TÉCNICAS DE INTEGRACIÓN ENERGÉTICA PARA EL DISEÑO CONCEPTUAL DE PLANTAS DE

COGENERACIÓN DE ALTA EFICIENCIA

José Ramos, Miguel A. Lozano y Luis Serra Grupo de Ingeniería Térmica y Sistemas Energéticos – Universidad de Zaragoza

e-mail: jose.ramos@unizar.es

Resumen

El alto rendimiento eléctrico de los motores de gas (hasta 47% en base pci) hace que su empleo en las instalaciones de cogeneración resulte interesante. El correcto diseño del sistema de recuperación de calor del motor térmico (turbina de gas, turbina de vapor, motor de gas, etc.) posibilita que la planta de cogeneración pueda operar con valores de Rendimiento Eléctrico Equivalente superiores al mínimo exigido, y valores del Índice de Ahorro de Energía Primaria mayores a 10%. En el proceso de diseño de una planta de cogeneración es primordial lograr un adecuado acoplamiento térmico de la oferta de calor (de los motores térmicos) y la demanda (del usuario). En el caso de las instalaciones de cogeneración con motores alternativos de combustión interna (MACI), el éxito del emparejamiento térmico exige una configuración apropiada de la red de intercambiadores del sistema de recuperación de calor, que resulta ser una tarea compleja porque: i) la oferta de calor está dispersa en varias fuentes (gases de escape, agua de refrigeración de camisas, intercooler y aceite lubricante, etc.); y ii) las fuentes de recuperación de calor se encuentran a diferentes niveles de temperatura. En el sector industrial existen muchas aplicaciones que demandan simultáneamente calor (en forma de agua caliente, vapor, agua fría, etc.) a diferentes temperaturas, que pueden atenderse satisfactoriamente con instalaciones de cogeneración. El empleo de técnicas de Integración Energética basadas en el Método Pinch favorece la optimización del diseño de la red de intercambiadores de calor del sistema de recuperación de calor de los MACI, a la vez que maximiza la recuperación de energía térmica. En este trabajo se desarrolla una metodología para el diseño conceptual de sistemas de cogeneración basada en técnicas de integración energética y programación lineal-entera. La metodología se aplica al diseño de una planta de cogeneración con motor de gas para una empresa industrial.

1. Introducción

La sociedad actual basa su desarrollo en el consumo de recursos energéticos no renovables. A escala mundial, el análisis de la tendencia del consumo energético de las dos últimas décadas indica un incremento del orden de 45% para el período 2006-2030 [1]. En el caso de la Unión Europea (UE-27), del consumo total de energía final, el 28% corresponde al sector industrial [2].

Las actividades vinculadas al consumo energético representan una significativa fuente de emisión de gases de efecto invernadero (CO2, CH4, N2O, etc.). A lo largo de 2006, en la Unión Europea (EU-27) se evacuó al ambiente 5.143 Mt CO2, de los cuales el 61% se originó en las actividades de consumo energético [3]. En el marco del Protocolo de Kyoto, para el período 2008-2012, la Unión Europea (EU-15) se comprometió a reducir las emisiones de gases de efecto invernadero hasta un 8% por debajo del nivel de 1990, sin embargo, esta meta está lejos de cumplirse si los países miembros continúan aplicando sus políticas energéticas actuales [3]. En el caso de España, el nivel de emisiones de gases de efecto invernadero registró una

tendencia alcista durante el período 1990-2006 (433,3 Mt CO2 en 2006) [3]. La cogeneración, definida como el proceso productivo simultáneo de electricidad y calor útil a partir del mismo combustible, posee un gran nivel de madurez [4-5], a la vez que su empleo aporta [6-9]: (i) máxima eficiencia del uso del combustible consumido, (ii) disminución del coste unitario de producción de calor y electricidad; y (iii) reducido impacto ambiental. La UE fomenta el empleo de la cogeneración y la reconoce como tecnología estratégica que contribuye a la garantía del suministro energético y a la disminución de la dependencia energética externa [10]. En el caso de España, las directivas RD 616/2007 [12] y RD 661/2007 [13] fomentan y regulan la producción eléctrica con instalaciones de cogeneración. Una instalación de cogeneración es de alta eficiencia si su operación permite un ahorro de energía primaria superior al 10% [10]. El proceso de diseño de una planta de cogeneración incluye, entre otros factores importantes, el análisis de un gran conjunto de alternativas que contemplan el

emparejamiento de la oferta de calor residual de los motores térmicos (motores de gas, turbinas de gas, turbinas de vapor, etc.) y la demanda térmica de los usuarios. El éxito de un proyecto de cogeneración está fundamentalmente ligado a la máxima recuperación de calor útil [14-17].

