Análisis termoeconómico de sistemas de trigeneración

Anales de Ingeniería Mecánica
Vol. 15, No. 2, pp. 1341-1349 (2004)
Análisis termoeconómico de sistemas de trigeneración
Miguel A. Lozano, José Ramos y Roberto Monzón
Grupo de Ingeniería Térmica y Sistemas Energéticos (GITSE)
Dpto. de Ingeniería Mecánica – Universidad de Zaragoza
Maria de Luna s/n 50018 Zaragoza (España)
Tfno: 976762039 E-mail: [email protected]
Resumen
En este trabajo se emplea una metodología sencilla para la evaluación técnica y económica
de sistemas de cogeneración y trigeneración que contempla las siguientes etapas: i)
caracterización de la demanda energética (agua caliente sanitaria, calor y frío) mediante
curvas de duración anual; ii) caracterización de las prestaciones energéticas de los módulos
de cogeneración y enfriadoras de absorción candidatas a un puesto en la estructura de la
planta; y iii) valoración energética-económica de las estructuras candidatas considerando
distintas estrategias de operación de la planta. La metodología incluye el análisis del grado
de cobertura de la demanda de calor con cogeneración y del factor de utilización de los
motores instalados para tres situaciones concretas de funcionamiento: a) operación sin
despilfarro de calor, b) cumplimiento de la condición de rendimiento eléctrico equivalente y
c) operación durante todas las horas anuales con demanda de calor. La metodología se
aplica al diseño de una planta de trigeneración para suministrar energía a un gran complejo
residencial (5000 viviendas) ubicada en Zaragoza.
Palabras Clave: Cogeneración, Trigeneración, Termoeconomía, Eficiencia energética.
1. Introducción
La Directiva 2002/91/CE del Parlamento Europeo y del Consejo relativa a la eficiencia
energética de los edificios [1] informa que: “El sector de la vivienda y de los servicios,
compuesto en su mayoría por edificios, absorbe más del 40% del consumo final de
energía en la Comunidad y se encuentra en fase de expansión, tendencia que
previsiblemente hará aumentar el consumo de energía y, por lo tanto, las emisiones de
dióxido de carbono.” El artículo 5 de la Directiva establece: “En los edificios nuevos
con una superficie útil total de más de 1000 m2, los Estados miembros velarán porque la
viabilidad técnica, medioambiental y económica de sistemas alternativos como: i)
sistemas descentralizados de producción de energía basados en energías renovables, ii)
cogeneración (producción combinada de calor y electricidad), iii) calefacción o
refrigeración central o urbana, cuando esta última esté disponible, iv) bombas de calor
en determinadas condiciones, se consideren y se tengan en cuenta antes de que se inicie
la construcción.”
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Los sistemas de cogeneración que atienden a los edificios (centros comerciales, hoteles,
hospitales, etc.) están diseñados para satisfacer demandas de electricidad, agua caliente
sanitaria (ACS) y calefacción. La viabilidad económica de estos sistemas queda
garantizada si su producción simultánea de calor y trabajo esta respaldada por una
demanda efectiva durante muchas horas al cabo del año [2, 3]. Si el factor de utilización
de los módulos de cogeneración es alto se obtendrán grandes ahorros económicos y
cortos períodos de recuperación de la inversión. Este es el caso de las instalaciones
ubicadas en lugares de climatología fría que demandan calor durante un gran número de
horas al año para suministro de servicios de calefacción y agua caliente sanitaria (ACS).
Por el contrario, si se ubican en lugares de climatología cálida la demanda de calor es
pequeña, se concentra en pocos meses y el ahorro económico es bajo, pues solo existen
dos opciones malas: i) un corto periodo anual de funcionamiento del motor, limitado
por el aprovechamiento del calor residual, que dificulta recuperar la inversión con
ahorro, ó por contra ii) un elevado despilfarro de calor, limitado por la condición de
autogenerador [4], que solo resultará económico bajo condiciones extraordinarias de
precios de combustibles y electricidad. El factor de utilización aumenta si la
disponibilidad de calor cogenerado no utilizado durante el verano se emplea para cubrir
las necesidades de aire acondicionado. Esto se hace incorporando enfriadoras de
absorción a las instalaciones de cogeneración, lo que da lugar a sistemas de
trigeneración que producen electricidad, calor y frío.
