Entender los sistemas de cogeneración (CHP)

CHP usa diferentes fuentes de combustible para generar simultáneamente electricidad y energía térmica, recuperando el calor que de otra manera se escapa en el proceso de generación de energía. Al capturar y usar efectivamente el calor residual, CHP usa menos combustible que los sistemas de energía y calor separados para producir la misma cantidad de energía. Como los sistemas de CHP están ubicados en puntos de uso o cerca de ellos, las pérdidas por transmisión y distribución que de otra manera ocurrirían entre una planta de energía y el usuario se eliminan esencialmente. Como forma de generación distribuida, CHP puede proporcionar electricidad de alta calidad y energía térmica a una ubicación independientemente del estado de red de energía, y al mismo tiempo reducir la congestión de la red y postergar la necesidad de nuevas plantas generadoras centrales.

Un aumento de interés en CHP es impulsado por la demanda de energía global, la volatilidad del precio y las preocupaciones sobre el cambio climático. En comparación con el 45 % de eficiencia típica de la producción de calor y potencia separada tradicional, los sistemas de CHP pueden operar a niveles de eficiencia que superan el 70 %.La capacidad de generación de CHP actual en Estados Unidos es de aproximadamente 85 GW o 9 % del total de Estados Unidos.Esta capacidad de CHP existente evita 1,9 cuádruples del consumo de combustible (equivalente a 68,4 millones de toneladas de carbón) y 248 millones de toneladas métricas de emisiones de dióxido de carbono (CO2) (equivalente a 45 millones de automóviles) por año. Un informe reciente del Departamento de energía de Estados Unidos preparado por Oak Ridge National Laboratory, Oak Ridge, Tenn., calculó que aumentar la capacidad de CHP al 20 % del total de la capacidad de producción de energía eléctrica total de Estados Unidos requerida para 2030, o 241 GW, eliminaría 5,3 cuádruples y 848 millones de toneladas métricas de CO2 (equivalente a 154 millones de automóviles). Las regulaciones del gobierno que alientan a las aplicaciones de CHP en Dinamarca, Finlandia y Holanda han dado como resultado capacidades con porcentajes que exceden ampliamente este nivel en esos países. El presidente Obama, que reconoció la importancia de CHP a escala nacional, firmó un decreto en 2012 que establece un objetivo nacional de agregar 40 GW de la nueva capacidad de calor y potencia combinados para 2020.

Tipos de sistemas de CHP

Los tipos de sistemas de CHP se identifican según la tecnología impulsora principal, que está configurada con un generador, recuperación térmica e interconexiones eléctricas. Estos tipos de sistemas incluyen turbinas de vapor a contrapresión, turbinas de gas y motores de movimiento alterno.

Turbinas de vapor a contrapresión: Las turbinas de vapor a contrapresión tienen una variedad de diseños y se pueden combinar con calderas de combustible múltiple, calor residual industrial y calor residual de la turbina de gas. Esta es una aplicación típica: el vapor se genera a una presión más alta que la necesaria para las cargas/procesos y puede pasar por una turbina a contrapresión para generar electricidad de forma extremadamente rentable.

Turbinas de gas: Las turbinas de gas (conocidas también como turbinas de combustión o CT) derivadas de la tecnología de avión de reacción proporcionan más del 60 % de la capacidad de CHP de Estados Unidos. Las turbinas de gas crean calor de escape a alta temperatura que es adecuado para la producción de vapor a alta presión requerida por las industrias de procesos.

Motores de movimiento alterno: Los motores de movimiento alterno representan menos del 5 % de la capacidad de CHP de Estados Unidos, pero suman en total más de la mitad de los sistemas de CHP en el lugar. Con una tecnología de costo bajo que sigue siendo actual gracias a la mejora de la eficiencia y las emisiones, los motores de movimiento alterno producen el calor de escape ideal para la producción de agua caliente y generalmente tienen una salida de energía eléctrica a energía térmica superior que el CT estándar.

Características de CHP: CT, motores de movimiento alterno

La recuperación térmica asociada con un CHP con turbinas de combustión consiste de un generador de vapor con recuperación térmica (HRSG) descendente del CT, que reduce la temperatura del gas de escape de aproximadamente 1.000 a 350. Se puede ubicar abajo del HRSG un ahorrador para aumentar la recuperación térmica y reducir las temperaturas de gas de escape a aproximadamente 250 F para los ahorradores sin condensación e incluso más para los ahorradores con condensación. HRSG puede producir una variedad de presiones y temperaturas de vapor y también puede producir agua para la calefacción. Se puede instalar un quemador de conducto entre el CT y el HRSG para aumentar la salida de calor para la recuperación hasta un factor de aproximadamente 4, según sea necesario. La eficiencia de un quemador de conducto es de aproximadamente 90 % basado en el uso de combustible HHV, porque todo el aire de combustión requerido es proporcionado por el escape de CT a una temperatura elevada.

