Evaluación de arreglos para cogeneración

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1 Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Evaluación de arreglos para cogeneración Abstract Agustín Moisés Alcaraz Calderón 1, José Miguel González Santaló 1, David Alberto Morales Olivas 2, Horacio Jesus García 2, Eduardo Adolfo García Valenzuela 2 y Érika Yazmín Salguero Neri 1 The petrochemical centers are facilities that consume large amounts of steam and electric power to carry out their processes. The generation of these inputs can be done by a number of systems that can be independent or integrated. The Mexican petrochemical centers uses steam generation systems and energy power based on steam generators and steam turbines that use natural gas as fuel. The cogeneration is the generation of steam and electric power simultaneously. With this mode of energy generation, better efficiencies in the systems are obtained and therefore, production costs are reduced. There are several technologies to cogenerate such as: systems with steam generators and steam turbines with extractions, gas turbines and heat recovery units, gas turbines, heat recovery units and steam turbines with extractions, gasification systems integrated to combined cycles (with extractions) electric power units, and internal combustion engines with heat recovery units. In this paper, a technical and economic feasibility study is presented for a number of cogeneration arrangements in the petrochemical centers Morelos and Cangrejera. This paper is limited only to the gas turbine with heat recovery unit arrangements. The objective of this study is to obtain the arrangement or arrangements that result in the best technical and economic values, in order to be implemented in each of the petrochemical centers. The evaluated arrangements were divided in two groups: 1. Arrangements to supply the total steam required by the petrochemical center, generating the electricity required to provide enough hot gases for the steam generation; and 2. Arrangements to supply the electrical energy required by the center, generating the amount of steam that could be produced with the exhaust gases from the turbines. Introducción Los centros petroquímicos son centros de trabajo que requieren para su operación, cantidades importantes de energía eléctrica y vapor, esta energía puede ser suministrada con sistemas independientes o con sistemas integrados. Los sistemas de cogeneración producen energía eléctrica y vapor simultáneamente, lo que resulta en esquemas mucho más eficientes que los independientes. Entre las tecnologías de suministro de vapor y energía eléctrica independiente se encuentran: generadores de vapor de diversas presiones y temperaturas, turbogeneradores a gas, turbogeneradores a vapor, motores de combustión interna, generadores de vapor de lecho fluidizado, gasificación integrada a ciclos combinados, celdas solares, etc. Entre los esquemas de cogeneración se encuentran los sistemas: generador de vapor-turbina de vapor, turbina de gas-recuperador de calor, motor de 1 Instituto de Investigaciones Eléctricas 2 Pemex Petroquímica 16

2 Artículo técnico combustión interna, generador de vapor de lecho fluidizado-turbina de vapor y gasificación integrada a ciclos combinados. Los sistemas de cogeneración producen energía eléctrica y vapor simultáneamente, lo que resulta en esquemas mucho más eficientes que los independientes. La diferencia en eficiencias puede llegar a ser hasta de 30% entre una tecnología y otra, lo que representa grandes ahorros en costos de operación. Para el caso de los centros petroquímicos, los sistemas de cogeneración son preferibles, debido a que se requiere tanto del suministro de vapor como de energía eléctrica. A continuación se describen las tecnologías de cogeneración para el suministro de vapor y energía eléctrica más utilizados. Figura 1. Sistema generador de vapor-turbina de vapor. Generador de vapor-turbina de vapor En este esquema se genera vapor en el generador de vapor, utilizando gas de refinería y/o combustóleo como combustible. El vapor de alta presión es inyectado a una turbina de vapor para la generación de electricidad y vapor para su uso en las plantas de proceso de la refinería. El vapor de proceso se obtiene a través de un sangrado (extracción) de la turbina, el vapor excedente es enviado a condensación para su recuperación a través de un sistema de enfriamiento con un condensador de superficie y torre de enfriamiento. En la figura 1 se muestra este esquema de generación. Otra posibilidad para el suministro de vapor a proceso es mediante una derivación de la línea de alimentación a la turbina de vapor de alta presión. Turbina de gas-recuperador de calor En este esquema se genera energía eléctrica mediante una turbina de gas, generalmente utilizando gas natural como combustible. Para producir la energía eléctrica se requiere quemar el combustible en una cámara de combustión a alta presión, para posteriormente expandir los gases de combustión en la sección de expansión de la turbina. En la descarga de la sección de expansión de la turbina se obtienen gases de combustión remanentes, con temperaturas de alrededor de 700 o C, los cuales son enviados hacia un recuperador de calor para aprovechar su energía térmica, generando vapor de alta presión, el cual es enviado a proceso. Este esquema se muestra en la figura 2. Figura 2. Sistema turbina de gas-recuperador de calor. Motor de combustión interna En este esquema se genera energía eléctrica en un motor de combustión interna, el cual quema generalmente diésel o combustóleo. La fricción del motor genera calor y además es necesario refrigerar las partes calientes del motor por limitaciones de materiales, por lo que es necesario disipar calor para el buen funcionamiento del motor. El calor es aprovechado para generar agua caliente o vapor. Este esquema tiene la desventaja de que únicamente produce vapor saturado, el cual tiene un uso muy limitado en refinerías. La figura 3 muestra este esquema. Metodología y parámetros comparativos Para el desarrollo de cualquier estudio siempre es importante establecer la metodología a utilizar, así como los parámetros comparativos que servirán para determinar qué arreglo o arreglos son mejores. A continuación se muestra la metodología y los parámetros comparativos que se establecieron para esta evaluación. 17

