Gestión de Abatimiento Industrial

•agosto 8, 2010 • 2 comentarios

Las características de rendimiento de los procesos inudstriales constituyen la base de una solución en gestión de contratos de abatimiento, en la que se resuelven interrogantes tales como:

  • Los procesos existentes, son tan eficientes como deberían ser?
  • Cómo los nuevos proyectos serán evaluados con respecto a sus requerimientos de energía?
  • Qué desafíos tienen que enfrentarse para aumentar la eficiencia energética sin incurrir en algún costo?
  • Qué inversiones se debieran ejecutar para mejorar la eficiencia energética?
  • Cuál es la combinación de servicios más apropiada para los procesos?
  • Cómo aplicar eficiencia energética y otros activos tales como la reducción de emisiones, aumentos de capacidades de planta, calidad de producto, etc, en una plan estratégico coherente para toda la operación?

 Gestión y  curvas de abatimiento

Por lo general, se cree que la regulación ambiental tiene un impacto negativo sobre la industria. Los avances en tecnología e industria muestran un mayor acercamiento, que reduce la brecha entre industria y regulador.

La tendencia muestra que, en este contexto, se favorecen los escenarios win-win, mediante la gestión de abatimiento.

La metodología de curvas de abatimiento prueba ser una herramienta de gestión potente para identificar barreras opuestas a un escenario win-win y proporciona direcciones futuras en cuanto a la gestión de abatimiento.

Las Curvas de Abatimiento son construidas a partir del potencial de abatimiento de gases de efecto invernadero (GEI) relacionado al costo de dicho abatimiento. El potencial de abatimiento corresponde a una estimación de reducción de GEI por medio de alguna medida de eficiencia energética, mejora de proceso o tecnología, la que se compara con una línea base determinada por el procedimiento aplicado en el Business-as-usual (BAU).

El potencial está sólo limitado por las restricciones técnicas que existan medido en tCO2e, mientras que el costo de abatimiento corresponden a los costos adicionales de reemplazar cierta tecnología de bajas emisiones con el marco de referencia que es nuevamente el Business-as-usual medido tradicionalmente en €/tCO2e o US$/tCO2e

La metodología de abatimiento puede ser interpuesta con referencia a Wickborn (1996), Riege-Wcislo & Heinze (1996), los que, en general, establecen los siguientes pasos:

  1. Identificar todas las fuentes industriales directas de GEI.
  2. Reunir todas las técnicas de abatimiento disponibles (pasado, presente y futuro).
  3. Calcular el costo total y el potencial abatimiento para todas las técnicas consideradas e identificar posibles combinaciones e incompatibilidades.
  4. Procesar y estandarizar los datos.
  5. Derivar la curva de costo de abatimiento.

Considérese un caso sectorial como el del acero. Para una industria en particular, la planificación de abatimiento puede verse según la siguiente curva para emisiones y eficiencia energética.

Para mayor información, póngase en contacto aquí.

Prospección de superficie y estimación de campos geotermales

•agosto 28, 2010 • Dejar un comentario

Prospección de campos geotermales

Para la realización de la prospección se desarrolla un trabajo con el historial de campo (datos geológicos, climáticos, territorial, etc), generando curvas de presión y de temperatura locales.

Durante el periodo de estudio se recolectan muestras para la determinación de componentes químicos de la fracción líquida, así como los gases acompañantes. Asimismo, se determina el contenido de isótopos estables en condensados de vapor, aguas frías y calientes. En muestras seleccionadas se mide C13 del CO2 para investigar el origen de los gases del reservorio. Los análisis isotópicos se realizan ante un organismo calificado.

Construcción de la línea de aguas meteóricas.

Las muestras de agua fría se recolectan para luego comparar con la recta meteórica al promedio mundial. Esto permite identificar el origen de profundidad de las aguas termales. Con ello se demuestra además la correlación entre la composición isotópica y la altitud asociada al tipo de precipitación ya sea nival o pluvial. El mayor o menor grado de correlación permite conocer a su vez el grado de incertidumbre en la determinación del área de captación del reservorio.

Carácter termodinámico de los fluidos.

Es posible relacionar el contenido isotópico de las fuentes geotermales calentadas por vapor con la profundidad del reservorio. El vapor y los gases que fluyen constantemente a través del reservorio modifican la composición isotópica de la carga térmica de acuerdo al enriquecimiento que tiene el fluido original, estrechamente vinculado al intercambio de O18 entre la roca reservorio y el vapor.

La abundancia de manifestaciones geotermales podrá ser determinada además por la presencia de fallas, grietas y fisuras en el terreno.

Cálculo de las condiciones fisicoquímicas en el reservorio.

Estas condiciones se obtienen mediante la construcción de un diagrama entálpico, el cual permite identificar zonas productivas en el reservorio. Esta información luego se comparará con la obtenida de datos químicos e isotópicos. En el diagrama entálpico se grafican todos los datos de los análisis de gases propios así como las relaciones gas/vapor para calcular la temperatura y la fracción de vapor en el reservorio simultáneamente.

El cálculo de la relación gas/vapor refleja sólo una situación local y no la del reservorio en su conjunto ya que está basado en la relación gas/vapor en el radio de influencia del pozo. No obstante, la ventaja estriba en que no es necesario medir la concentración de CO para calcular las temperaturas y el método recrea una evolución histórica aproximada. De la misma forma, permitirá establecer la existencia o no de relaciones bifásica de fluido del reservorio.

La presión de CO.

Por medio de los análisis químicos de los gases se pueden calcular importantes parámetros fisicoquímicos tales como temperaturas mínima, máxima, presión de CO2, fracción de vapor, relación entre el gas total y el agua y las condiciones redox del reservorio. Se establece la línea de equilibrio por la cual gobierna la temperatura de disolución de minerales y, con ello, unido a toda la información previa, permitirá validar una primera estimación de la profundidad de campo y la naturaleza de recarga hídrica del reservorio.

La misma gráfica permite además identificar el tipo de control que gobierna la producción de gases.

Estimación capacidad de reservorio.