La recuperación térmica desde un sistema de CHP con motor de movimiento alterno proviene de dos sistemas separados. La recuperación térmica del escape del motor es similar a la recuperación térmica asociada con una aplicación de CT. Esta fuente recupera aproximadamente el 15 % de la entrada de calor de una aplicación de CHP del motor. Una segunda fuente de recuperación térmica de un motor de movimiento alterno es el agua de las camisas, similar a un radiador del automóvil. Esta fuente produce aproximadamente el 20 % de calor recuperable. Algunos motores también tienen un componente más pequeño de recuperación térmica disponible gracias a enfriadores de aire o enfriadores de aceite. Este calor residual del motor se presenta principalmente en forma de agua de calefacción debido a las bajas temperaturas asociadas con él. La gama de régimen térmico neto varía según si el calor del agua de la camisa se recupera al igual que el calor de escape del motor.

Prueba preliminar de la aplicación de CHP

Al considerar un sistema de CHP, un método inicial rápido para determinar si CHP es posible es calcular el régimen térmico comprado del suministro eléctrico de los servicios públicos presentes. Los ejemplos y valores indicados en este artículo suponen que toda la energía térmica y electricidad recuperable producida por el sistema de CHP se puede usar para reemplazar la energía que de otra manera se generaría a través de un sistema de caldera que use gas natural o electricidad comprada. El régimen térmico comprado a veces se conoce como "margen entre costo total y costo primo de generación eléctrica".

El régimen térmico comprado se obtiene al dividir el costo de electricidad (dólares/kWh) por el costo del gas natural (dólares/Dth). Suponiendo que el costo de electricidad es de 8 centavos/kWh y el costo de gas natural es de $8/Dth. El régimen térmico comprado es el siguiente:

Régimen térmico comprado: = (($0,08) / ($8,00)) x 1.000.000 = 10.000 Btus/kWh

El régimen térmico general de un proceso de CHP usando un CT o motor es de aproximadamente 6.000 Btus/kWh. A medida que aumenta el régimen térmico comprado, aumenta la rentabilidad de CHP.

Además del combustible, existen otros costos recurrentes anuales asociados con CHP. Una regla básica muy general para un modelo de prueba preliminar es 1,2 centavos/kWh producido como un costo de mantenimiento y operación adicional (basado en el Catálogo de 2015 de la Agencia de Protección Ambiental de Estados Unidos sobre tecnologías CHP), aunque esto puede variar según el impulsor principal seleccionado. Las turbinas de combustión y los motores de movimiento alterno de baja velocidad deben tener aproximadamente el mismo costo, mientras que los motores de movimiento alterno de alta velocidad (más de 1.000 rpm) tienden a tener costos de mantenimiento más altos. Además, el sistema de CHP no opera a carga completa las 24 horas todos los días de la semana (es decir, 8.760 h/año), los períodos de inactividad son necesarios para el mantenimiento. Una disponibilidad razonable para un sistema de CHP es generalmente alrededor del 95 %.

Un período de amortización simple se puede determinar a partir del régimen térmico comprado (consulte la Figura 1). Esta evaluación muy simple considera solo el precio del servicio público de forma general, y está destinada a indicar cálculos generales de recuperación como primer obstáculo. Las variables como la estructura exacta de los cargos por las tarifas de electricidad, las variaciones de temporada en el precio del gas natural, la capacidad de usar completamente todo el calor residual y energía generada, los costos del capital del sistema general y el rendimiento del sistema de CHP pueden impactar ampliamente en la economía real.

Usando el ejemplo anterior de 8 centavos/kWh y $8/Dth, el régimen térmico comprado es de 10.000 Btus/hora. Al ingresar la cifra en 10.000 Btus/kWh y $8/Dth, se puede determinar el período de amortización simple de aproximadamente 11 años. Las curvas de gas de precio más alto que muestran una recuperación mejorada parecen ser inusuales. Sin embargo, tenga en cuenta que el precio del gas natural también se incluye en el régimen térmico, o valor del margen entre costo total y costo primo de generación eléctrica, en el eje Y del gráfico en la Figura 1. El gráfico de la prueba preliminar de CHP se basa en el costo inicial de $2.000/kW, que puede variar ampliamente según la magnitud del trabajo necesario para integrar CHP a los sistemas existentes.

Evaluación económica detallada

Si el régimen térmico comprado admite una recuperación razonable, se debe realizar un análisis detallado de CHP. El análisis detallado debe abordar con precisión todos los costos y simular cuidadosamente la operación del proceso.

