1. INTRODUCCION

La cogeneración es ya reconocidaen prácticamente todos los sectoresindustriales como una tecnologíafiable, eficiente y rentable para susprocesos.

En los años pasados estaba econó-micamente incentivada, por losprecios de compra y venta de elec-tricidad relativamente elevados.

Con la nueva legislación del sectoreléctrico en España, con la conver-gencia en la UE y la consiguientebajada de precios de la electricidad,tanto de venta como de compra, almismo tiempo que suben los pre-cios del gas natural, influidos sobretodo por el cambio del dólar, losmárgenes en las plantas de cogene-ración se están estrechando y sehace más necesario utilizar todoslos medios a nuestro alcance paraaumentar la eficiencia y, por tanto,la rentabilidad de las plantas decogeneración, vía disminución delcoste de producción de electricidad.

Es evidente para todos los conoce-dores de esta tecnología que paraconseguir la mejor rentabilidad deun proyecto, se debe comenzar conun buen dimensionamiento. Como

se ha demostrado en otros artículosanteriores [1, 2, 3] esto quieredecir que la planta de cogenera-ción ha de suministrar todo elcalor y frío necesario para el pro-ceso en el menor nivel entálpicoposible. Esto aconseja en algunoscasos cambiar las condiciones delproceso [4].

Una vez dimensionada la planta yseleccionados adecuadamente losequipos principales, hay que opti-mizar el diseño. Esto que antestenía menos relevancia, está adqui-riendo una importancia muchomayor, siendo la clave en algunoscasos para el éxito económico delproyecto. La optimización deldiseño tiene dos aspectos diferen-tes: por una parte la introducciónde elementos que aumentan el ren-dimiento de la planta y, por otra,los que le dan más flexibilidad,aunque en algunos casos el ele-mento en cuestión produce los dosefectos.

Para aumentar el rendimientopodemos referirnos al enfriadorevaporativo [5], enfriador conagua fría del aire de entrada a tur-bina [6], el segundo nivel de pre-sión en caldera de alta presión,

MEJORA DE LA COMPETITIVIDAD EN COGENERACION

INGENIERIA QUIMICA - MARZO 1998

En el presente artículo sedescriben dos posibilidadesde aumentar larentabilidad de las plantasde cogeneración en ciclocombinado: inyección devapor en turbina de gas ycondensación encontrapresión de turbinade vapor. También seanalizan las diversasopciones de condensacióny se determinan los costesde producción deelectricidad en amboscasos.

DIEGO FRAILEPowertec Española, S.A.

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intercambiador de agua de aporte,entre otros.

Para aumentar la flexibilidad de laplanta, tenemos los acumuladoresde vapor, condensadores de vapore inyección de vapor. En este artí-culo nos referiremos a la utiliza-ción de sistemas de condensaciónde vapor (tanto con aire como conagua) y a la inyección de vapor enla turbina de gas. Estos sistemashan adquirido gran importancia, yaque permiten variar la relacióncalor/electricidad producida, yesto, teniendo en cuenta la grandiferencia de precios de electrici-dad para cada uno de los períodosde discriminación horaria, puederepresentar una forma de mejorarlos costes de explotación de unaforma considerable.

2. CONDENSACION DE VAPOR

En plantas de ciclo combinado esmás económico normalmente dis-poner de un sistema de condensa-ción del vapor para los excedentesde calor en caldera de recupera-ción, que tirar calor por unachimenea by-pas, puesto que seproduce una cierta cantidad deelectricidad (15 a 30% delcalor dependiendo de la presiónde condensación). Los sistemasde by-pass tienen la desventajaadicional de producir más pér-didas de calor permanentes enla caldera, del orden del 1...2%. Además con un sistema decondensación no se tira agua debuena calidad, como ocurre enel caso de soplar vapor directa-mente a la atmósfera.

2.1. DESCRIPCION DEL SISTEMA

Existen dos posibilidades: con-densación a presión y conden-sación a vacío.