Se utiliza para la estimación de capacidad de reservorio métodos probabilísticos de almacenamiento de calor, permitiendo con ello que las variables varíen en un rango definido, con la probabilidad de cualquier valor particular que es determinado de una distribución definida apropiadamente. En general, existe una variedad de distribuciones de probabilidad posibles de utilizar para describir cada una de las variables. Las distribuciones más populares para este propósito, sin embargo, son la distribución triangular y log-normal, ya que pueden ser sesgadas en varios grados. En la distribución triangular, el mínimo, la forma modal y los valores máximos se utilizan para definir la distribución. Por ejemplo, la temperatura del reservorio se puede definir como una constante con una distribución similar del área del reservorio. Para la distribución log-normal, deben definirse tanto la desviación media y estándar.

Los cálculos para esta evaluación se hacen usando una simulación de Monte Carlo con un rango de valores, más que un solo valor, para cuatro parámetros dominantes, tales como área del recurso, espesor, temperatura media y porosidad.

Campos Geotermales

•agosto 28, 2010 • Dejar un comentario

Síntesis de estimación de recursos geotermales
Campo Norte – Chile

Patricio Molina V – Manlio Zagolín B

Motivación

El presente material muestra la metodología que es posible de aplicar en la estimación de recursos geotermales de un campo geotérmico en general. Dicha metodología depende fundamentalmente de los datos de entrada que permiten establecer el potencial geotérmico extraíble de un campo. A la descripción de método, le sigue su aplicación en fuentes geotermales identificadas como probables en un área de concesiones geotérmicas localizada en Campo Norte. Se describen los resultados obtenidos de acuerdo a la metodología, a fin de dimensionar un escenario económico a partir de aquellas variables que sensibilizan la estimación de los recursos geotérmicos.

Fundamentos. Metodología de estimación de recursos geotermales

La estimación del recurso geotermal es un proceso que se desarrolla con la evaluación de datos directamente medidos en terreno (e.g, las temperaturas de los pozos) y al aplicar métodos interpretativos indirectos (e.g, geofísicos, los geotermómetros, etc.). Importante además es el proceso de aplicar las técnicas comparativas basadas en semejanzas con sistemas análogos. Puesto que los sistemas geotérmicos son fenómenos naturales, no hay dos sistemas idénticos, pero muchos sistemas geotérmicos comparten características similares, como la distribución y la naturaleza de la actividad termal superficial, características geológicas y químicas del reservorio. Reconociendo los patrones de comportamiento que se repiten a partir de un sistema, es una herramienta de gran alcance para la estimación del recurso.

La confiabilidad en los resultados de una estimación del recurso depende de la cantidad y de la calidad de los datos. Antes de perforar, la estimación del recurso se entrega totalmente a las técnicas superficiales de la exploración. Donde emerja la actividad termal puede ser posible construir una representación detallada del recurso en profundidad. La ausencia de actividad superficial no implica necesariamente la ausencia de un recurso o que sea de calidad inferior si el sistema se reconoce adecuadamente en la superficie. Sin embargo, la carencia de datos impone incertidumbre y, por lo tanto, un mayor riesgo de falla en las decisiones de exploración.

El recurso geotérmico es energía termal contenida en un cuerpo de roca que ha sido excesivamente calentada a través de periodos geológicos, calentando el agua que emerge de la profundidad. La energía almacenada en la roca y el agua se pueden cuantificar aproximadamente usando las estimaciones de la temperatura y del volumen del recurso.

Requisitos importantes de un recurso geotérmico para su desarrollo son:

• Una alta temperatura, para una eficiente conversión del calor en energía eléctrica
• Alta permeabilidad de roca y, por tanto, grandes cantidades de fluido para una mayor vida útil
• Alta entalpía de fluido y baja recarga al pozo de reinyección
• Acidez neutra del fluido geotérmico para reducir el nivel de corrosión de los equipos
• Bajo potencial de escalamiento de pozos geotermales
• Accesibilidad al terreno, en lo posible
• Bajo peligro de riesgo naturales
• Proximidad a líneas de transmisión

Rara vez estos requisitos son todos resueltos a la vez y el proceso de estimación del recurso implica generalmente una compensación de estos requisitos. La cantidad de información disponible de aquellos requisitos puede variar ampliamente de un campo respecto de otro. Obviamente, si los pozos se han perforado, ya existe mayor magnitud de información que para un campo al que se le ha realizado exploración superficial. Donde no hay pozos, se puede estimar en base a medios geofísicos y de distribución de actividad termal. Por lo tanto, la cantidad de información disponible para un recurso es, en sí mismo, un parámetro importante en la evaluación del campo: menor es la información, mayor es el riesgo de desarrollo del campo geotérmico.

 

Parámetros de estimación de recursos geotérmicos para la evaluación económica.

Para este trabajo, se definen parámetros de recurso geotérmico basados en los requisitos antedichos y otros factores de desarrollo. Éstos se describen más abajo. El paso siguiente es estimar la capacidad del recurso. Para este propósito se utiliza un método de almacenamiento de calor. Aun cuando este método tiene sus limitaciones y tiene un poder de estimación inferior a aquellos basados en simulación numérica del reservorio de un campo con historial de desarrollo, tiene la ventaja que proporciona una base constante para la comparación entre los campos de cantidades extensamente que varían de datos. Se utiliza comúnmente en proyectos geotérmicos en la etapa de determinar un tamaño conveniente para la central eléctrica, para los propósitos y/o la comisión que planifica la delineación de perforaciones de exploración en el campo.

Dicho método tiene la limitación de no entregar información sobre los efectos ambientales indeseables del agua, acidez del fluido, hundimiento del terreno, permeabilidad hidrotérmica o de las erupciones producidas por conos volcánicos. Todas aquellas razones motivan la necesidad de exploración superficial y complementa aquellos requisitos de desarrollo geotérmico, que pueden ser sólo concebidos en terreno.

Por otra parte, la mayor ventaja del método de almacenamiento de calor es que proporciona una base comprensible, racional para evaluar el potencial tamaño de recursos geotérmicos, considerando el volumen y la temperatura. La utilidad práctica del método se demuestra aplicando el resultado a los campos conocidos, determinando la posibilidad de un desarrollo factible y sostenible. No debe, sin embargo, ser visto como mejor que ± 50 % en términos de la capacidad prácticamente realizable de generación.

