Revista Infociencia Vol.14, No.3, julio-septiembre, 2010

TÍTULO: Oportunidades de ahorro de energía mediante la cogeneración en la

Fábrica de Conservas de Vegetales de Sancti Spíritus.

TITLE: Opportunities for saving energy by means of cogeneration in Vegetales's

Cannery of Sancti Spiritus.

AUTORES:Ing. Arturo Alberto Clemente Corujo *

Ing. Lourdes Guerra Mayea *

Ing. Osmary Ramírez Obregón *

RESUMENEste trabajo analiza la viabilidad para instalar un sistema de cogeneración y ahorrar

energía en la Fábrica de Conservas de Vegetales. Se definió el tipo de arreglo más

conveniente según las condiciones de la industria. Se determinó la magnitud de la

inversión necesaria y el equipamiento requerido, además de la cantidad adicional de

diesel para la operación adecuada del proyecto. Se consideró la producción de vapor

y los consumos de fuel oil y electricidad en el año 2008. Se tuvo como primotor a

cada motor Volvo de los 3 grupos electrógenos existentes. Se calculó un tiempo

mínimo de 4 horas diarias durante 300 días a trabajar anualmente y se analizaron las

inversiones necesarias para los beneficios esperados. La evaluación económica tuvo

como resultados positivos un VAN de $192 646,89 y una TIR de 36 %. El esquema

de cogeneración más conveniente es con ciclo Topping. La inversión necesaria es de

$144 000 y para tener rentabilidad se tiene que trabajar la misma cantidad de horas

de 6 a 10 p.m. que en el resto del día.

Palabras clave: AHORRO DE ENERGÍA; COGENERACIÓN; GRUPOS

ELECTRÓGENOS; ELECTRICIDAD.

________________* Universidad de Sancti Spíritus “José Martí Pérez”. Cuba.

ABSTRACTThis work analyzes the viability to install a system of cogeneration and to save energy

at Vegetales's Cannery. The type of more convenient arrangement according to the

conditions of the industry was defined. The magnitude of necessary investment, the

equipment required, and also the additional quantity of diesel were determined for the

correct operation of the project. It was considered the steam production and the

consumptions of combustible oil and the electricity in the year 2008. As a primary

motor was each engine Volvo of 3 existent generating sets. A minimal time of 4 daily

hours during 300 days was calculated to work annually and they analyzed the

necessary investments for expected benefits. The economic evaluation has as

possitive results: a VAN of $192 646,89's and 36 %'s TIR. The cogeneration scheme

more convenient is with Topping cycle. The necessary investment is about $144 000

and for having profitability it is necessary to work the same amount of hours from 6 to

10 p.m. that in the rest of a day. A

Keywords: SAVING ENERGY; COGENERATION; GENERATING SETS;

ELECTRICITY.

INTRODUCCIÓNEn las centrales termoeléctricas convencionales se quema un combustible fósil para

producir vapor a alta temperatura y presión, el que circula por una turbina y se

genera energía eléctrica. En este proceso se logra la conversión a electricidad de

alrededor del 33% de la energía disponible como calor en el combustible; el resto se

vierte a la atmósfera en los gases productos de la combustión y en los sistemas de

condensación y enfriamiento del vapor. Aunque la cantidad de calor que se desecha

a la atmósfera es muy grande, es de baja temperatura relativa, por lo que tiene poca

capacidad para realizar un trabajo útil dentro de las plantas generadoras. Sin

embargo puede ser utilizado en muchos procesos industriales y aplicaciones

comerciales que requieren de vapor y calor a baja temperatura. Combinándose así la

producción de electricidad y calor para los procesos, aprovechando la energía que de

otra forma se desecha. Conociéndose el proceso anterior como cogeneración, que

conceptualmente no es más que la producción simultánea de dos o más formas de

energía utilizable y utilizada, partiendo de una única fuente de energía.

El presente trabajo tiene los siguientes objetivos:

Definir que tipo de arreglo es el más conveniente según las condiciones

especificas del centro, con la finalidad de que la inversión a realizar sea rentable.

Determinar el equipamiento necesario y los requerimientos adicionales de

combustible para la operación adecuada del sistema de cogeneración.

Cuantificar la magnitud de la inversión a realizar para acometer el proyecto.

ANÁLISIS TÉCNICO ECONÓMICOAdquisición de la información necesaria.