El empleo de técnicas de Integración Energética basadas en el Método Pinch favorece la optimización del diseño de la red de intercambiadores de calor del sistema de recuperación de calor de los MACI, a la vez que maximiza la recuperación de energía térmica. En este trabajo se desarrolla una metodología para el diseño conceptual de sistemas de cogeneración basada en técnicas de integración energética y programación lineal-entera. La metodología se aplica al diseño de una planta de cogeneración con motor de gas para una empresa industrial.

2. Sistemas de cogeneración Para caracterizar un sistema de cogeneración (Fig. 1) se definen los siguientes parámetros [19]:

i) rendimiento eléctrico: W

Wα =

F (1)

ii) rendimiento térmico: (T)Q

Qα =

F (2)

iii) rendimiento total: (T)cog

W + Qα =

F (3)

iv) relación calor-trabajo:

(T)Q

= W

(4)

donde, F es el combustible consumido para producir trabajo W y Q(T) es el calor recuperado útil a la temperatura T.

Fig. 1: Sistema de cogeneración

Cualquier sistema de cogeneración queda definido si se conocen al menos tres parámetros independientes, por

ejemplo: W, W y Q.

Fig. 2: Producción separada de trabajo y calor

Para medir la calidad de los sistemas de cogeneración se emplean criterios que comparan la operación del sistema de cogeneración (Fig. 1) con un sistema convencional (Fig. 2) que produce por separado las

mismas cantidades de trabajo W (con rendimiento W) y

calor útil Q(T) (con rendimiento Q). Los criterios más

utilizados son:

a) Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE), empleado en España como criterio para obtener la condición de productor en régimen especial [13], se calcula como:

W

Q

αWREE = =

Q αF - 1 -

Q Qη η

(5)

donde Q = 0,90 para la normativa española [11].

Fig. 3: Rendimiento eléctrico equivalente

(considerando Q = 0,90)

b) Índice de Ahorro de Energía Primaria (IAEP) o PES

por sus siglas en inglés (Primary Energy Saving); de amplio uso en Europa, se calcula como:

*

*Q W

Q W

F F 1PES = = 1 -

α αF+

η η

(6)

donde Q=0,90 y W=0,525 son valores de

referencia armonizados correspondientes al rendimiento de producción separada de calor y electricidad, respectivamente [10 - 11]. Las plantas de cogeneración cuya operación anual implica un ahorro de energía primaria que supera el 10% se califican como plantas de cogeneración de alta eficiencia [10].

El empleo de diagramas resulta útil cuando se requiere determinar de forma rápida los índices REE (Fig. 3) y PES (Fig. 4). Por ejemplo, un módulo de cogeneración con motor de gas de 1.000 kWe que tiene los siguientes

rendimientos: W = 0,4 y Q = 0,40; puede alcanzar valores de REE = 72 % y PES = 17 %.

Q ( T )

W

Sistema de cogeneración

F

α Q

α W

Sistema eléctrico

ηW

Caldera

ηQ

FW ≡ W/ηW

FQ ≡ Q/ηQ

F* ≡ FW + FQ

Q

W

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6 W

Q = 0,6 Q = 0,5 Q = 0,4Q = 0,3

Q = 0,2

0,72

Fig. 4: Índice de ahorro de energía primaria

(considerando Q = 0,90; W = 0,525)

Entre los motores térmicos empleados en las plantas de cogeneración, dentro del rango de 0-10 MWe, los motores de gas tienen mayor rendimiento eléctrico (Fig. 5), alcanzando valores hasta del 47% sobre pci [18].

Fig. 5: Rendimiento eléctrico de motores de gas [18].

En los motores alternativos de combustión interna (MACI) se puede recuperar calor de las siguientes fuentes (Fig. 6): (i) Qg de los gases de escape, (ii) Qjw del circuito de refrigeración de las camisas de los cilindros, (iii) Qoil del circuito de refrigeración del aceite lubricante, y (iv) Qi del circuito de refrigeración del intercooler.

Fig. 6: Fuentes de recuperación de calor en los MACI

No siempre todo el calor cogenerado llega a utilizarse en un proceso, generando gastos la evacuación del calor excedente. En aquellos casos que el proceso demanda frío (o calor y frío), la disponibilidad de calor cogenerado excedente representa una oportunidad para accionar enfriadoras de absorción y producir agua fría. Las enfriadoras de absorción que trabajan con el par H2O/LiBr producen agua fría en el rango de 4-8°C, y se

comercializan en tamaños de hasta 24 MW (simple y doble efecto) y 2,5 MW (triple efecto). En la tabla 1 se muestran parámetros típicos de operación. Valores típicos de rendimiento para un módulo de cogeneración con motor de gas de 1.000 kWe son:

W=0,40 y Q(90°C)=0,40. Si se integra una enfriadora de absorción de simple efecto (COP=0,7) con éste módulo se obtiene una planta de trigeneración (Fig. 7). Según el modo de operación la planta de trigeneración tiene la siguiente producción: (i) modo calor: 1.000 kWe + 1.000 kWq; y (ii) modo frío: 1.000 kWe + 700 kWf.