Definiciones y criterios para la evaluación económica

Extensión del área

Área del recurso que tiene, por lo menos, espesores de 500 m, temperaturas de 240°C en las profundidades hasta donde se halla la perforación y el fluido sea utilizable.

La profundidad

En este contexto “profundidad” se define como profundidad media desde bajo de la superficie a la tapa del depósito (definida como “espesor”), hecha sobre la extensión de área para evitar influencia indebida de áreas limitadas de alta elevación.

El espesor

Se refiere al “grueso” medio del depósito. La superficie de arriba del campo se lleva para hacer corresponder su profundidad, en donde la temperatura no está a menos que 240 C, y bajo este caso una profundidad con perforación vertical de 2.500 m (más el almacenaje de 500 m para una estimación “optimista”). La excepción es donde existe una salida y las temperaturas en niveles más profundos son bajas. En este caso, el resultado de la estimación usando el método de almacenamiento de calor que pudiera dar, pareciera ser grande en comparación a una capacidad estimada real a instalar.

La profundidad más baja donde es posible de encontrar una temperatura de 240 C es cerca de 380 m.

Volumen

El volumen del depósito es el área multiplicada por el espesor según lo definido arriba, con el ajuste a cuadriláteros para la forma y la naturaleza del recurso.

Espacios vacíos. Factor de porosidad

Se define como una estimación del porcentaje de volumen del depósito que es “hueco”, que contiene fluidos geotérmicos producibles. Se cuentan como espacios vacíos las porosidades de roca y fracturas abiertas, pero sin contar poros sellados. En la determinación de la capacidad del depósito en un primer momento, esto es un concepto más útil que la permeabilidad, puesto que el último varía en una amplia gama y además, no da una buena estimación del almacenaje de fluido, por lo que es mejor hablar de porosidad (según lo determinado por medidas de densidad de roca) ya que no incluye poros sellados. Los espacios vacíos se requieren para calcular el flujo másico total del recurso y, alternativamente, la capacidad total de calor almacenado. También se utiliza para estimar la fracción del calor que puede ser recuperado.

Temperatura

La temperatura media del recurso se obtiene de medidas directas o indirectas, como por termometría o geotermometría, y las características químicas de la superficie. Los geotermómetros líquidos pueden entregar estimaciones de temperatura en profundidad a partir de temperaturas reales en superficie.

Estimación de Capacidad de Recurso para Almacenamiento de Calor

Método Determínistico Básico

El principio del método de almacenamiento de calor consiste en estimar el calor almacenado dentro de un volumen definido de reservorio, en la roca y el líquido y sobre una cierta temperatura baja que debe ser indicada como base. En reservorios bajos (poco profundos) se toma a menudo a 180 C (como en este caso), pero en reservorios líquidos con un nivel de agua profundo, o altas temperaturas que implican una alta presión en la saturación de sílice, considerando su separación, se debe seleccionar una temperatura indicada más alta.

El calor almacenado considera tanto el calor almacenado en la roca como en el líquido del reservorio. El volumen del depósito se obtiene generalmente multiplicando la extensión de área por la profundidad perforada más un cierto volumen adicional del almacenaje, asumiendo que existe por debajo de la profundidad perforada, comúnmente son otros 500 m. El cálculo requerido para determinar la capacidad de almacenamiento de calor es el siguiente:

 

Para estimar el tamaño posible de reservorio de energía, es necesario aplicar algunos factores adicionales a la estimación de almacenamiento total de calor. Éstos consideran:

• Un factor de la recuperación para determinar la cantidad de calor almacenado que puede ser extraído. En algunos casos, esto se ha definido como factor fijo, pero dependerá sobre todo del espacio del vacío del depósito (si la roca es impermeable, el calor no se puede extraer por el líquido) por lo que el factor de recuperación se calcula en 2,5 veces el espacio vacío, con un límite superior del 50%.

• Una eficiencia de conversión del calor recuperado como electricidad. Ésta se toma generalmente en 10% para los reservorios dominados por líquido, pero esta consideración varía para recursos de temperatura muy alta o baja, reservorios con un alto contenido de gas o si la planta es más o menos eficiente que una planta estándar (e.g. si se utiliza una planta binaria).

• La vida económica del proyecto. Es común utilizar 20 a 30 años, pero para los proyectos que tienen un período de reembolso rápido puede ser válido considerar un período más corto. Para esta evaluación, donde el escenario de proyectos energéticos se basa en un precio bajo de la energía y un alto valor de la sostenibilidad, se han asumen 30 años.

• Un factor de planta, que combina disponibilidad y capacidad de planta. En muchas plantas geotérmicas, este factor está entre el 90% y el 95%.

En general, para cualquier método de estimación empleado, es necesario establecer las suposiciones que hacen posible la explotación económica del reservorio. Para estas condiciones, el potencial geotérmico estimado para el reservorio es:

 

Los análisis de sensibilidad para estimaciones de almacenamiento de calor han demostrado que los resultados son más sensibles al factor de eficiencia y de conversión de recuperación, en tanto los menos sensibles son al espacio vacío (excepto donde eso se utiliza para definir el factor de recuperación) y a la densidad de la roca.

Dado un amplio rango, y un cierto grado de arbitrariedad, los factores que se apliquen a los de recuperación y al curso de la vida del proyecto, y a las incertidumbres consideradas en el volumen del reservorio, el espacio vacío y la temperatura, serán cuestionables si tal método proporciona un resultado más realista.

El método probabilístico

El método de almacenamiento de calor descrito arriba utiliza un acercamiento determínistico para la valoración de reservas. En la práctica, probablemente sea más correcto permitir que las variables varíen en un rango definido, con la probabilidad de cualquier valor particular que es determinado de una distribución definida apropiadamente. Dada la naturaleza del problema, es posible definir el método de almacenamiento de calor, basado en la simulación de Monte Carlo. De esta forma, es posible encontrar una distribución de probabilidad bien definida para la producción de energía (MWe) que puede ser generada por el campo.

Existe una variedad de distribuciones de probabilidad posibles de utilizar para describir cada una de las variables. Las distribuciones más populares para este propósito, sin embargo, son la distribución triangular y log-normal, ya que pueden ser sesgadas en varios grados. En la distribución triangular, el mínimo, la forma modal y los valores máximos se utilizan para definir la distribución. Por ejemplo, la temperatura del reservorio se puede definir como una constante con una distribución similar del área del reservorio. Para la distribución log-normal, deben definirse tanto la desviación media y estándar.

