Factibilidad economica de sistemas de cogeneracion
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FACTIBILIDAD ECONÓMICA DE SISTEMAS DE COGENERACIÓN CON TURBINAS DE GAS María Isabel Sosa UNLP - Universidad Nacional de La Plata - Facultad de Ingeniería Avda. 1 y 47, BA, La Plata, 1900, Argentina Fax. 54 221 425.9471 [email protected] Mauricio Maspoli UNLP - Universidad Nacional de La Plata - Facultad de Ingeniería Avda. 1 y 47, BA, La Plata, 1900, Argentina Fax. 54 221 425.9471 [email protected] Alberto Fushimi UNLP - Universidad Nacional de La Plata - Facultad de Ingeniería Avda. 1 y 47, BA, La Plata, 1900, Argentina Fax. 54 221 425.9471 [email protected] Resumen. El análisis exergético de un sistema convencional de vapor para una planta industrial muestra una enorme ineficiencia que puede ser reducida mediante el reemplazo de la caldera convencional por un sistema de cogeneración con turbina de gas y caldera de recuperación. Los indicadores cualitativos técnicos de las alternativas que pueden ser propuestas mediante juegos de parámetros de diseño pueden ser evaluadas mediante un modelo, observándose en general que mejoran con el rendimiento de la turbina de gas, su temperatura de gases de escape, y caudales, temperaturas y presiones del vapor demandado como vector calórico. Las condiciones óptimas de operación son las que permiten que la caldera de recuperación suministre el vapor demandado sin combustión suplementaria, y que la turbina de gas suministre el calor de escape necesario con los pinch points que no obliguen al encarecimiento excesivo de la caldera de recuperación. Cuando el precio de la electricidad es bajo como sucede en nuestro País y la demanda de electricidad es reducida, la factibilidad económica se ve favorecida cuando se selecciona una turbina de gas mas pequeña que la técnicamente adecuada, y se recurre a la combustión suplementaria para poder abastecer totalmente la demanda de vapor, puesto que esta práctica es superior a la suplementación con vapor generado en una caldera convencional. El análisis de los efectos de la combustión suplementaria ha sido realizado para determinar los límites del intervalo en que su aplicación puede ser conveniente. En este trabajo, se reseña la tarea realizada y se informan las conclusiones. Palabras clave. cogeneración 1, turbina de gas 2, caldera de recuperación 3, combustión suplementaria 4, optimización 5 1. Introducción El análisis cuantitativo de un generador de vapor convencional o de un sistema de cogeneración con turbinas de contrapresión o con extracciones indican eficiencias muy elevadas, lo que no necesariamente indican elevadas calidades desde el punto de vista termodinámico. En efecto, el análisis completo mediante el agregado del segundo principio muestra claramente que un sistema de cogeneración con turbina de gas TG y caldera de recuperación HRSG, aun con un rendimiento térmico cuantitativo inferior, es significativamente superior al sistema con turbina de vapor TV. Esto es atribuido a las enormes irreversibilidades que ocurren en una caldera convencional de parámetros usuales, como se observa en Tab. (1), donde se presentan los valores calculados para diferentes parámetros, entalpía, entropía, exergía y relación entalpía/exergía, referidos a un estado correspondiente al líquido saturado de 40oC y temperatura de los alrededores de 40oC. Tabla 1. Parámetros usuales para una caldera convencional a diferentes presiones y temperaturas Presión bar (a) Temperatura ºC Entalpía kJ/kg Entropía kJ/(kg. K) Exergía kJ/kg Exergía / Entalpía % 10 20 30 42 50 64 105 179.9 300.0 420.0 480.0 490.0 500.0 525.0 2608.84 2856.42 3108.51 3228.40 3241.97 3249.27 3264.74 6.01015 6.19446 6.41471 6.43099 6.37161 6.27252 6.07820 726.76 916.63 1099.75 1214.54 1246.70 1285.03 1361.35 27.86 32.09 35.38 37.62 38.46 39.55 41.70 En la última columna se muestran los porcentajes de exergía del vapor que se obtienen en generadores de vapor convencionales ideales (rendimiento entálpico del 100%) con relación al calor ingresado como combustible consumido, que evidencian la enorme degradación que estos equipos producen. Una caldera industrial que produce vapor saturado de 10 bar, cuyo rendimiento térmico fuera del 80%, estaría degradando el 77.8% de la energía del recurso en el proceso de conversión en las condiciones