ESTUDIO EXERGOECONÓMICO DE FACTIBILIDAD A UNA PLANTA TÉRMICA DE COGENERACIÓN

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1 ESTUDIO EXERGOECONÓMICO DE FACTIBILIDAD A UNA PLANTA TÉRMICA DE COGENERACIÓN Torres González E.V. 1, Salazar Pereyra M. 1, Lugo Leyte R. 2, Ruíz Ramírez O. A. 2 1 Tecnológico de Estudios Superiores de Ecatepec. División de Ingeniería Mecatrónica, Mecánica e Industrial. Av. Tecnológico. Esq. Av. Hank González. Col. Valle de Anáhuac, 55210, Ecatepec, Estado de México, México. Tels /30. Fax etorres@tese.edu.mx 2 Universidad Autónoma Metropolitana Iztapalapa. Departamento de Ingeniería de Procesos e Hidráulica. Av. San Rafael Atlixco No. 186, Col. Vicentina, 09340, Iztapalapa, México, D.F. Tels /45 ext Fax lulr@xanum.uam.mx RESUMEN En el presente trabajo se evalúa una alternativa técnica de cambio a una planta que produce y suministra vapor y energía eléctrica a un grupo de fábricas. El objetivo de realizar cambios a la planta es tener un uso eficiente de la energía, aplicando la cogeneración con ciclo combinado. Con esta alternativa propuesta se satisfacen los requerimientos de vapor y de potencia eléctrica para las fábricas, es decir, la planta ya no necesitará el suministro de energía eléctrica de la red de distribución de CFE. Se utiliza la metodología exergoeconómica para definir la factibilidad del proyecto. Primero, se calculan los estados termodinámicos de los dos sistemas (planta actual y alternativa), posteriormente se realiza el análisis exergético, se plantea la estructura productiva para obtener los costos exergéticos y exergoeconómicos y se realiza un análisis comparativo de los parámetros exergoconómicos. De los resultados obtenidos, se concluye que con la alternativa se tiene una mejora con respecto a la planta actual en: eficiencia térmica que se incrementa en un 6.15%, un aumento de 22.63% en la eficiencia exergética; un ahorro en el costo de operación exergoeconómico de 4,214 USD/h y un ahorro en el costo exergoeconómico de producción del vapor a proceso de USD/h y USD/h. INTRODUCCIÓN La disminución de las reservas mundiales de combustibles, así como el continuo aumento en su costo, justifican el esfuerzo por conservar las fuentes de energía disponibles. Por tal motivo, cada vez es más importante convertir las pérdidas energéticas de procesos industriales en fuentes de energía. Entre las pérdidas más importantes se encuentran aquellas relacionadas con el calor sensible de los gases de salida de las chimeneas. De forma general, se entiende como cogeneración el aprovechamiento del calor producido durante la generación de electricidad para un proceso industrial, aunque también se acepta como cogeneración el proceso inverso, es decir, el uso de corrientes de calor residual de un proceso para la generación de electricidad, siendo este un esquema menos utilizado. La termoeconomía, comúnmente usada para la optimización y diagnostico de sistemas energéticos, es propuesta como una herramienta para el estudio de sistemas energéticos. La termoeconomía es basada en el análisis exergético (termodinámica) pero va más lejos por la introducción de los conceptos de propósito y costos (economía). El término exergoeconomía fue propuesto por G. Tsatsaronis [2] en lugar de termoeconomía para darle un significado más específico de sus conceptos que lo conforman. La exergoeconomía es presentada en el estudio como un enfoque sistemático y general para el análisis de la VI Simposio Internacional de Energía 1