La condensación a presión con-siste en condensar vapor decontrapresión de una turbina devapor. Esto se realiza así en elcaso de disponer de excedentesocasionales de vapor, como enel caso de plantas de papel,donde hay variaciones bruscasen la demanda de vapor porroturas de papel.

En el caso de excedente perma-

nente de calor es más rentable con-densar a vacío, puesto que el ren-dimiento es mucho mayor, delorden del doble. En este caso hayque mantener un mínimo de caudala condensación (del orden del 10%del máximo) para asegurar la refri-geración del cuerpo posterior deturbina.

Cuando se condensa a presión, esfácil condensar por aire (aerocon-densadores), lo que no consumeagua, como en el otro caso, decondensación con agua (el consu-mo de agua es del orden de 1,5veces el vapor a condensar, depen-diendo del tipo, tamaño de torre ycalidad del agua de aporte). Elbalance teniendo en cuenta tam-bién la inversión es tal que normal-mente se opta por los aeroconden-sadores.

En la fotografía de la figura 1, pue-de verse una instalación de aero-condensadores sobre una turbinade gas, en una fábrica integrada decelulosa y papel, que posee unciclo combinado de turbina de gas

LM 2.500 con turbina de vapor de20 MW.

En el caso de condensación avacío, por el contrario, existe ladesventaja adicional de la conden-sación por aire de que el vacío quese puede obtener es menor, lo quecomo es sabido se traduce en unadisminución importante de lapotencia a extraer de la turbina.

2.2. ANALISIS COMPARATIVODE LOS SISTEMAS DE CONDENSACION

A título de ejemplo podemos com-parar una instalación de aerocon-densadores de 50 t/h con otra ins-talación de la misma potencia concondensador de agua, suponiendoun período de funcionamientoanual de 2.000 horas. Se hasupuesto una contrapresión de 4barg, un precio de agua de 25 pta/ty un precio de electricidad de 9pta/kWh

En la Tabla I se puede ver la razónde poner aerocondensadores en el

caso de condensación a presión.Además, no se ha tenido encuenta que la instalación de con-densación por agua es más carade operación y mantenimiento.

De igual manera, se puede com-parar una instalación de aero-condensadores, para turbina decondensación a vacío, de 140t/h, con otra de la misma poten-cia con condensador de agua,suponiendo un período de fun-cionamiento anual de 8.000horas.

En la Tabla II se puede ver larazón de poner normalmentecondensación por agua en elcaso de condensación a vacío,salvo en casos muy excepciona-les de escasez grande de agua,puesto que es más barato deinversión y de funcionamiento.La razón más importante es quecon agua se puede llegar a unnivel de vacío mayor. El pre-sente cálculo corresponde a unatemperatura ambiente de diseñode 38°C, en que se puede con-seguir 0,2 bara de presión decondensación con aeroconden-sadores, mientras que con aguase puede bajar con facilidad de0,1 bara. El consumo eléctricode las dos instalaciones es bas-tante parecido.

Fig.1. Aerocondensadores sobre una turbina de gas

INGENIERIA QUIMICA - MARZO 1998120

2.3. RENTABILIDAD DE CONDENSACION

Vistos estos criterios generales deselección del tipo de instalación,vamos a estudiar el efecto econó-mico de utilizar el sistema de con-densación también para aumentarla producción de electricidad enhoras de alto precio eléctrico.

Los costes de producción han decalcularse para cada planta en par-ticular, con las características delos equipos concretos. Los cálcu-los que siguen son valores aproxi-mados para mostrar algunas con-clusiones generales, pero cadaplanta puede y debe modelizarsepara saber en cada momento elcoste marginal de producción dediferentes maneras y compararlocon el precio, para así minimizar elcoste de explotación.

Hemos calculado primero el costede producción de electricidad acondensación suponiendo que seestá condensando vapor a 4 barg yque este vapor se produce en unacaldera de recuperación de coge-neración a 60 barg. El resultado esun coste variable medio de 11pta/kWh, suponiendo un precio degas natural de 2 pta/te PCS. Esteprecio puede ser algo menor en elcaso normal de turbina sobredi-mensionada, porque al aumentar lacarga de la turbina, por aumentodel caudal de contrapresión,aumenta también el rendimientode la misma.