3 Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Capacidad de respaldo requerido de calderas por la instalación en caso de falla de un tren. Desarrollo Balances térmicos Figura 3. Sistema motor de combustión interna. Metodología Se desarrollaron los balances térmicos de los complejos para precisar las demandas de vapor. Se identificaron los arreglos y equipos comerciales con capacidades en los rangos determinados en el balance térmico. Se simuló cada uno de los arreglos identificados con el sistema Thermoflow (Thermoflow, EEUU) para los dos complejos. Se desarrolló y aplicó un modelo para la evaluación de indicadores comparativo. Parámetros comparativos Los parámetros que se seleccionaron para comparación fueron: Monto total de la inversión requerida. Monto de inversión por unidad de potencia eléctrica para cada equipo. Relación beneficio-costo con la óptica de PPQ (vendiendo los excedentes eléctricos a otro centro de trabajo, al costo de generación) y con la óptica de PEMEX (reduciendo la factura eléctrica, calculando el monto con las tarifas de la CFE). Valor presente de cada uno de los arreglos. Costos de vapor y electricidad para cada arreglo. Emisiones de CO 2 totales y por unidad de exergía. Índice de cogeneración con criterios de la CRE. Cada uno de los centros de trabajo cuenta con un total de nueve calderas denominadas CB-1 a CB-9 y divididas en dos grupos. Las calderas CB-6 a CB-9 suministran vapor de alta presión (60 kg/cm 2 y 482ºC) a las turbinas de vapor de la planta de fuerza, estas calderas tienen una capacidad de diseño de 200 t/h cada una. Por otro lado, las calderas CB-1 a CB-5 suministran vapor de media-alta presión (45.5 kg/cm 2 y 400ºC) a proceso. Cada una de estas calderas tiene una capacidad de diseño de 225 t/h. Cada una de las plantas de fuerza de los centros de trabajo cuenta con tres turbinas de vapor denominadas TG-1, TG-2 y TG-3, y un turbogenerador de gas denominado TG-5. Los turbogeneradores son equipos que operan a 60 kg/cm 2 y 482 C, con extracción de vapor para enviar el vapor al cabezal de vapor de 19 kg/cm 2 y 275 C, el resto del vapor es enviado a tres condensadores de superficie de dos pasos para su condensación. El agua de enfriamiento para los condensadores es suministrada por una torre de enfriamiento de doce celdas, de las cuales nueve son utilizadas para el enfriamiento de los condensadores y las tres celdas restantes son utilizadas por plantas de proceso. Para el desarrollo de los balances se obtuvo información histórica de los centros de trabajo, para cinco años de operación. Esta información fue analizada para poder obtener los máximos de generación de vapor y energía eléctrica. Posteriormente esta información fue conciliada para poder obtener los balances de vapor y energía eléctrica representativos de cada centro. En la figura 4 se puede observar el balance térmico para el complejo petroquímico (CP) Cangrejera y en la figura 5 el balance térmico del CP Morelos. En la tabla 1 se puede ver el resumen de consumos de energía eléctrica y vapor de cada centro. Identificación de arreglos y equipos comerciales Para la identificación de equipos comerciales aplicables al proyecto, primero se hizo una definición 18