Tabla 1. Valores típicos de operación de las enfriadoras de

absorción con H2O/LiBr [26]

Tecnología COP Fuente de calor

Simple efecto 0,7 - 0,8

Agua caliente ( 85- 95 °C) Vapor saturado (0,1 MPa) Gases exhaust. (260- 320 °C) Gas natural

Doble efecto 1,2 – 1,4

Agua caliente ( 165 - 180 °C) Vapor saturado (0,6 - 0,8MPa) Gases exhaust. (400-500 °C) Gas natural

Triple efecto 1,3 – 1,5 Vapor saturado (0,8 MPa) Gas natural

Fig. 7: Planta de trigeneración: Integración de enfriadoras de absorción y módulos de cogeneración

3. Integración energética El Método Pinch es un procedimiento riguroso para disminuir el consumo de servicios energéticos en un proceso, se basa en el análisis termodinámico de la recuperación de calor entre las corrientes calientes (oferta) y las corrientes frías (demanda) del proceso. Su empleo está orientado al diseño de redes de intercambio de calor complejas en la industria [20–24]. El Método Pinch orienta en el posicionamiento de las corrientes calientes y frías para conseguir la máxima recuperación de calor con el mínimo número de intercambiadores. Si se conocen las temperaturas (inicial tI y final tF), los caudales másicos y los calores específicos de las

0,1

0,2

0,3

0,4

0,2 0,3 0,4 0,5 0,6

Q = 0,6

W

Q = 0,5

Q = 0,4

Q = 0,3

Q = 0,2

0,175

Q = 0,6

W

Q = 0,5

Q = 0,4

Q = 0,3

Q = 0,2

0,171

0,30

0,32

0,34

0,36

0,38

0,40

0,42

0,44

0,46

0,48

0,50

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000 9.000

Ren

dim

ient

o e

léct

rico

( %

pci

)

(kWe)

F

W

Qg

MACIQoil

Q jw

Q i

F

(2.500 kW)

W

(1.000 kWe)

Q90°C

(0 kW)

Enfriadora de Absorción

(simple efecto)COP = 0,7

Módulo de cogeneración

con MACI

Q7°C

(700 kW)Q90°C

(1.000 kW)

F

(2.500 kW)

W

(1.000 kWe)

Q90°C

(1.000 kW)

Módulo de cogeneración

con MACI

corrientes de proceso, se pueden construir las curvas compuestas de oferta A y demanda B de calor (Fig. 8). En los procesos sin recuperación de calor, la adecuación de las corrientes calientes y frías a sus correspondientes temperaturas finales implica el consumo de Qref unidades de refrigeración y Qcal unidades de calor, respectivamente.

Fig. 8: Curvas compuestas de oferta y demanda de calor

Con el apoyo de un diagrama T- H y adoptando una

diferencia mínima de temperaturas Tmín que asegure la transferencia de calor, se puede determinar gráficamente la demandas mínimas de calor Qcal (mín) y refrigeración Qref (mín) (Fig. 9). Se puede comprobar que

int cal cal (mín) ref ref (mín)Q = Q - Q = Q - Q (7)

Fig. 9: Efecto de ∆Tmín sobre el consumo de servicios

energéticos

El beneficio del calor recuperado Qint es doble, contribuye a la disminución simultánea del consumo de servicios de calor y refrigeración. Para efectuar la integración energética de un motor térmico en un proceso consumidor de calor, se sigue el siguiente procedimiento: (i) determinar la magnitud y temperaturas de los flujos de calor potencialmente recuperables y elaborar la curva compuesta de oferta de calor, (ii) determinar la magnitud y temperaturas de los flujos de calor requeridos por el proceso y elaborar la curva compuesta de demanda de calor, (iii) asumir un

valor de Tmín y casar la oferta con la demanda; y (iv) determinar la magnitud del calor recuperado Qint. Como caso particular, se realizará la integración energética de un motor de gas en un proceso consumidor de calor. Conocidos el balance térmico de la operación del motor y las temperaturas de los flujos de calor potencialmente recuperables, se construye la curva de la oferta de calor del motor (Fig. 10).

Fig. 10: Perfil de la oferta de calor de un MACI Asimismo, es posible elaborar la curva de demanda del proceso ya que se conocen las características de los flujos de calor requeridos:

Consumo de vapor saturado a 180°C con retorno de condensados a 95°C.

Consumo de agua caliente a 90°C con retorno a 55°C.

Consumo de agua fría a 7°C con retorno a 14°C, que será atendida con una enfriadora de absorción de doble efecto accionada con vapor saturado a 180°C.

En la Fig. 11 se muestra el emparejamiento de la oferta de calor del motor y la demanda térmica del proceso

para Tmín= 5°C.