Este mismo cálculo se ha realizadopara una instalación con condensa-ción a vacío, resultando un costevariable medio de 5,5 pta/kWh.

Si comparamos estos costes deproducción con un precio mediode venta actual (energía+potencia)resultan los datos en pta/kWh indi-cados en la Tabla III.

Estos costes se han calculado paraun precio medio de gas de 2 pta/tePCS. Los precios de venta corres-ponden al año 1998 para potenciainstalada de 15 MVA a 30 MVA,suponiendo una potencia garanti-zada disponible del 90% de lamedia para venta.

La Tabla habla por sí misma, esmuy rentable condensar en punta,es rentable condensar a vacío enllano y, en valle, la condensación avacío está al límite, siendo absolu-

tamente no rentable la condensa-ción a presión.

3. INYECCION DE VAPOREN TURBINA DE GAS

3.1. DESCRIPCION

Las turbinas de gas pueden admitiren la mayor de los casos inyecciónde agua o vapor. Esto tiene dosefectos principales: aumenta lapotencia y disminuye las emisio-nes de NOx. Además de estosefectos beneficiosos, tiene otrosefectos no deseados, a saber,aumenta las emisiones de CO yaumenta los costes de manteni-miento. En cualquier caso es nor-malmente más interesante la inyec-ción de vapor, si se dispone delmismo, con calidad y presión sufi-ciente (se requiere una presión

parecida a la del gas natural). Elvapor puede inyectarse en la cáma-ra de combustión (junto con el gasnatural o separadamente del mis-mo), en la última parte del com-presor o en la turbina de potencia.

Cuando el objetivo perseguido essobre todo bajar el nivel de NOx,el vapor se inyecta en la cámara decombustión. La tendencia en cual-quier caso es no inyectar en la tur-bina de potencia, puesto que puedeproducir deterioro prematuro de laturbina.

La inyección requiere una serie deprecauciones relativas a la calidaddel vapor, tanto en cuanto a ase-gurar una mínima presencia desales (con requisitos parecidos alas turbinas de vapor), como encuanto a asegurar un nivel míni-mo de sobrecalentamiento, yausencia total de gotas líquidas

Tabla IComparación de sistemas de condensación a presión

Unidad Condensación por agua Condensación por aire

Inversión total, pta 70 80

Consumo de agua, t/h 60 0Mpta/año -3,0 0

Consumo eléctrico, kW 200 150Mpta/año -3,6 -2,7

Retorno, años 2,6

Tabla IIComparación de sistemas de condensación a vacío

Unidad Condensación por agua Condensación por aire

Inversión total , pta 300 625

Consumo de agua, t/h 200 0Mpta/año -40 0

+ aumento de producción -consumo eléctrico, kW 1.750 -950

Mpta/año +126 -68

Tabla IIICoste de producción de electricidad a condensación (pta/kWh)

Coste variable producción a condensación precio de venta

a presión a vacío llano punta valle

11,0 5,5 9,4 21,0 5,5

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arrastradas. Es muy aconsejablemantener la inyección funcionan-do continuamente, aunque sea almínimo, de lo contrario existe elriesgo de condensaciones que nose drenan adecuadamente y queson arrastradas al arrancar lainyección.

3.2. RENTABILIDAD DE LA INYECCION

Cuando se inyecta vapor, aumentala potencia y también el rendi-miento de la turbina de gas. Estavariación depende de la temperatu-ra ambiente además de la turbinade gas y sistema de inyección. Enuna turbina de 22 MW, la potenciaaumenta unos 2,5 MW a 15°Cinyectando unos 3 kg/s de vapor yen una turbina de 40 MW la poten-cia aumenta unos 5,2 MW inyec-tando 6,7 kg/s.

En todo caso al aumentar la poten-cia, aumenta también el consumode combustible. Por supuesto, alinyectar vapor en la turbina, éstese tira a la atmósfera a través de lacaldera y se producen otros dosefectos: aumenta la capacidad dela caldera y el consumo de aguadesmineralizada para reponer elvapor tirado.