Producción de vapor al año 4 032,00 t/año. Con parámetros del vapor: 10 kg/cm2 de

presión y temperatura de 120oC.

Consumo de fuel oil asociado a la producción de vapor: 1 750,06 t/año.

Precio del fuel oil: $298,64 /t. Gasto anual debido al consumo de fuel oil utilizado en

la producción de vapor: $522 637,92.

Posee 4 calderas para la generación de vapor: 1 de 10 t/h y 3 de 5 t/h.

Energía Eléctrica consumida en el 2008: 5 424,11 MWh/año.

Los 3 grupos electrógenos (GE) de 600 kVA cada uno, distan 70 m de las calderas.

Precio del diesel: $822,18/t.

PCI fuel oil: 9 700 kcal/kg. PCI diesel: 10 200 kcal/kg

Entalpía del vapor: 2 725 kJ/kg. Entalpía del agua de alimentación a la caldera (entra

a 30 0C): 558,7 kJ/kg.

Procesamiento de la información obtenida.

El centro energético de la Fábrica de Conservas y Vegetales suministra también

energía eléctrica y vapor a la vecina planta de Alimentos Río Zaza S.A. la cual

demanda las 24 h ambos portadores energéticos, consumiendo incluso más vapor

que el propio proceso productivo de conserva de vegetales. Es importante destacar

que toda la producción de Alimentos Río Zaza S.A. se encuentra automatizada y es

suficiente un hueco o un microcorte en la onda de tensión para que se reseteen

todos los controles automáticos, lo que ocasiona que se pierdan las materias primas

en proceso en ese instante y los productos semielaborados. La relación Q/E es de

3,64 según este valor lo óptimo sería la cogeneración con una turbina de gas, pero

existe ya instalada una batería de 3 GE; con el fin de servir de respaldo ante

situaciones de contingencia, como parte de la estrategia de Generación Distribuida.

Selección y análisis del sistema de cogeneración.

El sistema de cogeneración seleccionado tiene como elemento primotor los tres

motores de combustión interna (MCI), de la firma Volvo Penta. La batería fue

seleccionada para satisfacer el 100 % de la demanda eléctrica y está sincronizada al

sistema electroenergético nacional (SEN),

Figura 1. Esquema monolineal simplificado.

Los sistemas basados en MCI arrojan la mayor generación eléctrica por unidad de

combustible consumido (alrededor del 40%), aunque los gases residuales son a baja

temperatura 200 a 450 0C. Con los mismos, se puede producir vapor de baja presión

(alrededor de 10 a 15 kg/cm2) o agua caliente de 80 0C a 100 0C. En este caso se

utilizará una nueva caldera de recuperación de calor para obtener vapor con los

mismos parámetros que el generado en las calderas existentes (10 kg/cm2 y 120 0C).

Este esquema de cogeneración se clasifica de acuerdo con el orden de producción

de electricidad y energía térmica en sistema superior (ciclo Topping), en el se usa la

SENBatería de 3 GE x 600 kVA

Transferencial ySistema para laSincronización

Automática

Int. General

PGD

Alimentación acargas de

Alimentos RíoZaza S.A.

Alimentación acargas deFábrica de

Conservas yVegetales

fuente de energía primaria (diesel) directamente para la generación de energía

eléctrica en el primer escalón. A partir de la energía química del combustible se

produce un fluido caliente que se destina para generar la energía mecánica. La

energía térmica resultante (el denominado calor residual presente en los gases

calientes debido a la combustión) es suministrada a la caldera de recuperación de

calor; donde se obtiene vapor para los procesos industriales, lo que constituye el

segundo escalón. Durante las horas que trabaje el sistema de cogeneración al día,

será satisfecha el 100 % de la demanda eléctrica y el vapor obtenido cubrirá una

parte de la demanda térmica del centro, el resto será suministrado por las calderas

convencionales existentes.

Figura 2. Esquema de cogeneración propuesto.

Los sistemas de cogeneración no operarán a carga constante durante todo el tiempo,

sino que se adaptan a las necesidades de la empresa. En este caso se considera

que la batería de GE trabajará a un 75 % de cargabilidad como promedio y dado que

el proceso productivo es continuo (en ambos centros), se consumirá todo el vapor

obtenido en la caldera de recuperación de calor. Se considera que el sistema

trabajará 4 horas diarias (2 h en horario pico y 2 h en el resto del día buscando la

MCI

Gases de escape a 300 0C

Gases de escape a 200 0C

Agua a 30 0C

Vapor 10 kg/cm 2 y 120 0CProceso industrial

Electricidad

Diesel

Aire

Caldera de recuperación decalor

rentabilidad del proyecto) durante 300 días al año. A continuación se muestran los

precios de la electricidad según la tarifa eléctrica aplicada:

M-1.B. Tarifa de media tensión con actividad entre 12 y 19 horas diarias.