asumidas. Los bajos valores de exergía del vapor con relación a su entalpía hacen que la cantidad de trabajo que el vapor puede producir al expandirse en una turbina sea muy reducido con relación a la entalpía de la corriente de escape que define su capacidad como vector calórico. En Tab (2) se presentan los valores calculados de la expansión del vapor de 64 bar, 500oC en una turbina de contrapresión con 75% de rendimiento isentrópico, para presiones de escape en el rango 2.5 -20 bar. En las siguientes columnas se dan la temperatura del vapor de escape, el caudal específico (ASR), el calor utilizable Q por cada kWh de trabajo mecánico producido idealmente por la turbina, para un retorno de condensado a 105oC y la relación Potencia / Calor, Sk, expresado en %. Tabla 2. Consumo especifico de vapor, Exergía del vapor de admisión y Relación potencia /calor a diferentes presiones y temperaturas de escape para la expansión de vapor de 64 bar y 500ºC en turbina de contrapresión con 75% de rendimiento isentrópico Presión de escape P bar (a) 20.0 15.0 10.0 7.5 5.0 2.5 Temperatura de escape T o C 358.8 329.2 290.6 265.3 232.3 182.4 Consumo especifico de vapor Kg/kWh 13.81 11.41 9.31 8.31 7.29 6.15 Exergía del vapor de admisión kJ/kg 2717.3 2662.6 2591.4 2544.8 2484.1 2392.5 Relación Potencia / Calor 0.0826 0.1017 0.1275 0.1452 0.1689 0.2067 Las turbinas de gas modernas con rendimientos térmicos próximos al 40% operan a temperaturas máximas y de escape del orden de 1400oC y 600oC. Estos gases de escape tienen exergía elevada, suficiente como para transferirla al vapor en generación en una caldera de recuperación adecuada, para llegar parámetros de vapor de 105 / 525 o aun mayores sin suplementación de combustible adicional. Con ello, la tecnología actual posibilita ciclos combinados del 60% de rendimiento térmico neto, y sistemas de cogeneración con relaciones Sk de entre 0.5 y 1 o mayores en algunos casos. O sea sustancialmente mayores que los que se observan tabulados en la última columna de la Tab. (2) para algunas turbinas de vapor. Queda claro pues que el reemplazo de una caldera convencional por un conjunto TG + HRSG es racional y debe ser llevado a la práctica cada vez que esto sea posible, o sea cuando existe una demanda de calor suficientemente grande como para plantear la opción, y la potencia generada por la TG puede ser utilizada. Sin embargo, la necesidad de mantener la paridad eléctrica y térmica obliga a la implementación de mecanismos de flexibilización, que en general en sistemas TG + HRSG consiste en un sistema como el indicado en Fig. 1. Figura 1. Esquema de flexibilización de un sistema TG + HRSG consistente en la TG con regulación de potencia, y la regulación de la producción de vapor por medio del by pass de gases y combustor suplementario. En sistemas aislados, la potencia de diseño debe ser mayor que la demanda pico previsible, aumentando el costo del sistema. Por otra parte, la operación de la TG a cargas parciales reduce su eficiencia y también se reduce la temperatura de escape, afectando la producción de vapor. Para restituir esta pérdida se debe aumentar la combustión suplementaria, lo que perjudica la eficiencia del sistema. Si el sistema intercambia energía con la red, la TG puede operar permanentemente a su carga nominal (óptimo para la TG), y el sistema debe regular para mantener solo la paridad térmica. En estos casos, la TG puede seleccionarse de tal forma que el HRSG pueda generar sin fuego suplementario, el caudal medio o mínimo de demanda, con lo que el venteo de gases por by pass no operará significativamente y la paridad térmica se obtendrá por regulación de los post quemadores. Cuando el costo de inversión de capital del sistema requiere ser reducido, se pueden explorar soluciones con TG´s mas chicas, o mas baratas. (Sosa et al, 2003) 2. Perspectivas para un potencial cogenerador Resolver la opción de implementación de un sistema de cogeneración implica considerar una cantidad de factores, que se resumen a continuación. Una industria u otra actividad con una fuerte demanda calórica constituye un posible candidato a implementar un sistema de cogeneración, que se enfrentará con las siguientes perspectivas. a. b. c. d. e. f. g. h. i. Abordará un emprendimiento energético, en general de naturaleza diferente a la propia