Junta Directiva Presidente: Enrique Ochoa Reza, Director General de la Comisión Federal de Electricidad Secretario: Hugo Gómez Sierra, Presidente de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas Prosecretario: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas Consejeros propietarios: Francisco Leonardo Beltrán Rodríguez, Subsecretario de Planeación y Transición Energética, Secretaría de Energía Luis Carlos Hernández Ayala, Director de Operación, Comisión Federal de Electricidad Guillermo Turrent Schnaas, Director de Modernización, Comisión Federal de Electricidad José Luis Aburto Ávila, Subdirector de Programación, Comisión Federal de Electricidad Noé Peña Silva, Subdirector de Transmisión, Comisión Federal de Electricidad Jaime Francisco Hernández Martínez, Director General de Programación y Presupuesto B de la Secretaría de Hacienda y Crédito Público José Narro Robles, Rector de la Universida Nacional Autónoma de México Yoloxóchitl Bustamante Diez, Directora General del Instituto Politécnico Nacional Salvador Vega y León, Rector General de la Universidad Autónoma Metropolitana Inocencio Higuera Ciapara, Director Adjunto del Centro de Investigación, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología Comisarios públicos: Mario Alberto Cervantes García, Delegado y Comisario Público Propietario del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública Juan Edmundo Granados Nieto, Subdelegado y Comisario Público Suplente del Sector Energía de la Secretaría de la Función Pública Invitados: Odón de Buen Rodríguez, Director General de la Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía Carlos Antonio Álvarez Balbas, Socio Director, Despacho Álvarez Balbas, S. C. Miguel Vázquez Rodríguez, Presidente de la Comisión de Innovación y Tecnología de la Cámara Nacional de Manufacturas Eléctricas Comité Técnico Operativo Comité Editorial Presidente: Santiago Creuheras Díaz, Director General de Eficiencia Energética e Innovación Tecnológica, Secretaría de Energía Secretario técnico: Fernando A. Kohrs Aldape, Instituto de Investigaciones Eléctricas Luis Carlos Hernández Ayala, Comisión Federal de Electricidad Mario Alberto Cervantes García, Secretaría de la Función Pública Juan Edmundo Granados Nieto, Secretaría de la Función Pública Jaime Francisco Hernández Martínez, Secretaría de Hacienda y Crédito Público José Narro Robles, Universidad Nacional Autónoma de México Yoloxóchitl Bustamante Diez, Instituto Politécnico Nacional Salvador Vega y León, Universidad Autónoma Metropolitana Inocencio Higuera Ciapara, Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología Odón de Buen Rodríguez, Comisión Nacional para el Uso Eficiente de la Energía Salvador Portillo Arellano, Prolec GE Internacional S. de R.L. de C.V. Francisco Javier Varela Solis, Comisión Federal de Electricidad José Luis Fernández Zayas, Director Ejecutivo Ángel Fierros Palacios, Director de Energías Alternas Salvador González Castro, Director de Tecnologías Habilitadoras Rolando Nieva Gómez, Director de Sistemas Eléctricos José M. González Santaló, Director de Sistemas Mecánicos Fernando A. Kohrs Aldape, Director de Planeación, Gestión de la Estrategia y Comercialización José Alfredo Pérez Gil y García, Director de Administración y Finanzas Gladys Dávila Núñez, Jefa del Departamento de Difusión Federico Estrada Arias, Coordinador Editorial Arturo Fragoso Malacara, diseño gráfico Verónica García Rodríguez, diagramación, formación y cuidado de la edición Wendy Lugo Sandoval, publicación electrónica Sergio Ortega López, fotografía Ana María Sámano Ramírez, distribución Boletín IIE es una publicación trimestral, de distribución gratuita y editada por el Departamento de Difusión del Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE). Los artículos firmados son responsabilidad de sus autores. El material de este boletín solo puede reproducirse parcial o totalmente, con la autorización escrita del IIE. ISSN0185-0059. Certificado de licitud de título 01777. Franqueo pagado, publicación periódica, permiso número 002 0583, características 319 321412, autorizado por Sepomex. El tiraje de esta publicación es de 1,800 ejemplares.