2 integración del flujo de residuos. La formulación se basa en ampliar el proceso exergoeconomico del costo de formación del residuo para considerar su uso como entrada para otros procesos. Entre las aplicaciones de la exergoeconomía a plantas de cogeneración se encuentra el estudio realizado por Marlon J. Bastidas et al. para evaluar, mediante criterios de optimización, una planta de cogeneración con ciclo combinado integrada a un gasificador [1]. Las metas en la optimización de este sistema eran minimizar los costos del producto, minimizar los residuos de la combustión y maximizar la eficiencia exergética. En el modelo que proponen se plantea una función objetivo tecnológica, una función objetivo ambiental y una función objetivo termoeconómica. La función objetivo tecnológica interpreta la diferencia entre los costos de inversión del sistema estudiado y los costos de inversión de un sistema con las mismas condiciones físicas pero con eficiencia exergética menor. La función objetivo ambiental considera los residuos físicos producidos por la generación de exergía, por lo tanto, se tiene en cuenta la minimización de cenizas producto de la combustión del carbón. La función objetivo termoeconómica corresponde a los ingresos obtenidos en un año de operación, en este término, se incluye el precio exergético unitario del producto, el cual se estima como un promedio, debido a que se pueden presentar productos de diferentes calidades (vapor y electricidad). La optimización consiste en maximizar las funciones objetivo termoeconómica y tecnológica y minimizar la función objetivo ambiental. A cada función objetivo se le asigna un grado de importancia, de tal manera, que el mejor resultado se presenta cuando los grados eran de 25% para el objetivo termoeconómico, 50% para el tecnológico y 25% para el ambiental. Por otro lado, Antonio Valero et al. realizan un estudio termoeconómico para analizar las ventajas que se tienen al integrar en un sistema de cogeneración una planta de potencia de vapor que utiliza como combustible carbón, una fábrica de cemento y un generador de vapor a proceso que utiliza gas natural como combustible [3]. En este sistema, los flujos de masa y energía que inicialmente se consideraban como residuos de desecho ahora eran recursos para otros procesos. Los ahorros que se lograban con esta integración son: 2% en consumo de combustible en la generación de potencia eléctrica; 34% en consumo de gas natural en la producción del vapor a proceso; y 9% en electricidad y materias primas para la producción del cemento. METODOLOGÍA Situación actual de la planta - Termodinámica de la planta actual La planta actual es un sistema de cogeneración que está conformado por 5 generadores de vapor, 2 turbogeneradores, 2 bombas y su condensador con su respectivo sistema de enfriamiento, como se muestra en la Figura 1. Ésta planta produce 80.3 ton/h de vapor a una presión de 14 kg/cm 2 que se envían a las fabricas, de las cuales 25.3ton/h a una temperatura de C se toman del vapor principal y 55 ton/h a C de una extracción de las turbinas de vapor. Además, la planta genera 8 MW de energía eléctrica que se mandan a las fabricas, éstas necesitan adicionalmente 13 MW para su funcionamiento que se toman de la red de distribución de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), es decir, las fabricas requieren una potencia eléctrica total de 21 MW. La temperatura y la presión del vapor sobrecalentado a la entrada de las turbinas de vapor es de 350 C y bar y la presión de condensación es de 0.19 bar. Las eficiencias isoentrópicas de las turbinas de vapor y de las bombas son 0.80 y 0.70, respectivamente. En la Tabla 1 se muestran los estados termodinámicos y las potencias de la planta. El combustible utilizado es gas natural, cuya composición volumétrica es: metano [0.9077], etano [0.0764], propano [0.0095], butano [0.0032] e VI Simposio Internacional de Energía 2

3 isobutano [0.0032]. Las condiciones del estado muerto son de 20 C, bar y 50% de humedad relativa. El diagrama temperatura-entropía de la planta actual se muestra en la Figura 2. #1 GV1 GV2 GV3 GV4 GV # Cámara de mezcla # Procesos # #6 B #5 B1 8 V. E. # Sistemade enfriamiento #3 TV TV2 Figura 1. Diagrama esquemático de la planta actual. p 1 = bar , 2, T 1 = 350 C p COND = bar Figura 2. Diagrama temperatura-entropía de la planta actual. - Flujos de exergía La exergía de flujo de los estados termodinámicos se calcula por la ecuación: Ei mi hi h0 T0 si s 0 (1) En la Tabla 1 se muestran también las exergías de las corrientes de la Figura 1. VI Simposio Internacional de Energía 3