$ 0,083 por cada kWh consumido en el horario pico.

$ 0,036 por cada kWh consumido en el resto del día.

Se aplica la cláusula del factor de potencia.

Se aplica la cláusula de ajuste por variación del precio del combustible.

El índice de consumo de los GE al 75 % de carga es de 199 g/kWh, por lo que al

trabajar durante 1 200 h en el año se tendrá una producción de energía eléctrica de 1

296 MWh/año. Para lo que se necesitan 257,9 t de diesel al año, lo que implica un

desembolso de $212 043,51 /año. Pero se evitará el desembolso de $100 245,6 /año

por concepto de disminución del consumo de energía eléctrica del SEN. Además se

obtendrán 1 324,25 t/año de vapor, lo que disminuirá el consumo de fuel oil en

574,78 t/año, lo que equivale a un ahorro de $171 652,98 /año. El funcionamiento de

los MCI traería también aparejado un gasto por operación y mantenimiento a los GE

de $7 776 /año. Resultando el balance anual de $520 79,07 /año debido a los

ahorros previstos.

Evaluación técnica del sistema seleccionado.

A continuación se determinan los parámetros que permiten valorar el sistema de

cogeneración propuesto.

Calor suministrado por el combustible usado en la generación eléctrica Qs.

Qs = PCIdiesel * mdiesel = 3 057 368,26 kWh/año

Calor útil proporcionado (fluido caliente) por el sistema de cogeneración Qu.

Qu = mv * (hv - ha) = 2 868 729 274 kJ/año = 796 869,24 kWh/año

Eficiencia del sistema convencional de generación de energía térmica c.

c = mv * (hv - ha) / PCIfuel oil * mfuel oil = 0,51 = 51 %

Lo que nos indica que es muy deficiente el proceso actual de obtención de vapor en

el centro.

Factor de utilización de la energía considerando toda la planta (FUE).

FUE = (We + Qu) / F = 0,68

Relación Calor - Electricidad (RCE).

RCE = Qu / We = 0,61

Lo que indica que es predominante la generación de energía eléctrica.

Rendimiento eléctrico de la planta de cogeneración (e).

e = We / F = 0,42 = 42 %

Siendo este valor elevado, debido a que los GE cuentan con motores Volvo Penta

muy modernos, que poseen sistemas de inyección electrónica del diesel, lo que les

proporciona gran eficiencia. Además se operan en el punto de máxima eficiencia (75

% de la carga).

Eficiencia del sistema de recuperación de calor de los gases de escape rc.

rc = mv * (hv - ha) / PCIdiesel * mdiesel = 0,26 = 0,26 %

Eficiencia global (glob).

glob = (We + Qu) / Qs = 0,68 = 68 %

Rendimiento eléctrico equivalente (REe).

REe = We / (Qs - (V / 0,9)) = 0,6 = 60 %

Lo que indica que cumple con las normativas para instalaciones de cogeneración que

emplean MCI quemando combustibles líquidos (que es un 56 %).

Exergía del combustible (Bc).

Bc = Qs * (Tc - Tgases) / Tc = 2 675 197,23 kWh/año

Exergía asociada a la energía térmica (Bu).

Bu = Qu * (Tv - Ta) / Tv = 597 651,93 kWh/año

Rendimiento exergético (Φ).

Φ = (We + Bu) / Bc = 0,71 = 71 %

Lo que significa que se ha perdido un 29 % de la energía útil, de la disponible en el

diesel. Esto es debido a la irreversibilidad del proceso de combustión y por otra parte

las irreversibilidades en el proceso de transmisión de calor de la combustión al agua

para obtener vapor.

Evaluación económica.

Costo del Sistema Instalado.

Para la determinar este valor no se tiene en cuenta la inversión que ya se ejecutó

cuando se instaló la batería de 3 GE. El desembolso que se debe realizar está

relacionado con la recuperación de calor existente en los gases de escape de la

combustión. Para ello se requiere una caldera nueva de recuperación de calor y

accesorios, lo que asciende a $144 000. Se considera el CUC igual al CUP.