Sumario Sumario 1 Editorial 2 Divulgación Resumen de trabajos realizados por el IIE y su impacto en el sector energético a nivel nacional / Summary of IIE works and its impact in the national energy sector José Manuel Franco Nava y Agustín Moisés Alcaraz Calderón 8 Artículos técnicos Conversión de centrales de combustóleo a otros combustibles. Proyectos esenciales para mejorar la eficiencia económica en generación / Conversion of fuel oil plants to other fuels. Essential projects to improve economic efficiency in generation Carlos Alberto Mariño López, Rogelio Franco López, José Miguel González Santaló Evaluación de arreglos para cogeneración / Assessment of cogeneration arrangements Agustín Moisés Alcaraz Calderón, José Miguel González Santaló, David Alberto Morales Olivas, Horacio Jesús García, Eduardo Adolfo García Valenzuela y Érika Yazmín Salguero Neri 28 Comunidad IIE IIE y Enel firman memorándum de entendimiento / IIE and Enel sign a memorandum of understanding Reunión sobre natural gas CCS en el IIE / Natural gas CCS meeting in IIE Fortaleciendo capacidades en el desarrollo de simuladores / Strengthening capacities in the development of simulators Participa el IIE en Mexico WindPower 2014 / IIE participates in the Mexico WindPower 2014 expo and congress 30 Breves técnicas Gerencia de Proyectos de Ingeniería / Engineering Project Management Ricardo Curiel Yong, José Manuel Franco Nava y José Francisco Albarrán Núñez Certificación de cogeneradores eficientes / Efficient cogeneration certification Gaudencio Ramos Niembro El concepto de energía útil para evaluar el desempeño de sistemas de cogeneración / The useful energy concept for the evaluation of energy concepts Abigail González Díaz y José Miguel González Santaló Evaluación del potencial de microcogeneración en el CENAM / Microcogeneration evaluation at CENAM Gaudencio Ramos Niembro 39 Artículo de investigación Reducción de emisiones de GEI en el sector eléctrico: renovables o combustibles fósiles y energía nuclear? / Reduction of GHG emissions in the electricity sector: renewable or fossil fuels and nuclear energy? David Castrejón Botello 1
Boletín IIE enero-marzo-2014 Editorial Editorial Independientemente del resultado final al que llegue el país en el tema de la Reforma Energética, es claro que un objetivo central de las empresas del sector, particularmente Petróleos Mexicanos (PEMEX) y la Comisión Federal de Electricidad (CFE), será el de minimizar sus costos de operación, maximizando su eficiencia energética, su eficiencia operativa, utilizando los combustibles más convenientes en cada aplicación. El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE), en particular la División de Sistemas Mecánicos (DSM), tiene la oportunidad de brindar un apoyo efectivo a estas empresas, aplicando sus capacidades tecnológicas. En el caso de la CFE, esta entidad ya ha emprendido un amplio conjunto de proyectos y acciones para mejorar su eficiencia energética y se ha apoyado en ocasiones en el IIE. En estos momentos, la CFE enfrenta una situación especial debido a los cambios dramáticos en los últimos años en los mercados de combustibles. Mientras hace tres o cuatro años el gas natural tenía precios del orden de ocho dólares por millón de BTU y el combustóleo precios del orden de 40 o 50 dólares por barril, en la actualidad el gas natural está en 3.5 dólares y el barril de combustóleo cerca de los 100 dólares. En el caso de PEMEX, los criterios de diseño utilizados cuando se conceptualizó la infraestructura existente en la actualidad, enfatizaban la confiabilidad de las instalaciones en un entorno de redes eléctricas de no muy alta confiabilidad y de bajos costos de combustibles, por lo que se prestaba poca atención a la eficiencia energética. El entorno cambió, tanto en aspectos económicos, donde los costos energéticos se han vuelto más importantes como parte de los costos totales, como en los aspectos ambientales, donde el uso de energéticos representa emisiones atmosféricas. Ante este nuevo entorno, las empresas del sector energético están diseñando estrategias que las hagan más competitivas. Además de continuar con sus programas de mejora de eficiencia en las centrales, la CFE ha estado haciendo evaluaciones técnicas y económicas de posibles cambios en centrales termoeléctricas a combustóleo, para utilizar otros combustibles como el gas y el carbón. Las evaluaciones tienen que contemplar los cambios técnicos en los equipos, el suministro, así como la disponibilidad de combustibles, considerando los costos de ductos en el caso del gas, al igual que el de las instalaciones para recepción y manejo de carbón y de cenizas en el caso del carbón. También tienen que contemplar los impactos ambientales de las emisiones. Estas evaluaciones se vuelven una base importante para la toma de decisiones y el IIE ha estado aplicando sus capacidades en modelado de unidades generadoras y de instalaciones de manejo de combustibles, para dar a la CFE una estimación sólida de los costos y de los beneficios de cada una de las alternativas. En PEMEX, las áreas de oportunidad son múltiples. Un área en la que el IIE ha venido apoyando a esta entidad es en la identificación y definición de proyectos de cogeneración que representan, por un lado, una aportación al sistema eléctrico nacional, pues se tiene un potencial estimado del orden del 5% al 6% de la capacidad instalada en el país y, por el otro, la energía eléctrica producida en sistemas de cogeneración tiene un menor costo que las tecnologías en uso. La cogeneración le permite a PEMEX producir vapor a costos inferiores a los que tendrían con calderas convencionales. Es claro 2