Los cálculos para esta evaluación se hacen usando una simulación de Monte Carlo con un rango de valores, más que un solo valor, para los cuatro parámetros dominantes:

• Área del recurso
• Espesor del recurso
• Temperatura media
• Espacios vacíos

Otros parámetros que son fijos son los siguientes:

• Densidad de roca : 2700 [kg/m3]
• Calor específico de roca : 0,9 [kJ/kg-K]
• Temperatura base : 180 [C]
• Vida económica del proyecto : 30 [años]
• Factor de planta : 0,9 [-]

En este caso se asume un reservorio de capa simple y que no distingue zonas del vapor. Sería posible hacer así pues, pero diferenciaría poco a las estimaciones de almacenamiento de calor en un nivel de exactitud referido al contenido volumétrico en energía de una zona de vapor (considerando vapor, roca y líquido inmovilizado), no es sumamente diferente al de una zona líquida.

Los resultados de una simulación de Monte Carlo se presentan generalmente como un histograma de número de ocurrencias de un valor particular (función de la densidad de la probabilidad – pdf) y como un diagrama de la función de distribución acumulada (CDF).

Resultados

La simulación se ejecuta sobre el área geotérmica de Campo Norte, para lo cual se han identificado aquellas zonas de mayor concurrencia de concesión geotérmica. La Tabla 1 muestra las características de los puntos identificados por el SNGM como fuentes probables a las que se ha utilizado para cada una de ellas el método de almacenamiento de calor.

Por otra parte, y siguiendo la metodología para calificar el tamaño del proyecto y el riesgo geológico asociado al factor de recuperación de energía del campo, se construye un histograma en función del potencial geotérmico posible de extraer, bajo un criterio fundamentalmente económico por el cual es posible generar energía eléctrica. La distribución de clase determina aquellos territorios de Campo Norte posibles de concentrar los primeros esfuerzos de exploración. El potencial geotérmico de la zona se muestra en la Tabla 2.

 

 

Observaciones

Se puede verificar que el efecto producido por el factor de recuperación es altamente sensible a la estimación del potencial extraíble. Incrementando este factor en un 40%, el potencial del área de Campo Norte se incrementa a 775 MW, con un potencial extraíble de 200 MW.

Comentarios finales

Es posible realizar la estimación del potencial geotérmico de un campo a partir de la experiencia y comportamiento de otras zonas geográficas con similares, pero no idénticas, características de explotación. Para ello, se hace necesario contar con una fuente de datos histórica de campos geotérmicos que se encuentren en actividad de explotación, pero que no existe. Tales datos no pueden ser concebidos de otra forma si no se les da el tratamiento desde la recolección de información en terreno.

Por otra parte, si bien existe necesidad de aproximarse a las reales características del campo geotérmico, también es válido adoptar una metodología de riesgo aceptable para abordar las primeras expectativas que se tienen de un prospecto de energía con alta incertidumbre. Para ello, se ha utilizado el método de almacenamiento de calor y la simulación de Monte Carlo. Usando la primera información disponible, se ha obtenido un resultado altamente variable en su capacidad de extracción de energía.

Se insiste de todas formas, que un avance moderado en el desarrollo geotérmico, realizando confirmación paso a paso, asegura un desempeño con condiciones de riesgo en el marco de los modelos utilizados.

Calor y electricidad combinados – CHP

•agosto 12, 2010 • Dejar un comentario

CHP – Combinated Heat & Power

Los sistemas de generación combinados de calor y electricidad (CHP) son una de las mejores oportunidades, en términos de mejorar la eficiencia de conversión de combustibles. Recuperando el calor de los sistemas de calentamiento o enfriamiento se pueden lograr eficiencias térmicas entre 70 y 90%.

Sistemas CHP a gran escala se consideran atractivamente económicos en la industria del papel y para regimenes de calentamiento. Por otra parte, es posible evidenciar un importante mercado emergente a nivel residencial y comercial, haciendo de CHP una alternativa para reducir costos combinados de electricidad y calor a un tercio del consumo eléctrico convencional. Sin embargo, el usuario debe considerar que el uso de CHP tiende a operar con mayor nivel de fluctuación que la energía de la red. Finalmente, en muchos casos los consumidores de CHP prefieren proveer de servicio de energía a alguien  en vez de ser un autoproductor.

Los sistemas CHP reducen significativamente los costos de transmisión y de distribución (T&D), en los costos de potencia. Usando generación distribuida (GD) se reduce o, en algunos casos, se elimina la necesidad de utilizar infraestructura T&D. Aun así, la mejor característica de la GD está no en ser sustituta de un sistema de generación centralizado y de transmisión; en vez de ello, la GD es un soporte potente que combina varias funciones en un solo paquete, tales como suministro de energía en corte, calidad de potencia, operación en alta demanda y el uso de CHP.

El uso de biomasa para la producción de biogas representa una oportunidad local para este sector si se posee un volumen cautivo de ella. Para este conjunto de oportunidades, el uso de tecnología de GD puede facilitar la captura de tales condiciones de manera económica, así como mejorar la seguridad de suministro de tales sistemas locales. Se pueden establecer algunas comparaciones cualitativas respecto del uso de carbón y gas natural.

Combustibles alternativos como la biomasa podrían ofrecer la posibilidad de ser usados como cualquier combustible con la infraestructura existente, para contribuir a la reducción de gases de efecto de invernadero, promover el desarrollo de nuevas tecnologías a los recientes sistemas de generación de energía (como celdas combustibles, fuel cells).

Cogeneración III: Diagrama de Rentabilidad

•agosto 12, 2010 • 2 comentarios

El objeto de este diagrama es efectuar un cálculo rápido y aproximado de la rentabilidad económica (determinada como periodo de retorno simple de la inversión, en años) a partir del conocimiento de las características de instalación de sistemas de cogeneración. El cálculo no se inicia con ningún dato relativo a la instalación que se pretende cogenerar (excepción: se precisa el precio del combustible que se utiliza para generar el calor y el precio de la electricidad contratada). Las posibilidades de utilización que presenta este diagrama son muy superiores a las que aparecen de un vistazo al mismo y de aquí la necesidad de una explicación más detallada de sus características.

