor, dependiendo
del fabricante, equivale entre 103% y 108% del peso indicado como peso seco.
Para instalación a la intemperie, el montaje requiere ciertas variaciones.
Entre ellas,
86
La planta es confinada por un cerco perimetral con portones opuestos.
Los equipos requieren casetas individuales para la intemperie
Las canalizaciones pueden ser subterráneas en ductos o trincheras, o sobre
terreno en escalerillas sobrepuestas.
La instalación de tableros de fuerza requiere de espacio auxiliar controlado,
ya sea en una construcción existente o en una sala eléctrica proyectada (de
tipo modular o hecha en obra).
La orientación de los equipos según los vientos predominantes es clave,
para minimizar la contaminación y recirculación de gases y aire caliente a
la admisión del motor.
6.3.1.1 Casetas prefabricadas o modulares
Para atender la protección contra las condiciones ambientales, atenuar el
ruido y brindar seguridad de la operación de un grupo generador, los fabricantes
ofrecen casetas modulares, las que son ampliamente utilizadas por su movilidad,
hermeticidad, competitividad, disponibilidad y condiciones de transporte.
Usualmente estas casetas incorporan todos los sistemas propios del grupo
generador, incluso un estanque diario de combustible bajo la base del grupo
generador, con capacidad típica de 8 horas de servicio continuo.
Debido al diseño compacto de estas casetas, la incorporación del
equipamiento de cogeneración obliga a la instalación de estructuras externas y a
generar puntos de acceso a la caseta para intervenir los flujos térmicos.
Con frecuencia se observa la instalación de grupos generadores y sus
sistemas auxiliares en contenedores marítimos 20 o 40 pies, aprovechando sus
ventajas estructurales, de transporte terrestre y marítimo, y su competitividad.
87
Figura 6.3: Caseta modular insonorizada típica (DSHT-SDMO)
Los contenedores permiten incluir sistemas de combustible de mayor
capacidad y elementos de cogeneración, minimizando las necesidades de espacio y
estructuras externas. Las tecnologías y accesorios para la habilitación e integración
de contenedores están disponibles tanto en el extranjero como en Chile.
Figura 6.4: Soluciones modulares típicas de cogeneración (CGNP-TDM, 2009)
Puertas de Servicio
Entrada de aire de ventilación y combustión
Bastidor con estanque de combustible interior
Salida de gases y aire caliente
Tablero Eléctrico
Contenedor Marítimo
Caseta Modular
88
6.3.2 Obras civiles
Dependiendo de la configuración del sitio, las obras civiles que se
consultan en la instalación de una planta de cogeneración pueden incluir partidas
como las indicadas a continuación, bajo los criterios indicados.
A saber,
Construcción de plataforma de montaje y vías de acceso, certificación de
laboratorio para compactación y sellos de fundaciones.
Excavaciones, retapes y compactación para malla de tierra, que puede
incluir además barras y mejoramiento químico del terreno.
Construcción de losas grupos generadores
Construcción de pilotes para sala eléctrica, permitiendo acceso inferior
para tendido de escalerillas portaconductores.
Construcción de losa y pozo de transformadores, según norma, pudiendo
ser unitaria o reservorio común para más de un transformador, debidamente
canalizado y dimensionado según NSEG 20 E.p78, Subestaciones
Transformadoras Interiores.
Muros cortafuego (dependiendo de criterios de diseño de cada proyecto),
en albañilería.
Construcción de soportes para tuberías y equipos de recuperación y
transporte de energía térmica, en acero, anclajes a fundaciones simples
disponibles o proyectadas.
Construcción de trincheras o durmientes de hormigón para escalerillas
portaconductores, con dimensiones útiles de acuerdo al ancho de las
escalerillas y en altura suficiente para permitir los espaciamientos
requeridos según NCh 4/2003.
Excavaciones y trinchera para tuberías de combustible, recomendable del
tipo prefabricada.
89
Construcción de pretil de derrames para estanques principales de
combustible montados a la intemperie, que típicamente se construyen en
acero u hormigón sobre los 2 m3. Para dimensiones menores, éstos pueden
formar parte de la base metálica estructural del mismo estanque.
Fundaciones para alumbrado, comúnmente postes metálicos con placa de
anclaje y canastillo, altura entre 6 y 9 m punto de luz.
Fundaciones para pilares de cerco perimetral en base paneles prefabricados
y modulares de acero galvanizado, fijados con pernos de anclaje a placa,
removibles para retiro de paños.
Recubrimiento general de gravilla, usualmente entre 5 y 10 cm, canto
botado, para adecuar la resistividad superficial de terreno y controlar los
potenciales calculados dentro del estudio de malla de tierra.
El tamaño mínimo referencial de la fundación de un grupo generador se
estima en base al peso total del equipo, el área de contacto de la base, y la resistencia
propia del suelo.
Figura 6.5: Fundación y anclaje típicos para un grupo generador en sala
Hormigón armado
Junta de dilatación
Aisladores de vibración
h
90
Se recomienda que longitud y ancho de la fundación exceda las
dimensiones del grupo (o de su caseta) en 50 cm por todos los lados, y que la
profundidad calculada de la fundación sea tal que su peso sea 1,5 veces el peso del
grupo.
Adoptando una densidad para el concreto, de 2.400 kg/m3, igualando los
pesos se obtiene la sencilla ecuación para la profundidad h, en metros:
El peso total (fundación y grupo ), con las dimensiones superficiales de
la fundación, no debe superar la carga segura del suelo, la que se encuentra en la
literatura general de la especialidad. A modo indicativo, pueden considerarse valores
para roca (5 kg/cm2), arcilla dura (4 kg/cm2), arena suelta (2 kg/cm2) y arena fina (1
kg/cm2).
6.3.3 Sistema de combustible
El sistema de combustible está compuesto por un estanque diario y
normalmente un estanque principal, tuberías, filtros y válvulas, conectados a la
bomba de combustible del motor.
Requiere ser diseñado considerando los estanques, las tuberías, el
sistema de control de nivel, el sistema de trasvasije, las obras civiles, las pruebas de
estanqueidad y la preparación y tramitación ante la Superintendencia de Electricidad
y Combustibles (SEC).
1,5 * Peso húmedo estático Grupo y auxiliares (kg) h (m) = 2.400 * (Ancho grupo + 1m) * (Largo grupo + 1m)
(6-1)
91
Figura 6.6: Sistemas de combustible sobre y bajo nivel
6.3.3.1 Estanques principal y diario
El estanque principal constituye la fuente primaria del combustible.
Puede instalarse bajo o sobre terreno, cumpliendo todos los requisitos del DS 160 de
la SEC.
En su especificación se tendrán presente los espacios y facilidades para
ejecutar obras civiles, considerando excavaciones y/o pretil de derrames.
Esquema bajo nivel
Esquema sobre nivel
92
Figura 6.7: Montaje típico de estanques (a) diario y (b) principal sobre terreno
(PROY-ING)
Algunas consideraciones particulares para resolver el montaje de un
estanque principal:
El volumen del estanque es definido en función de la demanda máxima de
combustible de la planta, las horas de trabajo, y los períodos de reposición
del combustible, más un 5% por volumen residual en la parte inferior (agua
y otros depósitos), y un 10% adicional como volumen de expansión en la
parte superior del estanque.
Si el estanque alimenta fuentes fijas, puede ser instalado sobre o bajo
terreno, en cambio si alimenta fuentes móviles (vehículos), debe ser
instalado bajo terreno.
Para estanques sobre terreno que no sean instalados a la intemperie (por
ejemplo, en salas o contenedores dedicados), aplicarán criterios normativos
de instalación en edificios, como la resistencia al fuego tipo F120,
estanqueidad, detección y extinción de incendio y acceso por dos vías
independientes para el combate al fuego.
Para montaje sobre terreno, el pretil de contención se diseñará en acero u
hormigón, para un 110% del volumen del estanque, aplicando los cálculos
civiles y análisis sísmico que corresponda. Según DS 160, se incluirán en
(b) (a)
93
las dimensiones del pretil las tolerancias de 1,5 m horizontalmente en todas
las direcciones respecto de las caras laterales del estanque.
Los accesorios elementales a considerar son válvulas de suministro y
drenaje, ferretería de conexionado superior para sensores de nivel, tapa de
registro, acople de llenado, respiraderos y mirilla con válvula de seguridad.
Certificación SEC o UL homologada.
Dependiendo de la forma en que se practique la reposición de combustible,
se incluirán acoples y bombas para efectuar el adecuado empalme y
trasvasije.
La puesta a tierra incluirá un conductor enterrado perimetralmente al
estanque, con dos puntos de aterramiento, junto a un dispositivo retráctil
para el camión surtidor.
El estanque diario de cada grupo representa el punto de succión para la
bomba de combustible del motor diesel, independizando los sistemas de
almacenamiento e impidiendo que presiones positivas en el circuito del estanque
principal presuricen las líneas de combustible que ingresan directamente al motor,
evitando eventuales trabas hidráulicas en los cilindros a consecuencia de fugas de
combustible a través de los inyectores.
Las normas NFPA y NEC indican para el estanque diario una capacidad
de almacenamiento para 2 horas de trabajo a potencia nominal (pueden verse NFPA
37 y 110). Sin embargo, por continuidad de servicio y logística se acostumbra a
almacenar 8 horas de trabajo a plena capacidad, lo que cubre un período de horas
punta y brinda tiempo de reacción para el abastecimiento terrestre.
La ubicación del estanque diario depende de la configuración de la planta
y del tamaño de los grupos generadores, privilegiando la cercanía a cada generador.
Como regla general, para potencias inferiores a 500 kW, este estanque no supera los
1.000 litros y forma parte de la caseta insonorizada, emplazándose bajo la base del
grupo generador, entre las estructuras de su bastidor, o lateralmente al equipo. En
este contexto, para la aplicación del DS 160, el estanque forma parte de la unidad de
94
proceso. Sobre esta potencia, se ubica en forma separada al grupo generador, con las
condiciones que impone la normativa.
6.3.3.2 Parámetros de diseño para tuberías de combustible
El diseño de las tuberías de inyección y retorno de combustible,
independiente del tramo, se realiza de acuerdo al caudal total máximo de inyección y
las pérdidas de carga tolerables, aplicando prácticas normales de mecánica de
fluidos.
Para efectos de piping, el flujo a considerar corresponde al flujo total
máximo de combustible (2 a 5 veces el consumo del motor a plena carga).
De manera simplificada, puede aplicarse la tabla siguiente como regla
práctica para sistemas de hasta 6m de longitud con 6 discontinuidades).
Tabla 6.4: Dimensionamiento práctico de piping de combustible para 1m
máxima cota de levante (CUM-INS, 1987)
Potencia Prime
kW
Diámetro Piping de Combustible
(Inyección y Retorno)
< 500 1”
501-1000 1 ½”
1001-1500 2”
6.3.3.3 Criterios constructivos del sistema
Los de mayor importancia para el diseño del sistema son:
Considerar en el layout de la planta espacio reabastecimiento de
combustible según el tipo de camión surtidor con su radio de giro.
Se recomienda reposición terrestre una vez por semana. El consumo de las
máquinas para su potencia Prime, se extracta de hojas de datos del
fabricante, o en su ausencia según parámetros del capítulo 2.
95
El volumen individual del estanque principal se recomienda no mayor a
100 m3, por facilidad de transporte y montaje. Pueden configurarse varios
en paralelo para mayores capacidades.
Se incluye un estanque diario dedicado por máquina, con volumen
adecuado para 8 horas de operación a plena carga.
La construcción del piping de combustible es en fierro negro, con la
ferretería necesaria para asegurar la independencia de circuitos y la
continuidad de servicio, posibilitando el aislamiento de tramos individuales
para mantenimiento. Ningún material en contacto con el líquido puede ser
de acero galvanizado o de aleaciones de zinc, ya que el contenido de azufre
produce inestabilidad y corrosión en estos elementos.
La caída de presión total en el sistema externo al motor no debe superar la
indicada por el fabricante (entorno a 4” Hg, 13.5 kPa).
El combustible debe ingresar al motor con una temperatura máxima de 70
ºC para no provocar pérdida de potencia.
Se privilegia un sistema de control de nivel y trasvasije de tipo
gravitacional si el estanque principal es sobre terreno, con válvulas de corte
con flotadores en cada estanque diario y respiraderos extendidos en altura
para prevenir rebalses en caso de falla.
El trasvasije automático para estanques enterrados agrega una bomba de
trasvasije y sensores de nivel en cada estanque diario.
Dependiendo de las temperaturas del sitio, debe evaluarse la necesidad de
aislamiento térmico particular en estanques y tuberías, o incluso un sistema
de “heat tracing” para impedir congelamiento.
Según necesidad, puede agregarse medición de flujo de combustible, tanto
en carguío de estanques principales como en consumo individual de las
máquinas, para análisis de rendimientos.
Se agrega la puesta a tierra de estanques, tableros y camión surtidor
96
6.3.4 Sistema de escape
Este sistema incluye elementos como ductos flexibles, tuberías, y
silenciador/intercambiador para la recuperación de calor.
Figura 6.8: Silenciador Intercambiador de Carcasa y Tubos
Figura 6.9: Sistema de escape típico (con o sin intercambiador)
97
6.3.4.1 Criterios constructivos del sistema
Los criterios de diseño abarcan la disposición de elementos, diseño de
ductos y silenciador/intercambiador, junto con consideraciones de emisiones de
ruido y material particulado. Destacan:
La orientación de salida del escape, el aire caliente del radiador y los
vientos predominantes será la misma, evitando la recirculación de gases
calientes de la combustión hacia la admisión de la sala y del motor.
El sistema de escape es por unidad y no común, por cuanto el
comportamiento de gases en un sistema común puede afectar grupos
generadores que se encuentren fuera de operación.
Las tuberías y componentes serán construidos en fierro negro Sch 40, o en
acero inoxidable si la aplicación lo exige.
Se requiere minimizar la transferencia de vibraciones entre el motor y los
demás elementos fijos del sistema de escape, por medio de acoplamientos
flexibles a la salida del motor. Este plano de traspaso cumple la función
adicional de evitar cargas estáticas sobre los múltiples de escape y
turboalimentadores.
6.3.4.2 Parámetros de diseño
La variable clave del diseño de un sistema de escape corresponde a la
contrapresión total del sistema, ya que al exceder los límites permitidos por el motor,
la razón aire combustible disminuye en ausencia de descarga total de gases,
disminuye la economía de combustible y la potencia de salida, aumentando el humo
y la temperatura de los gases, reduciendo la vida útil del equipo.
Considerando los efectos de pérdida de carga en la tubería, sus curvas y
la correspondiente al silenciador/intercambiador, no se debe superar la máxima
contrapresión permitida en el múltiple, comúnmente entre 6 y 10 kPa.
La caída de presión ocasionada por el silenciador/intercambiador se
obtiene directamente de tablas del fabricante. El rango de dicha caída de presión
98
puede considerarse entre 3 y 15 pulgadas de agua (0,75 y 3,7 kPa), dependiendo de
los caudales de gas y diámetros de acoplamiento (MXM-HRAM).
Para el cálculo práctico de la contrapresión de la tubería y sus accesorios
(sin considerar la propia del silenciador/intercambiador), en kPa, se emplea la
siguiente expresión (MA-DGAUX, 2006):
S corresponde al peso específico del gas (kg/m3), mg el caudal de gases
de escape (m3/min), y D al diámetro interior de la tubería de escape utilizada (mm).
L representa el largo equivalente de tubería (m), incluyendo tramos rectos, codos y
similares. Las piezas especiales contribuyen como L = K * D.
Tabla 6.5: Longitud equivalente para piezas especiales (MA-DGAUX,
2006, CAT-APP, 2005)
Largo Equivalente Factor K * Diámetro Elemento
(Diámetro D) L (pies) L (m)
Codo 90º 2,5 * D(“) 30 * D(m)
Codo 45º 1,25 * D(“) 15 * D(m)
Curva r=D 1,5 * D(“) 18 * D(m)
Curva r=2 a 3D D(“) 12 * D(m)
Tubería flexible: 2 veces el largo de tubería rígida
r : radio de curvatura de la curva empleada
6.3.4.3 Ruido
No es la intención aportar en este texto la ingeniería acústica necesaria
para insonorizar salas, casetas modulares o contenedores, sino se pretende resumir
las condiciones de borde a considerar al momento de diseñar la planta de
cogeneración y sus condiciones constructivas.
L * S * mg2 * 3,6 *106
Contrapresión piping (kPa) = D5
(6-2)
99
El grupo generador constituye una de fuente sonora que se encuentra por
sobre el promedio de la escala de fuentes típicas, por lo que el proyecto requiere
incluir medidas de control y mitigación. Al diseñar una planta de cogeneración, se
debe satisfacer en términos de emisión sonora, el decreto DS 146 Norma de Emisión
de Ruidos Molestos Generados por Fuentes Fijas.
Este decreto establece como criterio práctico dependiendo de la
zonificación urbana, que el nivel de ruido en el antejardín de la vivienda más
cercana, no debe sobrepasar lo indicado en la tabla siguiente, medido de acuerdo con
los procedimientos y correcciones de ruido de fondo establecidas en el decreto.
Figura 6.10: Escala de ruido emitido por fuentes típicas, en dBA (CUM-APP)
Las aplicaciones más comunes de casetas insonorizadas que ofrece el
mercado, utilizando material aislante y silenciadores tanto en la admisión como en la
salida del aire de ventilación, además de silenciadores tipo residencial o crítico en el
circuito de escape, alcanzan una presión sonora de 65 a 87 dBA a 7 m de distancia
del grupo generador, lo que permite en complementariedad con muros divisorios de
hormigón, razonablemente cumplir la normativa si se piensa en industrias
pertenecientes a las zonas III y IV.