Este trabajo propone un método de evaluación energética y económica de instalaciones
de trigeneración utilizadas para el suministro de servicios energéticos de grandes
edificios y complejos urbanos.
2. Demanda
La demanda energética de los edificios del sector residencial-comercial tiene las
características siguientes: i) consumo de varios tipos de energía (electricidad, calor y
frío) para cubrir varios servicios energéticos (climatización, ACS, iluminación,
electrodomésticos, etc.); ii) concentración de la demanda de determinados servicios
(calefacción y refrigeración) en pocos meses del año; y iii) variación acusada de los
consumos a lo largo de las 24 horas del día por factores ambientales y de ocupación.
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Es importante disponer de una información lo más completa posible sobre la demanda
energética para conseguir el mejor diseño de planta. Existen tres formas de presentar los
datos de demanda: i) utilizando valores puntuales que caracterizan la potencia máxima y
el consumo específico anual (p.e. 0,2 kW/m2 y 50 kWh/(m2 año)); ii) mediante curvas
de duración anual de la demanda (ver Figuras 1 y 2) conocidas también como curvas
monótonas de demanda; y iii) información “hora-por-hora” a lo largo del año. La
primera forma aporta muy poca información y sirve únicamente en caso de instalaciones
simples sobre las que se dispone de una experiencia dilatada (los valores puntuales
podrían denominarse recetas de diseño). La segunda forma suministra más información
que la anterior y se utiliza frecuentemente para decidir instalar o no ciertos equipos más
eficientes (y la capacidad a instalar), cuya mayor inversión exige un factor de utilización
razonable para resultar económicos. La tercera forma aporta sin duda la información
más completa pero en la gran mayoría de casos es muy difícil de conseguir ya que
implica el conocimiento detallado y anticipado del consumo hora-por-hora. En el
presente trabajo se utilizan las curvas de duración anual de la demanda para estimar el
tamaño de los equipos a instalar en una planta de trigeneración del sector terciario para
un complejo residencial (5000 viviendas) ubicado en Zaragoza.
La curva de duración anual representa el número de horas anuales (eje de abscisas)
durante el cual se demanda al menos la potencia reflejada en el eje de ordenadas. La
curva de duración anual de calefacción de la Figura 1 nos indica que el complejo
residencial: ii) tiene una demanda pico de ~18 MW; ii) demanda calefacción durante
~3500 horas al año, iii) la demanda supera los 5 MW durante ~2200 horas al año, etc.
Para construir una curva monótona que exprese el efecto combinado de varias demandas
anuales de calor y/ó frío puede procederse como sigue: i) empleando el COP adecuado
(que dependerá del tipo de máquina a emplear y de la temperatura de la fuente de calor)
calcular la cantidad de calor equivalente que procesado por una enfriadora de absorción
produciría el frío requerido; ii) representar las curvas de duración de todas las demandas
de calor (incluyendo la demanda equivalente de calor) en la misma gráfica; iii) si las
demandas de calor son simultáneas, la curva de demanda compuesta se obtiene
sumando verticalmente las demandas correspondientes al mismo número de horas; y si
son asíncronas la curva de demanda compuesta se obtiene sumando horizontalmente las
horas correspondientes a la misma demanda.
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A modo de ejemplo: a) en la Figura 1 se muestra la construcción de un punto de la
curva de duración anual de calor (demandas simultáneas) donde la demanda total de
calor asociada a 2200 horas anuales es ~6 MW Calor (= ~5 MW Calefacción + ~1 MW
ACS); y b) en la Figura 2 se muestra la construcción de un punto de la curva de
duración anual de calor (demandas asíncronas) donde la demanda mayor que ~6 MW
ocurre durante ~3000 horas anuales (= ~800 hrs ABS + ~2200 hrs Calor).