Descripción del diagrama

Fórmula de rentabilidad

La fórmula utilizada en la generación de este diagrama es la siguiente:

T: periodo de retorno simple de la inversión (años)
PkW: precio de kilowatt instalado o sustituido (Ch$/kWe)
H: horas de funcionamiento anual de la instalación de cogeneración (horas/año)
Pe: precio de kWh eléctrico (Ch$/kWhe producido)
R relación entre producción de calor y electricidad de la instalación de cogeneración (kWht/kWhe)
NTOT: rendimiento total de la instalación de cogeneración determinada como la suma de las producciones de calor y electricidad dividida por el consumo total de combustible previsto en la instalación de cogeneración.
Pc: precio del combustible considerado para la cogeneración (Ch$/te PCI)

Elementos del diagrama

Rendimientos

La entrada en el diagrama se realiza por el gráfico de rendimiento, en el que se debe determinar en primer lugar, la relación calor/electricidad de la instalación de cogeneración, R, para lo cual se requiere un pequeño sistema de la instalación de cogeneración en que se está pensando y donde se refleje, en unidades coherentes:

a. consumo total de combustible (suma de los distintos consumos de combustible en todos los equipos de la instalación de cogeneración (motor, caldera de recuperación, etc)
b. la producción total neta de electricidad (descontando la consumida por los propios elementos de la cogeneración)
c. producción total útil neta de calor (suma de todas las producciones útiles de calor que van a proceso, como vapor de alta presión, vapor de baja presión, agua caliente, gases a secadero) sin incluir las pérdidas por chimenea, radiación by-pass de los gases de escape, etc…) y descontando de la suma antes citada, la suma de los distintos aportes de calor que vienen de proceso (agua de alimentación a las calderas a 100º, etc)

La relación calor/electricidad antes citada es simplemente el cuociente entre los valores de los puntos c y b.

Una vez determinada dicha relación se traza una vertical hasta cortar con la recta de rendimiento correspondiente. Tanto puede utilizarse la recta “rendimiento eléctrico instalación” (b/a) como la recta “rendimiento total instalación” (b + c/a) ya que una vez elegido un valor de rendimiento, el otro queda totalmente determinado.

Finalmente cabe mencionar que el abanico de posibles valores en la relación calor/electricidad es suficientemente amplio como para cubrir tanto el caso de motores a gas con escasa recuperación térmica (relación cercana a 1) como en el caso de turbinas a gas con postcombustión total (relación > 6)

Precio del combustible

Del diagrama se traza una recta horizontal que corta al eje “sobreconsumo combustible” en el valor que corresponde al extraconsumo de gas necesario para obtener la misma cantidad de calor que con una instalación de referencia; esta instalación de referencia se ha supuesto ser una caldera con un rendimiento de 90%). Este sobreconsumo es el que corresponde a la producción de electricidad en la instalación de cogeneración.

La recta horizontal se intercepta con la recta correspondiente al precio del combustible (Ch$/ PCI) en principio, este precio debe ser el que se paga actualmente en la instalación de referencia y debe ser igual al del combustible de la instalación de cogeneración. En caso de no ser así, la indiferencia económica de la instalación asumirá los sobrecostos o reducciones de los mismos, según la modificación de la fórmula de precio.

En caso de no conocerse directamente el precio de combustible por PCI y disponer el precio de éste por PCS, se debe multiplicar este precio por la relación PCS/PCI. Como datos de referencia, pueden utilizarse los siguientes:

Combustible           Relación PCS/PCI
GAS NATURAL                         1,11
FUEL OIL                                1,06
PROPANO BUTANO                  1,10
CARBON                                 1,00
BIOGAS                                  1,00
BIODIESEL                               1,00

Desde el punto de vista de la intersección antes encontrado se traza una vertical que corta al eje horizontal “extracosto combustible utilizado (Ch$/kWhe) en un punto que representa el costo de sobreconsumo de combustible (equivalente al costo de electricidad autogenerada)

Precio de la electricidad

En este gráfico se lleva a término la diferencia entre el precio de la electricidad actualmente consumida y el costo de la electricidad autogenerada (representa el ahorro bruto conseguido por cada kWh producido)

Costo de operación

Una vez determinado el ahorro bruto, se realiza un ligero corrimiento hacia arriba sobre el eje vertical para restar la suma de todos los extracostos de funcionamiento de la instalación de cogeneración (mantenimiento, cambio de filtros, aceite de lubricación, etc.) y así obtener la cifra de ahorro neto.

Funcionamiento anual

En el gráfico se multiplica el ahorro neto de cada kWh producido por el número de horas de funcionamiento (a pleno régimen) de la instalación de cogeneración y así se obtiene la cuantificación del ahorro anual obtenido por cada kWe instalado (en miles de Ch$) multiplicando esta cifra por la potencia total neta instalada (no por potencia en eje) se obtiene el monto de ahorro total anual.

Costos de inversión

El cuociente entre la inversión total de la instalación de cogeneración y los ahorros anuales obtenidos es el índice llamado periodo de retorno de la inversión simple (en años). Este cuociente se determina en el grafico anterior.