100
Tabla 6.6: Niveles máximos de ruido según zona urbana (DS 146)
NIVELES MAXIMOS PERMISIBLES DE PRESION
SONORA CORREGIDOS (NPC) EN dB(A) LENTO
7 a 21 Hrs. 21 a 7 Hrs.
Zona I 55 45
Zona II 60 50
Zona III 65 55
Zona IV 70 70
Cuando se trata de una planta con más de un equipo, el ruido resultante
con n unidades operando no es la suma algebraica de los niveles de ruido, sino,
Los silenciadores de escape (conjunto silenciador/intercambiador en
plantas cogeneradoras), se comercializan en categorías según su atenuación de ruido,
la que afecta proporcionalmente la caída de presión interna en el circuito de gases:
Tipo industrial, atenuación 12 a 18 dBA
Tipo residencial, atenuación 18 a 25 dBA
Tipo crítico, atenuación 25 a 35 dBA
Tipo hospitalario, atenuación 32 a 42 dBA
Los componentes son de acero negro, Schedule 40 (ASTM), que
corresponde a tuberías para agua, aire comprimido y gases, hasta una presión de 600
psi. En condiciones ambientales severas, se utilizarán elementos de acero inoxidable.
dBA total = 10 * log[ 10 ] j: 1….n (6-3)
dBAj 10
101
Figura 6.11: Sistemas de escape típico en interior sala
Por lo general, la fuente sonora de un motor diesel bordea los 100 dBA.
En función de los distintos tipos de silenciadores disponibles, es posible llevar los
niveles de emisión sonora bajo los 80 dBA.
Figura 6.12: Sistemas de escape típico montado en exterior sala (PROY-ING)
6.3.4.4 Material particulado
El grupo generador constituye una fuente fija de material particulado
producto de la combustión del petróleo, por lo que dentro del proyecto se debe
102
contemplar el marco regulatorio vigente en este aspecto, contenido en el DS 32/90
Reglamento de Funcionamiento de Fuentes Emisoras de Contaminantes
Atmosféricos, incluidas sus modificaciones al año 2001.
Aun cuando el decreto aplica a fuentes fijas registradas en el SESMA y
operando dentro de la Región Metropolitana, es recomendable incluir estos
requisitos en el diseño, previendo la aplicación nacional de la norma, dando
continuidad de servicio en condiciones de preemergencia y emergencia ambiental.
Para la continuidad de operación de la planta, el material particulado no
deberá superar 32 mg/Nm3 (preemergencia) y 28 mg/Nm3 (emergencia), referidos a
metodologías específicas de medición isocinética y a ambiente de 25 ºC y 1 atm de
presión.
Las hojas de datos de los fabricantes con la composición de los gases a
plena carga, permiten al proyectista un primer acercamiento al cumplimiento
normativo.
6.3.5 Sistema de ventilación
El sistema de ventilación está constituido por los ductos, filtros, celosías
y radiadores (o ventiladores) propios de una planta de cogeneración.
El caudal de aire definido como ventilación que ingresa a un espacio
determinado en el que se encuentra uno o más equipos, debe ser suficiente y con
características adecuadas para los procesos de:
Combustión interna en el motor diesel
Enfriamiento del alternador
Extracción del calor rechazado al ambiente por el motor diesel
Eventualmente, enfriamiento del motor a través del radiador.
6.3.5.1 Criterios constructivos
Aun cuando en una aplicación de cogeneración de tipo R o R+G la
refrigeración del motor ocurre por calentamiento del flujo térmico hacia el proceso,
103
el radiador del equipo (redundante) respalda el sistema de refrigeración ante ausencia
o disminuciones en la demanda térmica, y permite mover holgadamente el caudal de
aire necesario para la ventilación del grupo generador.
Por esta razón, en las aplicaciones de cogeneración puede mantenerse el
uso del radiador y ventilador del grupo generador, tanto para establecer el caudal de
aire de ventilación, como para respaldar la refrigeración del motor, ambas funciones
controladas por electroválvulas y termostatos.
Figura 6.13: Esquema correcto para ventilación de grupo generador con
extracción forzada vía ventilador y radiador remoto
Para dimensionar ductos y celosías de aire, se recomienda utilizar el
manual de aire acondicionado, calefacción y ventilación de la ASHRAE.
104
Figura 6.14: Esquema típico para ventilación de grupo generador, utilizando el
ventilador propio del radiador de la máquina
Debido a la menor densidad del aire por efectos de la disminución de
presión atmosférica con la altura sobre nivel del mar, se acostumbra a aplicar un
factor de corrección al volumen de aire para conservar la masa de aire que ingresa a
la sala, de 3% por cada 300 m sobre el nivel del mar.
6.3.5.2 Caudal de aire de combustión
Aplicando el desarrollo realizado en 3.3.1, se propone para el caudal de
aire de combustión una regla práctica, de 0,085 m3/min (0,00142 m3/seg) por cada
kW de potencia nominal del grupo generador, corroborado por datos efectivos de
equipos comerciales (DSHT-CUM, DSHT-CAT).
105
0,00
0,01
0,02
0,03
0,04
0,05
0,06
0,07
0,08
0,09
0,10
160 364 600 1100 1350 1820
0
20
40
60
80
100
120
140
160
Aire Comb
(m3/min)
Aire Comb/Pn
(m3/min kW)
m3/min kW
m3/min
Figura 6.15: Aire de combustión según hojas de datos de grupos generadores
comerciales (DSHT-CUM, DSHT-CAT)
6.3.5.3 Aire de enfriamiento (motor y alternador)
Despreciando las pérdidas de calor en el intercambiador de gases de
escape y los ductos asociados (con sus recubrimientos de aislación), el calor cedido
al ambiente por el grupo generador es la suma del calor cedido por el alternador y el
calor irradiado por el motor diesel.
La refrigeración del motor en sí ocurre en su circuito de refrigeración, el
que es tratado más adelante en este capítulo.
El calor cedido al ambiente por el motor diesel se entrega en las hojas del
fabricante. En ausencia de datos puede ser estimado según 3.2, correspondiendo en
promedio, a un 10 – 12% de la potencia nominal del grupo generador.
El calor cedido por el generador corresponde a sus pérdidas. Si la
eficiencia conservadoramente se estima en 88 a 95% (2.4.2), la contribución al
106
ambiente puede calcularse como 5% a 12% de la potencia nominal del grupo
generador, según su tamaño.
Limitando el aumento de temperatura dentro de la sala sobre la
temperatura ambiente, a 10 ºC, se procede a aplicar la expresión de transferencia de
calor para el flujo másico de aire de ventilación:
En la expresión simplificada anterior el término 0,2 * Pn es un valor
promedio de la potencia térmica entregada al ambiente por el grupo generador (kW)
y Cp el calor específico del aire bajo condiciones estándares (2.3), presión
barométrica 1 bar, temperatura ambiente 25 ºC y humedad relativa de 30%. Con la
densidad del aire de 1,164 kg/m3, el caudal de ventilación resulta:
Luego, el caudal mínimo de aire de ventilación incluyendo combustión y
enfriamiento, es,
La ubicación y tamaño de las entradas y salidas del aire deben privilegiar
el máximo flujo entre los grupos generadores, manteniendo las velocidades del aire
en un rango de 2 a 3,5 m/seg, para así evitar la generación de ruido y el ingreso de
lluvia o nieve al interior del recinto. La práctica indica que cuando la instalación no
permite el flujo correcto de aire a través de los equipos, el caudal total de ventilación
de diseño debe ser ponderado 1,5 a 2,5 veces.
(6-6)Qvent (m3/seg) = (0,00142 + 0,0172 ) * Pn (kW) = 0,01862 * Pn (kW)
mventilac (kg/seg) 0,02 * Pn (kW) Qvent (m
3/seg) = = = 0,0172 * Pn kW (kg/m3) 1,164 kg/m3
(6-5)
Qsala (motor+gen) 0,20 * Pn (kW) mvent (kg/seg) = = = 0,02 *Pn (kW) Cpaire * Tsala 1,004 kJ/kgºK *10
(6-4)
107
6.3.6 Sistema de refrigeración
El sistema de refrigeración está dividido en el enfriamiento del generador
y el enfriamiento del motor. Este último es usualmente enfriado por aire forzado,
salvo en aplicaciones de grandes centrales de generación que incorporan circuitos de
refrigeración por agua específicos para la máquina eléctrica.
Con excepción de modelos pequeños enfriados por aire, el enfriamiento
del motor considera tuberías, bombas y galerías del motor donde circula líquido
refrigerante, el que es enfriado externamente a través de un intercambiador de calor.
En las plantas de cogeneración, este intercambiador externo es
comúnmente de carcasa y tubos o placas. El radiador en dicho esquema, local o
remoto, cumple la función de respaldar el enfriamiento del motor y producir el
caudal de ventilación.
Sin cogeneración, la refrigeración ocurre o en un radiador local o remoto,
el que cuenta con ventiladores para extraer con aire el calor del líquido circulante.
Figura 6.16: Montaje típico de sistema de refrigeración con intercambiador de
calor y extracción forzada para ventilación
108
El montaje del radiador no debe superar tanto la pérdida de carga como
la presión estática admisibles del motor. Si estos son sobrepasados, el circuito del
radiador se independiza del circuito del motor, con bombas y estanques.
Figura 6.17: Intercambiador de calor de placas para 80 Gal/min (Alfa Laval)
Figura 6.18: Integración del sistema de Cogeneración en el circuito de
enfriamiento manteniendo el respaldo del radiador local del grupo generador
109
El caudal, las presiones y temperaturas del sistema de refrigeración se
especifican en hojas de datos del motor. En su ausencia, se asumen los valores
desarrollados en la sección 3.3.2:
Fluido compuesto por una mezcla 50%/50% agua/anticongelante
Puntos de ebullición y congelamiento de 108 ºC y -36 ºC (226 ºF y -34 ºF)
Temperatura de salida desde el motor, 80 a 95 ºC (176 y 203 ºF), estable
con el nivel de carga.
Temperatura máxima del bote superior del radiador, 102 ºC (215 ºF).
El diferencial de temperatura con el retorno enfriado en general no debe
superar los 15 ºC.
Para evitar desgate prematuro, las velocidades del flujo en las tuberías del
sistema debiesen estar entre 2,5 m/seg en tuberías de pared delgada y 4.5
m/seg en líneas presurizadas.
El calor específico del refrigerante, 0,060 kW min/kg ºC prácticamente
constante en el rango de temperaturas de trabajo.
La presión del sistema oscila normalmente entre 4 y 14 psi.
El flujo másico de refrigerante se estima en función de (3-11) y (2-6), y
puede ser considerado constante sobre 50% de carga:
El caudal requerido se calcula aplicando a mr una densidad de 1,03 kg/l
(8,6 Lb/USGal), la que puede considerarse constante.
El caudal resultante respecto de la potencia nominal del grupo generador
(es decir mr (Gal/min)/Pn(kW)), debiese estar en un rango de 0,21 a 0,27.
Para efectos de diseñar tuberías y componentes, se sugiere aplicar el límite
superior.
0,2 * Qc (kW) 0,2 * mc (l/h) * HHV (MJ/l) mr (kg/min) = =
Cpr * T Cpr * T * 3,6
110
6.3.6.1 Consideraciones de diseño del circuito
El diseño se centra en las tuberías externas al motor y la pérdida de
presión en los diferentes componentes, de manera de no sobrepasar los límites de
caída de presión y carga estática de la bomba del motor, o de la bomba externa que
se utilice, datos que son especificados en hojas del fabricante, el que se realiza
aplicando mecánica de fluidos. La caída de presión del intercambiador seleccionado
se obtiene de la hoja de datos del equipo.
Como referencia, el proyectista puede considerar los siguientes criterios
y órdenes de magnitud:
Rango de caudales para el circuito de carcasa del intercambiador (circuito
de refrigeración del motor), según potencia nominal del grupo generador
(100 a 2500 kW), 20 a 350 gal/min (véase 3.3.2).
Diámetros, materiales, caídas de presión según tablas del fabricante.
Presiones del circuito de proceso (tubos): 150, 250 o 300 psi
Presión de carcasa: según sistema de refrigeración del motor, máx. 14 psi.
Figura 6.19: Hoja de datos tipo para intercambiadores de placas líquido-líquido
de 685 kW (Alfa Laval)
111
6.3.7 Servicios auxiliares
Las plantas de cogeneración requieren de servicios auxiliares (SSAA)
para su funcionamiento. Debida consideración se dará a estos sistemas, ya que su
importancia radica en la prontitud y calidad de su puesta en servicio y operación.
Dentro de estos servicios se encuentran:
Sistema de arranque
Trasvasije de combustible
Alumbrado
La energía para los servicios auxiliares puede ser provista por un punto
energizado por la misma planta, o en su defecto por una fuente externa, dependiendo
de la configuración y modalidad operacional proyectada.
Para plantas no permanentes se privilegia una fuente independiente,
incluyendo una subestación o grupo generador dedicado, tableros y alimentadores,
dando continuidad en la alimentación a mantenedores de batería, calefactores de
grupos, sistema de alumbrado, sistemas de trasvasije de combustible, sistemas
auxiliares de salas eléctricas, detección y extinción de incendio, etc.
6.3.7.1 Componentes principales
Todo grupo generador cuenta con un conjunto de baterías, para proveer
el voltaje de control y de arranque del equipo, ya sea en 12 Vdc o 24 Vdc,
dependiendo de la potencia del grupo generador, ya que a mayor tamaño, su arranque
es más pesado y requiere de mayor energía.
Los conjuntos de 12 Vdc o bancos de 24 Vdc tienen capacidades que
superan los 200 Ah para alimentar el motor de partida.
La partida en caliente es apoyada por calefactores de aceite y de
refrigerante, de 5 a 10 kW por equipo, operados en 220 V, controlados por
termostato, los que mantienen la temperatura del motor entre 35 – 50 ºC.
112
El sistema de trasvasije de combustible incluye tableros de control en
base a relés temporizadores, sensores de nivel y otros, alimentados en forma
independiente en 220 V, 120 V o 24 Vdc.
El alumbrado de la planta se proyecta en base a diseños tradicionales de
para instalaciones interiores (según NCh 4/2003), sumando las recomendaciones de
la NSEG 20 E.p78. La distribución y tipo de equipos y estructuras se determina caso
a caso, con ayuda de software disponibles en el mercado (Ej.: Calculux de Philips),
dando cumplimiento a los requisitos normativos para subestaciones, salas eléctricas y
patios de maniobras, incluyendo el D.S. No. 686 de 1998, Norma de Emisión para la
regulación de la Contaminación Lumínica (según la ubicación geográfica del
proyecto). Se recomienda iluminación en base a Sodio Alta Presión para las zonas en
que se privilegia la seguridad, y Haluro Metálico para aquellas que incorporen
maniobras. En recintos interiores, es una práctica común utilizar luminarias de tipo
fluorescente, herméticas, según distribución por cálculo.
La implementación de proyectos con un nivel adecuado de operatividad
y seguridad, de tipo planta de generación a la intemperie, debidamente diseñados y
protocolizados con mediciones, arroja una media de 3 W/m2 para un promedio de
100 lux a nivel de piso, con postes de 11 m y lámparas de 400 W sodio.
6.3.8 Esquemas prácticos de cogeneración
El sistema de cogeneración implica el montaje de ductos, válvulas,
intercambiadores de calor, aislamiento térmico, termostatos, bombas y otros, cuya
configuración depende de cada aplicación.
Para el diseño de estos componentes, se recomienda la revisión de la
ingeniería de detalles por un especialista en sistemas térmicos, conjuntamente con el
soporte técnico de proveedores del rubro.
113
Figura 6.20: Circuito simplificado de grupo generador con cogeneración
La implementación conceptual R+G que se muestra, se representa con
mayor detalle a través de diagramas funcionales incluyendo elementos constructivos
que la experimentación de terreno recomienda (MXM-HRAM).
Figura 6.21: Diagrama de flujo Cogeneración R+G para calentamiento de
fluidos (MXM-HRAM)
114
Figura 6.22: Diagrama de flujo Cogeneración R+G para producción de vapor
(MXM-HRAM)
Típicamente cuando se trata de más de una caldera, existe un múltiple (o
manifold) para la inyección del vapor al sistema productivo, con condiciones
precisas de presión. Dependiendo de las capacidades, el sistema de cogeneración
puede aportar energía al flujo que ingresa como retorno a la caldera o directamente
vapor o fluido caliente a dicho múltiple.
Figura 6.23: Intercambiadores en gases de escape para calentamiento de agua
(grupos generadores 150kW a 6MW) (CAIN-HX)
115
El montaje de los intercambiadores en equipos de cogeneración
compactos es realizado en fábrica. De no ser así, su ubicación será la más cercana al
grupo generador: el recuperador de gases acoplado directamente a los ductos de
escape y montado sobre el equipo o a piso, dependiendo de la modularidad del
intercambiador y sus accesorios como conjunto (tipo kit); el correspondiente al
circuito de refrigeración junto a la base del grupo, en la vecindad del radiador,
minimizando pérdidas de carga.
Figura 6.24: Intercambiador en gases de escape para producción de vapor
(grupos generadores hasta 7MW) (CAIN-HX)
Los demás elementos periféricos siguen la disposición e instalación
típica de una sala de calderas.
Es importante verificar que los materiales y componente del sistema de
cogeneración sean compatibles con el fluido, y aptos para trabajar a las presiones y
temperaturas de diseño.
El proceso de combustión genera concentración de hollín al interior del
intercambiador, la que deteriora los factores de transferencia térmica. Como método
preventivo se aconseja incluir un sistema automatizado (por temporizador) de
limpieza por medio de vapor saturado conectado al múltiple de inyección, que
116
remueve periódicamente las formaciones internas de la carcasa del equipo, con
intervalos en función de la modalidad de operación, las temperaturas de trabajo, la
calidad del combustible, etc.
6.3.9 Sistema eléctrico
El sistema eléctrico relativo a una planta de cogeneración, salvo por el
control asociado, es el mismo que el aplicable a una planta de generación, con uno o
más generadores.