4 Edo. T ( C) P (bar) Tabla 1. Estados termodinámicos de la planta actual. h (kj/kg) S (kj/kgk) m (kg/s) X (-) E (kj) E SC SC SC SC SC LC LC LC Costos exergéticos y costos exergoeconómicos. La estructura productiva de la planta actual se muestra en la Figura 3. Las corrientes de entrada en cada componente representan el recurso y las de salida el producto. El calor desechado en el sistema de enfriamiento, corriente 16, es un residuo de la planta, y por lo tanto, se asigna en el recurso de los equipos que contribuyen a su formación. Estos equipos son: el generador de vapor, las turbinas de vapor, las bombas y la cámara de mezcla. Cada proporción a asignarse se determina en función de la diferencia de entropías en estos equipos con las del condensador de la siguiente manera: Generador de vapor Turbinas de vapor Bomba 1 s1 s10 s6 s1 s9 s8 GV TV B 1 s s s s s s 6 8 Bomba 2 s s B2 s s Cámara de mezcla s7 s9 M s s 6 8 Con los balances de costos se calculan los valores de los costos exergéticos unitarios y de los costos exergoeconómicos unitarios para cada corriente como se muestran en la Tabla 2 y Tabla 3 [4]. El costo exergético es el producto del costo exergético unitario y el flujo de exergía: k (3) El costo exergoeconómico es el producto del costo exergoeconómico unitario y el flujo de exergía: c (4) El costo de operación exergético por equipo es el producto del costo unitario exergético del recurso y el flujo las irreversibilidades: CO k I F 6 8 (2) (5) VI Simposio Internacional de Energía 4

5 El costo de operación exergoeconómico de cada subsistema es el producto del costo unitario exergoeconómico del recurso y de las irreversibilidades: COE c I F (6) #4 (4) (2) (5) (4)+(5) (4)+(5)-(7) (12) #7 (18) (17) (7) (1) (0) #1 (11) (3) (3)-(5)-(6) #2 (1) (11) (3) (5) (6) (15) (14) (13) #6 #5 (10)-(7) (9) (8) (8) (9) (10) (9)+(10) #8 (6)+(15) #3 (16) Figura 3. Estructura productiva de la planta actual. Tabla 2: Balances de costos exergéticos de los equipos, bifurcaciones y corrientes de entrada. Equipos Entrada de combustible a la planta Generadores de vapor (GV) Turbinas de vapor (TV) Sistema de enfriamiento (SE) Válvula de expansión (VE) Entrada de agua a la planta Bomba B1 Bomba B2 Entrada de electricidad Proceso Cámara de mezcla (M) Bifurcación Costos exergéticos k0 1 k k k k 0 0 GV k33 k55 k66 TVk16 16 k12 12 k13 13 k14 14 k15 15, k k, k k, k k, k k, k k k k k k k k8 1 k k k k B k k k k B k 18 1 k k k k k k k, k k k ( ) k k k k M k1 1 k22 k3 3, k k 2 3 VI Simposio Internacional de Energía 5

6 Tabla 3: Balances de costos exergoeconómicos de los equipos, bifurcaciones y corrientes de entrada. Equipos Costos exergoeconómicoss Entrada de combustible a la planta c USD / GJ Generadores de vapor (GV) c00 GVc16 16 c1 1 c11 11 Turbinas de vapor (TV) c33 c55 c66 TVc16 16 c12 12 c13 13 c14 14 c15 15, c c, c12 c, 13 c12 c, 14 c12 c 15 c3 c, Sistema de enfriamiento (SE) c66 c15 15 c88 c16 16 Válvula de expansión (VE) c22 c44 Entrada de agua a la planta c8 0 Bomba B1 c13 13 B 1c16 16 c99 c88 Bomba B2 c14 14 B2c16 16 c10 10 c77 Entrada de electricidad c USD / GJ Proceso c44 c55 c77 c17 17, c c c ( ) Cámara de mezcla (M) c99 c10 10 Mc16 16 c11 11 Bifurcación c1 1 c22 c3 3, c c 2 3 Al sustituir los valores correspondientes en la Tabla 2 y la Tabla 3 así como considerando las ecuaciones (2), (3) y (4) se obtienen los costos exergéticos y los costos exergoeconómicos para cada corriente energética como se muestra en la Tabla 4. Tabla 4. Costos exergéticos y exergoeconómicos de la planta actual. Edo. E k (--) c (USD/GJ) (USD/h) VI Simposio Internacional de Energía 6