20000
demanda (kW)
15000
Calor
10000
Calefacción
6000
5000
5000
ACS
horas/año
1000
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
2200
Figura 1. Curva de duración anual de la demanda de calor (ACS y calefacción)
35000
30000
demanda (kW)
25000
20000
15000
Total
10000
6000
Calor
5000
ABS
0
0
1000
800
2000
horas/año
3000
4000
5000
6000
7000
8000
2200 3000
Figura 2. Curva de duración anual de la demanda (calor y frío por absorción)
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3. Integración energética
El suministro de energía a complejos residenciales (con miles de viviendas) utilizando
trigeneración de distrito (cogeneración + absorción + district heating & cooling) es una
opción interesante ya que: i) durante el verano se dispone de calor cogenerado que debe
despilfarrarse si no se consume; y ii) existen en el mercado equipos de refrigeración por
absorción que funcionan con energía térmica de baja calidad. Aquí se analizan los
sistemas de trigeneración compuestos por módulos de cogeneración con motores de
combustión interna (MACI) a gas y enfriadoras de absorción de simple efecto.
El máximo rendimiento energético que puede alcanzar una planta de cogeneración o
trigeneración está limitado por la cantidad de calor recuperado del motor pero también
por su temperatura [5]. La Figura 3a muestra las prestaciones de los módulos de
cogeneración con MACI a gas de potencia eléctrica > 1000 kW. El motor “promedio”
de rendimiento ηe=42% consume 100 kW de combustible (F) para producir 42 kW de
trabajo (W) siendo posible recuperar calor en: i) 4 kW (Qo) como agua caliente a t ≈
55°C desde el circuito de refrigeración del aceite de lubricación; ii) 16 kW (Qw) como
agua caliente a t > 90°C desde el circuito de refrigeración de los cilindros del motor; y
iii) a partir de los gases de escape (Qg), recuperando 24 kW como agua caliente a t >
90°C. Las enfriadoras de agua de absorción LiBr-H2O disponibles en el mercado son de
dos tipos: i) de simple efecto, que pueden accionarse con agua caliente a temperatura >
90°C o con vapor saturado a 120 °C (~2 bar); y ii) de doble efecto, que se activan con
vapor saturado a 180 °C (~8 bar). En la Figura 3b se muestra como una enfriadora de
simple efecto produce unos 28 kW de frío para climatización a partir de los 40 kW de
calor recuperados del motor que son utilizables.
Figura 3. Prestaciones energéticas de los equipos
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4. Evaluación energética y económica
Si se conocen la demanda total Eaño (kWh), su duración anual Hmax (h/año) y la demanda
instantánea máxima Dmax (kW), la curva monótona de demanda puede aproximarse
utilizando el modelo simple D = a·exp (-b·t) donde a y b son coeficientes de ajuste. Una
forma de ajustar los coeficientes es imponer a = Dmax y determinar b de modo que se
cumpla la condición integral Eaño = ∫0→ Hmáx D(t) dt.
Las curvas monótonas de demanda son de gran utilidad, pues si conocemos la potencia
eléctrica ó térmica del sistema y la modulación de carga permitida podemos estimar su
producción para un periodo de funcionamiento dado y las tasas de cobertura de la
demanda. Se define como tasa de cobertura al porcentaje del consumo de calor atendido
por cogeneración. Otro parámetro muy importante para caracterizar la operación del
sistema diseñado es el factor de utilización anual de la potencia eléctrica instalada en
módulos de cogeneración. Idealmente, el mejor diseño de cogeneración conseguirá a la
vez una elevada tasa de cobertura de la demanda de calor (mayor eficiencia energética)
y un elevado factor de utilización del motor (menor payback del capital invertido).
18000
demanda (kW)
Calor
15000
B (REE = 55%)
12000
A (sin despilfarro de calor)
C
9000
6000
3000
horas/año
0
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
Figura 4. Modos de operación con el motor a plena carga
8000
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Figura 5. Cobertura de la demanda de calor con cogeneración
Figura 6. Factor de utilización del motor
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El balance que expresa el ahorro económico para la operación anual con potencia
nominal de motores Wn y funcionamiento a plena carga es
A = Wn ( pe −
p fm
ηem
) H + fq
p
η qm
Wn fc H
η em
ηc
El primer término representa el ahorro neto correspondiente a la producción eléctrica de
los módulos de cogeneración después de descontar el coste del combustible consumido.