Los parámetros de la planta deben satisfacer los del proceso. La
especificación eléctrica típica de la planta considera:
Potencia Prime total, en kW y kVA
Número de unidades, Potencia Prime de cada unidad, en kW y kVA
Voltaje, 400 VAC 3, 231 VAC 1, conexión estrella con neutro accesible
Velocidad de giro 1500 RPM, para frecuencia eléctrica 50Hz
Factor de potencia inductivo 0,8
Nivel de aislamiento clase H
Los componentes que típicamente se incluyen dentro del sistema a nivel
de distribución, comprenden:
Transformadores
Tableros
Canalizaciones y alimentadores
Puesta a tierra
117
Figura 6.25: Diagrama unilineal simplificado de Planta Cogeneración para dos
generadores y red (Baja Tensión)
Dependiendo del voltaje de los consumos del proyecto y del sistema
eléctrico existente o proyectado, según sea el caso, se enfocan las soluciones técnicas
para una adecuada inserción del sistema de cogeneración en la distribución primaria,
dentro de la cual, se define el voltaje de generación, el número, potencia, tipo y
conexión de transformadores elevadores (si aplican), los trazados y recorridos de la
distribución primaria (aérea o subterránea) en términos de postación, canalización y
alimentadores, los tableros de fuerza en Media Tensión y/o Baja Tensión necesarios,
los sistemas de control asociados, los sistemas de puesta a tierra y las protecciones
para los equipos y las personas.
Sin pretender incluir dentro del alcance de este trabajo la ingeniería de
detalles que involucra el desarrollo de los puntos antes señalados, se aportan criterios
relevantes basados en la experiencia y mejores prácticas de la especialidad,
facilitando las soluciones conceptuales y el proceso evaluativo.
52G1
52
52
52
52
52 G2
Red (BT)
Al-G1
Al-G2
C O N S U M O S
52
52
Caseta o Contenedor
Dist. Primaria en Sala
118
Para el tipo de proyectos dentro del contexto de este trabajo, los grupos
generadores serán elegidos con voltajes nominales de 400V, trifásicos, 50Hz, 1.500
RPM, con reguladores de voltaje y velocidad de tipo estado sólido.
Figura 6.26: Diagrama unilineal simplificado de Planta Cogeneración para dos
generadores y red (Media Tensión)
6.3.9.1 Transformadores
Respecto de los transformadores de poder, éstos pueden ser considerados
en cantidad y potencia individual según ingeniería de detalles y análisis de
confiabilidad, todos de igual grupo de conexión (por ejemplo, Dyn1), enfriados en
aceite mineral, con protecciones de temperatura, nivel y presión súbita. Para su
instalación se considerarán las obras civiles correspondientes.
Estos transformadores podrán instalarse en forma aérea, siempre que su
capacidad sea inferior a 500 kW, sin embargo, esta modalidad corrientemente va
acompañada de elementos de protección aéreos, operables manualmente, lo que
simplifica los costo pero requiere de personal experimentado que interactúe con la
Cía. Distribuidora, accione las desconexiones y reconexiones, realice las puestas a
52G1
52
52
52
52
52 G2
Red (MT)
Al-G1
Al-G2
C O N S U M O S
Al-T1
Al-T2
T1
T2
52
52
Caseta o Contenedor
Dist. Primaria en Sala
119
tierra y manipule equipos especializados, lo que no es aconsejable en la gran mayoría
de los casos industriales del segmento enfocado a este trabajo.
En sustitución a lo anterior, es recomendable proyectar transformadores
para instalación a piso, ya sea Subestaciones Unitarias, o tipo Pad Mounted. La
ventaja de este diseño radica en la seguridad de operación, tanto en Baja como Media
Tensión.
Si la instalación del transformador es al interior de un recinto, aplicarán
los requisitos particulares de la NSEG 20 E.p78, incidiendo en las características
constructivas del edificio, como en el medio refrigerante, que debe ser silicona o
directamente aire (transformadores secos).
6.3.9.2 Tableros de Distribución en Media Tensión y Baja Tensión
De ser necesario incluir distribución en Media Tensión para acoplar la
planta de cogeneración con la distribución del proyecto, las celdas de maniobra y
protección serán de tipo Metal Enclosed o Metal Clad, según definición ANSI/IEEE,
dependiendo de la corriente de régimen permanente que sea requerida, adecuando su
clase de voltaje y BIL al nivel de voltaje de la aplicación.
Si dentro del conjunto de celdas también se lleva a cabo la función de
sincronización (entre grupos o entre la barra general de red y grupos), el
equipamiento será del tipo arco resistente, minimizando los riesgos para los
operadores en la sala.
La distribución primaria en Baja Tensión incluirá los elementos de
maniobra y protección a la salida de los generadores, para cumplir funciones de
seccionamiento y protección del sistema aguas abajo del grupo generador. Aun
cuando exista la necesidad de elevar el voltaje para acoplar la planta de cogeneración
a una barra general en Media Tensión, la función de sincronización podrá efectuarse
en Baja Tensión, entre los polos del interruptor correspondiente a cada generador,
normalmente instalado a bordo del equipo, dentro de la caseta, contenedor modular o
sala de fuerza.
120
Estos equipos contarán con los elementos de protección y maniobra que
corresponda, como interruptores, seccionadores, transformadores de medida y
protección en voltaje y corriente, relés de protección de estado sólido programables,
adecuados a las condiciones nominales y de cortocircuito.
Adicionalmente, los interruptores que intervengan en procesos de
sincronización requieren ser motorizados y ofrecer un tiempo de cierre inferior a
100ms, compatible con la gran mayoría de los sistemas de control de sincronización
industriales.
6.3.9.3 Alimentadores
El estudio de alimentadores se concentra en analizar dos factores
esenciales: las ampacidades requeridas y la caída de voltaje de cada circuito, sin
requerir análisis de corrientes de cortocircuito ya que nominalmente la capacidad de
transporte del cobre ante condiciones de corta duración como estas, se satisface si en
el diseño del alimentador se han respetado las variables principales indicadas.
Se recomienda utilizar como base técnica la NCh 4/2003 y sus tablas de
ampacidad en ductos (basada en normas IEC), como también el NEC 2008 para las
capacidades de transporte de los alimentadores en escalerillas y bandejas, en distintas
configuraciones de montaje.
Las caídas de voltaje se limitarán dentro del 3% aceptable por tramos
según la norma chilena, sin sobrepasar en total el 5% de la tensión nominal,
utilizando una aproximación fasorial del sistema balanceado, con la resistencia y
reactancia en corriente alterna del alimentador:
E – VL = I * ( Rac * Cos + Xac * Sen )
Figura 6.27: Diagrama fasorial simplificado para cálculo de caída de tensión en
alimentadores
121
Los conductores se especificarán prioritariamente del tipo monopolar,
con calibres de hasta 500 MCM, y serán canalizados en escalerillas porta
conductores galvanizadas (epc) o en ductos de pared rígida a la vista (cañería
galvanizada) y/o subterráneos (PVC Clase III o Schedule 40 u 80, según la
aplicación de cruce de caminos). Los alimentadores principales en Media Tensión y
Baja Tensión se proyectarán en conductor de cobre, según clase normalizada en
Media Tensión (5, 8, 15, 25 kV), y clase 1 kV en Baja Tensión, del tipo XTU,
flexible, adecuados para instalación subterránea.
La tierra de servicio (neutro) de los grupos se proyectará de igual sección
que una fase, con conexión sólida a tierra, salvo que por razones de inexistencia de
cargas no lineales esta pueda ser reducida en los rangos que permite la norma.
La tierra de protección se dimensionará según NCh 4/2003.
Si la aplicación involucra la presencia de reconectadortes en el punto de
empalme con la red de distribución, se recomienda que el alimentador interior de
acometida satisfaga las condiciones particulares de secciones indicadas en la Norma
Chilectra DN-2305 Rev.1.
La metodología de montaje privilegiará la instalación de tréboles (R-S-
T), en cantidad según número de circuitos por fase en el alimentador, neutralizando
el campo magnético resultante y minimizando las impedancias.
Consistente con la ventilación del conductor, para trayectos cortos se
privilegiará el montaje de tréboles separados por dos diámetros entre sí,
maximizando la capacidad de transporte. En los largos trayectos, se preferirá una
dimensión menor de los medios de canalización, agrupando circuitos, los que se
sobredimensionan en la ampacidad por las restricciones en la caída de voltaje.
6.3.9.4 Sistema de puesta a tierra
La puesta a tierra de las instalaciones, como ya ha sido indicado
anteriormente, responderá a la metodología de cálculo de la IEEE Std. 80-2000 y los
criterios de puesta a tierra serán compatibles con las recomendaciones de la IEEE Std
142-1991.
122
Según norma IEEE, se realiza el cálculo de corrientes de falla para la
configuración de la planta, simulando cortocircuitos trifásicos y monofásicos a tierra
en los diferentes puntos de interés definidos en la topología, para así revisar
capacidades de ruptura y diseñar la malla de tierra acorde a los valores máximos de
la Componente Alterna Simétrica Instantánea de Falla a Tierra. La ingeniería de
detalles consultará el cálculo de cortocircuitos con los siguientes criterios:
Parámetros eléctricos según componentes y topología de la planta
Tiempos de despeje de falla de 0,5 seg
Neutros de grupos solidamente aterrizados
Neutro de transformador elevador solidamente aterrizado en BT (Y)
Cálculo de falla con grupos generadores en sincronismo con la red
Cálculo de cortocircuito simétrico trifásico
Cálculo de cortocircuito monofásico a tierra, despreciando el valor de
malla
La resistividad específica del terreno se derivará del análisis tradicional
por capas con curvas patrón de Orellana Money. Sin embargo, en un gran número de
aplicaciones en Chile, con suelos de tipo arenosos y rocosos, la única forma de
proyectar una malla en malas condiciones de resistividad específica (varios k-m) es
realizar un mejoramiento químico del terreno con una metodología de montaje
amparada en las mejores prácticas y experiencia en suelos desérticos.
En estos casos para el cálculo de la malla se utilizarán valores empíricos
de resistividad basados en otros proyectos similares, además de:
Metodología de cálculo, Sverak
Consideración de 70kg de masa corporal
0,5 seg en tiempo de despeje de falla
Capa de gravilla superficial de 10 cm, con resistividad de 2.000 -m
Resistividad modificada del terreno, máx 3.000 - cm
Profundidad de la malla, 60-80 cm
Cu desnudo, calibre hasta 500 MCM, grilla mínima 1 x 1 m
123
Los cálculos toman en consideración un procedimiento de montaje de la
malla para lograr resultados equivalentes a = 2.000 a 3.000 -cm, que se resume
en:
Aplicación de productos para mejoramiento químico del terreno y tierra
mejorada (empréstito húmedo o tierra vegetal, según disponibilidad), en
dosificación según hojas de datos del fabricante del producto aplicado.
Recubrimiento, humidificación y compactación por medios mecánicos del
terreno inmediatamente en contacto con la malla.
Se debe privilegiar simetría en la forma de la malla y abarcar el área de
instalación de los equipos proyectados, dejando el perímetro necesario para
incluir y exceder cercos perimetrales, estanques de combustible, salas
eléctricas y otros, si existen.
Para el diseño se aplican las prácticas recomendadas por la norma IEEE
Std. 80 Sección 9 e IEEE Std. 142, sección 4, proyectándose conductores
de cobre desnudo blando, con uniones por medio de termofusión, barras
copperweld de 3m en el perímetro de la grilla, en cantidad mínima según
determina el resultado del cálculo por software y con cierta simetría para
control de potenciales.
Todo el equipo y estructuras ubicadas dentro del recinto intervenido se
conectarán a la malla proyectada. En particular, se detallan los siguientes criterios
acordes a las características constructivas y estableciendo como condición mínima
según NEC 1990 Art 250:
Tierra de Servicio Grupos Generadores, se canalizarán hasta barra de
neutro general de la instalación, o a borne de neutro de cada transformador
elevador (si aplican), con el 50% de la sección del conductor de fase
diseñado y en el mismo tipo de conductor, punto en el cual será
sólidamente conectado a la malla.
124
Pantallas de mufas de alimentadores MT de transformadores elevadores, se
aterrizarán a la malla en barra de tierra del conjunto de celdas con la
pantalla propia del cable.
Tierra de protección para carcasas de equipos relevantes como
alternadores, contenedores o casetas y estanques principales, a tierra
directamente en dos puntos opuestos con conductor desnudo, sección
mínima 4/0 AWG.
Puesta a tierra de estructuras menores, escalerillas, escalas y otros, a la
malla directamente con conductor desnudo 2/0 AWG o superior.
Estructuras de iluminación exterior, conductor 2AWG o superior
directamente a la malla en punto más cercano.
Cercos perimetrales, según NSEG 20.E.p.78 Art 6.2.10, a tierra
directamente con conductor desnudo 2/0 AWG o superior cada 15 m y fleje
entre paños.
6.3.9.5 Tratamiento de cargas eléctricas transitorias (motores)
Los efectos de partida de motores eléctricos pueden incrementar la
capacidad de la planta diseñada, producto de la demanda que se produce en la partida
de los mismos.
Los transitorios más comunes en un sistema industrial lo constituyen las
partidas y paradas de motores eléctricos. Con una demanda inductiva cercana a 6
veces la corriente nominal de régimen permanente, es importante comprobar que la
secuencia y método de partida de motores relevantes mantiene la caída de tensión
debida al transitorio en valores aceptables (curvas técnicas del fabricante del
generador).
Independiente de las condiciones establecidas en la norma chilena
NCh4/2003, muchas industrias aplican criterios constructivos de mayor calidad y
eficiencia operacional en los cuales la mayoría de los motores están provistos de
dispositivos de arranque, incluyendo Partidor Y, Partidor Suave (PS) de estado
125
sólido o Variador de Frecuencia (VDF), con lo cual se logra limitar la condición de
corriente de partida entre 1,25 (VDF) y 3 veces (Y y PS) la condición nominal.
Antes de sugerir la instalación de accionamientos especiales se debe
buscar la reducción de transitorios por la vía de ordenar adecuadamente la secuencia
de arranque.
Para efectos de la capacidad de la planta de cogeneración, se necesita
contemplar el factor de potencia de partida de los motores, por cuanto la demanda
transitoria mencionada es de muy bajo factor de potencia (cos: 0,18 para 500 HP a
0,68 para 1 HP), afectando mayoritariamente el sistema de excitación y la capacidad
de respuesta del regulador de voltaje, más que al conjunto gobernador – motor.
6.3.10 Protección y control
En una planta de cogeneración, la áreas de protección están asociadas a
los equipos eléctricos relevantes, generadores, transformadores, barras y
alimentadores, mientras el control abarca además las funciones de monitoreo y
control del sistema eléctrico, del motor diesel y de los equipos propios del sistema de
cogeneración.
6.3.10.1 Protección del grupo generador
Basados en años de desarrollo en proyectos de generación de distinta
naturaleza y magnitud, los grandes fabricantes recomiendan que sus equipos sean
protegidos con distintos esquemas y componentes, algunos de los cuales forman
parte de los sistemas de protección propios del control central del equipo:
Sobrecorriente (51) y Cortocircuito (51V), actuación instantánea tanto del
interruptor del equipo como del sistema de control, con la parada del
generador.
Sobrevoltaje (59) y bajo voltaje (27), ajustes inversamente proporcionales
en función del tiempo. Típicamente 10 s a 110% y 85% del nominal, sin
verse afectados por las ventanas de sincronización.
126
Baja frecuencia (81U) y sobre frecuencia (81O), 5 Hz por 10 s. Se
deshabilita en ralentí y durante el proceso de sincronización.
Potencia inversa (32), ajustable 5 a 20% de la potencia nominal, entre 1 y
15 s.
Relé de sincronismo (25), incluye ventana tiempo y % de la señal de
voltaje para permitir el acoplamiento en paralelo de las señales. Provoca la
detención del equipo si se sobrepasan los límites de tiempo
predeterminados de sincronización (del orden de 120 s).
Verificación de secuencias, comprueba que la secuencia de fases del
generador y al fuente externa coincidan.
Monitoreo de reactivos, aplica la apertura del interruptor general del equipo
ante presencia de corrientes reactivas inversas, del orden de 20% de la
nominal por 10 s.
Detalle de estos y otros componentes utilizados, se encuentran en
catálogos de fabricantes especializados, como GE, ABB, Westinghouse, Asco,
Basler, Merlin Gerin y otras.
6.3.10.2 Control y monitoreo en el grupo generador
Las variables de monitoreo y señales de control del grupo generador se
concentran en un panel local a bordo del equipo, donde un sistema centralizado de
estado sólido capta y regula los parámetros de funcionamiento del equipo según los
ajustes que realice el operador, localmente o en forma remota, manual o
digitalmente. Este sistema o panel de control central incluye capacidad y hardware
para permitir la comunicación a distancia con protocolos industriales, concentrando
al menos datos de:
Horas de trabajo
Potencia y energía
Consumo de combustible
127
Variables de motor: temperaturas de refrigerante, presión de aceite, nivel
de fluidos, estado del sistema de baterías.
Alarmas y prealarmas de motor, con sus historiales
Alarmas y prealarmas del sistema eléctrico: arranques, sobrevoltajes,
sobrecorrientes, potencia inversa, sobrevelocidad, ciclos de arranque.
Variables eléctricas instantáneas, acumuladas, máximas, mínimas y
promedio: potencias (activa y reactiva), corrientes, factor de potencia,
tensiones, frecuencia, potencia inversa.
Control del modo de funcionamiento del grupo generador: (i) Stand By
para partida en emergencia, (ii) operación Prime y reparto de carga base en
sincronismo con la red, (iii) operación en isla en sincronización con otros
equipos.
Figura 6.28: Panel de control PCC de grupo generador (Cummins Engine Co.)