Editorial considera es el gas natural, sin embargo, el país está en una situación de infraestructura muy limitada para el transporte y distribución de este combustible y también hay necesidad de abastecer a la industria del sector productivo para que se mantenga competitiva. La opción del carbón también resulta atractiva desde el punto de vista económico y por contribuir a la diversificación de fuentes primarias, pero se tiene que plantear de manera que sea ambientalmente aceptable, lo que implica considerar y evaluar sistemas de captura de CO 2. Lo anterior, aunado a las incertidumbres en las proyecciones de precios y disponibilidad de energéticos, hace que los análisis sean complejos y requieran de técnicas de evaluación refinadas. En el caso de la cogeneración aparecen barreras al desarrollar proyectos integrales entre la CFE y PEMEX. Para aprovechar plenamente el potencial existente se requiere generar más energía eléctrica de la que usaría PEMEX, siendo necesario que la CFE reciba la energía excedente y la transporte a través de su red de transmisión para suministro en otros centros de trabajo de PEMEX, o a terceros. Los acuerdos sobre la asignación de costo al vapor y la electricidad son complejos por la falta de una metodología universalmente aceptada y se vuelven obstáculos para los proyectos. Las fases iniciales de los proyectos de cogeneración, incluyendo la ingeniería básica y básica extendida se vuelven elementos clave para la evaluación adecuada de los proyectos. que las áreas de oportunidad son amplias y que las empresas del sector están intensamente interesadas en ellas. También es necesario apuntar a algunas de las barreras que se presentan en la implantación de estos esquemas de mejoras económicas. En el caso del uso de combustibles alternativos al combustóleo en generación eléctrica, la primera opción que se En este número del Boletín IIE se presentan varios artículos relacionados con todos estos temas, con la intención de dar una imagen precisa sobre la participación del Instituto en este campo de eficiencia económica del sector energético. Se aborda el tema de la asignación de costos a los productos de cogeneración, presentando el concepto de energía útil. También se presenta una nota sobre la Gerencia de Proyectos de Ingeniería, ya que la naturaleza de los proyectos de ingeniería básica y básica extendida es tal, que requiere sistemas de gestión de proyectos con características distintas a los esquemas normales utilizados en proyectos de I&D. 3
Boletín IIE enero-marzo-2014 Divulgación Resumen de trabajos realizados por el IIE y su impacto en el sector energético a nivel nacional José Manuel Franco Nava y Agustín Moisés Alcaraz Calderón Abstract An overview of the studies carried out by the Electrical Research Institute (IIE) on economic efficiency of industrial facilities is presented. The projects presented include the economical and technical evaluation of cogeneration alternatives, evaluation and diagnosis of mechanical systems in electrical power plants, fuel switching from Bunker C to others and cogeneration systems for facilities that have a demand of electrical power as well as steam. The benefits of the studies developed by the IIE for the national energy sector are reduction of the fuel costs, the reduction of electricity and steam costs and reduction of emissions, as well as a reduction of the investment requirements to maintain an optimal operation. Introducción El Instituto de Investigaciones Eléctricas (IIE) y en particular su División de Sistemas Mecánicos, han trabajado intensamente durante las dos últimas décadas para mejorar la eficiencia económica del sector energético. Las áreas de atención de los proyectos se centran en cinco líneas: El IIE ha contribuido con el sector energético al análisis de cambio de combustibles en centrales generadoras para disminuir costos de operación. Mejoramiento de la eficiencia de operación de centrales generadoras Aprovechamiento óptimo de los activos de las centrales generadoras Cambio de combustibles en centrales Cogeneración en procesos industriales Diagnósticos energéticos en procesos industriales 4
Divulgación Todos estos proyectos resultan en reducciones del costo de los combustibles y disminución de las emisiones de gases de efecto invernadero y, en todos los casos excepto el tercero, en mayor eficiencia de operación y reducción de inversiones requeridas. Mejoramiento de la eficiencia de operación de centrales generadoras Para el mejoramiento de la eficiencia de operación en centrales generadoras, el IIE apoya al sector energético a través de: El uso eficiente de los combustibles fósiles, con el menor impacto posible al ambiente. Mejora del régimen térmico en centrales termoeléctricas, al optimizar el proceso de combustión y mejorar la distribución de temperatura de gases y calor en los generadores de vapor. Análisis de los índices de desempeño. Aplicaciones específicas. Se cuenta con el Sistema SCORT para apoyo a la operación y mantenimiento de centrales termoeléctricas, el cual permite el control y optimización del régimen térmico de ciclos combinados y la identificación de equipos fuera de condiciones de diseño. Aprovechamiento óptimo de los activos de las centrales generadoras El mejor aprovechamiento de los activos de las centrales generadoras es otra de las líneas de trabajo con que el Instituto apoya al sector energético. La División de Sistemas Mecánicos, a través de sus Gerencias de Procesos Térmicos, Ingeniería Civil, Turbomaquinaria, y Materiales y Procesos Químicos, contribuye al aprovechamiento óptimo de los equipos y para tal efecto realiza, entre otros servicios: Estudios de factibilidad técnica-económica para repotenciar centrales generadoras obsoletas en centrales modernas, aprovechando la infraestructura existente. Análisis de transferencia de calor en calderas por cambio de combustóleo a gas natural. Con ello se determinan modificaciones al diseño si se requieren