Ejemplo

La instalación de cogeneración corresponde a un ciclo combinado con turbina de gas y caldera de contrapresión con producción de vapor de media presión y vapor de alta presión (expandido en turbina de vapor para, finalmente, obtener vapor de baja presión)

Características principales

Turbina de gas 1200 kW (rendimiento eléctrico 20%)
Turbina de vapor 400 kW (rendimiento eléctrico 16%)
Caldera de vapor 10 t/h capacidad nominal
Producción de vapor MP: 6 t/h (equivalente a 4,1 E+06 kcal/h)
Producción de vapor BP: (después de la turbina de vapor) 2,5 t/h (equivalente a 1,5 E+06 kcal/h)
Consumo de gas en la turbina: 550 Nm3/h
Consumo de gas en post-combustión: 370 Nm3/h
Pérdidas en la turbina de gas: 8%
Pérdidas en la turbina de vapor: 8%
Rendimiento global de la caldera de recuperación: 84%
Costo total de la instalación (caldera+turbina de gas+turbina de vapor+instalación+…) MMCh$ 160
Horas de funcionamiento anual: 6000
Precio del gas: 1,8 Ch$/PCS
Costo de operación (mantenimiento, revisiones,…) Ch$ 1 por kWh producido. La instalación está pagando actualmente la electricidad a un promedio de 10 Ch$/kWh

Con esta información (algunos de los cuales no son esenciales para determinar la rentabilidad de la instalación), se procede del modo siguiente:

Ajustar los consumos y producciones a unidades coherentes entre si:

Consumo total de gas
(550 + 370) x9325x1/860 = 10000 kW (6000 en turbina y 4000 en caldera)

Producción eléctrica total: 1600 kW

Producción total de calor
5,6E6x1/860 = 6400 kW (4700 de MP y 1700 de BP)
Cálculo de los rendimientos

Rendimiento eléctrico
100×1600/10000 = 16%

Rendimiento global
100x (1600 + 6400)/10000 = 80%

Relación calor/electricidad
6400/1600 = 4

Ingresar el valor en el gráfico y calcular el sobreconsumo de combustible:

Es más fácil utilizar el rendimiento total que el rendimiento eléctrico ya que para este último sería necesario una interpolación entre los valores del 15 y del 20%.

El sobreconsumo encontrado es de 1,8 kWht/kWhe. Esto significa que para producir la misma cantidad de calor que usando una caldera convencional que tenga un rendimiento del 90%, el plus de energía consumida (que equivale a la energía consumida en autogeneración de electricidad es de 1,8.

Cálculo del costo relacionado con la generación eléctrica

Se multiplica el sobreconsumo de combustible por su precio y se obtiene el costo del kWhe producido.

En este ejemplo, el precio del gas es de 1,8 Ch$/PCS, utilizando la tabla mostrada, se obtiene que el precio del gas equivale a 1,80 x 1,11 = 2,0 Ch$/PCS y, por tanto, el extracosto en combustible es de 3,1 Ch$/kWhe producido

Cálculo de ahorro bruto

Si la electricidad se venía pagando a 10 Ch$/kWhe y en la cogeneración cuesta 3,1 Ch$/kWhe, el ahorro bruto corresponde a 6,9 Ch$/kWhe producido.

Cálculo del ahorro neto

De estos 6,9 Ch$/kWhe hay que descontar 1 Ch$/kWhe debido a los costos de operación de la instalación. La cifra de ahorro neto asciende a 5,9 Ch$/kWhe.

Cálculo del ahorro neto anual:

Si la instalación está prevista para que opere 6000 h/a, se obtiene un ahorro anual por cada kWe instalado de 35400 Ch$ y puesto que hay 1600 kWe instalados, el ahorro asciende a 56,6 MMCh$/a.

Cálculo del PRI

La instalación cuesta en total 160 MMCh$, es decir, 100.000 Ch$/kWe instalado. En el diagrama leemos un PRI de 2,85 años para la instalación de cogeneración.

Otras  consideraciones

En el caso que una instalación tenga un rendimiento distinto del 90% o que el combustible utilizado sea distinto o tenga un precio diferente al usado en la instalación de cogeneración, es posible utilizar el siguiente factor de corrección:

Donde P actual es el precio de combustible en la instalación de referencia
N actual es el rendimiento térmico de la instalación de referencia
Pc el precio de combustible en cogeneración (Ch$/PCI)

Una vez que se dispone de alfa, se utiliza la siguiente fórmula para determinar el término de corrección que hay que sumar al resultado de “sobreconsumo de combustible” obtenido del diagrama.

 (Tercera parte y final).

Cogeneración II: Sistemas

•agosto 12, 2010 • Dejar un comentario

En el artículo anterior se hizo referencia a los principales conceptos introductorias a la cogeneración de energía. En esta segunda parte, se muestran diferentes esquemas que pueden ser utilizados a nivel de sistemas públicos como industriales con amplia ventaja económica y operacional.

Sistemas públicos

Figura 7. Sistema de producción de electricidad y de refrigeración.

Cogeneración para producción de vapor (hospital)

Figura 8.

 Alternativa cogeneración (hospital)

Figura 9.

El esquema general de cogeneración de vapor para un hospital del caso anterior,  se representa a continuaciónFigura 10.

Celda combustible tipo carbonato fundido.

La Figura 11 muestra una celda combustible (fuel cell) de carbonato fundido, proceso electroquímico por el cual los productos de la combustión son utilizados para producir electricidad. Para la producción de hidrógeno, es necesario efectuar una reformación de un combustible gaseoso, siendo aire o vapor los reformadores usuales.

Considerando el reactor de Gibbs:

 
Figura 11. Esquema de una MCFC.

Reformación de gas natural usando vapor.

Se reforma con vapor puesto que producir la electrólisis que genera al hidrógeno, es más cara. El proceso se lleva a cabo usando una razón de vapor / carbono = 3.0, a una temperatura de 700 C. Las reacciones de reformación son las siguientes:

 
Un esquema de cogeneración por celda combustible puede ser el siguiente:
 Figura 12. Cogeneración usando fuelcells

Sistemas industriales

Planta de celulosa.

Proceso Kraft de manufactura de papel celulosa con turbinas de dos extracciones

Figura 13. Proceso Kraft para papel celulosa.

Figura 14. Turbina de vapor con dos extracciones. Sistema opcional de cogeneración a partir del proceso de producción de celulosa, Figura 13.

Otra modalidad para la turbina de dos extracciones, en función de las condiciones de autosuficiencia de electricidad, se muestra en la siguiente figura:

Figura 15. Autosuficiencia de electricidad.

En función de las condiciones de autosuficiencia, la operación entre el sistema despresurizador y de condensación pueden actuar según la presión de vapor:

Refinería de Petróleo

Una refinería de petróleo es un escenario ideal para sistemas cogeneración. Una producción de petróleo que combina la tecnología de coqueado (coking) e hidrotratamiento, puede incluir una unidad de cogeneración para combustionar coque producido de una unidad de  Delayed Coker en un calentador de lecho fluidizado con circulación (Circulating Fluidized Bed Boiler, CFB), y la energía producida proporciona energía eléctrica para la refinería y vapor de alta presión (Figura 16).