4 Artículo técnico Figura 4. Balance térmico del CP Cangrejera. Figura 5. Balance térmico del CP Morelos. de posibles arreglos para el sistema de cogeneración que se presentan en la primera columna de la tabla 2. Se consideraron arreglos de al menos dos recuperadores de calor y arreglos de dos, tres y cuatro turbogeneradores. La limitación de solo considerar más de dos recuperadores de calor se estableció por consideraciones de confiabilidad, ya que no es aceptable perder toda la capacidad de vapor si se pierde el tren, o si tiene que salir a mantenimiento, lo que llevaría a un paro del complejo. CP Consumo de vapor de proceso (T/h) Consumo de vapor (45 kg/cm 2 ) Consumo de vapor (19 kg 2 ) Consumo de EE proceso (MW) Cangrejera Morelos Tabla 1. Resumen de consumos de vapor y energía eléctrica por CP. Posteriormente se hizo una búsqueda con los proveedores para identificar los equipos que tuvieran características técnicas que se prestan para integrar los arreglos deseados. Se identificaron diversos equipos de marcas como GE, Siemens, Alstom, Mitsubishi, Rolls Royce y Pratt & Whitney. Llevando a cabo diversos análisis se determinaron 26 arreglos, de los cuales, los primeros 18 suministran la totalidad del vapor y los restantes ocho se limitan a proporcionar solamente la energía eléctrica requerida por el centro. Estos 26 arreglos se pueden ver en la segunda columna de la tabla 2. En esta columna se puede ver el número del arreglo, la marca del equipo comercial, el modelo y entre paréntesis la capacidad de generación eléctrica neta en MW. Simulación en Thermoflow Cada uno de los arreglos definidos en la tabla 2 se simuló utilizando la plataforma comercial Thermo- 19

5 Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Arreglo de equipos Marca y modelo de TG 12. GE 7FA.5 (364) 13. Siemens 5000F (331) 14. Alstom GT24 (354) 15. Mitsubishi 501G1 (423) 16. Mitsubishi 501GAC (460) 17. Siemens 8000H (440) 18. Mitsubishi 501J (554) 25. GE 67FA (124) 26. GE 7121EA (141) 2. GE 7121EA (283) 4. Siemens 2000E (369) 6. Alstom GT11N2 (382) 7. Siemens 2000E (275) 8. Alstom GT11N2 (287) 9. GE 7FA.04 (450) 10. Mitsubishi 501F3 (454) 11. Siemens 5000F (497) 19. Siemens SGT 900 (118) 20. GE LM 6000PG (112) 21. P&W SWIFTPAC50 (116) 22. Rolls Royce 60 DEL (115) 23. P&W SWIFTPAC60 (136) 24. Rolls Royce 60 WLE ISI (149) 1. GE 7121EA (283) 3. Siemens 2000E (369) 5. Alstom GT11N2 (382) Tabla 2. Arreglos y equipos comerciales identificados para la evaluación. 20