7 Planteamiento de la alternativa - Termodinámica de la alternativa En la alternativa técnica propuesta también es un sistema de cogeneración, con ésta se satisfacen los requerimientos de vapor y de potencia eléctrica para las fábricas, es decir, la planta ya no necesitará el suministro de energía eléctrica de la red de distribución de CFE. La alternativa cuenta con una planta de turbinas de gas con su caldera de recuperación de calor, 2 turbogeneradores, 2 bombas y su sistema de enfriamiento, como se muestra en la Figura 4. De esta manera, se sustituyen los generadores de vapor de la planta actual por una planta de turbina de gas que genera la potencia eléctrica restante a ocupar por las fábricas y sus gases residuales se envían a la caldera de recuperación de calor que genera el vapor a usarse en el ciclo de vapor. Las condiciones de operación en el ciclo de vapor se mantienen y la planta de turbina de gas usa como combustible gas natural con la misma composición antes descrita, la temperatura de los gases de combustión a la salida de la cámara de combustión es 1300 C, la relación de presiones es 17.17, las eficiencias isoentrópicas del compresor y la turbina de gas son ambas de 0.9 y la eficiencia de la cámara de combustión es de Las turbinas de vapor generan 8 MW y la planta de turbina de gas 68.5 MW, es decir, se tiene una generación de electricidad total de 76.5 MW de los cuales 21 MW se envían a los procesos en las fabricas, kw a las bombas del ciclo de vapor y al sistema de enfriamiento por lo que se tiene un excedente de MW. En la Figura 5 y 6 se muestra el diagrama temperaturaentropía del sistema y en la Tabla 5 se resumen sus propiedades termodinámicas. 2 #2 #1 CC #12 20 C1 C TG1 1 6 CRC #3 # Proceso #10 13 V. E. # #5 Cámara de mezcla #11 18 # B2 16 #8 22 B Sistema de enfriamiento #6 TV TV2 Figura 4. Diagrama esquemático de la alternativa. VI Simposio Internacional de Energía 7

8 Temperatura Estudio exergoeconómico de factibilidad a una 4 T 4 =1300 C p c = T 1 =20 C p 1 =1.013 bar 6 T 5 = C T 6 = C Entropía Figura 5. Diagrama temperatura-entropía de la planta de turbina de gas de la alternativa. p 10 = bar , 11, T 10 = 350 C p COND = bar Figura 6. Diagrama temperatura-entropía del ciclo de vapor de la alternativa. - Costos exergéticos y costos exergoeconómicos de la alternativa. En la Figura 7 se muestra la estructura productiva de la planta en donde las corrientes energéticas asocian a los diferentes equipos. En este caso, se forman dos residuos: uno es el calor desechado en el sistema de enfriamiento, corriente 25, y el otro son los gases de combustión a la salida de la caldera de recuperación de calor que son desechados al ambiente, corriente 6. Los equipos que intervienen en la formación del residuo de la corriente 25 (calor desechado en el sistema de enfriamiento) son: el generador de vapor, las turbinas de vapor, las bombas y la cámara de mezcla. La proporción a asignarse al recurso de estos equipos se determina con las siguientes expresiones: Generador de vapor Turbinas de vapor Bomba 1 s19 s10 s15 s10 s18 s17 GV TV B 1 s s s s s s VI Simposio Internacional de Energía 8

9 Bomba 2 s s B2 s s Cámara de mezcla s16 s18 M s s (7) Edo. T ( C) p (bar) Tabla 5. Estados termodinámicos de la planta actual. h (kj/kg) S (kj/kgk) m (kg/s) X (-) E (kj) E LC SC SC SC SC SC LC LC Por otra parte, los equipos que contribuyen a la formación del residuo de la corriente 6 (gases de combustión a la salida de la caldera de recuperación de calor) son el compresor y la cámara de combustión. Entonces, la proporción a asignarse al recurso en estos equipos se determinan con las siguientes relaciones: Cámara de combustión CC Compresor 3 C (8) 4 En las Tabla 6 y Tabla 7 se muestran los balances de costos exergéticos unitarios y exergoeconómicos unitarios para cada corriente, respectivamente [4]. VI Simposio Internacional de Energía 9