La unidad de CFB produce vapor recalentado, el cual  opera una turbina de vapor con extracción de presión controlada en un ciclo sin recalentamiento. Un calentador diseñado de manera eficiente, puede capturar sulfuros en un 90%.

De un punto de vista ambiental, un sistema de cogeneración de este tipo puede dar como resultado una reducción de dióxido de azufre y de emisión de partículas de una refinería debido al control de emisiones en la unidad CFB, eliminando los inconvenientes de los sistemas de quemado de combustible en las refinerías.

Sistema de cogeneración y auto mejoramiento:

1- Unidad de cogeneración con CFB.
2- Delayed Coker con hidrotrater
3- Unidad de Refinería
4- Usuarios (servicio a terceros)

Figura 16: Planta de cogeneración de una refinería de petróleo.

(Fin de la Segunda Parte)

Cogeneración I: Introducción

•agosto 11, 2010 • Dejar un comentario

Para la elaboración de la mayor parte de los bienes y servicios, se requiere de dos principales fuentes de energía: térmica y eléctrica. Tradicionalmente son suministradas de manera independientes. No obstante, existen alternativas tecnológicas para generar energía eléctrica y térmica a partir de una sola fuente, mejorando la eficiencia energética. Tal es el propósito de la cogeneración.


Figura 1. Esquema de cogeneración.

La cogeneración utiliza sólo una fuente de combustible para generar energía térmica y eléctrica. Otros casos, como la tri-cogeneración, generan además refrigeración. Estos sistemas se prestan muy bien para servicio público, ya sea en hoteles, aeropuertos, mall, entre otros.

Sistemas de cogeneración.

Puesto que calor y electricidad son variables independientes, tradicionalmente, se conocen los ciclos o sistemas de cabeza (TOPPING) y de fondo o cola  (BOTTOMING).

Las eficiencias que se obtienen con estos sistemas varían entre 50 – 90% para el ciclo topping y entre 35 – 50%. Cualquiera que sea el ciclo utilizado, el generador utilizado para bottoming conectado o desconectado a un red pública.

Sistema de bottoming.

En este ciclo, se efectúa la producción de vapor y energía mecánica o eléctrica, en turbinas de condensación y/o de contrapresión. Las temperaturas de trabajo son superiores a 350 C.


Figura 2. Sistema bottoming.

En el sistema de bottoming, no es posible  aprovechar los gases de salida en una turbina, debido fundamentalmente a problemas de corrosión y/o de abrasión.

Sistema de topping.

Flujos de calor a una temperatura más elevada son utilizados en generación de electricidad o energía mecánica. El calor es retirado por el sistema de potencia y utilizado para atender los requisitos de energía térmica del proceso. Esta modalidad de cogeneración produce energía eléctrica o mecánica para recuperar después el calor para vapor o agua- 


Figura 3. Sistema topping.

Sistema de energía  integrado.

 
Figura 4. Sistema integrado.

La cogeneración, sea cual fuera el sistema instalado para la producción de energía, debe contar con una normativa legal para descargar los excedentes del  auto productor.

Adaptación de tecnologías.

Frente a la cogeneración, la elección tecnológica y usos dependerá del establecimiento, ya sea industrial y/o sector terciario. Claramente, el sector industrial requiere de servicios térmicos y eléctricos, mientras que para los terciarios basta con los requerimientos térmicos.

En este aspecto, es de gran importancia la verificación de combustibles adecuado a la tecnología con costos relativamente bajos. Además, se debe considerar el impacto ambiental producido por la elección de tecnologías.

Un punto importante para decidir tecnología es relacionar características de consumo de energía. La caracterización del segmento industrial o terciario viene dado por el parámetro alfa, α, definido como

 

A continuación, se muestran algunos valores  típicos, para los diferentes sectores:

La caracterización de un sistema de cogeneración viene dada por otro parámetro, llamado beta, β, que se define como

 

Beta dependerá del tipo de tecnología seleccionada, enmarcándose en general en los siguientes rangos típicos:

0.08<β<0.26 Turbina de vapor
0.48<β<0.77 Turbina de gas
0.60<β<1.09 Ciclo combinado

Modalidad de operación de sistemas de cogeneración:

• Consistencia entre α y β
• Perfil de demanda térmica, incluyendo niveles de temperatura como fluctuaciones típicas de demanda (diaria, mensual, anual).
• Perfil de demanda eléctrica
• Costo presente y futuro de electricidad y combustible
• Costos de operación y ambientales

Proyectos de cogeneración.

Los costos de inversión debidos a proyectos de cogeneración incluyen normalmente costos de ingeniería del orden del 20% de la inversión total.

El consumo de equipos está determinado por la relación del costo de energía determinado por la potencia de las turbinas y de la relación entre α y β, según Figura 5.

Estrategias de operación.

Existen 3 estrategias normales y una excepcional de operación para un proyecto de cogeneración:

• Operación en paridad térmica
• Operación en paridad eléctrica
• Operación económica
• Operación en cargas parciales

Operación en paridad térmica.

El objetivo es producir los requerimientos térmicos en cada periodo de tiempo considerado, de manera que el calor es el producto principal y la electricidad es un subproducto de la cogeneración. Como requisito, se debe estar conectado a la red concesionaria.

Operación en paridad eléctrica.

Aquí, la electricidad es el producto principal. Si el calor producido es insuficiente para satisfacer el proceso, se usa un sistema auxiliar es accionado para compensar el déficit.

 
 Figura 5. Perfiles de demanda de energía.

Operación económica.

Ésta depende del costo de tarifas de consumo de electricidad, tomando en cuenta los horarios punta, donde pueden ser justificados los sistemas de cogeneración. En esta operación, puede producirse el total, parcial o excedente de energía, considerando los costos de energía. Figura 5.

Operación en cargas parciales.

El sistema de cogeneración  en relación a sus requerimientos térmicos – eléctricos es subdimensionado (Figura 6).


Figura 6. Operación en cargas parciales. S y S’ son la energía térmica disponible y producida, respectivamente.

De la figura, debe observarse que para una industria, si no hay uso térmico, no se justifica una producción de electricidad.