que tiene como solución “tradicional” la compra de electricidad de la red pública, y de combustible para la generación in situ del vector calórico que su industria requiere, con las implicancias que tal decisión impone. Podrá generar marginalmente a su requerimiento calórico, electricidad con una eficiencia marginal superior a la convencional. Pero esta eficiencia se verá reducida por la acción de los mecanismos de flexibilización necesarios para que el sistema mantenga la paridad térmica y eléctrica con sus correspondientes demandas. De poder el sistema eléctrico marchar en paralelo con la red, la paridad eléctrica queda asegurada, por lo que el sistema puede ser diseñado y operado en condiciones óptimas, manteniendo solo la paridad térmica. Si bien globalmente la operación de un sistema de cogeneración reduce el impacto ambiental, si se encuentra en una zona densamente poblada, puede agravar el problema en la misma. Los beneficios económicos operativos serán positivos, proporcionalmente al precio de la electricidad y el combustible, y la calidad del proyecto que se decida implementar. Pero la rentabilidad de la inversión se verá penalizada por el elevado requerimiento de capital. Según pueda ser esto manejado, podrán reconocerse nichos de rentabilidad utilizando máquinas térmicas chicas de producción masiva, o en instalaciones grandes con turbinas de gas con suficiente economía de escala (aprox. 70 MW o mayores), u otros casos que resulten de estudios específicos. Actualmente, debido a la generación hidroeléctrica, la mejora de la eficiencia de los ciclos combinados, el enorme efecto de la economía de escala de estas centrales, y el menor precio de combustible que pueden lograr, han reducido el precio de la electricidad a un nivel tal que difícilmente una instalación de cogeneración de tamaño industrial pueda repagar su inversión y brindar una tasa de retorno atractiva. Deberá enfrentarse con la previsible hostilidad de competidores “convencionales” en la actividad de generación eléctrica, en consideración de la mayor eficiencia intrínseca en el uso del recurso combustible de la cogeneración. En realidad, el cogenerador requiere el auxilio del sistema eléctrico para que este pueda concretar y maximizar la conservación de recursos, y esto solo puede darlo un marco regulatorio adecuado o legislación adicional por el que los actores sean obligados a proceder anteponiendo el interés público al sectorial. El cogenerador en general requiere del sistema eléctrico: (Sosa y Fushimi, 2003) que se le conceda la interconexión con la red para poder asegurar la paridad eléctrica mientras su equipo de generación opera en condiciones nominales. que se le permita mantener su sistema de cogeneración en marcha puesto que una interrupción de su operación penalizará económicamente la producción del vector calórico que su actividad principal demanda. que se le suministre energía suplementaria, o sea el complemento a su generación para abastecer la demanda de sus procesos. que se le reciba el excedente de generación cuando su demanda es inferior a la capacidad nominal de su equipo. que se le suministre energía de back up, en caso de avería imprevista de su sistema de generación. que se le suministre energía de mantenimiento, o sea la energía necesaria para el mantenimiento programado de la planta industrial, en el que los equipos de generación se supone estarán fuera de servicio. Los costos de estos servicios deben ser justos, razonables, y en el interés público en el sentido de alentar la cogeneración como medio para mejorar conservar recursos a través de la mejora de la eficiencia del uso de los mismos, como lo establece el (PURPA, 1978), en los Estados Unidos Pero como compensación, la generación de cantidades pequeñas o moderadas de energía y su inyección a la red en diferentes puntos próximos a las ubicaciones de la demanda incrementa la capacidad de la red y en general reduce j. k. 3. las pérdidas por transporte y distribución. Por este motivo, los utilities de los Países en los que la responsabilidad por el suministro eléctrico es asumida globalmente tienden a favorecer la proliferación de la generación distribuida en las zonas de consumo o próximas. La ausencia de una legislación específica de aliento a la cogeneración, (que existe en Países desarrollados en