Este sistema puede estar montado en el grupo (un grupo), o en forma
remota como parte de otro panel (grupos en paralelo).
Fuera de este panel, otros elementos relacionados que intervienen en la
respuesta dinámica del equipo a través de señales remotas o vía consignas manuales,
corresponden al regular de voltaje, gobernador de velocidad y sistemas repartidores
de carga. La especificación de las señales de control, sus rangos y valores de
referencia, que a la vez incluyen constantes de aplicación en el sistema de control
128
automático interno (típicamente PID), forman parte de diagramas de bloques de
control propios de cada equipo según el fabricante, con sus elementos dinámicos y
estáticos, los que son programables caso a caso según las indicaciones de fábrica.
Son relevantes los ajustes de ganancia para reguladores de voltaje y velocidad,
especialmente al momento de analizar el trabajo de equipos en paralelo y su
respuesta dinámica ante transitorios de gran magnitud.
Con los avances tecnológicos y la concentración a gran escala, los
sistemas formados por sincronoscopios, señales luminosas y relés de monitoreo han
sido reemplazados por equipos digitales, con capacidad de comunicación, que miden
a través de los transformadores de corriente y potencial, todas las variables de
medida y control necesarias.
6.3.10.3 Monitoreo del sistema de cogeneración
Se monitorean y controlan señales de temperatura, medidores de caudal,
sensores de presión, indicadores de nivel, etc., actuando sobre válvulas y bombas
eléctricas que regulan, por ejemplo, la cantidad de agua de reposición, el flujo de
gases hacia el intercambiador en el escape, el flujo de agua hacia el radiador, los
circuitos de purga, etc., dependiendo de la carga térmica en el secundario del
sistema.
El monitoreo incluye manómetros, pirómetros, alarmas visuales, etc.
6.4 Puesta en marcha y mantención
El procedimiento de puesta en marcha de una planta de cogeneración
pretende dar las pautas generales necesarias de seguir para garantizar el buen
funcionamiento del equipo desde el inicio, el mismo tiempo de permitir al
proyectista ratificar los parámetros de rendimiento estimados en el diseño de la
planta, como voltajes, corrientes, potencia, efecto de las condiciones ambientales,
etc.
Así también, para conservar la disponibilidad y prolongar la vida útil de
los equipos, haciendo económicamente factible su operación, es necesario realizar
129
una cierta mantención, la que no puede ser algo ocasional o exigencia de las
circunstancias, sino una actividad permanente, sostenida y eficiente.
La puesta en marcha incluye, una vez efectuado el montaje, una
inspección visual, revisión y calibración parte eléctrica, revisión y preparación parte
mecánica, y operación y chequeo mecánico/eléctrico en vacío.
Las pruebas con carga en terreno normalmente se realizan con la carga
real definida para la planta. Los equipos son probados previamente en fábrica a
plena carga.
Adicionalmente, es muy importante la presencia de un representante del
fabricante, quien realice la inspección inicial, y otorgue la aprobación de las
condiciones instalación y de trabajo del equipo, validando las garantías involucradas.
El proyecto no está finiquitado si los planes de mantención no están
definidos claramente. Todo motor requiere de un mantenimiento inicial después de
las primeras cien horas de operación (5 días continuos), y otra regular cíclica cada
250 h, haciendo evidente la necesidad de proyectar planificadamente las detenciones,
el personal y los repuestos para efectuar estas labores.
Todo plan de manutención, cualquiera sea su grado de refinamiento,
comprende inspecciones periódicas de equipos para delatar condiciones que pudiera
influir en su funcionamiento, y trabajos especializados de manutención destinados a
controlar dichas condiciones, clasificados como manutención correctiva,
manutención periódica y manutención preventiva.
La mantención correctiva consiste en reparaciones después de una falla,
y resulta costosa por los repuestos y la mano de obra empleada, como por el costo de
falla que ocasiona la pérdida del servicio.
La mantención periódica, basada en recomendaciones del fabricante,
incluye cambios de repuestos de desgaste normal, ajustes y regulaciones de motor,
chequeo eléctrico del generador, etc. Puede incurrir en la detención innecesaria de
los equipos, por cuanto esta manutención se realiza a plazo fijo.
130
La mantención preventiva es el tipo de mantención que la práctica ha
demostrado como la más económica y lógica. Es una mantención periódica
complementada con recomendaciones prácticas, donde se cambian además en forma
programada, componentes del equipo antes de presentar fallas por desgaste o uso.
Procedimientos habituales de mantención en un grupo generador
involucran, cada 250, 500, 1.000 y 5.000 horas, cambio y limpieza de aceite y filtros,
cambio de correas, engrase, análisis de aceite, limpieza de carcasa y excitatriz del
generador, chequeo de sistema de protecciones de motor, revisión de terminales,
medición de aislamiento, ajuste de inyectores y bomba de combustible, ajuste de
válvulas, etc.
Las tuberías, válvulas, solenoides, bombas, etc., requieren de escaso
mantenimiento. La limpieza de los intercambiadores se recomienda sea una vez al
año, utilizando compuestos especializados. Se puede disminuir al máximo la
contaminación con un apropiado tratamiento de las aguas, con sustancias similares a
las empleadas en calderas y otros sistemas térmicos afines.
131
VII COSTOS E INVERSIONES EN PLANTAS DE COGENERACION
Antes de desarrollar la metodología general para evaluar la conveniencia
de aplicar cogeneración para un proceso productivo, el presente capítulo aporta
criterios dimensionales y valores actualizados para estimar las inversiones y los
costos operacionales de una planta de cogeneración.
Los precios de productos y servicios que se entregan a modo referencial,
han sido obtenidos a través de cotizaciones y reuniones de trabajo con proveedores,
fabricantes y distribuidores nacionales e internacionales, están expresados en valores
netos, sin IVA, en unidades de fomento (UF) o dólares de Norteamérica (USD) a
diciembre de 2010, y pretenden servir de antecedente en el proceso de evaluación
presentado en el capítulo 8.
7.1 Inversiones en plantas de cogeneración
7.1.1 Equipamiento
Actualmente existen proveedores internacionales que ofrecen soluciones
integrales para cogeneración, suministrando como paquete técnico el grupo
generador, los intercambiadores de calor, la caseta insonorizada y sus sistemas
auxiliares. Sin embargo, en esta sección se aportan datos de mercado de los
componentes relevantes del sistema, permitiendo la flexibilidad de adaptar el diseño
de la planta a casos particulares.
El equipamiento relevante está compuesto de:
Grupos generadores
Casetas insonorizadas
Equipos de cogeneración
Tableros de poder
Estanques de combustible
Transformadores de poder
132
7.1.1.1 Grupos generadores
El valor base incluye el motor, el generador, ambos acoplados y
montados sobre la base estructural, junto con los sistemas propios del grupo,
enfriamiento, lubricación, combustible y escape, instrumentos de motor, regulador de
voltaje, gobernador, caja de bornes, tablero de control con sistema de sincronismo,
protecciones propias del equipo, etc.
-
50.000
100.000
150.000
200.000
250.000
300.000
350.000
400.000
450.000
500.000
130 160 180 240 290 320 360 400 495 600 656 800 1000 1100 1500
100
120
140
160
180
200
220
240
260
280
300
USD/kW
USD USD/kW
Figura 7.1: Valor comercial base de grupos generadores diesel entre 100 y
1500 kW Prime (1500 RPM)
El voltaje ha sido considerado inferior a 600 V. Para voltajes entre 1 y
15 kV, el valor del equipo debe ser incrementado en aproximadamente 18 a 25%.
7.1.1.2 Casetas insonorizadas para grupos generadores
La tabla siguiente hace referencia al precio promedio de casetas
modulares para grupos generadores, insonorizadas para servicio industrial (87 dBA a
Potencia Nominal (kW)
USD
133
7 m). En el tramo de bajas potencias, por dimensión y peso, corresponde a una caseta
insonorizada de fabricación nacional, que incluye un estanque diario bajo la base. En
las potencias medias, 800 kW, la caseta se integra a base de un contenedor comercial
de 20 pies, incluyendo insonorización, puertas de servicio, elementos de anclaje y
distribución interior de alumbrado, junto con la instalación de los sistemas del grupo
generador. En potencias de 1.000 kW o superiores, la integración ocurre en un
contenedor comercial de 40 pies.
Tabla 7.1: Precios de mercado para casetas insonorizadas con grado de
atenuación de 87 dBA a 7 m (AUT, 2010)
Potencia Prime (kW)
USD
150 5.000
300 8.000
400 10.000
600 15.000
800 20.000
1500 27.000
7.1.1.3 Equipamiento para cogeneración
El costo principal del equipamiento lo constituyen los intercambiadores
de calor en los gases y en la refrigeración.
El equipo complementario, cañerías, válvulas, estanques de expansión,
instrumentos y otros, pueden ser simulados en un formato estándar común a todas las
aplicaciones.
Las tablas y figuras siguientes entregan costos puestos en planta, en
función del caudal máximo del circuito primario de la unidad, tanto para los gases
como para el refrigerante.
134
Ambas consideran los equipos intercambiadores de calor, accesorios de
montaje, válvulas y sistema de monitoreo y control.
Tabla 7.2: Precios de mercado para sistema de recuperación térmica en
gases de escape (AUT, 2010)
Potencia (kW) 290 495 656 1.100 2.335 Flujo gases (kg/s) 0,48 0,82 1,09 1,82 3,86
Equipos (USD) 132.000 144.000 147.000 180.000 272.000
Accesorios (USD) 14.600 14.600 14.600 14.600 14.600
Total (USD) 146.600 158.600 161.600 194.600 286.600
-
510
15
2025
30
3540
45
290 495 656 1100 2335
USD/(kg/s)
Pn (kW)
Figura 7.2: Valor de equipamiento para recuperación en gases de escape en
función del flujo másico de gases (kg/s) para distintas potencias de grupos
comerciales (AUT, 2010)
135
Precios Equipos de Cogeneración en Refrigeración (R)
-
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
130 160 200 256 360 473 600 800 1000 1200 1350 1500 1820 2335
0,0
2,0
4,0
6,0
8,0
10,0
12,0
14,0
USDUSD/kW
USD/kW USD
Pn (kW)
Figura 7.3: Valor de equipamiento para recuperación en sistema de
refrigeración en función de la potencia nominal del grupo generador Pn (kW) para
distintas potencias de grupos comerciales (AUT, 2010)
7.1.1.4 Tableros de poder
En muchas aplicaciones son suficientes las protecciones y elementos de
maniobra estándares del grupo generador provistos por el fabricante.
De requerirse tableros de maniobra y protección en Media Tensión, clase
36 kV o inferior, cada cubículo o celda con interruptor, relé de protección, y sus
instrumentos puede ser conservadoramente valorizada entre USD 25.000 y USD
35.000 dependiendo de los accesorios (fusibles o interruptores, respectivamente).
En Baja Tensión, tableros con elementos de protección, barras de
distribución, interruptor motorizado e instrumentos multifunción, pueden asumirse
con un costo similar al indicado en la tabla siguiente, incluyendo gabinete unitario
autosoportado, barras de distribución, interruptor motorizado (ruptura de 45 kA),
elementos de monitoreo y costo de integración.
136
Tabla 7.3: Precios de mercado para Tableros de Fuerza para distribución
del Grupo Generador (AUT, 2010)
Pn (kW)
Tablero General 400V (A)
USD
130 250 2.200 200 400 2.500 320 630 3.600 400 800 5.400 600 1250 6.700 800 1600 7.700
1000 2000 10.900 1200 2500 13.300 1500 3000 15.900
7.1.1.5 Estanques de combustible
Los estanques de combustible obedecen a precios de mercado bajo
fabricación nacional, existiendo una leve diferencia entre los diseñados para
instalación subterránea o sobre nivel. Se recomienda considerar el valor indicado en
tabla, como media, incluyendo mirilla y manifold de alimentación.
Tabla 7.4: Precios de mercado para estanques de combustible en acero,
con certificación SEC (AUT, 2010)
Volumen (m3)
USD
0,5 2.000
1 3.100
1,5 4.000
2 5.000
5 6.300
10 7.900
15 8.800
20 9.800
25 16.300
30 18.800
50 25.600
137
7.1.1.6 Transformadores de poder
Por lo general las aplicaciones de cogeneración industrial se recomienda
utilizar transformadores tipo Subestación Unitaria de fabricación nacional, enfriados en
aceite mineral, con protecciones de temperatura, nivel y presión súbita, instalados en
piso, ubicando los elementos de protección en los tableros de Baja Tensión y Media
Tensión .
Tabla 7.5: Precios de mercado para transformadores de poder tipo
Subestación Unitaria en aceite mineral, tensiones 6,6 kV y 13,8 kV – ONAN (AUT,
2010)
kVA 6.6 kV (USD)
13.8 kV (USD)
100 4.700 5.500 250 8.400 9.200 500 13.900 15.000 750 16.700 18.300
1000 25.400 21.000 1500 31.900 27.000 2000 35.600 37.900
7.1.1.7 Costo de salas eléctricas
Las salas de tipo modulares, de gran aplicación por la facilidad de
transporte, presentan un valor referencial de mercado de USD/m2 4.500, incluyendo la
estructura, accesos, alumbrado interior, canalizaciones de enchufes y alumbrado,
sistema de aire acondicionado para 25 ºC interior, y el sistema de detección y extinción
de incendio, en base a sensores de temperatura, humo, central de control y sistema de
desplazamiento de oxígeno del tipo FM200.
De contemplar salas en albañilería, el valor para un alcance equivalente
bordea las UF/m2 25, incluyendo fundaciones en terrenos estándares, sin excavación en
roca u obras de contención.
138
7.1.1.8 Valores residuales
El valor residual de una planta de cogeneración radica en el valor
residual del equipamiento factible de ser comercializado. La experiencia en el rubro
indica a partir de una vida útil de 50.000 horas para motores diesel de 1.500 RPM,
los valores residuales pueden aproximarse como indica la tabla.
Tabla 7.6: Valores residuales para equipos en plantas de Cogeneración
(AUT, 2010)
Valor residual Referido al Valor Inicial del equipamiento
Equipo 0 – 15.000
hrs 15.000 – 30.000
hrs 30.000 – 50.000
hrs Grupo Generador (con o sin equipamiento de cogeneración)
60% 40% 15%
Transformador 40% 30% 20%
Sala Eléctrica modular 45% 30% 20%
Tableros eléctricos 20% 15% 10%
7.1.2 Instalación
Los costos de instalación de una planta de cogeneración están
concentrados principalmente en las siguientes partidas:
Ingeniería
Obras civiles
Sistema de combustible
Sistemas de escape
Insonorización
Sistemas de ventilación
Sistema de refrigeración
Servicios auxiliares
Fuerza y control
Mano de obra y gastos de montaje
139
Aun cuando cada caso es particular, se aporta información referencial de
costo vigente a diciembre 2010, en valores netos, con referencia en lo posible, a su
aplicación en función de determinados parámetros de la planta de cogeneración.
En algunos parámetros de costo se facilita la evaluación estableciendo
una categoría del proyecto según su complejidad, la que varía en función de la
rigurosidad y cantidad de documentos de ingeniería de detalle, la cantidad de
unidades, la facilidad de maniobra en el terreno, requisitos sísmicos, necesidad de
insonorización, montaje a la intemperie, adaptación a instalaciones existentes, etc.
Un proyecto estándar se entiende como una, dos o tres unidades en
casetas prefabricadas, con sus sistemas propios montados a bordo, proyectadas para
instalarse en un sitio a la intemperie, de fácil acceso. Los contenidos de ingeniería se
focalizan en un número menor de documentos y planos, que concentran el diseño. La
cogeneración se contempla integrada a la unidad generadora, bastando el diseño de
flujo para interconexión al proceso.
El proyecto intermedio comprende la necesidad de desarrollar mayor
número de documentos y planos, ingeniería acústica, adaptación al sistema de
potencia existente. Los sistemas propios de los grupos se encuentran a bordo, pero se
requiere diseño de un sistema de combustible principal con su control. La
disposición de las unidades implica diseño detallado de vías de acceso, espacios de
maniobra y procedimientos de descarga y retiro de los equipos.
Los proyectos rigurosos se acercan a los requerimientos industriales
exigentes, aplicaciones en energía y minería, con procesos de calidad, protocolos
rigurosos, gran cantidad de documentos de ingeniería de detalle, diseños particulares
de las salas de generación, análisis sísmico, sistemas de combustible con trasvasije,
estudio del sistema eléctrico existente para acoplamiento en sincronismo, estudio de
protecciones, protocolos y medios de comunicación para operación a distancia de los
equipos, adaptaciones al sistema térmico existente con la instrumentación de rigor en
la generación de vapor, entre otros.
140
7.1.2.1 Ingeniería
Los valores de ingeniería abarcan las especialidades civil, mecánica,
eléctrica y térmica. Se ha instaurado como estándar en la industria el costo promedio
de 1 UF (unidad de fomento) por hora de ingeniería.
Los gastos se han indicado en forma separada, para tomar en
consideración los efectos de trabajos en zonas alejadas del país.
Tabla 7.7: Estimaciones de HH de ingeniería para proyectos de
Cogeneración (valorizadas a 1 UF/HH) (AUT, 2010)
Costo de Ingeniería UF
Tipo de Proyecto HH (o UF)
Factor de Gastos Generales
Total UF
Estándar 335 7% 360
Intermedio 677 12% 760
Riguroso 1.168 18% 1.380
7.1.2.2 Obras civiles
Se contempla la preparación del terreno, limpieza y excavación para
malla de tierra y fundaciones, construcción de fundaciones y radieres en hormigón,
bancos de ductos, durmientes para anclaje de escalerillas sobre terreno, trincheras y
cámaras.
En ocasiones resulta práctico el suministro y montaje de hormigones
prefabricados, especialmente para poyos de postes, cercos, cámaras y otros de menor
tamaño y peso.