6 Artículo técnico flow, calculando los consumos de combustible requeridos por el sistema y emisiones de CO 2. La plataforma empleada tiene bases de datos con los costos de los equipos de la mayoría de los fabricantes, que son los que se utilizaron después para las evaluaciones económicas. También se obtuvieron como resultado los requerimientos de espacio de los arreglos. Las figuras 6a y 6b muestran un resultado típico de la simulación. En la figura 6a se pueden observar los resultados termodinámicos principales como potencia bruta, potencia neta, consumo de auxiliares, eficiencia, etc. En la figura 6b se puede observar otro de los resultados del simulador, el cual es un modelo 3D del arreglo de la planta de cogeneración. Modelo de evaluación de indicadores comparativos Para el desarrollo del modelo de evaluación se establecieron diversos criterios técnicos y económicos, los cuales se muestran a continuación, así como también algunas consideraciones que se hicieron al desarrollar el modelo. Criterios y consideraciones técnicas Exergía y propiedades termodinámicas La entropía y entalpía se determinaron en función de la presión y temperatura de vapor en tablas h = h(p,t). kj/kg S = s(p,t). kj/kg- K Los valores de referencia (índice 0) se calcularon a T=38 C y presión atmosférica La exergía se calculó (Thermoflow, EEUU) con b= h-h 0 T 0 *(s-s 0 ) (kj/kg) Para una corriente de vapor la exergía total será: B= b*w (kj/h) Para la electricidad, toda la energía es útil Bee = MW La energía requerida para producir cada unidad de vapor es: Q = (h-h 0 ) Para el vapor de 45 kg/cm 2, Q45 = 3043 kj/kg Para el vapor de 19.5 kg/cm 2 Q 19.5 = 2807 kj/kg La exergía del vapor, con las ecuaciones anteriores, es Para el vapor de 45 kg/cm 2 : b 45 = 1,130 kj/kg Para el vapor de 19.45: b 19.5 = 899 kj/kg Las exergías totales se calcularon: Electricidad - B ee = MW (MJ/año) = MW (MJ/h)*n(horas/año) Vapor - B 45 = b45 * Wv 45 - B 19.5 = b19.5 * Wv MJ/año Figura 6a. Resultados típicos de Thermoflow (resultados térmicos). Figura 6b. Resultados típicos de Thermoflow (Modelo 3D). 21

7 Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico La exergía total es: - B = B ee + B 45 + B 19.5 La eficiencia exergética se calcula como: n ex = B / (W c * P C ) Para las evaluaciones como cogenerador eficiente se hacen comparaciones entre el sistema propuesto y una planta de referencia. La planta de referencia tiene una eficiencia de 44% para la generación de electricidad y de 90% para la producción de vapor. El índice de cogeneración se calcula como el ahorro neto de combustible, dividido entre el consumo de combustible en la nueva planta, atribuible a la electricidad. El índice de cogeneración se calcula como: W cr = MWE/eta e + S W v * (DH)/eta v Donde MWE es la generación eléctrica total y W V Dh es la energía requerida para producir el vapor. El ahorro de combustible es: AC = (W cr _ W c-cog ) El parámetro de cogeneración es: AEP = AC/(W c-cog -S W v * (DH)/eta v El índice de cogeneración es: I cg = AEP/0.2 Criterios y consideraciones económicas La base para asignar los costos a la producción de electricidad y de vapor fue la energía útil o exergía. Costos de operación Se distribuyeron entre electricidad y vapor de forma proporcional a sus exergías. Se consideró que los costos totales de operación eran 1.05 veces los costos de combustible. Costos de inversión Se partió de los precios overnight reportados por Thermoflow. Se consideró que la construcción se haría en dos años y se pagaría en tres exhibiciones iguales: una al principio, otra al final del primer año y una más al final de la construcción. Los costos de inversión se asignaron de la siguiente forma: La inversión en las turbinas, con sus costos asociados, se cargó totalmente a la electricidad. La inversión de los recuperadores se distribuyó entre vapor y electricidad de acuerdo a exergías. Con la tasa de descuento se calculó el valor de la inversión en el momento de iniciar operaciones. Se calculó el monto de la anualidad requerida para amortizar la inversión, con la tasa de descuento y con una vida útil de 20 años. Las anualidades se distribuyeron cargando a la electricidad toda la anualidad correspondiente a la turbina de gas y repartiendo de forma proporcional a las exergías, la anualidad correspondiente al recuperador de calor. Los costos unitarios se obtuvieron dividiendo los costos distribuidos, entre la cantidad de vapor producido o la energía eléctrica generada. El costo total de operación fue: C top = 1.05*w c *P c..($/año) Los costos de operación asociados a cada producto: C op-v45 = C top * (B 45 /B) C op-v19.5 = C top * (B 19.5 /B) C op-ee = C top * (B ee /B) La inversión total: I = I TG + I RC A TG = Anualidad para cubrir en 20 años I TG A RC =Anualidad para cubrir en 20 años I RC 22