consideración de los beneficios sociales que derivan de su práctica), deja desprotegidos a los cogeneradores contra acciones discriminatorias de sectores afectados desalentando el desarrollo de la cogeneración, lo que ha sido comprobado en Países desarrollados. El actual Marco Regulatorio Eléctrico (Cammesa, 2003), considera al cogenerador como un actor del mercado eléctrico y consecuentemente sujeto a una cantidad de requisitos que lo desalientan, y por ende al desarrollo de la cogeneración, como también ha sido comprobado en Países desarrollados. Es función del Estado orientar y alentar a los actores a proceder en consideración de las previsiones y bienestar público, función que no ha sido cumplida cabalmente en nuestro País en lo que respecta a la cogeneración. Factibilidad económica de los proyectos de cogeneración con turbina de gas En el presente trabajo nos proponemos investigar las opciones que existen en la implementación de un sistema de cogeneración con turbina de gas y caldera de recuperación para suministrar vapor saturado de una única presión destinado a usos calóricos. Los resultados económicos de la operación de un proyecto depende de las características intrínsecas de su diseño, pero también de una cantidad de factores operativos propios y externos que corresponden al caso específico a analizar, como ser las tarifas, el monto de la inversión y su financiamiento, los costos derivados de las características operativas de la demanda por necesidad de intervención de los mecanismos de flexibilización, la minimización de los costos de los servicios de la red eléctrica por aplicación de cláusulas de un hipotético marco regulatorio adecuado que pudiera existir, los costos fiscales, etc. Puesto que nos proponemos obtener conclusiones de carácter general que nos permitan construir los criterios técnicos útiles para que el analista del sistema pueda conducir su diseño hacia la búsqueda de mejores soluciones, se considerarán aquí los factores específicos indicados arriba como “condiciones de borde” de la problemática y resueltos bajo supuestos muy simplificados, los que han sido introducidos en el modelo de carácter general confeccionado para el propósito del presente trabajo. Pero con la aclaración de que deberán ser incluidos en forma rigurosa en los modelos de análisis en el caso de tener que tratar un caso concreto real, en el que la información necesaria estará disponible. Por otra parte, dado que existen expectativas de cambios significativos en la disponibilidad y valoración de las diferentes formas de energía, reacomodamientos tarifarios, posibles correcciones en materia regulatoria, etc, consideramos de interés analizar el comportamiento del proyecto ante tales variaciones. 4. Características del modelo Con el objetivo de confeccionar un modelo de análisis lo mas genérico posible, se comenzó tratando de correlacionar las propiedades de los turbogrupos de gas con su tamaño definido por su potencia nominal mediante los datos de los equipos disponibles en el mercado publicados en el Gas Turbine Handbook, 2000, encontrando que existe una gran dispersión, como se observa en Fig. (2) y Fig. (3), que si bien indican tendencias generales, no permiten un análisis con la rigurosidad que se pretende para el trabajo. En efecto, las correlaciones pueden ser establecidas, pero para los resultados para una unidad “representativa del tamaño” el balance energético con los datos obtenidos de las correlaciones en general no cierra. Se decidió pues que el modelo recoja los datos reales publicados de cada máquina para su procesamiento, para lo cual se incluyeron los datos mencionados en la correspondiente página. Figura 2. Valores de costos específicos y caudal específico de gases de turbogrupos de gases existentes en el mercado, según datos informados en el Gas Turbine Handbook 2000, como función de la potencia. Figura 3. Valores de rendimientos térmicos y temperatura de gases de turbogrupos de gases existentes en el mercado, según datos informados en el Gas Turbine Handbook 2000, como función de la potencia. El modelo fue confeccionado de tal forma que sea posible evaluar los resultados técnicos y económicos de un sistema de cogeneración con turbina de gas y caldera de recuperación, que pudiera analizar cualquier tipo de demanda de vapor saturado para los 62 tipos