Valor de Energía Producida.

Anteriormente se determinó que el beneficio por este concepto asciende a $271

898,58 /año.

Costo de Combustible Consumido.

El costo del combustible diesel consumido es de $212 043,51 /año.

Costos Operativos y de Mantenimiento.

Estos costos se estiman en $7 776 /año.

El período de recuperación de la inversión calcula el tiempo que toma recuperar la

inversión original, el ingreso del precio neto derivado o el ahorro neto realizado. En

este caso se recupera en 3,5 años, lo cual es sumamente positivo ya que se

recupera muy pronto en este proyecto que tiene una vida de 25 años.

El análisis de rentabilidad se realiza mediante el cálculo del valor actual neto (VAN).

-150000

-100000

-50000

0

50000

100000

150000

200000

2009201

0201

1201

2201

3201

4201

5201

6201

7201

8201

9202

0202

1202

2202

3202

4202

5202

6202

7202

8202

9203

0203

1203

2203

3203

4

Años

$

Figura 3. VAN para proyecto de cogeneración.

En este método ingresos y egresos futuros son convertidos o descontados en el

presente, lo que reconoce que estos ingresos y egresos del futuro tienen más riesgo

y así no vale tanto como el dinero de hoy. La tasa de descuento usada es 15 %.

El VAN del proyecto se calcula conforme a la siguiente expresión:

n

VAN = Fj .

j = 0 (1 + i) n

donde:

Fj - Flujo de caja en el período j

n - Número de períodos

i - Tasa de rentabilidad

Siendo en VAN de $192 646,89 lo cual indica que resulta atractivo desde el punto de

vista económico.

La tasa interna de retorno (TIR) es un método derivado del VAN, con el cual la tasa

de descuento varía, hasta que el ingreso del precio neto o el ahorro sea igual a la

inversión y el VAN se vuelve cero. Si la tasa de descuento resultante es mayor que el

costo de capital o la tasa barrera, entonces el proyecto aumentará la rentabilidad del

negocio. La TIR se calcula con la siguiente expresión:

n

0 = Fj .

j = 0 (1 + TIR) n

en donde:

Fj - Flujo en el período j

n - Número de períodos

TIR - Tasa interna de retorno

La TIR para este proyecto es del 36 % lo que indica que el proyecto es muy rentable.

ANÁLISIS DE RESULTADOS.

El proyecto satisface las necesidades de energía eléctrica en un 100 % y parte de la

energía térmica; se considera que en un día trabaja 4 h en total, 2 h en el horario

pico y 2 h en el resto del día, durante 300 días año, durante 25 años. Esta

consideración es importante para su rentabilidad, que sería mayor si trabaja las 4

horas del horario pico, pero no sería rentable si trabaja fuera del horario pico ya que

el ahorro por el concepto de generación de energía eléctrica disminuiría mucho y no

sería rentable el proyecto.

CONCLUSIONES El esquema de cogeneración más conveniente consiste en utilizar, como elemento

primotor, los MCI de los GE de la batería instalada en el centro, con ciclo Topping.

El equipamiento necesario a comprar consiste básicamente en una caldera de

recuperación del calor, presente en los gases de escape de los MCI y los accesorios

para llevar el vapor producido a la línea de vapor. La ubicación cercana de la batería

y las calderas facilita y minimiza la inversión.

La magnitud de la inversión asciende a $144 000 y para que sea rentable se tiene

que trabajar, al menos la misma cantidad de horas en el horario pico, que en el resto

del día. Siendo el VAN de $192 646,89, la TIR del 36 % y el período de recuperación

de la inversión 3,5 años. Por lo que este proyecto, con 25 años de vida útil, resulta

técnico-económicamente atractivo.

RECOMENDACIONES Reparar adecuadamente y efectuar el mantenimiento necesario para mejorar el

funcionamiento del grupo de calderas existente.

Evaluar la posibilidad de producir biogás en las cercanías, para utilizarlo como

combustible de conjunto con el diesel en los MCI de los GE instalados en el centro.

Realizar futuras evaluaciones económicas, considerando las afectaciones en la

producción de Alimentos Río Zaza S.A. producidas por el suministro eléctrico del

O.B.E.; para analizar si resultaría rentable aumentar el tiempo de trabajo del proyecto

de cogeneración en la Fábrica de Conservas de Vegetales.

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Recibido: 1 marzo 2010

Aprobado: 20 septiembre 2010