8 Artículo técnico Los costos de inversión para cada producto: C i-ee = A TG + A RC *B ee /B C iv45 = A RC * B 45 /B C iv19.5 = A RC * B 19.5 /B Los costos totales: C t-xx = C OP-XX + C I-XX La relación beneficio-costo se calcula mediante 2 ópticas: Óptica PPQ Beneficio = ahorros en operación + ingresos porteo (vendidos a costo) Óptica PEMEX Beneficio = ahorros en combustible + ahorros en energía eléctrica total (Porteo*(TE-Cp)) Para ambos casos el costo = anualidad para amortizar la inversión Modelo de evaluación de indicadores comparativos Con los resultados de las simulaciones de Thermoflow se aplicó el modelo antes descrito y se generó una hoja de Excel, donde se calculan todos los indicadores. Resultados Como se mencionó anteriormente, se establecieron diversos parámetros comparativos para la evaluación de los arreglos. En esta sección solamente presentaremos los resultados de los parámetros más importantes como son: relación beneficio-costo con la óptica de PPQ y con la óptica de PEMEX, valor presente neto y costos de vapor y electricidad. Relación beneficio-costo En las figuras 7, 8, 9 y 10 se muestran diversas gráficas, en donde se puede observar el comportamiento de la relación beneficio-costo para los 26 casos evaluados. Estos resultados se muestran tanto para el CP Cangrejera como para el CP Morelos, así como para la generación total neta y para la generación neta por equipo. Como conclusión de estas gráficas se puede decir que los casos que generan el total de vapor requerido por los CP son los que presentan las mayores relaciones beneficio-costo (óptica PEMEX), con valores alrededor de cuatro. Respecto a la óptica PPQ, los esquemas que suministran solamente la energía eléctrica requerida por cada centro, presentan relaciones un poco mayores que los casos de generación total de vapor, ya que los excedentes se venden al costo de producción, lo cual ocasiona que los casos que tienen grandes excedentes reduzcan su relación beneficio-costo. Figura 7. Relación beneficio-costo con óptica de PPQ para generación total. Figura 8. Relación beneficio-costo con óptica de PEMEX para generación total. 23

9 Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Figura 9. Relación beneficio-costo con óptica de PPQ para generación por equipo. Figura 10. Relación beneficio-costo con óptica de PEMEX para generación por equipo. Figura 11. Valor presente neto para el CP Cangrejera. Figura 12. Valor presente neto para el CP Morelos. Valor presente neto Costos de energía eléctrica y vapor En las figuras 11 y 12 se observa el valor presente neto para el CP Cangrejera y Morelos respectivamente. Se puede ver claramente que los casos que presentan los mayores VPN, para ambos CP, son los casos que suministran el total del vapor requerido por el centro. Otro dato importante de estas gráficas es que el VPN es mucho mayor con la óptica PEMEX que con la óptica PPQ, esto es debido al efecto del precio de venta de la energía eléctrica, la cual se consideró igual que la tarifa que maneja la CFE. Otra información importante de estas gráficas es que el VPN para los casos de generación de vapor total está alrededor de 1,400 MMUSD en ambos casos, y los casos de generación total de energía eléctrica están alrededor de 300 MMUSD, lo que significa que los casos de generación total de vapor proporcionan beneficios casi cinco veces que lo que proporcionan los casos de la energía eléctrica requerida por el centro. En las figuras 13, 14, 15, 16, 17 y 18 se pueden ver los gráficos de costos de electricidad, vapor de 45 kg/cm 2 y 19 kg/cm 2. En ellos se aprecia evidentemente, que los casos de generación total de vapor presentan los menores costos de vapor y electricidad. En las figura 13 y 14 se observa que los costos de electricidad para los casos de máxima generación de vapor están alrededor de 40 USD/MWh, mientras que los casos de generación de electricidad requerida por cada centro están alrededor de 50 USD/MWh, lo que representa una disminución de costos de alrededor de 20%. 24

10 Artículo técnico Figura 13. Costos de electricidad respecto a la generación total. Figura 14. Costos de electricidad respecto a la generación por equipo. Figura 15. Costos de vapor de 45 kg/cm 2 respecto a la generación total. Figura 16. Costos de vapor de 45 kg/cm 2 respecto a la generación por equipo. Figura 17. Costos de vapor de 19 kg/cm 2 respecto a la generación total. Figura 18. Costos de vapor de 19 kg/cm 2 respecto a la generación por equipo. 25