de turbinas de gas existentes en el mercado de tamaños entre 13.75 y 334 MW de potencia en condiciones ISO. La generación de vapor saturado de cualquier presión en el intervalo usual como vector calórico industrial puede operar con calor de escape de la turbina o bien con postcombustión con un límite máximo de 800oC de temperatura, indicando el modelo el valor del pinch point como orientador de la intensidad adecuada para la producción del vapor demandado. Se muestra además el perfil de temperaturas a efecto de evidenciar soluciones inviables o situaciones de criticidad. Con esta concepción, el modelo puede analizar turbogrupos de varios tamaños por cuanto la producción de vapor puede ser ajustada a la magnitud de la demanda a través de la postcombustión. El modelo cuenta con las siguientes páginas: Diagr Resum TG´s C Vap HRSG Económ NTU Muestra los parámetros técnicos del análisis sobre un diagrama del sistema Muestra los principales datos técnicos y económicos Listado de turbogrupos de gas con sus características principales Análisis del ciclo de utilización del vapor, condensado, make up, y tratamiento Análisis de la caldera de recuperación y precalentador a agua de alimentación Análisis económico financiero del proyecto (preliminar y genérico) Para observar la criticidad de la transferencia térmica en los paquetes del HRSG En la Fig. (4) se presenta la hoja "Diagr" que muestra los parámetros técnicos principales del sistema en análisis, el perfil de temperaturas e indicadores cualitativos. El caso considerado corresponde a un turbogrupo LM 6000 PD de 43.4 MW de potencia ISO, cuya temperatura de escape debe ser aumentado de 452 a 792.4oC por postcombustión para la generación de 140 Ton/h de vapor saturado de 16 bar, con un pinch point de 30oC. El perfil de temperaturas indica condiciones severas para la transferencia térmica en el economizador y precalentador. 5. Corridas del modelo La demanda térmica asumida en el estudio es: Vapor saturado de 16 bar Temperatura 201.3oC Caudal 140000 kg/h (38.89 kg/s) Devolución de condensado 100000 kg/h (27.78 kg/s) a 117.5oC, Tiempo anual de operación: 8100 horas por año agua de reposición a 25oC definidos los parámetros del modelo, el mismo fue corrido para las siguientes condiciones base: Temperatura máxima de gases Pinch point a mantener Costo del gas combustible Precio de venta del vapor Precio de venta de la electricidad TIR del proyecto 800oC 30oC 70.00 $/Dm3 6.5 $/Ton la necesaria para la TIR definida 12% Tabla 3. Turbogrupos seleccionados para el estudio Turbogrupo No GE PG 6101 FA V 64-3A V 64-3 W 251 B-11/12 GE PG 6581 B GE LM 6000 44 43 42 36 30 33 Potencia nominal MW 70.14 67.00 63.00 49.50 42.00 43.00 Figura 4. Hoja “Diagr” del modelo de análisis Rendimiento térmico % 34.20 34.71 35.22 32.66 32.07 41.62 Caudal de gases kg/s 198.22 190.96 187.33 174.18 141.07 125.64 Temperatura de gases ºC 598 589 531 514 544 452 Los turbogrupos seleccionados para el estudio de este caso son los que se dan en Tab. (3). Para las condiciones base, los precios de venta de la electricidad para una tasa interna de retorno del 12% se muestran en la Fig. (5). Se observa una tendencia declinante del precio para unidades de menor tamaño, que consecuentemente requiere mayor suplementación de energía por el postcombustor, que si bien aumenta el costo energético, reduce considerablemente el costo de capital por menor costo de la instalación. Las distorsiones que se observan en los dos últimos equipos se deben a que la unidad PG6581B tiene un costo específico 21% mayor que la W251B11/12 y una eficiencia menor en un 15%. La unidad LM 6000 es la de mayor rendimiento, pero la de menor temperatura de escape, lo que obliga a un mayor gasto en la postcombustión, según datos publicados en World Gas Turbine Handbook, 2000. 