En base a la complejidad del proyecto, los valores referenciales a
considerar son indicados en la siguiente tabla, enfocado en una modalidad de
subcontratación del trabajo a modalidad suma alzada.
141
Tabla 7.8: Valores de referencia para obras civiles (AUT, 2010)
Excavaciones generales (sin roca)
Grandes Fundaciones
Transformadores, grupos
generadores, salas eléctricas
Hormigones prefabricados
Cámaras 1x1x1, poyos de postes, cercos
Relleno de estabilizado
y compactado
Banco de
ducto H30
Tipo de Proyecto
(UF/m3)
Estándar 0,21 27 1,2 0,13 5,1
Intermedio 0,24 29 1,5 0,15 5,4
Riguroso 0,31 37 1,8 0,19 6,5
7.1.2.3 Sistema de combustible
Este sistema valoriza, según aplique, el suministro de líneas de
distribución de combustible, sensores de nivel, bombas de trasvasije y tablero de
control en función de las características de la planta.
Se ha limitado la ubicación del estanque principal a un máximo de 20 m
desde el perímetro de la planta de cogeneración.
Tabla 7.9: Valores de referencia para suministros del sistema de
combustible de cada grupo generador (AUT, 2010)
Piping de combustible por equipo (L<20m)
Potencia Pn (kW) Diámetro
nominal (pulg) (USD / Equipo)
< 500 1” 1.800
501 - 1000 1 ½” 2.400
1001 - 2000 2” 3.400
142
Tabla 7.10: Valores de referencia de suministros para instalación sistema
de combustible principal (AUT, 2010)
Sistema de combustible principal (L<20m)
Partida Proyecto estándar
(USD)
Proyecto intermedio
(USD)
Proyecto riguroso (USD)
Bombas y sensores de trasvasije 1.500 3.500 8.500
Accesorios piping 200 1.000 3.000
Tablero de control 1.800 2.000 2.300
7.1.2.4 Sistema de escape
El sistema de escape involucra suministrar las tuberías y codos para
externalizar la salida de gases del recinto, limitada en este caso a 5 m, en caso de
existir una sala de generación. El costo también incluye soportes, planches,
empaquetaduras, aislación térmica del silenciador/intercambiador y otros elementos
menores de montaje.
Tabla 7.11: Valores de referencia de suministros para instalación sistema
de escape (AUT, 2010)
Sistema de escape por equipo (L< 5m) según Pn (kW)(USD)
Partida < 500 501 a 1000 1001 a 2000
Ductos 1.800 3.800 4.500
Soportación 500 1.300 2.000
Varios de montaje 700 700 700
7.1.2.5 Insonorización
Como ha sido indicado en el desarrollo técnico de la planta, actualmente
la mayor parte de las soluciones constructivas incluyen grupos generadores en
casetas modulares diseñadas con atenuación de ruido. La aplicabilidad de esta
143
solución es de gran amplitud, y su costo forma parte de las inversiones del
equipamiento relevante.
Para aquellos casos en que la instalación de los equipos de cogeneración
requieren incorporar atenuación de ruido adicional, por su condición de montaje,
puede utilizarse como referencia la siguiente tabla, que cubre splitters de admisión,
aislación interior del recinto particular, y barrera insonora para atenuación a la salida
de gases de escape, posterior al silenciador.
Tabla 7.12: Valores de referencia de suministros para instalación sistema
de insonorización (AUT, 2010)
Insonorización adicional en planta de cogeneración con un máximo de 3 equipos en sala
(USD) Partida Proyecto estándar
Proyecto intermedio
Proyecto riguroso
Splitters, revestimientos interiores de sala, atenuadores de salida de gases
7.000 20.000 37.000
7.1.2.6 Sistema de ventilación y refrigeración
La extracción de la energía térmica del circuito de refrigeración con
intercambiadores de calor, manteniendo como unidad de respaldo el radiador propio
del grupo generador, obliga a incluir la instalación de un sistema de ventilación
forzada en el recinto en que opera el o los equipos.
La gran mayoría de los proyectos incluyen su sistema de refrigeración
instalado a bordo de cada grupo generador, sea este con caseta o en sala de
generación, el que cumple únicamente la función de respaldo en un equipo de
cogeneración y permite ser utilizado al expeliendo el aire caliente al exterior,
cumpliendo así la función paralela de ventilación.
Para un sistema de ventilación forzada de mayor envergadura,
incluyendo extractores, ductos, fijaciones y control termostático, puede consultarse
la tabla siguiente con valores de mercado y referenciales según el tipo de proyecto y
144
el número de unidades instaladas. La mayor complejidad está dada por condiciones
de mayor temperatura ambiente (30 ºC), y montajes en subterráneos con trayectos en
ductos de salida al exterior a nivel de terreno.
Tabla 7.13: Valores de referencia para suministros del sistema de
ventilación forzada, en función de la potencia de cada equipo y el tipo de proyecto
(AUT, 2010)
Suministros del sistema de ventilación forzada, según potencia de cada unidad
(USD/equipo) Potencia (kW)
Proyecto estándar
Proyecto intermedio
Proyecto Riguroso
< 500 2.500 3.200 5.000
501 - 1000 3.700 4.700 7.300
1001 - 2000 5.400 6.900 10.600
Dada la escasa ocurrencia de instalaciones que requieran radiadores
remotos y bombas de impulsión, y debido a que la configuración del sistema de
extracción es de alta variabilidad, en función de las temperaturas, volúmenes de los
recintos, distancias, número de unidades generadoras en la instalación, la
información para cada aplicación deberá ser consultada según necesidad en base a
los materiales tradicionales para flujo de agua industrial en cañerías y aire en ductos.
7.1.2.7 Servicios auxiliares
Dentro de los servicios auxiliares, el alumbrado constituye el sistema no
resuelto dentro del montaje.
La tabla aporta valores referidos por m2 para distintas configuraciones
prácticas de plantas de cogeneración, privilegiando 300 lux en plano de trabajo,
asumiendo la necesidad de utilizar postes dedicados para estos fines, de 6 a 10 m
punto de luz.
145
Tabla 7.14: Valores de referencia para los servicios auxiliares propios de
una planta de cogeneración (AUT, 2010)
Alumbrado de planta según superficie requerida (USD/m2)
Partida Proyecto estándar
Proyecto intermedio
Proyecto riguroso
Postes, luminarias y distribución de alumbrado
21 24 32
7.1.2.8 Fuerza y control
Esta partida incluye la provisión de cableados de fuerza y control para
conectar la planta de cogeneración al sistema eléctrico, valorizado según precios de
mercado para conductores de procedencia nacional, con una distancia máxima de 20
m al punto de acometida en una barra principal.
La variable de entrada corresponde a la potencia de cada equipo, e
incluye conductores, escalerillas, ductos de PVC, uniones, ferretería de anclaje,
terminaciones, codos y tapas.
Tabla 7.15: Valores de referencia para alimentación de fuerza y control
en Baja Tensión para equipos de cogeneración (AUT, 2010)
Alimentación de fuerza y control por equipo, según potencia de cada unidad (L<20m)
(USD/equipo) Distribución en
trincheras o escalerillas Distribución en ductos
subterráneos
Potencia (kW)
Fuerza & Control Fuerza & Control
150 2.100 2.800
300 2.900 4.000
500 4.300 7.100
800 8.000 8.700
1000 9.200 10.700
1250 12.300 15.500
1500 14.000 18.200
2000 16.400 22.800
146
Además de las canalizaciones y alimentadores, hay que incluir
modificaciones a los sistemas de puesta a tierra. La tabla siguiente contiene valores
de referencia para la construcción de puesta a tierra, por equipo de cogeneración,
asumiendo características de diseño según lo descrito en 6.3.8.4, y diferenciando la
complejidad del montaje según tipos de suelo y condiciones del proyecto. Los
valores incluyen mejoramiento de terreno, termofusiones, conductores, chicotes,
terminaciones a estructuras y conexiones.
Tabla 7.16: Valores de referencia para suministros de puesta a tierra, en
función de la potencia de cada equipo y el tipo de proyecto (AUT, 2010)
Suministros de puesta a tierra, según potencia de cada unidad
(USD/equipo) Potencia (kW)
Proyecto estándar
Proyecto intermedio
Proyecto Riguroso
< 500 1.900 3.000 4.600
501 - 1000 2.200 3.600 5.400
1001 - 2000 2.600 4.300 6.500
7.1.2.9 Montaje
Los conceptos de montaje involucrados en la planta de cogeneración
comprenden mano de obra, herramientas, equipos, fungibles y gastos generales
relativos a las especialidades de montaje eléctrico, montaje de sistemas de
combustible, cañerías, sistemas térmicos y motores diesel.
En base a la experiencia previa en montajes similares, y contrastando con
rendimientos internacionales, de acuerdo con la clasificación inicial del tipo de
proyecto, es posible establecer referencias para valorización según las tablas
siguientes, en función de la potencia de cada unidad en planta y la complejidad de la
instalación.
147
Tabla 7.17: Valores de referencia de mano de obra de montaje para
equipos de cogeneración, según la complejidad del proyecto, en función de la
potencia de cada equipo (AUT, 2010)
Mano de obra directa y sus gastos generales, según potencia de cada unidad
(UF/equipo) Potencia (kW)
Proyecto estándar
Proyecto intermedio
Proyecto Riguroso
< 500 160 830 1.700
501 - 1000 200 920 1.950
1001 - 2000 215 1.100 2.050
Contando con todos los elementos, la instalación de las unidades debe
estar, en promedio, entre 7 (estándar) a 28 (riguroso) días por grupo, considerando
un mecánico Diesel, electricistas, ayudantes de montaje, un soldador montajista de
cañerías y estructuras, y un capataz de montaje general. Los gastos generales
asociados incluyen estadía, alimentación, transporte, elementos de seguridad,
combustibles, comunicaciones y ropa de trabajo.
Debido a la especialización del trabajo de montaje, la mano de obra
indirecta, es decir, supervisión, oficina técnica, calidad, prevención de riesgos,
planificación de obra, asesoría medioambiental y otras necesidades administrativas,
aplicarán según la complejidad del proyecto, incorporando sus gastos generales de
traslado y estadía, elementos de seguridad y previsión.
Tabla 7.18: Valores de referencia para mano de obra indirecta con sus
gastos generales, e infraestructura de faena, según tipo de montaje (AUT, 2010)
Mano de obra indirecta, gastos generales, herramientas, equipos e infraestructura de faena, según proyecto
(UF/equipo) Potencia (kW) Proyecto estándar
Proyecto intermedio
Proyecto Riguroso
Gastos grales y equipos de faena
120 530 2.070
< 500 140 580 2.150
501 - 1000 170 680 2.380
1001 - 2000 190 820 2.500
148
Los gastos generales y de faena también incluyen la instalación de faena,
fletes a terreno, arriendo de grúas, equipos de izaje interior, herramientas especiales,
energía de terreno, bodegaje y otros.
7.2 Costos de operación en plantas de cogeneración
El costo operacional de la planta de cogeneración está dado
principalmente por el costo de combustible y de mantenimiento del grupo generador,
el costo de mantenimiento del sistema térmico y el costo de operación (si este
aplica).
7.2.1 Costos de operación del grupo generador
El costo de operación de un grupo generador es la suma del costo de
combustible y el costo de mantenimiento.
7.2.1.1 Costo de combustible Cc
Utilizando lo indicado en (2-4), considerando un valor de USD/l 0,73
para el diesel Nº 2 (neto, sin impuesto específico), la expresión para el costo de
combustible por hora de operación resulta,
Tanto mce como kc se obtienen de las tablas 2.2 y 2.3 respectivamente.
7.2.1.2 Costo de mantenimiento Cm
La información del costo de mantenimiento ha sido derivada de
contactos con proveedores en el mercado. Los valores de referencia contemplan
servicios cada 250 horas de operación, incluyendo repuestos eléctricos y mecánicos
de mantención preventiva (filtros, correas, limpia contactos, ampolletas, etc.), mano
de obra para servicio, reparación de componentes a las 5.000 y 10.000 horas y las
X (%) * Pn (kW) Cc (USD/h) = mce (gr/kWh) * * kc * 0,73 USD/l 850 * 100
(7-1)
149
reparaciones mayores en la cercanía de las 15.000 horas (Overhaul, OHV), no más
de 3 en la vida del motor.
El aceite ha sido considerado con cambio en las mantenciones de 250
horas, agregando la reposición normal por consumo en la combustión.
La mano de obra ha sido valorizada a valor comercial, UF/hh 0,67.
Tabla 7.19: Valores de referencia para mantenimiento preventivo de
grupos generadores comerciales (AUT, 2010)
Mano de obra y consumibles por cada
Mantención (Hrs) (UF)
Repuestos por cada Mantención (Hrs)
(USD)
OVH(*)(Hrs)
(USD) Pn (kW)
250 2.000 5.000 10.000 250 2.000 5.000 10.000 15.000
130 2 2 16 60 193 255 502 723 15.703 160 2 2 16 60 221 292 575 827 17.018 200 2 2 16 90 221 292 575 827 17.018 240 2 2 16 90 221 292 575 827 17.018 256 2 2 16 90 221 292 575 827 17.018 288 2 2 16 90 221 292 575 827 17.018 292 3 2 16 90 221 292 575 827 21.935 320 4 2 26 140 350 462 910 1.310 26.293 360 4 2 26 140 350 462 910 1.310 26.293 364 4 2 26 140 350 462 910 1.310 26.293 400 5 2 28 175 360 475 936 1.348 29.833 473 6 8 40 212 599 791 1.557 2.243 46.514 495 6 8 40 212 599 791 1.557 2.243 46.514 580 6 8 40 212 599 791 1.557 2.243 46.514 600 6 8 40 212 599 791 1.557 2.243 46.514 648 6 8 40 212 599 791 1.557 2.243 46.514 656 6 8 40 212 599 791 1.557 2.243 72.045 800 8 12 80 400 895 1.181 2.327 3.351 80.389
1000 8 12 80 410 1.395 1.841 3.627 5.223 87.426 1088 8 12 80 410 1.395 1.841 3.627 5.223 87.426 1100 8 12 80 410 1.395 1.841 3.627 5.223 87.426 1200 8 12 80 410 1.395 1.841 3.627 5.223 95.000 1350 8 14 90 410 1.395 1.841 3.627 5.223 95.000 1360 8 14 90 580 1.395 1.841 3.627 5.223 108.663 1500 12 16 110 580 1.756 2.318 4.566 6.574 137.880 1820 12 16 110 630 1.756 2.318 4.566 6.574 137.880
(*) OVH = Overhaul, reparación mayor, Incluye mano de obra y repuestos
150
7.2.2 Costo de operación del sistema de cogeneración
El costo de operación del sistema de cogeneración corresponde a
mantención. Los fabricantes recomiendan una limpieza de los intercambiadores una
vez al año, es decir, cada 6.000 horas en trabajo continuo, si se incluye el sistema de
lavado automático de vapor. Los costos se aproximan a un 7,5% del costo del equipo
como valor anual, tanto en gases como en refrigerante, incluyendo solventes,
desincrustantes, empaquetaduras, materiales menores y mano de obra.
7.2.3 Costo de falla de la planta cogeneradora
Este costo es un valor por evento, relacionado a mantenimiento
correctivo. Pueden darse variados costos, dependiendo del deterioro de componentes,
desde un simple reemplazo de filtros, hasta la destrucción del block del motor,
quedando inutilizado.
El proyectista debe asumir el valor a aplicar, tomando en consideración
los planes de mantenimiento, la calidad y rigurosidad técnica del personal y de los
procedimientos a utilizar. La experiencia de mercado (AUT, 2010) sugiere que un
grupo generador conlleva un costo por fallas no catastróficas entre reparaciones
mayores (overhaul), equivalente al 12% del costo de una reparación mayor del
mismo equipo. Este costo promedio se inserta en el flujo del proyecto en función del
número de fallas esperadas por año
No aplican costos variables a la planta de cogeneración una vez que ésta
se encuentra en falla. Los costos variables relacionados a la probabilidad de falla de
la planta de cogeneración se relacionan con el proceso productivo, a consecuencia
de:
Detener el proceso productivo, generando un costo de no producir durante
Dr horas, y el posible costo por pérdida de insumos. Si la configuración de
la planta es n+1, el costo variable por detención e planta es despreciable,
151
suponiendo una transferencia rápida a la unidad de respaldo, salvo por la
probabilidad de falla de una nueva unidad durante el tiempo de reparación.
Utilizar otras fuentes de energía en reemplazo del suministro de la planta
de cogeneración, con su impacto en costo por uso de la energía alternativa
durante la falla (Dr), y los efectos tarifarios que puedan derivar del uso de
la red.
El análisis de estos escenarios y la incorporación en el proceso
evaluativo pertenecen a la fase de detalle a efectuar caso a caso junto al propietario
del proyecto.
152
VIII EVALUACION DE PROYECTOS DE COGENERACION
Una vez conocida las demandas de energía del proceso productivo, y
estimados los escenarios de planta que técnicamente se ajusten a la demanda, se
inicia la fase de evaluar la conveniencia de implementar cogeneración.
La evaluación puede ser efectuada de distintas maneras. Aquí se propone
comparar económicamente los precios resultantes en distintos escenarios de
cogeneración, respecto de los costos de energía tanto eléctrica como térmica del
proceso, con rentabilidad y horizonte de tiempo que tengan lógica desde el punto de
vista del segmento industrial en estudio y de la vida útil de los equipos.
Los pasos a seguir en el proceso evaluativo, son:
Estimación de la demanda de energía del proceso productivo (capítulo 6)
Definición técnica de planta de cogeneración, escenarios de CHPE,
CHPR+G, CHPG, y CHPR (capítulo 2 y 3), con sus aspectos normativos
(capítulo 4) y constructivos de proyecto (capítulos 5 y 6).