11 Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico En las figuras 15 y 16 se observa que el costo del vapor de 45 kg/cm 2 para los casos de máxima generación están alrededor de 8 USD/ton, mientras que para los casos de generación de energía eléctrica requerida por el centro están alrededor de 10.5 USD/ton, lo cual representa una disminución de costos de alrededor de 25%. Para el caso del vapor de 19 kg/cm 2 (figuras 17 y 18), pasa algo similar, presentando también una disminución de costos de alrededor del 25% entre ambos grupos de arreglos. Conclusiones Desde la óptica PEMEX, los arreglos que proporcionan el total de vapor requerido por los centros de trabajo son los que presentan las mayores relaciones beneficio-costo, con valores de alrededor de cuatro, mientras que los casos limitados a suministrar la energía eléctrica requerida por el centro presentan valores de alrededor de dos. Desde la óptica PPQ, los esquemas que suministran solamente la energía eléctrica requerida por cada centro presentan relaciones un poco mayores que los casos de generación total de vapor, ya que los excedentes se venden al costo de producción, lo cual ocasiona que los casos que tienen grandes excedentes reduzcan su relación beneficio-costo. El valor presente neto para los dos centros y desde la óptica de PEMEX y PPQ, siempre son mayores para los casos que suministran el total del vapor, que los casos que suministran la energía eléctrica requerida por el centro. Los costos de vapor, energía eléctrica siempre son menores para los casos de generación total de vapor, con un disminución de aproximadamente 25%. Referencias Thermoflow. Software de simulación termodinámica, Boston, Estados Unidos. Ahern. The exergy method of energy systems analysis, Wiley p.34. AGUSTÍN MOISÉS ALCARAZ CALDERÓN [malcaraz@iie.org.mx] De izquierda a derecha: José Miguel González Santaló, Agustín Moisés Alcaraz Calderón y Erika Yazmín Salguero Neri. Ingeniero Mecánico por la Facultad de Ciencias Químicas e Ingeniería de la Universidad Autónoma del Estado de Morelos (UAEM). Ingresó a la Gerencia de Procesos Térmicos del IIE en Sus áreas de especialidad incluyen la cogeneración y ahorro de energía. Su actividad principal se enfoca al análisis, diseño, modelación y optimización de procesos de generación de potencia. Desde 2006 dirige proyectos de factibilidad técnica económica, ingeniería conceptual, ingeniería básica, selección de tecnologías, desarrollo de bases de concurso y evaluación de ofertas de licitantes. Actualmente se encuentra participando en proyectos de ingeniería básica extendida para Pemex Petroquímica. Es autor de varios artículos nacionales e internacionales, así como de derechos de autor. 26

12 Artículo técnico JOSÉ MIGUEL GONZÁLEZ SANTALÓ ÉRIKA YAZMÍN SALGUERO NERI Doctor en Ingeniería Mecánica por el Instituto Tecnológico de Massachusetts (MIT por su siglas en inglés) en Boston, Massachusetts, Estados Unidos en 1971, con estudios complementarios en Economía y Administración de Empresas Internacionales. Maestría en Ingeniería Mecánica por el (MIT) en Inició su carrera profesional en General Electric, División Nuclear en 1972 y desde entonces ha participado en la Academia en la Universidad Autónoma Metropolitana (UAM-Azcapotzalco), donde también fue Director de Ciencias Básicas e Ingeniería de 1975 a 1980 y en el sector público en el IIE de 1980 a 1983 y de 1997 a la fecha. En el sector privado en IPRODET, de 1983 a 1997, dedicándose todo el tiempo a las áreas de energía y protección ambiental. Es autor de más de ochenta artículos nacionales e internacionales, así como de derechos de autor. Ha colaborado con otras instituciones como la Academia de Ingeniería, como Coordinador y Secretario de la Comisión de Especialidad en Ingeniería Mecánica, miembro de Comité de Admisión, miembro de la Junta Directiva de la UAM de 1986 a 1995, miembro de la Comisión Dictaminadora de la División de Ingeniería Mecánica e Industrial (DIMEI) de la UNAM y ahora del Instituto de Ingeniería, y en la actualidad es el Director de la División de Sistemas Mecánicos en el IIE. Ingeniera Electromecánica por el Instituto Tecnológico de Poza Rica. En 2007 realizó tesis de licenciatura en el IIE y desde 2010 ha participado en proyectos de aplicación y desarrollo del uso eficiente de la energía eléctrica. Actualmente se encuentra laborando en la Gerencia de Turbomaquinaria. 27