y las condiciones nuevas para operación segura y confiable. Diagnósticos de equipos principales como turbinas, bombas, generadores de vapor, condensadores y torres de enfriamiento. Diagnósticos que generan recomendaciones para incrementar la confiabilidad y disponibilidad de los equipos y sistemas involucrados en la generación de energía eléctrica, como evaluaciones y mediciones en línea y fuera de línea de turbinas de vapor, diagnósticos y mediciones de combustión. Un producto específico es el sistema SICAD para la medición, procesamiento y análisis de señales de vibración. Adicionalmente, el IIE cuenta con la capacidad de realizar estudios de monitoreo de vida residual, mecánica de fractura, de análisis de esfuerzos por fatiga y termofluencia, y estimación de vida remanente de componentes mecánicos. Elaboración de procedimientos de rehabilitación y mantenimiento de componentes de turbinas. Cambio de combustibles en centrales El Instituto ha contribuido con el sector energético al análisis de cambio de combustibles en centrales generadoras para disminuir costos de operación, a través de la realización de diversos proyectos relacionados con el análisis de viabilidad técnico-económica de proyectos de conversión de unidades de generación de combustóleo a carbón, y coque de petróleo o gas natural. Estos trabajos se han realizado en centrales termoeléctricas de la Comisión Federal de Electricidad (CFE) como Topolobampo, Tuxpan, Villa de Reyes, Guaymas, Francisco Villa, entre otras. Para el caso de la central de Tuxpan se incluyó un estudio de captura de CO 2. 5
Boletín IIE enero-marzo-2014 Divulgación Cogeneración en procesos industriales La participación del IIE en proyectos de cogeneración puede agruparse en los siguientes temas: Estudios de factibilidad técnico-económica Desarrollo de ingeniería conceptual e ingeniería básica Apoyo técnico a procesos de licitación Evaluación de costos de vapor y energía eléctrica por el método de energía útil Estudios de factibilidad técnico-económica Éstos han tenido como objetivo establecer la mejor opción para cogeneración, buscando reducir los costos de generación de energía eléctrica y vapor, ya sea con el aprovechamiento al máximo de la infraestructura e instalaciones existentes de los centros de trabajo o bien implementando un sistema de cogeneración totalmente nuevo. Desarrollo de ingeniería conceptual e ingeniería básica El Instituto ha desarrollado ingeniería conceptual e ingeniería básica para proyectos de cogeneración, que incluyen el desarrollo de bases de diseño, descripción de los procesos, diagramas de flujo de proceso, balances de materia y energía, filosofía de operación, cálculo de tuberías, diagramas de tubería e instrumentación, normatividad técnica, arreglos de equipos, corrientes en límite de batería, manual de operación, detección de instalaciones subterráneas, entre otros. Cabe mencionar que los proyectos de la ingeniería básica son multidisciplinarios, donde intervienen especialidades de ingeniería mecánica, eléctrica, civil, instrumentación y control. Evaluación de costos de vapor y energía eléctrica por el método de energía útil Se desarrolló una metodología de asignación de costos para vapor y energía eléctrica, basado en el concepto de energía útil, para ser utilizados en las evaluaciones económicas de las plantas. Esta metodología fue instrumento para lograr acuerdos en los centros de trabajo de PEMEX, para definir los precios de la energía eléctrica generada en un centro y utilizada en otro, así como para determinar los costos del vapor producido a distintas condiciones de presión y temperatura. Diagnósticos energéticos en procesos industriales El IIE ha desarrollado proyectos de diagnósticos energéticos en el sector industrial, principalmente en el sector petrolero, los cuales producen como resultado la identificación de tres tipos de proyectos: Proyectos de mejora a corto plazo. Se realizan generalmente con poca o ninguna inversión, cambiando solamente la operación. Típicamente los ahorros energéticos son pequeños. 6
Divulgación Proyectos de mejora de mediano plazo. En éstos se requiere realizar algunas inversiones para equipos. Su implementación no impacta mayormente el proceso que se utiliza. Proyectos de mejora de largo plazo. En éstos se requiere realizar grandes inversiones y típicamente implican el cambio de tecnologías. Conclusiones Los estudios realizados por el Instituto han permitido a sus clientes contar con los elementos para apoyar la toma de decisiones relacionada con sus procesos. Los beneficios e impacto de los estudios realizados por el IIE en los centros de trabajo del sector energético nacional se relacionan fundamentalmente con: Aumento de eficiencia Reducción de inversiones requeridas La reducción de costos de combustible La reducción de costos del vapor y electricidad generados La reducción de emisiones de gases CO 2 De izquierda a derecha: José Manuel Franco Nava y Agustín Moisés Alcaraz Calderón. JOSÉ MANUEL FRANCO NAVA [jmfranco@iie.org.mx] Doctor en Ingeniería Mecánica (PhD) por la Universidad de Cranfield, Inglaterra. Maestro en Ciencias (MSc) en Ingeniería Mecánica por el Imperial College of Science and Technology de la Universidad de Londres, Inglaterra. Ingeniero Mecánico por el Instituto Politécnico Nacional. Ingresó al IIE en 1983 a la División de Sistemas Mecánicos. Su área de especialidad es el análisis del comportamiento y optimización de componentes mecánicos. Ha dirigido y participado en proyectos relacionados con el diagnóstico de fallas, desarrollo de sistemas informáticos para mantenimiento predictivo, análisis dinámico, análisis modal (teórico y experimental), análisis de mecánica de fractura y evaluación de vida útil aplicando técnicas numérico-computacionales, como el análisis de elemento finito (FEA) y la dinámica de fluidos computacional (CFD) en análisis del comportamiento y optimización de componentes de turbomaquinaria. Dirigió un proyecto relacionado con el proceso de captura de CO 2 y el análisis técnico económico de proyectos de conversión de unidades de generación eléctrica (de combustóleo a carbón). Ha publicado 44 artículos en congresos nacionales e internacionales. Tiene tres derechos de autor registrados. Ha impartido cursos especializados en relación con sus áreas de especialidad a personal de la Comisión Federal de Electricidad (CFE), Petroleos Méxicanos (PEMEX) y el Instituto Costarricense de Electricidad (ICE). Miembro del SNI de 1989 a 1995. AGUSTÍN MOISÉS ALCARAZ CALDERÓN [malcaraz@iie.org.mx] 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 2001. 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. 7
Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Conversión de centrales de combustóleo a otros combustibles. Proyectos esenciales para mejorar la eficiencia económica en generación Carlos Alberto Mariño López 1, Rogelio Franco López 2 y José Miguel González Santaló 1 Abstract This paper presents the scope and results of the conversion of thermal power plants that currently consume fuel oil, expensive fuel and with a decline of its production in the country s refineries, to coal, petroleum coke, or natural, domestic or imported gas, fuels with a lower price per unit of energy compared to the fuel oil through the rehabilitation, modernization or upgrading of existing plants. Introducción La Comisión Federal de Electricidad (CFE) cuenta con una capacidad efectiva instalada de 53,114 MW, de los cuales una parte importante son centrales termoeléctricas con unidades de generación eléctrica que operan con combustóleo, cuyo precio por unidad de energía se presenta actualmente más alto (de tres a cinco veces) que el del gas natural, el del carbón y el coque de petróleo, así como el hecho de que estas unidades operan con eficiencias térmicas de alrededor del 36%. De las seis refinerías con que cuenta PEMEX, dos de ellas ya han sido modernizadas y reconfiguradas, y una tercera está en proceso de modernización-reconfiguración. El combustóleo es un combustible residual de la refinación del petróleo que presenta una declinación en su producción, debido a que las refinerías en México están haciendo reconversiones para extraer más ligeros al crudo y sus residuos están 1 Instituto de Investigaciones Eléctricas 2 Comisión Federal de Electricidad 8
Artículo técnico cambiando a coque de petróleo. De las seis refinerías con que cuenta Petróleos Mexicanos, dos de ellas ya han sido modernizadas y reconfiguradas, y una tercera está en proceso de modernización-reconfiguración. Solo quedarían pendientes tres de ellas para estas reconversiones. Se estima que para 2016, PEMEX reducirá en un 65% su producción de combustóleo (Fernández, 2008). Otra problemática que conlleva la operación actual de estas unidades con combustóleo es el hecho de que éste es un combustible que produce emisiones contaminantes considerables a la atmósfera. La Norma NOM85-SEMARNAT (NOM-085-SE- MARNAT-2011) establece los niveles máximos permisibles por zonas del país de emisiones a la atmósfera, como son las partículas suspendidas totales (PST), óxidos de nitrógeno y óxidos de azufre que invitan a la CFE a considerar la instalación de sistemas de limpieza de gases de combustión que son de alto costo de construcción y operación, para cumplir con los niveles permitidos. Aunado a lo anterior, el Centro Nacional de Control de Energía (CENACE) establece las reglas de despacho de carga y determina el orden de entrada en operación de las unidades bajo el criterio del menor costo variable de generación (CVG) para cubrir la demanda requerida. El CVG [$/kw-h] está determinado por el régimen térmico [kj/kw-h] multiplicado por el precio del combustible [$/GJ], siendo el régimen térmico el inverso de la eficiencia térmica del ciclo. Se despachan primero las unidades con menor CVG. Ante esta situación, la CFE analiza estrategias para reducir el costo variable de generación de sus unidades y mejorar la competitividad del parque de generación. Una de estas estrategias es la conversión de la unidad para utilizar otro tipo de combustible y la incorporación de tecnologías más eficientes, mediante la rehabilitación y modernización de sus unidades. Lo anterior ha motivado a la CFE a realizar, con el soporte del IIE, diversos estudios técnicos y económicos de conversión de unidades a: Carbón o coque de petróleo Gas natural El presente trabajo presenta un panorama de los alcances que implica cada una de estas opciones. Metodología Para el análisis de las alternativas de conversión de combustibles se debe considerar el siguiente proceso: Definición de las premisas técnicas Son los parámetros y características que deben ser consideradas en la evaluación en los proyecto de conversión, esto es: Evaluación de las condiciones del sitio En el cual se especifican las características del mismo, las condiciones climatológicas y la infraestructura existente como tipo de sistema de enfriamiento principal, disponibilidad de agua, espacios y áreas disponibles, red eléctrica asociada. Especificación de diseño de la unidad existente usando combustóleo Balance térmico y los parámetros de diseño de la unidad usando combustóleo, para la modelación y definición del caso base. Tipo y características del combustible para la conversión Se considera la composición química, el poder calorífico, disponibilidad de suministro y logística de transporte de los combustibles a utilizar. La tecnología de conversión Para el caso de la conversión a carbón y coque de petróleo se evalúan las tecnologías de calderas de carbón pulverizado y lecho fluidizado, que sustituirán la operación del