10 (7) (2) #2 (3) (4) (3) (4) #1 (5) (4) (5) #3 (5) (6) (6) #4 (8) (10) (9) (10) (12) (11) (12) (14) (13) #7 (14) (8) (12)-(14)-(15) #5 (15) (13)+(14) (13)+(14)-(16) (24) (20) (22) (27) (21) (23) (15)+(23) #9 #8 #10 #6 (26) (19)-(16) (18) (17) (17) (16) (19) (18)+(19) (18) (25) #11 (9) Figura 7. Estructura productiva de la alternativa. Tabla 6: Balances de costos exergéticos de la alternativa. Equipos Costos exergéticos Entrada de aire al compresor Entrada de combustible a la planta Compresor (C) Cámara de combustión (CC) Turbina de gas (TG) Caldera de recuperación de calor (CRC) Bifurcación Turbinas de vapor (TV) Sistema de enfriamiento (SE) Válvula de expansión (VE) Entrada de agua a la planta Bomba B1 Bomba B2 Proceso Cámara de mezcla (M) Red de distribución eléctrica k 1 1 k 2 1 k k k k 7 7 C k k k k, k k, k k 2 2 CC k k k k, k k 7 8 k k k k k CRC k k k, k k k k k k k, TV k k, k k k k k k k k k 17 1 k k k k B k k k k B k k k k k, k k k k M k k k ( ) k k k k k k k, k k, k k, k k, k k VI Simposio Internacional de Energía 10

11 Equipos Tabla 7: Balances de costos exergoeconómicos de la alternativa. Costos exergéticos Entrada de aire al compresor c 1 0 Entrada de combustible a la planta c USD/ GJ Compresor (C) c77 Cc66 c33 c 11 Cámara de combustión (CC) c22 CCc66 c44 c 3, 3 c4 c, 5 c4 c 6 Turbina de gas (TG) c44 c55 c77 c 8, 8 k k 7 8 Caldera de recuperación de calor (CRC) c55 c66 CRCc25 25 c10 10 c 99 Bifurcación c10 10 c11 11 c 12, 12 c11 c 12 Turbinas de vapor (TV) c c c c c, TV c12 c, 14 c12 c 15 Sistema de enfriamiento (SE) c15 15 c2323 c17 17 c 2525 Válvula de expansión (VE) c11 11 c 1313 Entrada de agua a la planta c 17 0 Bomba B1 c2121 B 1c2525 c19 19 c 1616 Bomba B2 c2222 B2c2525 c19 19 c 1616 Proceso c13 13 c14 14 c16 16 c2424 c 26, 26 c13 13 c14 14 c 16( ) Cámara de mezcla (M) c18 18 c19 19 Mc2525 c 99 Red de distribución eléctrica c88 c2020 c21 21 c2222 c2323 c2424 c 27, 27 c21 c, c c, c21 c, 24 c21 c 27 Sustituyendo los valores correspondientes en la Tabla 6 y la Tabla 7 así como considerando las ecuaciones (3), (4), (7) y (8) se obtienen los costos exergéticos y los costos exergoeconómicos para cada corriente energética como se muestra en la Tabla 8. RESULTADOS Y DISCUSIÓN Con la estructura productiva de las plantas se determina el recurso y el producto de cada componente. En base a esta información se calculan los valores de la eficiencia exergética y de las irreversibilidades. Además con las ecuaciones (5) y (6) se determinan los costos de operación exergéticos y exergoconómicos. Los parámetros exergoeconómicos para la planta actual se muestran en la Tabla 9 y para la alternativa en la Tabla 10. En la Tabla 4 y Tabla 8, se pude observar que el costo exergoeconómico de generar los 8 MW de potencia eléctrica en la planta actual, estado 12, es de USD/h mientras que en la Alternativa generar MW de potencia eléctrica, estado 27, tiene un costo exergoeconómico de 1, USD/h. Por otra parte, los costos exergoeconómicos de producir el vapor a proceso en la planta actual, estado 4 y 5, es de 304 USD/h y USD/h respectivamente. Mientras, en la Alternativa se tienen los costos exergoeconómicos del vapor a proceso, estado 13 y 14, los valores de USD/h y USD/h respectivamente. Con estos datos, se puede notar que con la Alternativa los costos exergoeconómicos de VI Simposio Internacional de Energía 11

12 producir el vapor a proceso disminuyen y el costo exergoeconómico de generar electricidad aumenta por que se genera más potencia. El costo exergoeconómico total de producción de vapor y de generación de electricidad en la planta actual considerando el costo de la electricidad consumida de la red de distribución de CFE es de 1, USD/h. Para la Alternativa el costo exergoeconómico total de producción de vapor y electricidad es de 2, USD/h, aunque se tiene mayor producción de potencia eléctrica y por tanto un excedente. Tabla 8. Costos exergéticos y exergoeconómicos de la alternativa. Edo. E k (--) C (USD/GJ) (USD/h) Equipos F Tabla 9. Parámetros exergoeconómicos de la planta actual. P (--) R I (%) k F (--) CO c F (USD/GJ) COE (USD/h) GV TV SE VE B B Procesos M VI Simposio Internacional de Energía 12