Supondremos aquí que el precio de la electricidad pe compensa sobradamente el coste
del combustible utilizado para producirla pfm/ηem. De este modo la operación del motor
siempre resulta rentable, incluso cuando se despilfarra el calor cogenerado, y convendrá
que el número de horas de operación anual H sea lo más grande posible.
El segundo término expresa el ahorro derivado del combustible que se deja de
consumir. En él fq es la fracción anual del calor cogenerado que atiende efectivamente a
la demanda de calor. Como puede apreciarse en la Figura 4 una vez H supera HA parte
del calor producido por el motor a plena carga deberá despilfarrarse pues no hay
demanda suficiente. Al aumentar H, fq H aumenta aunque fq disminuya, por lo que este
segundo término continua aumentando hasta alcanzar el límite HC = Hmáx. Si no hubiera
otra limitación convendría pues operar el motor el máximo número de horas posible.
Dicha limitación suele aparecer con la imposición de que el rendimiento eléctrico
equivalente correspondiente a la operación anual supere cierto valor ηlim para alcanzar
la condición de autogenerador [4]. Esta condición puede expresarse como
f q ( H ) ≥ 0,9
η em ⎛ 1
1 ⎞
⎟
⎜⎜
−
η qm ⎝ η em η lim ⎟⎠
En nuestro caso la condición límite fq(HB) = 0,4835 para ηlim = 0,55 se alcanza con un
número de horas HB de funcionamiento de los motores a plena carga cumpliendo HA <
HB < Hmáx y con un despilfarro del calor cogenerado próximo al 50% (100 - 48,35).
Las Figuras 5 y 6 muestran, respectivamente, el grado de cobertura de la demanda de
calor y el factor de utilización del motor para los casos: A) máxima duración HA con
aprovechamiento integro del calor producido por el motor, B) máxima duración HB
compatible con la condición de rendimiento eléctrico equivalente; y C) máxima
duración de la demanda de calor Hmáx. En abscisas se representa el cociente entre la
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potencia térmica aprovechable de los módulos de cogeneración (ηqm/ηem) Wn y la
demanda instantánea máxima de calor Dmax. Sobre dichas figuras (caso B) se
representan los resultados correspondientes a la instalación de 2 a 4 motores de 2928
kW de potencia eléctrica nominal. La instalación de 2 motores permite una alta
cobertura de la demanda de calor (~70%) a la par que un factor de utilización muy
elevado (~75%). Con 3 y 4 motores la tasa de cobertura sube pero a costa de un factor
de utilización menor. Un análisis económico detallado demuestra que la solución
óptima corresponde a 3 motores y conjuga una alta tasa de cobertura con un factor de
utilización razonable [6].
En el caso de instalar trigeneración en vez de cogeneración la demanda anual de calor
aumenta (comparar Figuras 2 y 3) por lo que con el mismo número de motores
instalados se tendrá un mayor factor de utilización. Un criterio razonable de diseño será
dimensionar las máquinas de absorción para aprovechar el calor recuperable de los
motores [6]. Para 3 motores la potencia frigorífica a instalar será aproximadamente de
unos 5860 kW ( 3 · 0,7 · 2928 · 0,40/0,42).
5. Referencias
1. Directiva 2002/91/CE, Diario Oficial de las Comunidades Europeas de 1 Abril 2003.
2. M.A. Lozano, Diseño óptimo de sistemas simples de cogeneración, Información
Tecnológica, Vol. 12, No. 4, pp. 53-58 (2001).
3. M.A. Lozano et al, Optimización del diseño de sistemas de trigeneración, Revista
Iberoamericana de Ingeniería Mecánica, Aceptado para publicación (2004).
4. REAL DECRETO 436/2004, sobre el régimen especial de producción eléctrica.
5. J. Ramos, Integración térmica de plantas de cogeneración y trigeneración, III
Jornadas de Ingeniería Termodinámica, pp. 653-661 (2003).
6. M.A. Lozano et al, Optimización de sistemas de cogeneración para calefacción y
refrigeración de distrito, XVI Congreso Nacional de Ingeniería Mecánica, León (2004).
6. Agradecimientos
Este trabajo ha sido financiado por el Plan Nacional de I+D+I 2000-2003
Proyecto DPI 2003-00603