Se ha calculado el coste de produc-ción de electricidad por inyecciónde vapor en dos turbinas de gas:una de 22 MW y otra de 40 MW a15°C, obteniéndose 8,7 pta/kWhpara la turbina de 22 MW y 9,3pta/kWh para la turbina de 40 MW.En ambos casos se ha consideradoun coste de gas natural de 2 pta/tePCS, un coste de mantenimiento de

0,3pta/ kWh y uno de agua desmi-neralizada de 100 pta/t.

Si comparamos estos costes deproducción con los precios de ven-ta que aparecen en la Tabla IIl seobserva que la inyección es muyrentable en punta y está al limiteeconómico en llano. Por supuesto,cuando la inyección se hace convapor sobrante, es siempre renta-ble inyectarlo en la turbina de gas.

4. CONCLUSIONES

Si una planta se diseña con buenaflexibilidad, permite diferentesestrategias de explotación. Paramaximizar el beneficio en cadamomento, debe ser modelizada.Con el modelo, puede calcularseen cada momento el coste margi-nal de producción del kW, ya seavariando la carga de la turbina degas, inyectando vapor en la misma,o condensando vapor. En este artí-culo se han calculado valores apro-ximados medios de los costes deproducción, pero estos costes deproducción dependen de las condi-ciones atmosféricas ambientales yde las condiciones de proceso,como presiones y temperatura devapor, etc. Por ello la verdaderaoptimización del ciclo se consiguecon un sistema experto que calculaon line posibles costes marginalesy recomienda en cada momento lamejor acción a tomar.

Como resumen de la factibilidadeconómica de condensación einyección en plantas de ciclocombinado, se ha realizado lafigura 2, en que se comparan loscostes de producción de electrici-

dad mediante inyección en turbinade gas y mediante condensación apresión con los precios actualesde venta de electricidad en cadaperíodo de discriminación hora-ria, en función del precio de gasnatural.

De todo lo anterior, puede deducir-se que se ha de diseñar una instala-ción de cogeneración con la flexi-bilidad suficiente para poder adap-tar sus condiciones de funciona-miento a la coyuntura energética.

Una planta de cogeneración enciclo combinado debe dimensio-narse para trabajar normalmentecon muy poca postcombustión,pero con capacidad para unaimportante postcombustión.

En horas punta es económicamen-te interesante producir vapor conmáxima postcombustión, parainyectarlo en primer lugar en laturbina de gas y el resto, conden-sarlo. La condensación debería serpor aire, cuando es ocasional, y avacío, cuando es continua.

5. BIBLIOGRAFIA

[1] Bergman, O.; Fraile, D. y Marjokorpi,T. “Turbina de gas o motor diesel para unainstalación de cogeneración”, Jornadas deCogeneración´92, Madrid, octubre (192).

[2] Fraile, D. y Bautista, A. “Refrigeraciónpor absorción y cogeneración. Ventajas dela asociación de ambos sistemas”, INGE-NIERIA QUIMICA, mayo (1992).

[3] Bautista, A. y Fraile, D. “Aplicación deMáquinas de Absorción para refrigeraciónen la industria”, MONTAJES E INSTALA-CIONES, septiembre (1992).

[4] Fraile, D. “Sistemas de recuperación decalor en cogeneración”, INGENIERIAQUIMICA, marzo (1996).

[5] Powertec Española, “Viabilidad de lainstalación de un enfriador evaporativo enturbinas de gas para plantas de cogenera-ción”, Quimica Hoy, marzo (1992).

[6] Laguna, E. y Fraile, D. “Enfriamientode aire de combustión en turbinas de gas”,INGENIERIA QUIMICA, marzo (1997).

B B BJ

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1,5 2 2,50

5

10

15

20

25

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(pt

a/kW

h)

Precio gas natural (pta/t PCS)

B Precio valle

J Inyección

H Condensación

F Precio llano

Ñ Precio punta

Fig.2. Costes de producción. Comparación con precio de venta

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