13 Equipos F P Tabla 10. Parámetros exergoeconómicos de la alternativa. (--) R I (%) k F (--) CO c F (USD/GJ) COE (USD/h) C CC TG CRC (gases) CRC (vapor) TV SE VE B B Procesos M Red eléctrica En la Tabla 11 se muestran los valores de la eficiencia térmica, eficiencia exergética, costos de residuo y los costos de operación de la planta actual y la alternativa. Casos Tabla 11. Valores comparativos de la planta actual y la alternativa. Wmotor (MW) th (%) (%) R R (USD/h) c R (USD/GJ) CO Total COE Total (USD/h) Planta actual Alternativa La planta actual genera una potencia eléctrica de 8 MW que representa el 38.09% de las necesidades de energía eléctrica en los procesos, que tienen una demanda de 21 MW. La Alternativa propuesta genera MW de potencia eléctrica con lo que se sigue cumpliendo con las necesidades de energía eléctrica en los procesos pero ahora se tiene un excedente de MW que se envían a la red eléctrica de CFE. La eficiencia térmica de la planta actual es de % con una eficiencia exergética baja de % en comparación con la Alternativa. Con la implementación de la Alternativa se incrementa la eficiencia térmica a % y la eficiencia exergética a %, es decir, se mejora el desempeño de la planta. En la Alternativa, el costo exergoconómico del residuo aumenta con respecto a la planta actual. Esta situación es debida al aumento de residuos con la implementación de la unidad de turbinas de gas, es decir, en la planta actual se tiene un solo residuo y con la alternativa se tienen dos residuos: el residuo del ciclo de vapor y el residuo originado en la unidad de turbina de gas. El incremento en el costo exergoconómico del residuo en la Alternativa es de USD/h, mientras, el costo exergoeconómico unitario del residuo también tiene un incremento de 17.2 USD/GJ. VI Simposio Internacional de Energía 13

14 La Alternativa presenta un incremento de 3, kw en el costo de operación exergético. Por otro lado, el costo de operación exergoeconómico disminuye considerablemente a USD/h. Este último resultado indica la conveniencia de la implementación de la Alternativa. CONCLUSIONES De acuerdo a los resultados obtenidos con el análisis exergoeconómico, la Alternativas propuesta presenta una mejora con respecto a la situación actual de la planta. La mejora se traduce en una mejor eficiencia térmica (se incrementa en un 6.15%), un aumento en la eficiencia exergética (aumenta en un 22.63%), un ahorro en el costo de operación exergoeconómico de 4,214 USD/h y un ahorro en el costo exergoeconómico de producción del vapor a proceso de USD/h y USD/h. El costo exergoeconómico de producción total de vapor a proceso y de electricidad de la Alternativa se incrementa en un USD/h, aunque se tiene un excedente de potencia eléctrica que se envía a la red eléctrica de CFE con la que se tendrá un contrato tipo para compras de excedentes de acuerdo a la Ley de Servicio Público de Energía Eléctrica. De este estudio se puede concluir que en toda industria donde exista consumo o generación de energía térmica, es factible efectuar estudios de viabilidad de cogeneración. Además, el primer paso es determinar la cantidad de energía térmica utilizada, por ejemplo, en este caso, se establece la producción de vapor del proceso, para después calcular la energía eléctrica que se puede generar en el sistema. Por otro lado, la mayoría de estudios de cogeneración son técnicamente y económicamente viables. 1. Bastidas, M. J., Bermúdez, R., Mazo, J. E. (2009). Optimization of an energetic simple system for multiobjective analysis. Prospect. (7) Tsatsaronis, G. (1993). Thermoeconomic Analysis and Optimization of Energy Systems. Prog. Energy Combust. Sci. (19) Valero, A.; Usón, S.; Torres, C. and Valero, A. (2010). Application of Thermoeconomics to Industrial Ecology. Entropy. (12) Zaleta, A., Correas, L., Kubiak, J. and Sierra, F. Z. (2006). Concept on thermoeconomic evaluation of steam turbines. Applied Thermal Engineering. (27) VI Simposio Internacional de Energía 14