25,00 24,50 Precios, $/MWh 24,00 23,50 23,00 22,50 22,00 21,50 PG6101FA V64.3A V64.3 W251B11/12 PG6581B LM6000PD Figura 5. Precios de venta de la electricidad para las condiciones base para una tasa de retorno del proyecto del 12% para las 6 unidades comparadas. En Tab. (4) y Tab. (5) se dan los resultados de mayor interés obtenidas de las corridas del modelo, en la que se observan, para tamaños decrecientes de turbogrupos de gas: a. La temperatura máxima de gases, primera columna 1 en Tab (4), debe elevarse en la medida en que se consideran turbogrupos menores que requieren una mayor suplementación por postcombustión. Sus efectos se observan en los consumos de combustible, cuarta y quinta columna en Tab (4) b. Pero debe notarse que la temperatura de gases a chimenea se reduce, como puede observarse en la tercera columna de Tab. (4), por lo que la diferencia de temperaturas aumenta en el vaporizador, disminuyendo en el economizador, aliviando el requerimiento de efectividad térmica en el vaporizador, e incrementándolo en el economizador, y consiguientemente el número de unidades de transferencia necesario, NTU, el cual para unidades de TG chicas incrementa el tamaño del economizador, pudiendo en casos extremos producir la inviabilidad de este paquete o variar las condiciones de análisis. Tabla 4. Parámetros del sistema, consumos de combustible y rendimiento térmico Modelo del turbogrupo GE PG 6101 FA V 64-3A V 64-3 W 251 B-11/12 GE PG 6581 B GE LM 6000 Temperatura máxima ºC 598.0 607.7 614.7 642.4 734.1 792.4 Temperatura de chimenea ºC 163.0 155.9 154.4 148.5 128.9 116.2 Consumo de combustible Turbina gas Suplementario MW MW 205.10 0.00 192.97 4.22 178.87 18.32 151.56 26.19 131.25 31.78 104.27 50.45 Total MW 205.10 197.19 197.19 177.75 163.03 154.72 Rendimiento térmico % 79.64 81.27 79.29 80.54 83.37 88.67 Tabla 5. Factor energético Sk, ahorro de energía primaria y transferencia térmica en economizador y vaporizador Modelo del turbogrupo GE PG 6101 FA V 64-3A V 64-3 W 251 B-11/12 GE PG 6581 B GE LM 6000 PD Factor energético Sk % 0.72 0.69 0.65 0.51 0.43 0.45 Ahorro de energía primaria % 35.73 36.35 33.82 31.09 30.93 35.50 Economizador Efectividad % 47.29 49.82 49.82 49.86 49.83 53.39 Vaporizador NTU Efectividad NTU 0.844 0.951 0.959 0.993 1.1.27 1.336 % 58.26 57.06 56.19 53.02 44.46 40.59 0.874 0.846 0.826 0.756 0.596 0.521 c. La cantidad de combustible consumido en general se reduce aumentando el rendimiento térmico, pero debe tenerse en cuenta que una instalación mas chica que debe suministrar la misma demanda térmica, produce menos del vector mas valioso, como lo corrobora el factor Sk de la segunda columna 2 en Tab (5). La calidad del sistema desde el punto de vista de la conservación de recursos es definida por el ahorro porcentual de recursos, que se muestra en la columna 3 de Tab (5). en el que se observa una tendencia declinante, salvo para la unidad LM6000PD que mantiene un valor elevado debido a la elevada eficiencia de esta unidad. Las eficiencias de los procesos monopropósito de referencia adoptados para el cálculo del ahorro de recursos son: Conversión combustible a trabajo: 33% Conversión combustible a vapor: 85% Es evidente que la condición ideal de dimensionamiento del sistema es aquel en el que todo el vapor demandado es suministrado exactamente por el calor de escape del turbogrupo de gas, puesto que cualquier excedente deberá ser desaprovechado, y los faltantes deberán ser aportados mediante la combustión suplementaria, que conceptualmente es una componente energética “no cogenerada”. Pero esta condición conducirá a costos elevados del sistema, pudiendo inviabilizarlo especialmente si el precio de la electricidad es bajo en el mercado en el que se lo intenta colocar. En Fig (5) se dan los valores determinados por el modelo para las condiciones base, para alternativas que contemplan el turbogrupo PG 6101 FA cuyo calor de escape excede ligeramente los requerimientos de la generación de vapor, y máquinas de menor tamaño que requieren combustión suplementaria. Las externalidades adoptadas como condiciones base evidentemente no coinciden con los actuales en nuestro País. El factor que lo ha modificado sustancialmente e introduce incertidumbres debido a sus componentes políticos es la evolución de la economía posterior a la devaluación y pesificación asimétrica sucedida recientemente. Acorde a los valores que entendemos contemplan la situación actual hemos considerado los siguientes incrementos de valores en Pesos: Bienes de origen externo (importados) Bienes y servicios nacionales Mano de obra 200% 100% 0% En cuanto al precio futuro del vapor, se ha considerado el mismo porcentaje de incremento que el combustible en reconocimiento de que el “fuel cost” es la componente principal de su costo marginal. El incremento del precio de los combustibles ha