Fig. 11: Emparejamiento de la oferta del motor y la demanda del proceso (ver figura de mayor tamaño en Anexo 3)

Curva compuesta A

corrientes calientes (mA ; cPA)

Qref Qcal

T (°C)

tI

ΔH (kW)

Curva compuesta B

corrientes frías (mB ; cPB)

tF

tI

tF

Qint

T (°C)

tI

tF

tF

tI

ΔH (kW)

Oferta de calor

Pinch

Tmín = Tpinch

Demanda de calor

Qref(mín)tI

Calor recuperado

Qcal (mín)

tF

Qref

Qcal

60

72

8590

T (°C)

ΔH (kW)

F = 7.030 kW

W = 3.240 kWe

Qg (HT)

Qg (LT)

Motor de gas

(KVGS-16G4)

Qoil

Qi (HT)

Q JW

100

405

50

43

Qi (LT)

Q DISPONIBLE = 3.290kW

Curva de oferta de

calor del motor

60

55

180

72

8590

T (°C)

ΔH (kW)

FM = 7.030 kW

WM = 3.240 kWe

Qg (HT)

Qg (LT)

Motor de gas

(KVGS-16G4)

Qoil

Qi (HT)

Q JW

QECO QEVAP

1009590

405

50

43

Qi (LT)

Q180 = 1.330Qi(LT) = 263 Q90 = 1.697

TMÍN = 5 °C

( TPINCH )

Pinch

Como resultado de la integración energética se obtiene un módulo de cogeneración que proporciona: 3.240 kWe, 1.330 kW de calor en forma de vapor saturado a 180°C (Q180) y 1.697 kW de calor en forma de agua

caliente a 90°C (Q90); con rendimiento total cog=0,89. El flujo de calor Qi(LT) que procede de la segunda etapa del circuito de refrigeración del intercooler no es aprovechable porque su temperatura está por debajo del nivel térmico requerido por el proceso. El máximo rendimiento total que puede alcanzar una planta de cogeneración ocurre cuando se recupera calor a la menor temperatura posible [25].

4. Aplicación En el diseño de plantas de trigeneración se consideran factores como: (i) perfil de la demanda de servicios energéticos, (ii) tarifas y precios energéticos, (iii) costes de inversión y prestaciones técnicas de los equipos, y (iv) legislación sobre eficiencia energética y protección del medio ambiente. El proceso de diseño de plantas de trigeneración es de naturaleza combinatoria, ya que la evaluación de cada alternativa implica la valoración técnica y económica de las combinaciones de los equipos a instalar (en tamaño y número) pertenecientes a las diferentes tecnologías de producción energética (MACI, turbinas de gas, enfriadoras de absorción, enfriadoras eléctricas, etc.). Se puede deducir que, el número de combinaciones a evaluar es muy elevado y da origen a un problema complejo y difícil de resolver.

Fig. 12: Demanda energética en día típico de temporada 1.

Se pretende determinar la configuración de planta (tipo, y número de equipos) de un sistema de trigeneración que atenderá las demandas de electricidad (DE), vapor saturado a 180°C (DQ180), agua caliente a 90°C (DQ90) y agua fría a 7°C (DF) de un proceso industrial. La demanda energética de los procesos industriales está condicionada por la estrategia de producción, que a su vez puede estar vinculada a la estación del año, como en nuestro caso. La demanda energética anual se divide en 3 períodos: (1) temporada 1: Enero, Febrero, Marzo, Noviembre y Diciembre; (2) temporada 2: Abril, Mayo, Junio, Julio, Septiembre y Octubre; y (3) Agosto,

destinado totalmente a las tareas de mantenimiento de los distintos equipos de la empresa. Los perfiles horarios de las demandas de servicios energéticos para las temporadas 1 y 2 se muestran en las Figs. 12 y 13, respectivamente.

Fig. 13: Demanda energética en un día típico de temporada 2. Una superestructura contiene todas las configuraciones del sistema energético que son técnicamente factibles. En nuestro caso la superestructura (Fig. 14) está formada por 8 tecnologías: (i) módulos de cogeneración con motores de gas MC, (ii) calderas de vapor Aux, (iii) enfriadoras por compresión de vapor Mf, (iv) enfriadoras por absorción Abs, (v) torres de refrigeración Tr, (vi) acumuladores de agua caliente Acuc, (vii) acumuladores de agua fría Acuf, y (viii) intercambiadores de calor vapor/agua S/W.

Fig. 14: Superestructura del sistema de trigeneración (ver figura de mayor tamaño en Anexo 3)

La Tabla 2 muestra los parámetros técnicos y económicos de los equipos seleccionados para cada tecnología presente en la superestructura energética. Existen razones que sugieren que todas las posibles configuraciones de planta deben evaluarse hora-por-hora para un período de operación de 1 año: (1) la variación a lo largo del año de las demandas energéticas, (2) las tarifas y precios de compra de electricidad con discriminación horaria toman valores diferentes dependiendo de la hora del día y del mes del año, y (3) la opción de venta de electricidad también depende de la operación anual del sistema.