generador de vapor basado en combustóleo. La figura 1muestra la operación de una caldera de lecho fluidizado circulante. Para el caso de la conversión a gas, ésta puede ser mediante la quema directa de gas en la caldera existente, previa modificación de bancos de tubos, arreglo de quemadores e infraestructura para recepción y suministro de gas para quema directa o mediante un esquema de repotenciación que implica la instalación de una o varias turbinas de gas con sus respectivos recuperadores de calor acoplados a la turbina de vapor actual, conformando un ciclo combinado y dejando fuera de operación al generador de vapor existente. La figura 2 ejemplifica la operación de un ciclo combinado. La tecnología de reducción de emisiones para cumplir con la normativa ambiental Este punto se refiere a la definición de los equipos requeridos para cumplir con la norma NOM 085 SEMARNAT, que para la conversión a carbón implica el uso de: 9
Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico aspecto ambiental se centra en la especificación del factor de emisión de NOx y la definición de quemadores de bajo NOx para tal efecto, en cumplimiento del Transitorio Tercero de la NOM 085 (NOM-085-SEMARNAT-2011). Definición del alcance de la rehabilitación o modernización de los equipos y sistemas existentes Figura 1. Ilustración de la operación de una caldera de lecho fluidizado, CFB (Circulating Fluidized Boiler). JEA Large-Scale CFB Combustion Demostration Project, National Energy Technology Laboratory (NETL). Especificación de los equipos que serán rehabilitados o modernizados en función de la evaluación previa que se tenga de su estado de operación, así como de los equipos que deberán ser sustituidos o retirados de operación. Definición de equipos y sistemas nuevos De acuerdo con el alcance de la conversión se definen los equipos nuevos a instalar en los espacios y áreas disponibles. Evaluación de alternativas Se especifica una matriz de evaluación de alternativas que consiste en la simulación de los arreglos de conversión, considerando las características y origen de suministro del carbón, coque o mezclas de combustibles con el tipo de caldera a utilizar. En el caso de la conversión a gas mediante la repotenciación de las unidades, consiste en la evaluación de modelos de turbinas de gas que acoplen al ciclo térmico de la turbina de vapor existente, así como el tipo de arreglo en ciclo combinado, 1x1, 2x1 o en su caso 3x1, que definen la potencia y eficiencia adicional a obtener de la repotenciación. Figura 2. Ilustración de la operación de una planta de ciclo combinado (Calpine, 2012). Equipos de control de partículas suspendidas totales (PST) Equipos desulfuradores de gas para reducción de óxidos de azufre (SOx) Equipos de reducción catalítica selectiva para reducción de óxido de nitrógeno (NOx) En el caso de las turbinas de gas, por ser una tecnología más limpia, el La modelación se realiza sobre la suite de programas de Thermoflow (STEAM Pro, STEAM Master, GT Pro, GT Master) (Steam-Pro, 2013), así como el módulo PEACE (Thermoflow, 2013) para la estimación de inversiones. Se realizan los balances de masa y energía de acuerdo con las premisas y consideraciones técnicas, tanto para el caso base quemando combustóleo, como para cada una de las alternativas definidas. Una vez que se han realizado los balances térmicos y especificado los equipos de la conversión a carbón o gas (repotenciación) se obtienen los parámetros de potencia, eficiencia, 10
Artículo técnico consumo de combustible y de potencia de auxiliares, así como la estimación de los montos de inversión por cada alternativa evaluada, los que en resumen definen los resultados de la evaluación técnica. La evaluación económica se efectúa por el método de diferencias entre los costos actuales de operación con combustóleo y los costos de la central rehabilitada, incluyendo los costos anualizados correspondientes con la inversión en la rehabilitación, consumo de agua desmineralizada y de repuesto (en su caso); operación y mantenimiento fijos y variables, incluyendo en este último los costos por insumos requeridos, como el caso de piedra caliza en calderas de lecho fluidizado quemando coque de petróleo y manejo de residuos de la combustión, así como el costo por combustible que incluye el costo de transporte a la central. Para la evaluación económica se consideran las siguientes premisas: Tasa de descuento: 12% Horizonte del proyecto: 20 años Período de construcción para la instalación de equipos principales y sus equipos asociados Proyección de precios del combustible Conversión de combustóleo a carbón o coque de petróleo La conversión de combustóleo a carbón o coque de petróleo implica principalmente: Analizar las características del combustible que impactan en el diseño de la conversión, las cuales son: a) tipo de carbón o coque de petróleo, b) poder calorífico, c) porcentaje de contenido de azufre en el combustible y d) porcentaje de contenido de ceniza en el combustible. Evaluaciones de: a) la sustitución del generador de vapor, b) la rehabilitación de la turbina de vapor, c) la rehabilitación del equipo auxiliar, d) la instalación de un sistema de manejo de combustible y manejo de residuos, y e) la adquisición de equipos de control de emisiones, principalmente. A continuación se presentan los resultados de la conversión a coque de petróleo de una unidad de 350 MW. Se evaluaron cinco alternativas de fuentes de combustible: carbón Sabinas, de Coahuila, de Colombia, coque de Texas y sus mezclas, con diferentes medios de transporte según la localización del combustible, usando para todos los casos calderas de lecho fluidizado. El proyecto de rehabilitación considera la mejora de eficiencia y optimización del canal de flujo de la turbina de vapor de la unidad, por lo que