Estimación de los costos de energía del proceso productivo
Cálculo de los precios de energía producida por la planta de cogeneración
en función del precio del combustible (diesel) y una rentabilidad dada, para
cada escenario técnico de cogeneración con sus características
operacionales, costos e inversiones (capítulo 7).
Análisis comparativo
Sin pérdida de generalidad y aportando a la utilización práctica de este
trabajo, se analiza un caso real.
8.1 Estimación de la demanda del proceso productivo
La estimación de la demanda se realiza según lo descrito en 6.1.
153
8.2 Definición técnica de planta de cogeneración
Conocida la demanda de energía del proceso productivo, y determinada
su RCEPROC (3.1.2 y 6.2), se definen las potencias eléctricas nominales para
operación continua y operación en horas punta, en base tamaños de grupos
generadores comerciales de 1500 RPM, limitando la potencia por unidad a 3 MW. Si
la demanda es superior, se aumenta el número de equipos, privilegiando el mismo
modelo y potencia entre las unidades, por facilidad de mantenimiento e
intercambiabilidad.
En base a un repaso del capítulo 4, se requiere determinar condiciones
particulares regulatorias que incidan en la especificación de la planta, como normas
particulares, consideraciones ambientales u otras, efectos que se aplican en el diseño.
Para estimar las condiciones y elementos de montaje, a nivel de
ingeniería básica, se aplica lo establecido en la sección 6.3, paso a paso, reflejando
en la disposición de elementos y alcance de los trabajos necesarios, las condiciones
reales del proyecto.
Se concluye de esta forma con el marco técnico necesario para valorizar
las inversiones requeridas en cada escenario de cogeneración que se proponga.
8.2.1 Recuento técnico de la cogeneración
Se sugiere la implementación de una planilla de cálculo similar a la tabla
siguiente, que contenga los aspectos técnicos del diseño de la aplicación de
cogeneración en estudio, con los contenidos y expresiones desarrolladas a través del
presente trabajo.
154
Tabla 8.1: Parámetros técnicos de la aplicación de cogeneración al
proceso en estudio (elaboración propia)
RECUENTO TECNICO DE COGENERACION
Modalidad de Operación Cont H PtaPotencia por equipo Pn kW Nivel de carga X(%) %
Consumo de combustible Combustible Tabla 2.1 Poder calorífico superior HHV Tabla 2.1 MJ/l Densidad combustible Tabla 2.1 g/l Consumo específ combustible mce Tabla 2.2 g/kWh Factor de corrección kc Tabla 2.3 Consumo de combustible calculado mc (2-4) l/h Potencia en el combustible Qc (2-7) kW Eficiencia eléctrica resultante ngg (2-9) % Cogeneración G Flujo másico gases de escape mg (3-7) kg/min Temperatura de salida gases Tabla 3.4 ºC Temperatura mínima de gases 3.3.1.4 ºC Calor específico gases Cpg 3.3.1.3 kJ/kgºK Calor disponible en escape Qg (3-8) kW RCE-G Cogeneración R Densidad del refrigerante 3.3.2.2 kg/l Delta T ºC
Calor específico refrigerante Cpr kWmin/kgºC
Calor en el refrigerante Qr 3.3.2.4 kW Flujo másico de refreigerante mr (3-11) kg/min Flujo volumétrico de refrigerante gal/min RCE-R Cogeneración G+R Calor total disponible Qg+Qr kW RCE-G+R
155
8.3 Estimación del precio de la energía del proceso productivo
8.3.1 Precio de la energía térmica
El precio de la energía térmica del proceso, ET0 , corresponde al
resultado de una combustión eficiente en su central térmica, y se calcula como el
precio por unidad de combustible dividido por la energía liberada por unidad
combustible (por convención, utilizando el poder calorífico inferior, LHVcomb),
afectada por la eficiencia del proceso de combustión que corresponda, comb.
Para estas aplicaciones se ha considerado:
Combustible Diesel Nº2
Precio del combustible, USD/l 0,73
Poder calorífico inferior de 10.133 kCal/kg (10,08 kWh/l)
Eficiencia de 75% en la combustión de la central térmica
El valor resultante es ET0 (USD/MWh) = 96,5
8.3.2 Precios de la energía eléctrica del proceso EE0 y EEHP0
Se asume para mayor generalidad y complejidad en el análisis, que el
proyecto utiliza tarifas tipo horarias, en BT-4.3 o AT-4.3.
Los precios de energía eléctrica se obtienen aplicando la tarifa de la Cía.
Distribuidora, para operación en punta y continua, en función de la energía y
potencia demandada en los mismos escenarios, ya definida según el capítulo 6.
Precio unitario combustible (USD/unidad) ET0 (USD/kWh) =
comb * LHVcomb (kWh/unidad)
(8-1)
156
Tabla 8.2: Cuadro resumen típico para tarifas horarias (BT o AT) de
energía eléctrica y su modo de aplicación
Tarifas Eléctricas Cía. Distribuidora
Energía E USD/kWh
Dem Máx de potencia fuera de punta
DM USD/kW/mes
Dem Máx de potencia en horas punta
DMHP USD/kW/mes
Modo de aplicación de los cargos tarifarios en la evaluación (clientes SIC)(*):
EE (USD) Energía anual consumida (E0) x E
DMHPInv (USD) Suma de: Meses de invierno, Abr – Sept: demanda del mes x DMHP
DMHPVer (USD) Suma de: Meses de verano, Oct – Mar: promedio 2 mayores demandas del período Abr -Sept x DMHP
DM (USD) Suma anual de: Promedio de dos más altas del año móvil, incluido el mes de facturación x DM
Se define adicionalmente: EHP0: Energía consumida en horarios punta E0: Energía total anual consumida (*)Clientes SING: horario punta aplica todo el año
El precio equivalente de energía eléctrica del proceso como operación
continua, EE0 , será, sobre una base anual y la aplicación de tarifas correspondientes
al sector (Tabla 8.2):
El precio equivalente de energía eléctrica del proceso en horas punta
EEHP0 será, sobre una base anual y las mismas tarifas:
EHP * E + DMHPInv + DMHPVer EEHP0 (USD/kWh) = EHP
(8-3)
EE + DMHPInv + DMHPVer + DM EE0 (USD/kWh) = E0
(8-2)
157
8.3.2.1 Efecto del precio del petróleo en las tarifas de energía eléctrica
Para efectos de evaluación, se propone indexar las tarifas eléctricas de la
Cía. Distribuidora (Tabla 8.2) al precio del combustible que se utilice en la
cogeneración, en este caso, al precio del diesel.
A partir de la matriz energética nacional que es 60% térmica, y
asumiendo que el costo del combustible es cercano al 50% del costo del kWh
producido, se considera afectar el tarifario eléctrico en un 30% de la tarifa de
distribución (60% x 50%).
8.4 Evaluación económica y determinación del precio de la energía para
plantas de cogeneración
Por medio de un proceso de evaluación económica aplicado a cada
escenario técnico de cogeneración, se busca determinar en función del precio del
diesel, los precios a los cuales la energía térmica y energía eléctrica producidas por
la planta permiten generar la rentabilidad de 12% para el proyecto, sin considerar
endeudamiento.
8.4.1 Ingresos y costos
Para cada escenario de cogeneración propuesto, E, G+R, R y G, y
operación continua y en punta, los ingresos anuales están dados por la suma de:
Venta anual de energía térmica, limitada a la máxima utilizable por el
proceso (relación de los RCE), sobre la base de la energía térmica
disponible en cogeneración, al precio de la energía térmica ET0.
Venta anual de energía eléctrica, según nivel de demanda estimado para la
planta, al precio que permita la rentabilidad de 12% en el proyecto a
distintos precios sensibilizados del petróleo.
(E, DM, DMHP) = (E, DM, DMHP)BASE * (0,7 + 0,3 * Precio diesel ) (8-4)
158
Los costos a su vez incluyen,
Costo anual de combustible de la planta de cogeneración, según su
consumo calculado (7.2.1.1) y el precio del petróleo.
Costo anual de mantenimiento de la planta de cogeneración (7.2.1.2 y
7.2.2), según sus horas de operación y las tablas de mantenimiento
respectivas.
Costo de falla de las unidades de cogeneración, con su costo directo de
falla (7.2.3)
Otras consideraciones de costo de falla serán evaluadas caso a caso e
incorporadas según el proyecto lo amerite.
8.4.2 Inversiones y valores residuales
Las inversiones contemplan,
Equipos de generación y cogeneración, con sus sistemas (7.1.1)
Montaje (7.1.2)
Los valores residuales aplican según lo sugerido en la Tabla 7.6.
8.4.3 Consideraciones para la evaluación
El elemento relevante en el costo de operación de la planta es el
combustible, por ello, se busca representar el precio de la energía eléctrica de
cogeneración EECHP en cada caso evaluado, por medio de curvas de iso-rentabilidad
en función del precio del diesel. Así, la viabilidad económica de la cogeneración
corresponderá al rango de precios del combustible en que la curva de precio se
encuentre por debajo del precio de la energía eléctrica del proceso, EE0, afectado
según se establece en 8.3.2.1 por el precio del combustible (zona achurada fig. 8.1).
159
Figura 8.1: Zona de interés (*) para la viabilidad de una planta de cogeneración
8.4.3.1 Plazo de evaluación
La vida útil de motores y generadores bordea las 50.000 horas, lo que e
aproxima a un plazo de 10 años. Por ello, se ha asumido este horizonte de evaluación
8.4.3.2 Costo de financiamiento
En el cálculo no se ha considerado obtención de financiamiento.
8.4.3.3 Inversiones
Se incluye en el año 0 las inversiones en los distintos equipos y su
montaje, de acuerdo a lo desarrollado en 7.1.
Para casos en que se supera la vida útil de los equipos dentro del
horizonte de evaluación, se agrega nueva inversión corrigiendo los valores residuales
según Tabla 7.6.
Precio
Precios Energía Eléctrica
EE0 = f(Diesel)
EECHP = f(CHP, diesel, r =12%)
EE0 actual
Precio Actual
*
160
8.4.3.4 Ingresos
Los flujos positivos del proyecto están constituidos por la venta de
energía.
El flujo anual por energía térmica es el producto de la energía térmica
recuperada en cogeneración y aprovechable en el proceso, por el precio ET0 de la
energía térmica definido en 8.3.1, asumido razonablemente igual al costo de la
energía térmica del proceso.
El flujo anual por energía eléctrica corresponde al producto del precio
EECHP que se establece en la búsqueda de la rentabilidad predefinida para el
proyecto, por la energía eléctrica suministrada por la planta de cogeneración,
determinada por la potencia nominal, el nivel de carga y horas anuales de operación
del proceso.
8.4.3.5 Costos
Los costos incluyen todos aquellos costos de operación de la planta de
cogeneración, tales como combustible, mantenimiento y falla.
El costo de combustible está dado por el producto del precio unitario del
combustible y el volumen de consumo estimado para el año, el que es calculado
según 7.2.1.1.
El costo anual de mantenimiento de las unidades en planta es función de
las horas de operación por año de cada una, equivalente a las horas de
funcionamiento de la planta, pudiendo ser las horas punta o las horas de trabajo del
proceso, según el escenario en evaluación. Los valores que aplican se detallan en
7.2.1 y 7.2.2.
El costo fijo de falla de la planta se incluye en el costo de mantenimiento
según la indicación de 7.2.3.
161
8.5 Análisis de un caso real
El proceso industrial a analizar corresponde a una agroindustria (en
adelante, AGRO-X), dedicada a la producción de ciruelas sin carozo de alta calidad
para exportación, cuyos destinos principales son Estados Unidos y Europa.
El rubro agroindustrial (entiéndase de los productos de consumo
generados, como harina, conservas, aceites, etc.), ha sido seleccionado por ser un
buen ejemplo dentro de la actividad nacional. Económicamente, es una fuente
importante de divisas con su contribución a las exportaciones, es un rubro intensivo
en mano de obra, y además, es una actividad económica con un mercado
internacional en expansión que enfrenta precios relativamente estables.
Para la producción de la ciruela, se requieren etapas de selección,
clasificación, hidratación con vapor, almacenaje controlado, extracción de cuescos y
empaque.
Figura 8.2 Esquemático de proceso AGRO-X
Poder comprador Ciruela Transporte
Hidratado
Almacenaje Envasado
Calderas
(Red)
Despacho
162
La planta ubicada en la Región Metropolitana, tiene una capacidad de
producción cercana a las 60 ton/día de ciruelas.
No hay problemas críticos en el suministro de energía (combustible y
electricidad). Existe, sin embargo, el interés por la eficiencia energética y el
incentivo de lograr una racionalización en el manejo de los costos de energía.
Recordando la RCE del segmento alimentos (fig. 3.4), ésta debiese
ubicarse a lo menos dentro del rango 1 a 2, plenamente sustentable con la tecnología
de cogeneración con motores diesel.
Tabla 8.3: Antecedentes del proceso productivo
Partida Variable Unidad Dato
Horas de producción anuales
Ho h/año + 3.600
Tasa de producción Ton/día 60
Horas de producción en horario punta
h/mes + 100
Potencia Subestación kVA 2 x 300
8.5.1 Demandas de energía
8.5.1.1 Energía eléctrica
La industria se alimenta eléctricamente de la red CGE1 sector 6 aéreo
con dos subestaciones propias de 300 kVA cada una, con opción tarifaria AT-4.3.
Posee grupo generador para uso en horas punta, de 240 kW prime, y se
ha registrado que éste opera a un 80% de carga en dicho horario.
Su distribución interior es en 400VAC, 50Hz.
La suma de demanda indicada en las boletas de consumo de energía
eléctrica correspondientes al año calendario 2009, y el aporte de energía y potencia
del grupo generador, junto a las horas de funcionamiento diario del proceso, y la
163
estimación de crecimiento para el período de evaluación, de un 15%, permiten
establecer las siguientes características de consumo del proceso, según 6.1.1 y 6.1.2.
Tabla 8.4: Demanda de energía eléctrica AGRO-X (Tabla 6.1)
ELECTRICIDAD (Incluidos factores de crecimiento)
Ee Total (día completo)Ee H Pta (horario punta)
De max leída
De max leída HP
kWh kWh kW kW
Ene 149.730
469
0
Feb 69.345 469 0Mar 153.180 524 0Abr 160.770 30.889 512 363May 150.765 31.476 511 370Jun 162.495 29.716 501 350Jul 164.565 31.964 495 376Ago 175.605 30.987 493 365Sep 157.665 32.062 493 377Oct 176.295 493 0Nov 147.660 469 0Dic 156.285 469 0
Energía total (kWh) 1.824.360 185.334
De max (kW) 524 377 Horas de operación proceso (h) 3.690 600 De media =
energía total horas de operación 494 367
Parámetros de demanda eléctrica para aplicación de Cogeneración
Operación Continua
Operación Horas Punta
Energía CHP anual (kWh) 1.824.360 185.334 De max CHP (kW) 524 377
De media CHP (kW) 494 367
8.5.1.2 Energía térmica
Su central térmica la constituyen dos calderas alimentadas por petróleo
diesel Nº 2, con una producción conjunta de 2 ton/h de vapor saturado a 150 PSIG, el
que es utilizado en el tiernizado de las ciruelas en circuito abierto.
164
Tabla 8.5: Demanda de energía térmica AGRO-X (Tabla 6.2)
CALOR
(Incluidos factores de crecimiento)
Dt max Hrs
Operación total mes
Hrs Operación
Horario Punta (elec)
Et media
ton Vapor/h kW h h kWh
Ene 2,0 1.544 350 568,260Feb 2,0 1.544 350 514,986Mar 2,0 1.544 400 568,260Abr 2,0 1.544 400 100 550,502May 2,0 1.544 450 100 550,502Jun 2,0 1.544 450 100 550,502Jul 2,0 1.544 450 100 568,260Ago 2,0 1.544 450 100 550,502Sep 2,0 1.544 350 100 497,228Oct 2,0 1.544 400 568,260Nov 2,0 1.544 350 550,502Dic 2,0 1.544 300 514,986 Et Energía térmica total (kWh) 6,552,753 Horas de operación proceso 3.690 600
Parámetros de demanda térmica para aplicación de Cogeneración
Operación Continua Operación
Horas PuntaEnergía térmica anual CHP
= Demanda térmica x Hrs de operación 6.552.753 1.065.488
8.5.1.3 RCE
Los datos de demanda permiten establecer una RCE promedio para el
proceso, de 3,70 en operación continua y 5,27 en horas punta, siendo el mínimo 3.13,
lo que lo hace muy favorable para un buen aprovechamiento del calor residual de la
planta de cogeneración.
Toda la energía térmica puede ser aportada al proceso.
165
Tabla 8.6: Razones calor / electricidad (RCE) del proceso
RCE PROCESO Operación continua Operación Horas Punta
Energía Demanda Máxima Energía Dem Media
Et/Ee Dt max/De max Et/Ee
(H Pta) Dt max/De max
(H Pta) Ene 3,80 3,56 Feb 7,43 6,76 Mar 3,71 3,48 Abr 3,42 3,66 5,75 5,75 May 4,11 4,11 5,75 5,75 Jun 3,62 3,62 5,75 5,75 Jul 3,72 3,72 5,75 5,75 Ago 3,45 3,45 5,75 5,75 Sep 3,75 3,75 5,75 5,75 Oct 3,02 3,02 Nov 3,46 3,46 Dic 3,14 3,14
RCE promedio general
3,70 5,27
8.5.2 Definiciones técnicas de planta de cogeneración
8.5.2.1 Potencias
Las cargas eléctricas corresponden a motores de corriente alterna en el
sector de procesos, compresores en salas de frío, alumbrado en bodegas de
almacenaje, oficinas, talleres, casino y alumbrado general. No existen cargas de alta
concentración de demanda o grandes motores que requieran de análisis transitorio.
La aplicación en forma continua de la planta debe considerar satisfacer la
demanda máxima indicada de 524 kW, con un equipo de Pn = 550 kW Prime.