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demanda de servicios energéticos, en kW

Electricidad

Agua Caliente (90 °C)

Vapor (180 °C)

0

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

6.000

7.000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Demanda de servicos energéticos, en kW

Electricidad

Agua Fría (7 °C)

Agua Caliente (90 °C)

Mf

Abs

Aux

Módulos de Cogeneración

MC

QAux

Qaux90

FAux

QAbsd

QMfd

QAbs

WMf

WMf

Q180

Qint

sw

DQ90

DF

DQ180

DE

WM

Qint

FM

Q90d

QILT

Desc

Carc

Desf

Carf

EC

EV

RMf

RAbs

ACUf

ACUcTr

QMfd

QAbsd

Q90d

QILT

Qref

WAbs

WAbs

Perdc

Perdf

Q90

En España, para aplicar las tarifas con discriminación horaria se desagrega cada mes del año en días festivos (con un único precio para todas la horas del día) y días laborables (divididos en 6 períodos horarios con precios diferentes dependiendo del mes). Esta característica de los precios de la electricidad ha sido considerada para representar la demanda energética anual del centro consumidor. En nuestro caso, la demanda energética anual se representa por medio de: (i) 25 días tipo [2 días tipo (1 día laborable + 1 día festivo) por cada uno de los 11 meses operativos y un día tipo festivo para el mes de Agosto (dedicado al mantenimiento)]; y (ii) cada día tipo dividido en 24 períodos de 1 hora. Es decir, se utilizan 600 (25 x 24) períodos para representar la demanda del centro consumidor. En el Anexo 2 se detallan los precios de de compra/venta de electricidad para la tarifa considerada.

Tabla 2: Datos técnicos y económicos

Precio y coste de flujos energéticos Gas natural (consumido): cF = 0,0343 €/kWh Evacuación de calor: cQref = 0,0004 €/kWh Compra de electricidad: ver Anexo 2 Venta de electricidad: ver Anexo 2 Gas natural (materia prima): cMP = 0,0213 €/kWh Amortización de los equipos fam = 0,10 (1/año) Módulo de cogeneración WM(nom) = 3.240 kWe kF = 2,17 kQ180 = 0,411 kQ90 = 0,524 kQILT = 0,081 zMC = 900 €/kWe (Instalado) Caldera de vapor QAux(nom) = 3.000 kWq

Aux = 0,92

zAuxQ = 50 €/kWq (Instalado) Enfriadora eléctrica RMf(nom) = 1.758 kWf COPMf = 6,59 ZMf = 130 €/kWf (Instalado) Enfriadora de absorción (doble efecto) RAbs(nom) = 1.745 kWf COPAbs = 1,41 kWAbs = 0,043 zAbs = 175 €/kWf (Instalado) Torre de refrigeración Qref(nom) = 3.500 kWq ZTr = 25 €/kWq (Instalado) Acumulador de agua caliente zAcuc = 35 €/kWh (Instalado) FPc = 0 kW/kWh Acumulador de agua fría zAcuf = 60 €/kWh (Instalado) FPf = 0 kW/kWh

En este trabajo se desarrolla una metodología de diseño que evalúa el balance anual energético y económico hora-por-hora de los equipos de la planta para todas las posibles configuraciones. El problema de diseño se formula y se resuelve como un problema de programación lineal-entera (PLE). Los procedimientos de optimización con PLE permiten resolver problemas de naturaleza combinatoria [27-28]; y han demostrado su utilidad en el diseño óptimo de sistemas simples de cogeneración y trigeneración [29-34]. En el Anexo 1 se muestra una versión simplificada del modelo empleado en la formulación del problema de diseño. Para la formulación del modelo y su resolución se utilizó la aplicación informática LINGO [35]. La función objetivo a minimizar es el coste total anual de explotación de la planta energética. El coste total tiene 2 componentes: (i) un coste fijo anual (que considera la amortización anual de la inversión en equipos y su mantenimiento), y (ii) un coste variable anual (que incluye los costes de operación de la planta). La función objetivo se formula como:

tot fijo var

año-1

am j i i j i

C [€/año] = C [€/año] + C [€/año]