la potencia proyectada será de 385 MW. En las tablas 1 y 2 se resumen los resultados técnicos y económicos de la conversión a coque de petróleo de una unidad de 350 MW, mediante el uso de calderas de lecho fluidizado. Los resultados muestran que la opción 3, que refiere al uso de coque de petróleo importado de la zona de refinerías de Texas en Estados Unidos, presenta los mejores indicadores económicos con la mayor relación beneficio-costo de 1.93 y el menor costo nivelado total de generación de 71.6 USD/MWh. Así también se cumple con los límites de emisiones especificados por la NOM 085, tabla 3, siendo ésta la opción considerada como Parámetros Alternativas 1 2 3 4 5 Carbón de Sabinas Carbón de Colombia Coque de Texas Mezcla 50% Colombia/ 50% Texas Mezcla 50% Sabinas/ 50% Texas Potencia Bruta (MW) 385 385 385 385 385 Potencia Neta (MW) 349.8 352.3 348.0 348.6 347.7 Flujo combustible (t/h) 167.3 131 109.9 120.5 133.5 Eficiencia LHV bruta (%) 40.67 40.79 41.31 40.75 40.78 Eficiencia LHV neta (%) 36.95 37.31 37.33 36.88 36.83 Tabla 1. Resumen de resultados técnicos de la conversión de una unidad de 350 MW con calderas de lecho fluidizado. 11
Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Parámetros Indicadores económicos 1 2 3 4 5 Carbón de Sabinas Carbón de Colombia Coque de Texas Mezcla 50% Colombia/ 50% Texas Mezcla 50% Sabinas/ 50% Texas Inversión (MMUSD) 463.63 404.88 430.55 441.32 462.58 Relación beneficio-costo (RBC) 0.65 1.43 1.93 1.57 1.31 Periodo de recuperación (PRC) >20 14.3 9.9 12.6 16.2 Costo unitario de inversión (USD/kW) 1,204 1,051 1,118 1,146 1,201 Costo nivelado de inversión (USD/MWh) 27.5 23.8 25.6 26.2 27.5 Costo nivelado de O&M (USD/MWh) 15.9 15.2 18.3 16.9 17.4 Costo nivelado de combustible (USD/MWh) 47.7 39.5 27.7 33.5 36 Costo nivelado total (USD/MWh) 91 78.5 71.6 76.7 80.9 Tabla 2. Resumen de resultados económicos de la conversión de una unidad de 350 MW con calderas de lecho fluidizado. Emisiones contaminantes Base Conversión Observación NO x (ppmv) 156 104.5 Sin equipo de control SO x (ppmv) 1962 106.7 Con equipo de control PST (mg/nm3) 397 46 Con equipo de control Tabla 3. Comparación de emisiones a la atmósfera. viable para la conversión de esta unidad. La figura 3 ilustra, como ejemplo, la configuración de un arreglo para la conversión de unidades a coque de petróleo con calderas de lecho fluidizado y definición de espacios para almacenamiento de combustible, piedra caliza y residuos (cenizas), producto de la combustión. Conversión de combustóleo a gas La conversión a gas de unidades que actualmente consumen combustóleo puede realizarse mediante uso directo del gas o por repotenciación a ciclo combinado. Figura 3. Ilustración de arreglo propuesto para la conversión a coque de petróleo de dos unidades con caldera de lecho fluidizado y áreas de almacenamiento de combustible, piedra caliza y ceniza. La primera de estas opciones implica la instalación de quemadores y la infraestructura requerida de suministro de gas y no implica grandes inversiones en adquisición e instalación de equipos nuevos, pero sí implica un derrateo de hasta un 15% en la potencia de la unidad, con el beneficio de utilizar ahora un combustible de menor precio. En el caso de la conversión a gas mediante la repotenciación a ciclo combinado, esta opción implica: 12
Artículo técnico a) analizar el impacto que tienen las condiciones del sitio (altitud, temperatura ambiente y humedad relativa) sobre las características de desempeño de las turbinas de gas que ofrecen los diferentes tecnólogos, b) evaluar el tipo de arreglo, que define cuántas turbinas de gas se acoplarán a través de cada recuperador de calor respectivo, con la turbina de vapor existente, de tal manera que sea factible su acoplamiento de manera eficiente, y c) el análisis de sistemas de enfriamiento del aire de entrada a la turbinas de gas. Lo anterior define la capacidad de generación, eficiencia térmica, inversión requerida y flexibilidad de operación. Hay proyectos definidos en el POISE (POISE 2012; SENER, 2012) de construcción de gasoductos, como el gasoducto Norte-Noroeste, el gasoducto Tamazunchale-El Sauz, el gasoducto Chihuahua y el gasoducto Manzanillo-Guadalajara, que pretenden ampliar la disponibilidad de gas natural en las diferentes regiones del país, esto permitiría la operación de centrales generadoras de mayor eficiencia y capacidad o en su defecto de menores costos de producción mediante la repotenciación o conversión a gas de unidades de generación. Un comparativo entre la conversión a gas y la repotenciación de una unidad de 300 MW se puede ver en la tabla 4. La tabla 5 muestra que la potencia y eficiencia que se obtiene de la repotenciación de una unidad de 300 MW, en arreglo 2x1, es del orden de 761.5 MW con una eficiencia del 51.65%. La potencia y eficiencia con uso directo del gas es de 281 MW, con una eficiencia del orden del 36%, lo que ejemplifica las ventajas inherentes de la modernización del ciclo existente con un proyecto de repotenciación. La tabla 6 muestra que un proyecto de repotenciación es económicamente rentable, en función de los precios actuales de los combustibles y en particular el relacionado con el gas natural, en conjunto con la proyección de disponibilidad de gas en las regiones donde se ubican o en un punto cercano a las centrales que actualmente no cuentan con ello. La tabla 7 ilustra un ejercicio del cálculo del costo variable de generación, considerando los precios de combustibles referidos en la tabla 8, y las eficien- Parámetros Uso directo Repotenciación Unidades Potencia bruta 281 761.5 MW Potencia neta 264.61 738.9 MW Eficiencia bruta HHV 36 51.65 % Eficiencia neta HHV 33.83 50.12 % Eficiencia bruta LHV 41.33 57.2 % Eficiencia neta LHV 40.79 55.5 % Consumo de gas 54.24 98.06 Ton/h Consumo de gas 