(Fin de la primera parte)

Estudios hidroeléctricos y derechos de aprovechamiento de aguas

•agosto 11, 2010 • Dejar un comentario

Si usted está pensando en la instalación de un sistema de generación hidroeléctrica, deberá planificar su cobertura de necesidades de energía y potencia. Y no sólo eso, sino que además existen etapas previas que son críticas y que deberá considerar en su estrategia de planificación, como la adquisición de los derechos de aprovechamiento de las aguas y de los terrenos o servidumbres de paso, aspectos que fácilmente pueden llevar a la inviabilidad del aprovechamiento del recurso.

Un estudio en terreno determina el atractivo del potencial aprovechable, midiendo variables básicas como desniveles y caudales disponibles. También deberán recolectarse datos de terreno proporcionados por lugareños, tales como inundaciones, sequías en la zona de interés, propietarios y otros usuarios del recurso, accesos, climatología.

Si el sitio logra ser atractivo para sus investigadores, en términos de capacidad de generación, el próximo paso será realizar un levantamiento de información con mayor detalle. En este levantamiento, la información debe ser de la mejor calidad y lo suficientemente exacta para proveer los datos que requerirá el diseño de generación, sin visitas adicionales.

Un estudio de viabilidad incluirá una encuesta en el sitio y un monitoreo o seguimiento de variables afectadas por efectos estacionales, como la hidrología del recurso, una valoración ambiental, servidumbres de paso, derechos de aprovechamiento, el diseño del proyecto, un cálculo aproximado de los costos del sistema y el informe final.

En la práctica se puede constatar que, si bien estos estudios generan costos moderadamente elevados, éstos podrían ser mucho más altos sin la asesoría profesional.

El estudio de viabilidad de recursos hidroeléctricos responderá principalmente todas las consultas emitidas por sus clientes, pero las más críticas son las siguientes:

  • Trabajos de topografía para obtener altura disponible, longitud del canal para lograr la altura y/o superficies inundables.
  • Caudales mínimos y máximos y sus ocurrencias (balance hidrológico)
  • Potencia que puede ser generada con los caudales disponibles
  • Cuáles son los efectos ambientales de instalar un sistema minicentral en el sitio prospectado
  • Quién posee los recursos del sitio. Existen o no derechos de aprovechamiento de aguas en dicho sitio
  • Cuál es el costo de transferir derechos de aprovechamiento o de aportarlos como capital
  • Dónde y a que distancia se encuentran los puntos de consumo para la energía generada y los distintos medios para evacuarla desde la central (línea de transmisión, cables).
  • Cuál es el proceso de aprobación y de instalación de una minicentral
  • Aspectos regulatorios y financieros disponibles para su operación
  • Cuánto el costo de inversión para desarrollar el potencial hidroeléctrico
  • Cuánto será el costo de generación y el ingreso por venta de energía
  • Cuánto será el costo de operación y mantenimiento (COMA)

Encontrar éstas respuestas y a muchas otras preguntas, le permitirá a usted identificar problemas muy importantes antes que usted invierta mucho tiempo y dinero en el proyecto. Toda información relevante, técnica o del sitio y sus alrededores, tiene que ser confirmada.

Aspectos generales del comportamiento del mercado de derechos de agua negociables.

El comportamiento del mercado de derechos de agua negociables ha funcionado razonable y satisfactoriamente en Chile. Constituyéndose en una experiencia pionera. No se vislumbra otro sistema más adecuado. Algunos de los problemas presentados son comunes con los de cualquier otro sistema pero las vías de solución o las soluciones mismas presentan menos costos sociales o políticos. Ciertos ajustes del sistema son necesarios, pero no debe buscarse cambios drásticos sino de sintonía fina. Entre ellos son importantes los que permitan resolver los conflictos suscitados entre los titulares de usos consuntivos con los de los no consuntivos.

Metodología asociada a la asignación de derechos de aprovechamiento

Etapa Descripción
Preparación del proyecto Acuerdo de confidencialidad, definición de actividades, acuerdos de contrato.
Datos de sitios(Sub tarea) Preparación comprensiva del catastro de sitios  explorables posibles.
Diagnóstico(Sub tarea) Evaluación de terrenos, inscripciones de propiedades y su situación legal, naturaleza de las aguas, tipo y ejercicio de aprovechamiento. Encuesta local, elección del Datum y levantamiento de información geográfica que detalla los aspectos anteriores, más las variables de tipo ambiental, de suelos y climáticas.
Derechos de Aguas (DDAA)(Sub tarea) Discriminación de aquellos derechos que son asignables (sitios sin aprovechamiento asignado) de los derechos que son transferibles (sitios con aprovechamiento y con opción de compra)
Evaluación(Sub tarea) Diagnóstico del recurso hídrico. Levantamiento topográfico, localización de los puntos de captación y de restitución de las aguas. Medición del potencial hidroeléctrico de sitios y estimación de la capacidad de aducción, tanto los sitios asignables como transferibles. Levantamiento cartográfico.
Sitio con derecho aprovechable(Tarea intermedia) Sitio asignable o transferible, con potencial hidroeléctrico según requerimientos del cliente. En ambos casos, si la evaluación arroja que el  sitio no es aprovechable, se propone la búsqueda de nuevo sitio en la base de datos de sitio.
Derechos negociables y negociación(Tarea intermedia y final) Aquellos derechos aprovechables de acuerdo a los requerimientos del cliente, quedarán a disposición del cliente para producir los términos de negociación. El acuerdo de transferencia prosigue con la tramitación de la compra del o los derechos por parte de cliente.
Solicitud y asignación(Tarea Final) Una vez que la evaluación de los recursos hídrico sea favorable como potencial hidroeléctrico, se procede a recolectar la información levantada de o los sitios descubiertos sin aprovechamiento, para solicitar y efectuar la tramitación de asignación del o los derechos de agua.
Uso Alternativo(Sub tarea) Los recursos hídricos que no logren la categoría de sitios aprovechables con potencial hidroeléctrico, pueden ser evaluados, según el cliente estime conveniente su destino.

Infórmese de los productos y servicios en estudios de viabilidad hidroeléctrica y de derechos de arovechamiento de aguas aquí

 
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