= f [año ] ΣI [€] + Σ c [€/kWh]· X [kWh] (8)

donde fam es el factor de amortización y mantenimiento anual, Ij es la inversión realizada en la compra e instalación de equipos de la tecnología j y ci es el coste o precio unitario de cada uno de los flujos energéticos Xi (consumo de combustible, compra/venta de electricidad y evacuación de calor a través de las torres de refrigeración) intercambiados con el exterior. Para representar el funcionamiento de los equipos en cada periodo de operación se utilizan restricciones de igualdad y desigualdad, que expresan las prestaciones técnicas de los equipos y el cumplimiento de los principios termodinámicos (balances de energía). En el modelo se emplean variables binarias Y (0/1) para indicar la ausencia/presencia de las diferentes tecnologías de producción en la superestructura. En general, éstas variables binarias son libres en el proceso de optimización, aunque podrían fijarse a voluntad del diseñador. Por ejemplo, se impondrá YMC=0, YAbs=0, YAcuc=0 y YAcuf=0 si interesa determinar la estructura óptima de equipos de un sistema convencional sin acumulación térmica. Las variables de carácter estructural (número de equipos de cada tecnología) y la capacidad de los acumuladores de agua caliente y agua fría representan las decisiones más importantes adoptadas por el programa de optimización.

5. Análisis de resultados Se han valorado 6 opciones de diseño: 1) sistema convencional sin acumulación térmica 2) sistema convencional con acumulación térmica

3) sistema de cogeneración sin acumulación térmica 4) sistema de cogeneración con acumulación térmica 5) sistema de trigeneración sin acumulación térmica 6) sistema de trigeneración con acumulación térmica En las Tablas 3, 4 y 5 se muestran los resultados más importantes para las diferentes opciones de diseño. Se comprueba que todas las opciones de diseño que incluyen módulos de cogeneración (Opciones 3 a 6) cumplen las exigencias de eficiencia energética (REE ≥ 55% y PES ≥ 10%). En la discusión de los resultados obtenidos las comparaciones se realizan con relación a la opción 1, que se denomina en adelante Diseño Base. La Tabla 3 muestra los resultados de la configuración óptima de equipos para las opciones 1 y 2. La opción 1 ó Diseño Base tiene un coste de inversión de 0,84 M€ y un coste de operación de 3,49 M€/año.

Tabla 3: Sistema convencional

Opción de diseño (1) (2)

Núm. equipos instalados s/Acum c/Acum

MC - -

Aux 2 2

Mf 2 2

Abs - -

Tr 1 1

Cap. de acumulación (kWh)

Acuc - 0

Acuf - 0

Índices de eficiencia

REE - -

PES - - Inversión (k€) 844,58 844,58

Coste de explotación (k€/año)

CVAR 3.494,38 3.494,38

CTOT 3.578,84 3.578,84

La Tabla 4 muestra los resultados de la configuración óptima de equipos del sistema de cogeneración sin acumulación (Opción 3). Respecto al Diseño Base se observan las variaciones siguientes: se incorporan 3 módulos de cogeneración (9.720 kWe), desaparecen las 2 calderas de vapor, se mantienen las 2 enfriadoras eléctricas y se añaden 3 torres de refrigeración adicionales. La inversión adicional es del orden 8,72 M€, pero gracias a ella el coste de operación disminuye 1,95 M€/año. El período de recuperación del capital adicional invertido (PRC) es ≈ 4,5 años.

Tabla 4: Sistema de cogeneración

Opción de diseño (3) (4)

Núm. equipos instalados s/Acum c/Acum

MC 3 3

Aux 0 0

Mf 2 2

Abs - -

Tr 4 4

Cap. de acumulación (kWh)

Acuc - 947

Acuf - 0

Índices de eficiencia

REE 60,6 % 60,7 %

PES 10,5 % 10,6 % Inversión (k€) 9.555,08 9.588,24 Coste de explotación (k€/año)

CVAR 1.535,27 1.531,69

CTOT 2.490,78 2.490,51

Cuando se permite la instalación de acumuladores (Opción 4) se mantiene la misma configuración de equipos y solo resulta de interés la instalación de un tanque de almacenamiento de agua caliente de 947 kWh de capacidad. La inversión adicional sobre el Diseño Base es de 9,59 M€ para disminuir el coste de operación en 1,53 M€/año. El período de recuperación de capital de la inversión adicional es ≈ 4,5 años. La capacidad de acumulación equivale a la producción de calor de los motores durante solo 6 minutos, por lo que su efecto económico es inapreciable. Se comprueba que la incorporación de equipos de acumulación térmica permitida en la opción 2 no proporciona ningún beneficio económico. Las dos opciones tienen por tanto la misma estructura de equipos (2 calderas de vapor, 1 enfriadora eléctrica y 1 torre de refrigeración) e idénticos costes de explotación. La Tabla 5 muestra los resultados de la configuración óptima de equipos del sistema de trigeneración sin acumulación (Opción 5). Respecto al Diseño Base se observan las variaciones siguientes: se incorporan 3 módulos de cogeneración (9.720 kWe), desaparecen las 2 calderas de vapor, se incorporan 2 enfriadoras de absorción que sustituyen a las enfriadoras eléctricas y se añaden 3 torres de refrigeración adicionales. La inversión adicional sobre el Diseño Base es de 8,87 M€ para disminuir el coste de operación en 2,01 M€/año. El período de recuperación de capital de la inversión adicional es ≈ 4,4 años.