El paso inicial en este proceso es determinar los requisitos térmicos y eléctricos de la instalación. Esta recopilación de datos y análisis generalmente se realizan en un formato de hora, llamado, a veces, "análisis 8.760". A partir de los datos, se desarrollan las curvas de duración de la carga térmica y eléctrica para ayudar en la representación gráfica del dimensionamiento adecuado para un sistema de CHP que puede usar toda la energía térmica y eléctrica producida (consulte la Figura 2).

También se debe determinar los límites de emisión de aire del sitio específico. Generalmente, el óxido de nitrógeno y el monóxido de carbono son dos contaminantes que se toman como criterio para determinar si se requiere tecnología de control de contaminación suplementaria, según los límites de emisión permitidos para ese sitio.

El tipo y capacidad del impulsor primario se deben analizar en detalle. El análisis del sistema debe incluir varios factores. Algunas entradas que generalmente no se tienen en cuenta incluyen:

Régimen térmico del equipo: los fabricantes de los impulsores principales de CHP mencionan el régimen térmico del equipo como el valor de calefacción más bajo (LHV) del combustible. Los combustibles fósiles se compran en función de HHV. El régimen térmico de LHV se puede convertir en el régimen térmico de HHV al multiplicar el régimen térmico de LHV por 1.10. Los fabricantes del motor y CT generalmente afirman que usan LHV para reflejar la eficiencia verdadera del motor sin tener que considerar las pérdidas del vapor de agua en la corriente de escape.

Cargas parasitarias: Todo el equipo de soporte secundario se debe incluir en el análisis. Típicamente, un compresor de gas o impulsor será la carga parasitaria principal para un CT, pero hay cargas más pequeñas adicionales asociadas con los sistemas del motor de movimiento alterno y CT.

Condiciones de instalación: Los factores que pueden impactar significativamente en la salida y eficiencia del sistema de CHP con impulsor principal incluyen:

• Condiciones del aire de admisión
• Elevación de la instalación
• Caída de presión del aire de admisión
• Caída de presión de la salida/escape

Cargos de reserva eléctricas: La mayoría de las empresas de servicios públicos de electricidad requieren un costo de reserva para proporcionar servicio eléctrico adicional cuando la planta de CHP no está funcionando.

Control de la contaminación del aire: Según la ubicación geográfica y el tamaño de CHP, se puede requerir un equipo para la contaminación del aire adicional. Este equipo de control aumentará los costos de operación anuales e iniciales.

El análisis del sistema final se debe basar en los costos del ciclo de vida del valor actual. Un factor importante en los costos del ciclo de vida es la escalada de combustible anual. La Agencia de información sobre energía del DOE publica datos que se pueden usar para establecer los índices de escalada de combustible adecuados. También se debe desarrollar un análisis de la percepción de todas las entradas al modelo del sistema para determinar los efectos posibles en la viabilidad de CHP basándose en estos diversos factores.

Como el proceso de CHP genera calor útil, evitar los costos de capital de instalar calderas puede ser aplicable y se puede incluir en el análisis del sistema. Si se requiere el CHP para proporcionar calefacción esencial, se puede requerir que el sistema sea de combustible doble. Generalmente, el combustible doble causará que el sistema de CHP sea basado en la combustión de la turbina porque los motores de movimiento alterno deben estar diseñados solo para un solo combustible. Aunque los motores de movimiento alterno pueden operar con una variedad de combustibles, es más común en una aplicación de CHP que estén diseñados para un combustible específico y no puedan alternar entre combustibles como lo puede hacer una turbina de combustión.

La mejoras en las tecnologías del sistema de CHP y en la rentabilidad de las aplicaciones de CHP han superado las actualizaciones regulatorias y la modernización de las consideraciones prácticas para permitir mejor la implementación extendida. La ausencia de normas prácticas comerciales nacionales para la interconexión de tecnologías de generación con la red de servicios públicos de electricidad prolonga un entramado de modelos regulatorios. Y las presentes regulaciones sobre emisiones basadas en la entrada que miden las emisiones como libras de contaminante por Btu de falla del combustible de entrada para contabilizar la salida térmica de CHP, como con las libras de regulación de contaminante por hora de megavatio. Como se superaron esos obstáculos, CHP puede alcanzar un mayor potencial como una ruta hacia una producción de energía más eficiente, más resiliente, más flexible y más ecológica.

Acerca de los autores

Jerry Schuett es director y jefe del mercado de servicios públicos y energía en Affiliated Engineers Inc. con más de 35 años de experiencia en diseñar y gestionar proyectos de servicios públicos y energía.

David Cunningham es un gerente de proyectos en Affiliated Engineers Inc. con más de 15 años de experiencia en diseñar proyectos de servicios públicos importantes, incluido el calor y potencia, en todo el país.