La potencia media de 494 kW aplica una carga de 90% al equipo
indicado, favorable para las condiciones de operación del motor diesel. Para la
aplicación en horario punta, basta un equipo de Pn = 400 kW Prime, con un nivel de
carga de 91%.
166
Tabla 8.7: Potencia nominal equipo de cogeneración, aplicación
continua
Potencia demandada en operación continua
Potencia (kW)
Potencia eléctrica máxima 524 Potencia eléctrica media 494 Potencia eléctrica unidad Cogeneración 550
Tabla 8.8: Potencia nominal equipo de cogeneración, aplicación horas
punta
Potencia demandada en operación horas punta
Potencia (kW)
Potencia eléctrica máxima 377 Potencia eléctrica media 367 Potencia eléctrica unidad Cogeneración 400
8.5.2.2 Generalidades para la implementación
El emplazamiento de la industria en Pirque, los caminos de acceso y el
entorno rural no establecen restricciones al suministro de combustible diesel, al ruido
o a la ejecución de obras civiles, como tampoco correcciones en los equipos por
temperatura o altura.
El equipo de generación proyectado debe satisfacer el DS 32/90 de
emisiones (4.2.1).
Las condiciones técnicas de la industria no justifican diseños especiales
en ninguna de las especialidades contempladas en el proyecto, siendo suficiente la
aplicación de la Norma NCh4/2003, la IEEE y NEC.
La demanda no supera bajo ningún escenario los 3 MW, por lo que el
ingreso a evaluación por impacto ambiental no es requisito.
La clasificación para efectos de montaje es de tipo estándar (7.1.2), al
haber buenos accesos, facilidades de transporte, almacenaje, seguridad y exigencias
en métodos de trabajo.
167
El recuento técnico de la aplicación se ilustra en la tabla siguiente.
Tabla 8.9: Recuento técnico de cogeneración AGRO-X (Tabla 8.1)
RECUENTO TECNICO PLANTA DE COGENERACION - AGRO-X
Modalidad de Operación Continua Punta
Potencia por equipo Pn kW 550 400
Nivel de carga X(%) % 90% 92%
Temperatura ambiente ºC 25 25
Presión atmosférica kPa 100 100
Densidad del aire kg/m3 1,168 1,168
Consumo de combustible diesel 2
Poder calorífico superior HHV Tabla 2.1 MJ/l 38,8 38,8
Densidad combustible Tabla 2.1 g/l 850 850
Consumo específico combustible mce Tabla 2.2 g/kWh 212 217
Factor de corrección kc Tabla 2.3 1 1
Consumo de combustible calculado mc (2-4) l/h 123 94
Potencia en el combustible Qc (2-7) kW 1.331 1.011
Eficiencia eléctrica resultante ngg (2-9) % 37,14% 36,29%
Cogeneración G
Flujo másico gases de escape mg (3-7) kg/min 49,0 36,4
Temperatura de salida gases Tabla 3.4 ºC 500 500
Temperatura mínima de gases 3.3.1.4 ºC 177 177
Calor específico gases Cpg 3.3.1.3 kJ/kgºK 1.047 1.047
Calor disponible en escape Qg (3-8) kW 276 205
RCE-G 0,56 0,56
Cogeneración R
Densidad del refrigerante 3.3.2.2 kg/l 1,03 1,03
Delta T ºC 15 15
Calor específico refrigerante Cpr kWmin/kgºC 0,06 0,06
Calor en el refrigerante Qr 3.3.2.4 kW 266 202
Flujo másico de refrigerante mr (3-11) kg/min 296 225
Flujo volumétrico de refrigerante gal/min 76 58
RCE-R 0,54 0,55
Cogeneración G+R
Calor total disponible Qg+Qr kW 543 407
RCE-G+R 1,10 1,11
168
A partir de las capacidades de los equipos y la experiencia, de Tabla 2.2
se seleccionan los consumos específicos de combustible (mce).
8.5.2.3 Layout
La distribución de las instalaciones permiten incorporar nuevos equipos
en patios en la cercanía inmediata a la S/E. Sin embargo, se recomienda privilegiar la
cercanía a la central térmica, lo que implica incluir bancos de ductos de menos de 20
m en el montaje.
La planta en análisis está constituida por un equipo (salvo por las
sensibilidades a dos unidades, vistas más adelante), en caseta modular insonorizada
estándar, con todos los sistemas a bordo (6.3.1.1), estanque diario de combustible
bajo la base y los equipos de cogeneración a ser instalados en el exterior.
8.5.2.4 Obras civiles
Las obras civiles incluyen (6.3.2):
Fundación para el equipo
Obras de malla de tierra
Soportes para el sistema de cogeneración
Obras para banco de ductos
8.5.2.5 Sistema de combustible
El sistema de combustible (6.3.3) puede ser definido con:
El estanque principal se define sobre terreno con capacidad de 10 m3 para
reposición semanal en operación continua, reposición mensual en horas
punta. Pretil metálico prefabricado, válvulas, accesorios y tuberías en 1 ½”
(Tabla 6.4). Las distancias no superan los 20 m estándares (Tabla 7.9).
Estanque diario bajo la base y dentro de la caseta del equipo, con capacidad
de 1.000 litros, suficiente para 8 h de consumo.
169
8.5.2.6 Sistema de escape
El sistema de escape (6.3.4) en esta aplicación requiere de un
intercambiador de calor / silenciador, descargando directo al ambiento, sin aplicar
cálculos particulares de contrapresión en los ductos.
La ubicación en Zona III y la inexistencia de propiedades habitadas en la
vecindad, hacen razonable considerar desde el punto de vista de emisión de ruido
(6.3.4.3), la caseta insonorizada estándar de 87 dBA a 7 m, como solución suficiente.
Se ha mencionado que el equipamiento debe satisfacer la normativa DS
32/90 del SESMA (6.3.4.4).
8.5.2.7 Sistema de ventilación
El equipo se proyecta instalado en una caseta modular con todos sus
sistemas estándares a bordo. El ventilador del radiador, será utilizado como sistema
de ventilación.
8.5.2.8 Sistema de refrigeración
El equipo se proyecta instalado en una caseta modular con todos sus
sistemas estándares a bordo. El radiador será utilizado como sistema de refrigeración
en modalidades de CHPE y CHPG. Bajo esquemas de CHPR, el medio de
enfriamiento será el intercambiador de calor propio del sistema de cogeneración,
quedando el radiador como respaldo al control térmico del motor diesel.
El desarrollo del sistema se realiza para las condiciones típicas
establecidas (6.3.6). El recuento aporta los detalles de la aplicación.
La ubicación del grupo generador y el intercambiador, se contempla en la
vecindad inmediata de la planta térmica. No se visualizan condiciones especiales de
diseño por pérdidas en cañerías. El flujo se ha calculado entre 58 y 76 gal/min para
ambos esquemas.
170
8.5.2.9 Servicios auxiliares
No hay elementos relevantes dentro de esta partida en la aplicación.
Se provisiona alumbrado en poste, y trasvasije gravitacional entre los
estanques de combustible.
8.5.2.10 Cogeneración
Las vías de aprovechamiento térmico son amplias, desde
precalentamiento del agua que ingresa a la caldera, hasta la inyección de vapor al
múltiple de la planta térmica, a 150 PSIG. El uso del vapor en el proceso en ausencia
de un circuito cerrado de intercambio térmico, hacen recomendable todos los
esquemas de cogeneración tipo 2 (Fig. 3.8). Para CHPR+G, el punto de acometida es
el múltiple de vapor, reduciendo la necesidad de producción desde las calderas. En el
esquema CHPR, la recuperación térmica se aporta al agua de alimentación a la
caldera.
Los equipos de cogeneración pueden ser ubicados al costado de la caseta
modular. No hay condiciones ambientales, diferencias de cotas o distancias que
obliguen a considerar parámetros especiales en el montaje.
Las condiciones técnicas se resumen en Tabla 8.9.
8.5.2.11 Sistema eléctrico
El sistema existente es estándar, 400 VAC, con distribución interior. La
estructura del sistema a implementar es en baja tensión, a la barra general en el
tablero existente (Fig. 6.26), habiendo espacio físico para ello en el recinto definido
como sala eléctrica.
Se debe construir una malla de tierra dedicada, acoplada a la existente.
El alimentador se diseña para montaje subterráneo.
171
Se necesita agregar un tablero de fuerza con la protección motorizada
necesaria para realizar el sincronismo de la planta con el sistema, evitando cortes en
el proceso.
No hay necesidades de mayor monitoreo o control que el estándar a
bordo del equipo. Se proyecta operación local.
8.5.3 Precios de referencia
Para iniciar la fase de precios, se establecen valores para algunos de los
parámetros incluidos en el análisis.
8.5.3.1 Precio del combustible
Se emplea el valor de mercado de diesel Nº2, neto sin impuestos, vigente
a diciembre 2010, de USD/l 0,73.
Este valor se escala en la sensibilización de precios, a -50%, +100%.
8.5.3.2 Precio del dólar
Los precios en otras monedas se han referenciado a la moneda
internacional, dólar de Norteamérica, a un tipo de cambio de CH$/USD 480.
8.5.3.3 Valor de la Unidad de Fomento (UF)
Los precios relacionados a gastos locales y mano de obra se han
presentado en UF (7.1.2.9), equivalente a CH$/UF 21.500.
8.5.4 Precios de energía del proceso productivo
8.5.4.1 Energía térmica
El precio de la energía térmica es ET0 (USD/kWh) = 96,5, según ha sido
calculado en 8.3.1.
172
8.5.4.2 Energía eléctrica
La base del cálculo es el pliego tarifario vigente a diciembre 2010 de
CGE (Tabla 8.10).
Tabla 8.10: Tarifas CGE Distribución para AGRO-X, Diciembre 2010
Tarifa AT-4.3 Energía 0,119 USD/kWh Dem Máx 2,258 USD/kW/mes Dem Máx HP 13,07 USD/kW/mes
El costo de la energía base y en horario punta se determina utilizando los
datos de demanda del proceso y las expresiones (8-2) y (8-3), según definiciones de
Tabla 8.1.
8.5.5 Cálculo de precios de la energía de cogeneración
8.5.5.1 Inversiones
Aplicando lo señalado en 8.5.2, con las referencias y criterios aportados
en 7.1, se estiman las inversiones en equipos y montaje para los casos de,
Un (1) Equipo CHP 400 kW Prime, en caseta insonorizada individual
Un (1) Equipo CHP 550 kW Prime, en caseta insonorizada individual
EHP * E + DMHPI + DMHPV 22.263 + 58.352 EEHP0 (USD/kWh) = = EHP 187.094
EEHP0 (USD/kWh) = 0,431
EE + DMHPI + DMHPV + DM 217.090 + 14.040 + 58.352 EE0 (USD/kWh) = = E0 1.824.360 EE0 (USD/kWh) = 0,159
173
Las inversiones se indican en las tablas siguientes, según la aplicación de
cogeneración y horario. Para los casos particulares de uno u otro tipo de
cogeneración, se ajustan las partidas que aplican.
Tabla 8.11a: Inversión en equipamiento máximo (R+G) de planta en
modalidad continua, Pn = 1 x 550 kW
Equipamiento Sección Tabla o Figura Total USD
Cogen R+GGrupo generador 7.1.1.1 Fig. 7.1 99.000 Caseta insonorizada 7.1.1.2 Tabla 7.1 14.000 Equipo Cogen G 7.1.1.3 Tabla 7.2 145.000 Equipo Cogen R 7.1.1.3 Fig. 7.3 3.025 Equipo Cogen Accesorios 7.1.1.3 Tabla 7.2 14.600 Tableros de poder BT 7.1.1.4 Tabla 7.3 6.100 Estanque principal de combustible 7.1.1.5 Tabla 7.4 7.900 Total Equipamiento 289.625
Tabla 8.11b: Montaje de planta Pn = 1 x 550 kW
Montaje Tipo
Proyecto (E-I-R)
Sección Tabla o Figura Total USD
Ingeniería E 7.1.2.1 16.125 Excavaciones E 7.1.2.2 Tabla 7.8 37 Fundaciones mayores E 7.1.2.2 Tabla 7.8-6.3.2 4.837
Prefabricados E 7.1.2.2 Tabla 7.8-Tabla
6.3 26 Bancos de ductos E 7.1.2.2 Tabla 7.8 2.284 Sist de combustible 501<Pn<1000 kW N/A 7.1.2.3 Tabla 7.9 2.400 Control y sistema trasvasije I 7.1.2.3 Tabla 7.10 6.500 Sist de escape 501<Pn<1000 kW N/A 7.1.2.4 Tabla 7.11 3.800 Sist de ventilación 501<Pn<1000 kW E 7.1.2.6 Tabla 7.13 3.700 Servicios auxiliares E 7.1.2.7 Tabla 7.14 756 Fuerza y control en ductos N/A 7.1.2.8 Tabla 7.15 7.600 Sist de Pta Tierra 501<Pn<1000 kW E 7.1.2.8 Tabla 7.16 2.200 Montaje 501<Pn<1000 kW E 7.1.2.9 Tabla 7.17 y 7.18 21.947
Total Montaje 72.215
174
Tabla 8.12a: Inversión en equipamiento máximo (R+G) de planta en
modalidad horas punta, Pn = 1 x 400 kW
Equipamiento Sección Tabla o Figura Total USD
Cogen R+GGrupo generador 7.1.1.1 Fig. 7.1 62.000Caseta insonorizada 7.1.1.2 Tabla 7.1 10.000 Equipo Cogen G 7.1.1.3 Tabla 7.2 142.000 Equipo Cogen R 7.1.1.3 Fig. 7.3 1.720 Equipo Cogen Accesorios 7.1.1.3 Tabla 7.2 14.600 Tableros de poder BT 7.1.1.4 Tabla 7.3 3.600Estanque principal de combustible 7.1.1.5 Tabla 7.4 7.900 Total Equipamiento 243.620
Tabla 8.12b: Montaje de planta Pn = 1 x 400 kW
Montaje Tipo
Proyecto (E-I-R)
Sección Tabla o Figura Total USD
Ingeniería E 7.1.2.1 16.125 Excavaciones E 7.1.2.2 Tabla 7.8 19 Fundaciones mayores E 7.1.2.2 Tabla 7.8-6.3.2 2.467
Prefabricados E 7.1.2.2 Tabla 7.8-Tabla
6.3 27 Bancos de ductos E 7.1.2.2 Tabla 7.8 2.284 Sist de combustible Pn<500 kW N/A 7.1.2.3 Tabla 7.9 1.800 Control y sistema trasvasije I 7.1.2.3 Tabla 7.10 6.500 Sist de escape Pn<500 kW N/A 7.1.2.4 Tabla 7.11 3.800 Sist de ventilación Pn<500 kW E 7.1.2.6 Tabla 7.13 2.500 Servicios auxiliares E 7.1.2.7 Tabla 7.14 756 Fuerza y control en ductos N/A 7.1.2.8 Tabla 7.15 5.500 Sist de Pta Tierra Pn<500 kW E 7.1.2.8 Tabla 7.16 1.900 Montaje Pn<500 kW E 7.1.2.9 Tabla 7.17 y 7.18 18.813
Total Montaje 60.491
Los valores residuales a considerar en la evaluación responden a las
sugerencias incluidas en Tabla 7.6.
175
8.5.5.2 Costos
Los costos de operación radican en costos de combustible y de
mantenimiento de los equipos. El costo de combustible (7.2.1.1) se deriva de mc
calculado en el recuento técnico en de cada aplicación, por su precio unitario y las
horas anuales. Los costos de mantenimiento (7.2.1.2 y 7.2.2) dependen del
calendario de servicio (Tabla 7.1.9). La reparación mayor del grupo generador se ha
contemplado a las 14.000 h de operación.
Tabla 8.13a: Mantenimiento planta de cogeneración en horas punta
OCURRENCIA Y COSTO DE MANTENCIONES – PLANTA EN PUNTA
Modelo kW 400
Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
H acum 600 1.200 1.800 2.400 3.000 3.600 4.200 4.800 5.400 6.000
M250 2 2 2 1 2 2 1 2 1 1
M2000 0 0 0 1 0 0 1 0 0 1
M5000 0 0 0 0 0 0 0 0 1 0
M10000 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
MOH (Overhaul) 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
TOTAL (USD)
936
936 936
923 936 936 923 936 2.011 923
Tabla 8.13b: Mantenimiento planta de cogeneración aplicación continua
OCURRENCIA Y COSTO DE MANTENCIONES – PLANTA CONTINUA
Modelo kW 550
Años 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10
H operac/año 3.690 3.690 3.690 3.690 3.690 3.690 3.690 3.690 3.690 3.690
M250 13 12 11 12 12 11 12 12 11 12
M2000 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1
M5000 0 1 1 0 1 1 1 0 1 1
M10000 0 0 1 0 0 1 0 0 1 0
MOH (Overhaul) 0 0 0 1 0 0 0 1 0 0
TOTAL (USD)
9.796
11.458 18.739
55.729 11.458 18.739 11.458 55.729 18.739 11.458
Se incluye en las tablas anteriores de mantención el costo de falla de la
planta (7.2.3).
176
A partir de la tabla siguiente, el proyectista puede estimar según 5.4,
otros costos ligados a fallas ocasionados en el proceso productivo. En la presente
evaluación éstos no han sido considerados.
Tabla 8.14: Parámetros de confiabilidad de planta de cogeneración
PARAMETROS DE CONFIABILIDAD DE PLANTA
Modalidad de Operación Continua Punta
Potencia por equipo Pn kW
550
400 Nivel de carga X(%) % 90% 92% Confiabilidad Horas de operación Ho 5.2.2 h 3.690 600Tasa de falla equipo cogeneración gg 5.2.2 fallas/h 0,00013 0,00013Número de unidades en planta n 1 1Unidad redundante n+1 0 0Duración de las reparaciones de equipos Dr 5.2.2 h 96 96Tasa de falla planta (sistema) s (5-8) fallas/h 0,00013 0,00013Horas esperadas de falla planta (n equipos) Hfs(n) (5-9) h/año 44 7Horas esperadas de falla planta (n+1 equipos) Hfs(n+1) (5-13) h/año 0,50 0,09
8.5.5.3 Ingresos
Los ingresos proyectados en el flujo incluyen la venta de toda la energía
térmica recuperable según el recuento técnico, al precio unitario.