Tabla 5: Sistema de trigeneración

Opción de diseño (5) (6)

Núm. equipos instalados s/Acum c/Acum

MC 3 3

Aux 0 0

Mf 0 0

Abs 2 2

Tr 4 3

Cap. de acumulación (kWh)

Acuc - 3.463

Acuf - 77

Índices de eficiencia

REE 64,7 % 64,9 %

PES 14,2 % 14,4 %

Inversión (k€) 9.708,75 9.747,06

Coste de explotación (k€/año)

CVAR 1.477,78 1.472,45

CTOT 2.448,65 2.447,16

Cuando se permite la instalación de acumuladores (Opción 6) se obtienen como valores óptimos una capacidad de 3.463 kWh para agua caliente y solo 77 kWh para fría. La única ventaja frente a la opción 5 es que puede eliminarse 1 torre de refrigeración. Con respecto al Diseño Base el coste de operación disminuye en 2,02 M€/año realizando una inversión adicional de 8,91 M€. El período de recuperación de capital de la inversión adicional es ≈ 4,4 años. Las diferencias económicas con la opción 5 son inapreciables.

6. Conclusiones El diseño de sistemas de cogeneración basado en técnicas de integración energética y programación lineal-entera permite determinar la estructura de equipos más adecuada, cumpliendo las exigencias de eficiencia energética (REE ≥ 55% en el caso de MACI y PES ≥ 10%) y otras posibles restricciones.

Fig. 15: Resultados económicos de las opciones de diseño

Se evaluó el interés de instalar módulos de cogeneración, enfriadoras de absorción y tanques de acumulación térmica en el sistema de suministro de servicios energéticos de una industria. La Fig. 15 resume los resultados económicos de las opciones de diseño propuestas. A la luz de los resultados obtenidos cabe concluir que la instalación de 3 módulos de cogeneración resulta muy interesante según el criterio económico. La instalación adicional de enfriadoras de absorción y acumuladores de agua caliente y fría no reporta ventajas económicas sustanciales, por lo que su conveniencia deberá decidirse atendiendo a otros criterios.

7. Referencias

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10. Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo y del

Consejo de 11 de febrero de 2004 relativa al

fomento de la cogeneración sobre la base de la

demanda de calor útil.

11. Decisión de la Comisión de 21 de diciembre de

2006 por la que se establecen valores de

referencia de la eficiencia armonizados para la

producción por separado de electricidad y calor.

Diario Oficial de la Unión Europea (6.2.2007).

12. Real Decreto 616/2007, de 11 de mayo, sobre

fomento de la cogeneración.

0,84

9,56 9,59 9,71 9,75

3,49

1,54 1,53 1,48 1,47

4,45 4,45 4,40 4,40

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Convencional Cogen (s/acum) Cogen (c/acum) Trigen (s/acum) Trigen (c/acum)

Inversión (M€) Coste Var (M€/año) PRC (años)

13. Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el

que se regula la actividad de producción de

energía eléctrica en régimen especial.

14. Polimeros, G. Energy Cogeneration Handbook.

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35. LINGO v10: The modeling language and

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Anexo 1: Modelo simplificado del programa de diseño de planta de trigeneración

Minimizar CTOT = CFIJO + CVAR

CFIJO = fam · ( NInsMC·zMC·WM(nom) + NInsAux·zAux·QAux(nom) + NInsMf·zMf·RMf(nom) +

NInsAbs·zAbs·RAbs(nom)+ NInsTr·zTr·Qref(nom) + zACUc·InsACUc +zACUf·InsACUf )

CVAR = AÑO HPA(d,h)·{cF·[FM(d,h)+Faux(d,h)] + cQref·Qref(d,h) + cEc(d,h)·Ec(d,h) - cEv(d,h)·Ev(d,h)}

Sujeto a Limitación de la potencia instalada

NInsMC ≤ YMC · NInsMC(max) NInsAux ≤ NInsAux(max)

NInsMf ≤ NInsMf(max) NInsAbs ≤ YAbs · NInsAbs(max)

NInsTr ≤ NInsTr(max) InsACUc ≤ YACUc · InsACUc(max)

InsACUf ≤ YACUf · InsACUf(max)

Operación en cada periodo horario (d,h):

Modulos de cogeneración con motor a gas

WM (d,h) ≤ NInsMC·WM(nom) FM (d,h) = kF·WM(d,h)

Q180(d,h) = kQ180·WM (d,h) Q90(d,h) = kQ90·WM (d,h)

QILT(d,h) = kQILT·WM (d,h)

Calderas de vapor

QAux(d,h) ≤ NInsAux·Qaux(nom) FAux Aux·QAux(d,h)

Enfriadoras mecánicas:

RMf(d,h) ≤ NInsMf·RMf(nom) WMf(d,h) = RMf(d,h) / COPMf

QMfd(d,h) = RMf(d,h) + WMf(d,h)

Enfriadoras de absorción

RAbs(d,h) ≤ NInsAbs·RAbs (nom) WAbs(d,h) = kWAbs·RAbs(d,h)

QAbs(d,h) = RAbs(d,h) / COPAbs QAbsd(d,h) = RAbs(d,h) + WAbs(d,h) + QAbs(d,h)

Torres de refrigeración

Qref(d,h) ≤ NInsTr·Qref(nom)

Balances de energía

Q180(d,h) + QAux(d,h) = DQ180(d,h) + QAbs(d,h) + Qint(d,h)

Q90(d,h) + Qint(d,h) = DQ90 (d,h) + Q90d(d,h) + Carc(d,h) – Desc(d,h)

RMf(d,h) + RAbs(d,h) = DF(d,h) + Carf(d,h) – Desf(d,h)

Qref (d,h) = Q90d(d,h) + QILT(d,h) + QMfd(d,h) + QAbsd(d,h)

WM(d,h) + Ec(d,h) = DE(d,h) + WMf (d,h) + WAbs(d,h) + Ev(d,h)

Qcc (d,h) = Q180(d,h) + Q90(d,h) - Q90d(d,h)

Acumulación térmica

Acuc(d,h) – Acuc(d,h-1) = [Carc(d,h) – Desc(d,h) – Perdc (d,h)]·NHD(d,h)

Acuc(d,h) ≤ InsACUc Perdc(d,h) = FPc·Acuc(d,h-1)

Acuf(d,h) – Acuf(d,h-1) = [Carf(d,h) – Desf(d,h) – Perdf (d,h)]·NHD(d,h)

Acuf(d,h) ≤ InsACUf Perdf(d,h) = FPf·Acuf(d,h-1)

Rendimiento Eléctrico Equivalente Anual: REE ≥ 55 %

AÑO HPA (d,h)·WM (d,h) ≥ 0,55 AÑO HPA(d,h)·[FM(d,h) – Qcc(d,h) / 0,9]

Ahorro de energía Primaria: PES ≥ 10 %

AÑO HPA (d,h)·[Qcc (d,h) / 0,9 + WM (d,h) / 0.525 - FM(d,h)] ≥ 0,1· AÑO HPA (d,h)·[Qcc (d,h) / 0,9 + WM (d,h) / 0.525]

Anexo 2: Precios horarios de compra y venta de electricidad

Tabla 2.1: Precios de compra de electricidad a escala industrial (€/kWh)

MES 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Ene (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137

Ene (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Feb (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137

Feb (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Mar (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0811 0,0811

Mar (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Abr (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752

Abr (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

May (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752

May (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Jun-1a (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0811 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811

Jun-1a (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Jun-2a (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137

Jun-2a (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Jul (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137

Jul (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Ago 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Sep (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0811 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811

Sep (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Oct (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752 0,0752

Oct (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Nov (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0811 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0953 0,0811 0,0811

Nov (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Dic (Lab) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137 0,1137 0,1334 0,1334 0,1334 0,1137 0,1137 0,1137

Dic (Fest) 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661 0,0661

Tabla 2.2: Precios de venta electricidad (€/kWh), aplicado a plantas de cogeneración con potencia instalada inferior a 10 MWe

MES 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Ene (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Ene (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Feb (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Feb (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Mar (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Mar (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Abr (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Abr (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

May (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

May (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Jun-1a (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Jun-1a (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Jun-2a (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Jun-2a (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Jul (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Jul (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Ago 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Sep (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Sep (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Oct (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Oct (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Nov (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Nov (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Dic (Lab) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205 0,1205

Dic (Fest) 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563 0,0563

Anexo 3: Figuras

Fig. 11: Emparejamiento de la oferta del motor y la demanda del proceso

Fig. 14: Superestructura del sistema de trigeneración

60

55

180

72

8590

T (°C)

ΔH (kW)

FM = 7.030 kW

WM = 3.240 kWe

Qg (HT)

Qg (LT)

Motor de gas

(KVGS-16G4)

Qoil

Qi (HT)

Q JW

QECO QEVAP

1009590

405

50

43

Qi (LT)

Q180 = 1.330Qi(LT) = 263 Q90 = 1.697

TMÍN = 5 °C

( TPINCH )

Pinch

Mf

Abs

Aux

Módulos de Cogeneración

MC

QAux

Qaux90

FAux

QAbsd

QMfd

QAbs

WMf

WMf

Q180

Qint

sw

DQ90

DF

DQ180

DE

WM

Qint

FM

Q90d

QILT

Desc

Carc

Desf

Carf

EC

EV

RMf

RAbs

ACUf

ACUcTr

QMfd

QAbsd

Q90d

QILT

Qref

WAbs

WAbs

Perdc

Perdf

Q90