sido considerado una variable independiente al solo efecto de visualizar sus efectos, en un intervalo amplio Gas natural: Vapor: 3 casos 3 casos 50% 50% 100% 100% 150% 150% con la salvedad de que vemos fuertes irracionalidades que deberán ser corregidos en algún momento, y que las cifras que resulten podrán tener una considerable imprecisión. Sin embargo, consideramos que los valores que se obtengan podrán ser utilizados para un estudio comparativo, que es nuestro objetivo. Bajo el supuesto que tanto el turbogrupo de gas, la caldera de recuperación, instrumentación y otros elementos críticos son importados, el monto de la inversión presenta incrementos del orden del 120 a 170% según el caso. Figura 6. Incrementos del precio de venta de la electricidad en función del aumento del costo del gas referido al caso base, para incrementos del precio del vapor iguales a los del gas combustible. Los costos operativos no energéticos han sido determinados en función del costo de la instalación a efecto de que contemple el efecto de la economía de escala de la misma en estos ítems. Con las correcciones indicadas introducidas al modelo, se determinaron los precios de venta de la electricidad para una tasa de retorno del proyecto del 12%, expresados en porcentaje de aumento tanto del gas (abcisas) como de la electricidad (ordenadas) con relación al caso base para los seis turbogrupos considerados. Con los valores obtenidos se confeccionó el gráfico que se presenta en la Fig. (6), que muestran una tendencia declinante en general, con desviaciones debidas a las características específicas de cada caso Se supone que el precio del vapor aumenta en el mismo porcentaje que el incremento de precio del combustible. Se observa que para el caso actual en la que no aumentan el gas ni el precio del vapor, los ingresos por ventas de electricidad deben compensar los costos de inversión de capital, insumos importados y bienes y servicios locales salvo mano de obra, alcanzando los aumentos según el caso, valores superiores al 100%. Pero se observa en todos los casos que este incremento se reduce al aumentar el precio del gas combustible, y del vapor en la misma proporción, pudiendo llegar a mantener los valores del precio de la electricidad cercanos a los del caso base (del orden de entre 22 y 25 $/MWh), si los mencionados incrementos son del orden del 150%. Esto permite obtener una conclusión importante en cuanto a que la competitividad de un sistema de cogeneración con relación a una generación convencional monopropósito aumenta por efecto de la posibilidad de reducir el precio de la electricidad por una característica intrínseca, y de la necesidad de los sistemas convencionales de tener que aumentarlo. 6. Conclusiones El sistema de cogeneración con turbina de gas y caldera de recuperación, si bien tiene un rendimiento térmico cuatitativo que puede ser inferior al sistema con turbinas de vapor, es termodinámicamente superior como se evidencia en el análisis por el segundo principio (análisis exergético), pudiendo obtenerse cantidades sustancialmente mayores de trabajo mecánico. Sin embargo, cuando los valores tarifarios de la energía y del combustible son bajos, los beneficios económicos de un proyecto de cogeneración pueden no ser suficientes para brindar un retorno a la inversión, generalmente de montos muy elevados que implica. Cuando según las condiciones específicas del caso, la rentabilidad del proyecto tipo TG+HRSG es magra, pueden obtenerse mejoras reduciendo el tamaño del turbogrupo, reduciendo así el monto de la inversión. La calidad del sistema se reduce, pero la rentabilidad puede mejorar. Esto implica una divergencia entre los intereses del inversor y los de la sociedad en términos de conservación y calidad ambiental. Se trata de una tendencia general, que en la práctica se ve distorsionada por la dispersión de los precios y performances del sistema y sus unidades constitutivas en las que el turbogrupo de gas es el de mayor peso. En unidades que requieren aumentar la producción de vapor con postcombustión, la transferencia térmica en los primeros paquetes de transferencia del HRSG mejora, pero empeora en los últimos, debiendo monitorearse la viabilidad de estos últimos, puesto que a partir de ciertos límites, el crecimiento del NTU con relación a la efectividad térmica