Lo mismo debe ocurrir con la energía eléctrica, cuyo volumen anual
resulta de Pn (kW) * X (%) * Ho.
Para determinar el precio unitario, corresponde realizar la evaluación
económica basada en la expresión matemática de la TIR del proyecto, a partir de los
flujos, con una rentabilidad dada, en este caso 12%, para distintos precios del
combustible.
177
Tabla 8.15: Datos de entrada para evaluación de TIR planta continua
DATOS DE ENTRADA OPERACIÓN CONTINUA Años 1 2 …. 10
Horas operación anual proceso h 3.690 3.690 … 3.690
Horas operación acumuladas h 3.690 7.380 … 36.900
Potencia eléctrica máxima kW 524 524 524
Potencia eléctrica media kW 494 494 494
Potencia eléctrica unidad Cogeneración kW 550 550 550
Nº de unidades n 1 1 1
Unidad redundante n+1
Nivel de carga por unidad generación X(%) 90% 90% 90%
Demanda energía eléctrica anual kWh 1.824.360 1.824.360 1.824.360
Potencia térmica disponible por equipo R kW 266 266 266
Energía térmica disponible planta Cogen R kWh 982.381 982.381 982.381
Potencia térmica disponible por equipo G kW 276 276 276
Energía térmica disponible planta Cogen G kWh 1.020.047 1.020.047 1.020.047
RCE Proceso 3,70 3,70 3,70
RCE Planta Cogeneración 1,10 1,10 1,10
Factor de calce térmico Proceso-Cogen 100% 100% 100%
Consumo de combustible por equipo l/h 123 123 123
Consumo de combustible planta l/h 123 123 123
Consumo total combustible del período l 455.017 455.017 455.017
Precio base diesel USD/l 0,73 0,73 0,73
Precio energía térmica USD/MWh 96,5 96,5 96,5
Precio energía eléctrica cogeneración USD/MWh EEchp
continua
178
Tabla 8.16: Datos de entrada para evaluación de TIR planta en punta
DATOS DE ENTRADA OPERACIÓN EN PUNTA Años 1 2 …. 10
Horas operación anual proceso h
600
600 …
600
Horas operación acumuladas h
600 1.200 … 6.000
Potencia eléctrica máxima kW 377 377 377
Potencia eléctrica media kW 367 367 367
Potencia eléctrica unidad Cogeneración kW 400 400 400
Nº de unidades n 1 1 1
Unidad redundante n+1
Nivel de carga por unidad generación X(%) 92% 92% 92%
Demanda energía eléctrica anual kWh 220.110 220.110 220.110Potencia térmica disponible por equipo R kW 202 202 202Energía térmica disponible planta Cogen R kWh 121.320 121.320 121.320Potencia térmica disponible por equipo G kW 205 205 205Energía térmica disponible planta Cogen G kWh 123.069 123.069 123.069RCE Proceso 5,27 5,27 5,27RCE Planta Cogeneración 1,11 1,11 1,11
Factor de calce térmico Proceso-Cogen 100% 100% 100%
Consumo de combustible por equipo l/h 94 94 94
Consumo de combustible planta l/h 94 94 94
Consumo total combustible del período l 56.193 56.193 56.193Precio base diesel USD/l 0,73 0,73 0,73
Precio energía térmica USD/MWh 96,5 96,5 96,5
Precio energía eléctrica cogeneración USD/MWh EEchp
hora punta
Los cuatro escenarios de cogeneración evaluados están representados en
las curvas de las Fig 8.3 (operación continua) y 8.4 (punta), en función del precio del
petróleo, variando su valor actual en el rango -50%, +100%.
La cogeneración es económicamente viable para aquellos precios del
combustible diesel, menores o iguales al resultante del cruce entre las curvas de iso-
rentabilidad y las curvas de precios EE0 y EEHP0.
En el caso de operación continua, se observa que los límites de la banda
de precios para la cogeneración están dados por las condiciones técnicas extremas,
cogeneración total R+G y sólo generación. El alto costo de combustible que presenta
un grupo generador puro en un extremo, es contrarrestado con el aprovechamiento
térmico de la cogeneración total en el otro. Con niveles de recuperación térmica
179
similares, los escenarios G y R se diferencian en la inversión inicial, bastante menor
en el caso de refrigeración.
50
100
150
200
250
300
350
400
0.36 0.73 1.09 1.46
EE0
Generación
CHP R+G
CHP R
CHP G
Precio EnergíaPlanta Cogeneración (USD/MWh)
Precio Diesel (USD/l)
Planta Operación Continua
Figura 8.3 Precios de la energía eléctrica de cogeneración continua, en función
del precio del diesel
Respecto de precios, mientras la generación pura no se aprecia viable, los
escenarios de cogeneración pueden producir la rentabilidad de 12% o superior, con
precios del diesel actuales o inferiores, excepto por la cogeneración total R+G que
puede conservar su viabilidad con un petróleo cercano a USD/l 1,5.
El mismo conjunto de escenarios técnicos aplicados a horas punta resulta
viable en un mayor rango de precios del combustible (Fig. 8.4), lo que se sustenta en
la menor utilización de combustible en la planta de cogeneración por menos horas de
funcionamiento, para la misma inversión inicial.
EE0
180
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
0.36 0.73 1.09 1.46
EEHP0
Generación
CogenR+G
Cogen R
Cogen G
Precio Diesel (USD/l)
Precio EnergíaPlanta Cogeneración (USD/MWh)
Planta Operación Horas Punta
Figura 8.4 Precios de la energía eléctrica de cogeneración en horas punta, en
función del precio del diesel
La mayor ventaja de precios ocurre en la cogeneración tipo R, debido a
su nivel de recuperación térmica similar a G, con una inversión varias veces menor.
La menor pendiente de la iso-rentabilidad de precios de la cogeneración
total (R+G), es consecuencia de su gran recuperación térmica y del efecto de precios
crecientes del diesel y de la energía térmica aportada al proceso, acompañado de un
costo reducido de combustible, dadas las pocas horas de funcionamiento de la planta
en modalidad de horas punta.
La operación de CHP con recuperación de gases, aun cuando viable, se
ve alejada de las otras alternativas a consecuencia de su mayor inversión y menor
aporte térmico, para las pocas horas de utilización de esta modalidad.
EEHP0
181
Respecto de precios, el valor actual de EEHP0 de USD/MWh 431 con su
curva de tendencias indexadas al precio del combustible, hace viable la cogeneración
en prácticamente todo el rango de precios considerados para el diesel (-50%, +100).
8.5.5.4 Aplicaciones con grupo generador existente
Considerando la gran población de grupos electrógenos en segmentos
industriales, resulta de interés aplicar los escenarios estudiados, considerando la
existencia previa de el o los grupos generadores.
El modelo de evaluación aplica de igual forma, eliminando la inversión
en el grupo generador. Es razonable conservar costos de ingeniería y montaje,
atendiendo necesidades de trasladar el grupo generador para una operación
controlada y cercana a la demanda térmica, requiriendo nuevas fundaciones, caseta y
auxiliares, entre otros.
La disminución en la inversión ocasiona una necesidad de menor precio
en venta de la energía para conservar la rentabilidad impuesta, desplazando las
curvas de iso-rentabilidad hacia menores precios.
Mientras en la aplicación de horas punta, la menor inversión desplaza en
forma paralela las curvas de precios cerca de USD/MWh 50, aumentando el rango de
la viabilidad de la cogeneración, bajo operación continua el efecto es menor ya que
la inversión tiene menos ponderación frente a los grandes operacionales relativos a
consumo de combustible.
182
50
100
150
200
250
300
350
400
0.36 0.73 1.09 1.46
EE0
Generación
CHP R+G
CHP R
CHP G
Precio EnergíaPlanta Cogeneración (USD/MWh)
Precio Diesel (USD/l)
Planta Operación ContinuaGrupo Generador Existente
Figura 8.5 Precios de la energía eléctrica de cogeneración continua, en función
del precio del diesel, para proyecto con grupo generador existente
EE0
183
100
150
200
250
300
350
400
450
500
550
600
0.36 0.73 1.09 1.46
EEHP0
Generación
CogenR+G
Cogen R
Cogen G
Precio Diesel (USD/l)
Precio EnergíaPlanta Cogeneración (USD/MWh)
Planta Operación Horas PuntaGrupo Generador Existente
Figura 8.6 Precios de la energía eléctrica de cogeneración en horas punta, en
función del precio del diesel, para proyecto con grupo generador existente
8.5.5.5 Aplicaciones con más de una unidad en planta
Aportando mayor generalidad al análisis, se plantea evaluar el mismo
proyecto con un diseño técnico que incluya más de una unidad en planta (sin
redundancia), para sensibilizar la conveniencia de repartir la demanda de potencia y
energía en más de una unidad.
Aplica el mismo modelo, reemplazando la unidad de 550 kW por dos de
300 kW en aplicación continua, y dos de 200 kW en sustitución de una de 400 kW en
horas punta. La comparación gráfica se complementa utilizando las figuras 8.7 y 8.8.
EEHP0
184
50
100
150
200
250
300
350
400
0.36 0.73 1.09 1.46
EE0
Generación
CHP R+G
CHP R
CHP G
Precio EnergíaPlanta Cogeneración (USD/MWh)
Precio Diesel (USD/l)
Planta Operación Continuan=2
Figura 8.7 Precios de energía eléctrica de cogeneración continua, en función
del precio del diesel, para n=2 unidades cogeneradoras en planta
A pesar de las distorsiones de mercado (Fig 7.1) en los precios de los
generadores, el caso analizado muestra mayor inversión con dos unidades, mientras
la cantidad de energía producida es constante, luego, los precios deben subir para
conservar la rentabilidad impuesta, resultado que es apreciado en las gráficas con el
desplazamiento hacia mayores precios de energía, especialmente en los esquemas de
cogeneración R+G y G, que revisten un 40% a 50% de mayor inversión entre la
aplicación inicial y la de dos unidades de menor tamaño.
EE0
185
Además, como se indica en el capítulo 3, el consumo de combustible de dos
o más motores de menor tamaño es mayor que el de una sola unidad equivalente, ya
que su consumo específico es superior.
Lo anterior en su conjunto explica el desplazamiento de las curvas de
precios de la cogeneración R+G, y a la vez explica el menor desplazamiento de las
curvas de precios de la generación pura y de la cogeneración R, siendo marginal la
posibilidad de obtener el precio necesario que asegure la rentabilidad establecida.
100
200
300
400
500
600
700
0.36 0.73 1.09 1.46
EEHP0
Generación
CogenR+G
Cogen R
Cogen G
Precio Diesel (USD/l)
Precio EnergíaPlanta Cogeneración (USD/MWh)
Planta Operación Horas Puntan=2
Figura 8.8: Precios de energía eléctrica de cogeneración en horas punta, en
función del precio del diesel, para n=2 unidades cogeneradoras en planta
Para el caso de operación en horas punta, la mayor inversión es afectada aun
más por las bajas horas de servicio y consiguiente recuperación térmica.
EEHP0
186
Los precios de la cogeneración se ven afectados en un rango de USD/MWh
25 (generación pura) a USD/MWh 120 (CHPG).
El comportamiento de las curvas de iso-rentabilidad observadas en horas
punta para el caso inicial, prácticamente independientes del precio del diesel, hace
sugerir la alternativa de una sola unidad en planta, especialmente si se requieren
productos térmicos de altas temperaturas. El análisis puede variar si hay restricciones
particulares de confiabilidad del proceso..
Como este, es posible realizar diversos análisis comparativos, dada la
flexibilidad del modelo y la aplicación industrial de la cogeneración.
187
IX CONCLUSIONES
Al enfrentar el proceso evaluativo de un caso real, el trabajo desarrollado
se pone en práctica, apreciando su utilidad.
Desde esta visión, acompañada también por diez años de experiencia del
autor en el campo de proyectos de ingeniería y montaje en la especialidad eléctrica,
las conclusiones de interés pueden ser resumidas en los puntos siguientes.
En la actualidad grandes desafíos en energía, como el desplazamiento de
GEI’s y la sustitución de hidrocarburos. Sin embargo, en el corto y
mediano plazo la solución no será única, sino mas bien una combinación de
elementos que en su conjunto permitirán extender los tiempos de
investigación, innovación y desarrollo, esperando nuevas tecnologías. Uno
de los caminos para transitar en dicha espera lo constituye la
implementación de cogeneración, con aumentos de eficiencia en la
conversión de energía con expectativas cercanas al 85%. En este sentido, el
trabajo ofrece conocimientos y metodologías sobre una materia de
aplicación real y plenamente vigente, con un horizonte alejado de la
obsolescencia.
Orientado en forma de manual de ingeniería aplicada, los contenidos del
trabajo acercan la teoría a la práctica, cubriendo datos estadísticos reales de
equipos comerciales y las buenas prácticas de la especialidad, ofreciendo
además el análisis de un caso práctico en el capítulo 8. A través de la
consulta de datos, utilización de expresiones y comprensión de los
conceptos esenciales aplicados al proyecto real, el trabajo demuestra ser
una herramienta útil y adecuada para comprender los conceptos de
cogeneración con motores diesel. Su contenido aporta las variables claves,
188
los aspectos técnicos y normativos para diseñar el proyecto a nivel de
ingeniería básica, además de referencias dimensionales que acompañan al
lector hasta culminar con inversiones, flujos y rentabilidades.
El modelo permite sugerir a través del análisis económico, la viabilidad de
los grupos generadores sin cogeneración, existentes en muchas industrias,
que son utilizados para corte de horas punta. Esta aplicación es un caso
particular de la cogeneración, en que no hay recuperación térmica, y como
reflejan las curvas del capítulo 8, la condición de precios de mercado la
convierten en una alternativa rentable independiente del precio del
combustible, asumiendo correcta la indexación aplicada a las tarifas
eléctricas reguladas. A pesar de esta ventaja económica, la generación pura
se aleja de la búsqueda de opciones de mayor eficiencia energética
aportadas por la cogeneración.
Del análisis de precios efectuado para el caso práctico, se puede sugerir que
la cogeneración continua es viable con cogeneración total para un precio
del diesel menor o igual a USD 1,5 por litro, gracias a su alto grado de
recuperación térmica. Los restantes esquemas técnicos en esta modalidad
son marginales, salvo si se piensa en montar cogeneración a un equipo
existente, en que la menor inversión rentabiliza la cogeneración con
refrigeración e incluso la generación pura, a medida que el precio del diesel
se aleja del valor actual de USD 0,73 por litro. Por el contrario, si la planta
se modifica aumentando el número de unidades, el crecimiento en
inversión la transforma en inviable.
Las curvas de precios obtenidas para el caso práctico infieren también, que
la cogeneración en horas punta es viable en todas sus modalidades para un
amplio rango de precios del combustible, siendo la de cogeneración total la
189
de mayor potencial de retornos adicionales al estar más alejada de los
precios de la energía eléctrica, especialmente a medida que se incremente
el precio del combustible. Los otros esquemas técnicos también son
viables, en distinto grado. La situación descrita también se ve deteriorada al
incrementarse el número de unidades en la instalación.
El trabajo también permite abordar la viabilidad de la cogeneración para un
proyecto no construido, siguiendo los mismos pasos descritos,
complementando la evaluación con antecedentes de planos del proyecto. Si
además la nueva obra requiere de inversiones relevantes en subestaciones y
tendido de líneas de distribución desde las redes públicas, caso en el cual el
precio comparativo de la energía eléctrica no es sólo el resultado de la
interpretación tarifaria, existiendo inversión inicial y flujos a largo plazo,
evaluar la cogeneración desde la fase de diseño puede redituar en
importantes beneficios económicos y medioambientales, propios de esta
tecnología.
La aplicación del modelo a un caso práctico con diferentes escenarios,
confirma que la metodología propuesta es adecuada para una amplia gama
de posibilidades, combinando las variables de precios de combustibles,
tarifas eléctricas y rentabilidad, sobre la base de la estructura técnica que
soporta las estimaciones de flujos y consumos caso a caso.
El costo de falla del proceso productivo es de difícil generalización, y
requiere de precisiones propias en cada caso. El proyectista puede ampliar
su tratamiento combinando detalles y registros estadísticos de falla del
proceso, con los contenidos del trabajo y aplicarlos en la metodología de
evaluación propuesta.
190
El precio de la energía térmica se ha basado en el proceso de combustión
de una caldera a petróleo diesel. La consideración de otros combustibles
alternativos, perfectamente modelables con el contenido de este trabajo,
aportaría un valioso espectro de análisis para la toma de decisiones.
Las soluciones técnicas planteadas se han orientado a condiciones de alta
coincidencia entre las demandas de energía eléctrica y térmica, sin
embargo, ello puede restringir su aplicabilidad en aquellos segmentos
industriales que no se caractericen por esta condición.
Complementariamente, los avances en tecnologías de conservación de
energía térmica en forma eficiente, tanto frío como calor, están en una fase
de gran avance en la búsqueda de mejores rendimientos y costos, situación
que de incorporarse al documento, enriquecería el contenido y el potencial
de la cogeneración con opciones de largo plazo y de gran espectro.
Visto el potencial de viabilidad técnica y económica de la cogeneración, se
torna interesante adaptar el modelo a los parámetros propios de la
cogeneración con otros combustibles y otras tecnologías en la máquina
motriz, por ejemplo, motores de combustión interna en ciclo Otto
alimentados con gas natural, abriéndose así con la misma base, nuevas
opciones técnicas y económicas.
191
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