67.3 121.54 MMPCD Tabla 5. Resumen de resultados técnicos de la conversión a gas, uso directo y repotenciación de una unidad de 300 MW. Uso directo del gas Estación de recepción Tubería de gas de estación a caldera Quemadores de gas No cambios en subestación eléctrica actual No cambios en línea de transmisión Repotenciación con CC Estación de recepción Turbinas de gas Recuperadores de calor Calentadores fuera de operación Ampliación de subestación eléctrica Capacidad de líneas de transmisión Disponibilidad de espacios Tabla 4. Requerimientos en la conversión a gas de unidades. Indicadores Repotenciación Unidades Arreglo 2X1 VPN 1,754 MMUSD TIR 65.77 % RBC 5 -- PRI 3.6 años Inversión 446 MMUSD Costo unitario de inversión 603.06 USD/kW Costo nivelado de inversión 11 USD/MWh Costo nivelado de O&M 5 USD/MWh Costo nivelado de combustible 40 USD/MWh Costo nivelado total 55.51 USD/MWh Paridad: 12.9 pesos/usd Tabla 6. Parámetros técnicos de la conversión a gas. 13
Boletín IIE enero-marzo-2014 Artículo técnico Parámetros Combustóleo Conversión a coque * Combustible Precio [USD/GJ] HHV [KJ/kg] Combustóleo* 12.33 41,900 Carbón nacional* 2.88 18,623 Carbón importado 5.60 26,282 Coque importado** 2.55 33,029 Gas natural* 4.73 52,000 Referencia: * COPAR 2013 (COPAR, 2013). ** Consultor Argus-Precio spot-sept. 2012 (Argus Media, 2012). Tabla 8. Precios de combustibles. Uso directo Repotenciación Unidades Potencia 300 315 281 761.5 MW Eficiencia 38.12 39* 36 51.65 % Régimen térmico 9,443 9,231 10,000 6970 kj/kwh Costo variable 116.44 23.54 47.3 32.97 USD/MWh Costo variable 1502.11 303.65 610.17 425.29 $/MWh * Con mejora de eficiencia del canal de flujo de la turbina de vapor. Tabla 7. Comparativo de costos variable de generación. cias térmicas estimadas para cada caso. La conversión de combustóleo a coque de petróleo o carbón, y a gas mediante uso directo o repotenciación, darían costos variables de generación menores que el correspondiente a la operación con combustóleo. La figura 4 ilustra, como ejemplo, la configuración de un arreglo para la repotenciación a ciclo combinado de una central termoeléctrica. Conclusiones La conversión a gas o carbón y coque de petróleo de las centrales termoeléctricas que queman combustóleo puede reducir el costo variable de generación, con base en el precio actual de los combustibles, mejorar su índice de despacho, cumplir con la normatividad ambiental y extender la vida útil de las centrales y, al mismo tiempo, diversificar el uso de combustibles en la generación eléctrica del país. La repotenciación de centrales ofrece una mayor capacidad y eficiencia de generación al operar en ciclo combinado. El impacto en los indicadores de gestión de la CFE relacionados con la eficiencia operativa debido a la implementación de los proyectos de conversión sería: Mejora de eficiencia y/o capacidad de generación Reducción del costo variable de generación Reducción de emisiones y cumplimiento de normatividad ambiental Es aprovechable la infraestructura de las centrales termoeléctricas, los permisos y licencias de operación, derechos de vía y la experiencia operativa del personal. Referencias Figura 4. Ilustración de arreglo propuesto para la repotenciación a ciclo combinado de una central termoeléctrica. SENER. Prospectiva del Mercado de Gas Natural 2012-2026, Secretaría de Energía, México, 2012. COPAR. Costos y parámetros de referencia para la formulación de proyectos de inversión en el sector eléctrico, Subdirección de Programación, Comisión Federal de Electricidad, 2013. 14
Artículo técnico Steam-Pro., Steam Master, GT Pro, GT Master. Software para diseño de plantas termoeléctricas, versión 23. Thermoflow, Inc. Sudbury, Massachusetts. 2013 Preliminary plant engineering and cost estimation module. Software de costeo de equipos de plantas termoeléctricas, versión 23. Thermoflow, Inc. Sudbury, Massachusetts. 2013. POISE 2012-2026. Programa de Obras e Inversiones del Sector Eléctrico 2012-2026, Subdirección de Programación, Comisión Federal de Electricidad, 2012. IEA. Fossil Fuel-Fired Power Generation; Case Studies of Recently Constructed Coal and Gas Fired Power Plants International Energy Agency, 2007. Norma Oficial Mexicana NOM-085-SEMARNAT-2011. Contaminación atmosférica-niveles máximos permisibles de emisión de los equipos de combustión de calentamiento indirecto y su medición, 2012. Energy Argus Petroleum Coke Market Prices, Argus Media, 2012. Fernández, M. Nuevos combustibles: coque (de petróleo), carbón y emulsiones. Boletín IIE, tendencias tecnológicas, octubre-diciembre, 2008. De izquierda a derecha: José Miguel González Santaló y Carlos Alberto Mariño López. CARLOS ALBERTO MARIÑO LÓPEZ [camarino@iie.org.mx] Maestro en Ciencias en Ingeniería Energética con especialidad en Ingeniería Térmica por el Instituto Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (ITESM) campus Monterrey en 2001. Ingeniero Mecánico por el Instituto Tecnológico de Ciudad Madero en 1993. Ingresó a la Gerencia de Turbomaquinaria del IIE en 1994, donde trabaja en el área de evaluación y diagnóstico de turbomaquinaria. Ha participado en proyectos relacionados con el análisis de la disminución de potencia y eficiencia por el desgaste de componentes del canal de flujo de turbinas de vapor y gas, la evaluación en línea de turbinas de vapor, el desarrollo de programas para el monitoreo del régimen térmico, el aprovechamiento del potencial energético de vapor geotérmico de baja entalpía, la especificación de equipos y el desarrollo de bases de licitación. JOSÉ MIGUEL GONZÁLEZ SANTALÓ [gsantalo@iie.org.mx] 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 1969. 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. 15
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
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