crece abruptamente. La experiencia en materia regulatoria en Países desarrollados indica que si el cogenerador es considerado como un actor del mercado eléctrico, se lo desalienta y el desarrollo de esta tecnología no se maximiza como sería de interés general o público. Para corregir esta situación se han emitido legislaciones complementarias que no han sido creadas en nuestro País. El incremento del precio de la electricidad beneficia la rentabilidad de los proyectos de generación monopropósito como los de cogeneración, mientras que el incremento del precio del gas solo favorece a los proyectos de cogeneración. Siendo previsible el incremento de los precios de ambos vectores energéticos en el futuro, como las correcciones necesarias en materia regulatoria como medio para propiciar el uso racional de la energía, consideramos que esta tecnología tiene muy buenas perspectivas de desarrollo, lamentablemente muy atrasadas en nuestro medio en la actualidad. 7. Referencias Cammesa, Compañía Administradora del Mercado Eléctrico Mayorista S.A., 2003. “Los procedimientos” Anexo 12: Cogeneradores y autogeneradores. Fushimi A., 1998, “Implicancias de la generación marginal de vapor en sistemas de cogeneración con turbina de gas”, VIII Congreso Chileno de Ingeniería Mecánica, Concepción, Chile, 27 al 30 de Octubre de 1998. Gas Turbine World, 2001, “Gas Turbine Handbook 2000 – 2001”, USA. PURPA, (Public Utility Regulatory Policies Act), 1978, P.L.95-617, Parte del National Energy Act., Sections 201 and 210. Cogeneration and small power production. Federal Register, November 1978, USA. Resource Dynamics Corporation, 1983, “Cogeneration: Regulation, Economics and Capacity”, Energy Information Administration (EIA), USA. Sosa, M.I, Maspoli, M, Fushimi, A, 2003, Comportamiento operativo de sistemas de cogeneración con turbina de gas. Parte A. Fundamentación del modelo de análisis. Clagtee 2003, San Pedro, Brasil. Sosa, M.I, Maspoli, M, Fushimi, A, 2003, Comportamiento operativo de sistemas de cogeneración con turbina de gas. Parte B. Aplicación del modelo de análisis. Clagtee 2003, San Pedro, Brasil. Sosa, M.I, Fushimi, A., 2003, El rol de la regulación en el desarrollo de la Cogeneración. Trabajo a presentar en la Reunión Anual de Asades, Formosa, Argentina. Sosa, M.I, Fushimi, A., 2003, Pautas técnicas para un proyecto de marco regulatorio de la Cogeneración. Trabajo a presentar en la Reunión Anual de Asades, Formosa, Argentina. 8. Advertencia de Copyright Los autores son los únicos responsables del material impreso incluido en este trabajo. ECONOMICAL FEASIBILITY OF GAS TURBINE COGENERATION SYSTEMS Abstract. The exergetic analysis of a conventional steam system of an industrial plant shows an enormous inefficiency that can be reduced by means of the substitution of the conventional boiler for a cogeneration system with turbine of gas (TG) and recovery boiler (WHB or HRSG). The qualitative indicators of each alternative that can be proposed by means of a set of design parameters can be evaluated by means of a computational model, being observed in general that they improve with the efficiency of the gas turbine, its exhaust gas temperature and mass flow, temperatures and pressures of the demanded steam for caloric use. Optimum conditions for the HRSG are that it can give the demanded steam without supplementary firing, and the appropriate turbine of gas is that that can give the necessary exhaust heat with the pinch points that they don't drive to an excessive rise in the purchased cost of the HRSG. When the price of the electricity is low as it happens in our Country and the electricity demand is reduced, the economic feasibility is favored when the gas turbine is selected rather smaller than the technically appropriately sized one, and the supplementary combustion is used to fit the balance to supply the total steam demand. This practice is better than the supplementation with steam generated separately in a conventional boiler. The analysis of the effects of the supplementary combustion has been realized to determine the limits of the interval in that its application could be convenient. In this work, the realized task is reported and conclusions are informed. Keywords. cogeneration 1, gas turbine 2, waste heat boiler 3, supplementary firing 4, optimization 5.
