VIII Congreso Iberoamericano de Aire Acondicionado, Calefacción y Refrigeración (CIAR 2005, Montevideo, Uruguay)
OPTIMIZACION DE SISTEMAS DE TRIGENERACION PARA HOSPITALES Miguel A. Lozano, José Ramos y Silvia Sánchez GITSE – Dpto. Ingeniería Mecánica – Universidad de Zaragoza c/ Maria de Luna 3, 50018 Zaragoza (España) E-mail:
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Resumen Este trabajo propone una metodología de evaluación energética y económica de los sistemas de suministro de servicios energéticos a grandes edificios en general y a hospitales en particular. Las etapas necesarias para culminar en la propuesta de un sistema concreto indicando el tipo de equipos a instalar, el número y potencia nominal de los mismos y la estrategia de operación más adecuada para el sistema, son las siguientes: i) caracterización de la demanda de los distintos servicios energéticos incluyendo su variación temporal; ii) caracterización de la operación de los equipos de producción eléctrica y de las posibilidades de recuperación de calor; y iii) valoración del interés de instalar máquinas de refrigeración por absorción. La metodología utiliza modelos de programación lineal entera y software comercial de optimización (LINGO) obteniendo como resultado la configuración óptima del sistema (síntesis) y la operación más económica para cada hora del año. La metodología se aplica a varios hospitales de tamaño medio en distintas zonas climáticas de España.
1. Introducción En los últimos años ha sido práctica común en Europa considerar la opción de sistemas de cogeneración en la fase de diseño de los grandes edificios residenciales y comerciales (hospitales, centros comerciales, complejos hoteleros, etc.). Los sistemas de cogeneración, que son diseñados para satisfacer las demandas de electricidad, agua caliente sanitaria (ACS) y calefacción, proporcionan grandes ahorros energéticos y económicos cuando se instalan en lugares de clima frío. Por el contrario, cuando se ubican en lugares de clima caliente el rendimiento energético anual es bajo, y por lo tanto el ahorro económico, pues solo hay dos opciones malas: i) Un corto periodo anual de operación del motor, limitado por el aprovechamiento del calor residual. ii) Un elevado despilfarro de calor, limitado por la condición de autoproductor, que solo resultará económico bajo condiciones extraordinarias de precios de combustibles y electricidad. En este caso, la instalación de enfriadoras de absorción que aprovechen el calor disponible en verano, produciendo el frío necesario para climatización, puede resultar vital para justificar la cogeneración. Establecer la configuración óptima de los sistemas de suministro de servicios energéticos a urbanizaciones y grandes edificios resulta un problema complejo. Por un lado debe tomarse en consideración la magnitud y variación temporal de las demandas de potencia eléctrica, agua caliente sanitaria, calefacción y refrigeración, así como las tarifas de combustibles y energía eléctrica. Además, estos sistemas pueden estar formados por varios tipos de equipos y existen distintas configuraciones alternativas según el tipo, número y tamaño de los equipos seleccionados. Finalmente, para una configuración dada, existen diversas estrategias de operación para adaptar la producción a las variaciones de la demanda. Concluyendo, para identificar la mejor combinación de tecnologías a implantar en los sistemas de aprovisionamiento energético de los grandes edificios residenciales y comerciales y decidir la conveniencia de instalar módulos de cogeneración y/o máquinas de refrigeración
por absorción debe realizarse un análisis riguroso de las condiciones ambientales y de las demandas de servicios energéticos, considerando su variación temporal. También deben tenerse en cuenta las tarifas energéticas y la condición legal de autoproductor. El objetivo del trabajo que aquí se presenta ha sido el de desarrollar procedimientos computacionales para el diseño inicial de sistemas de trigeneración. El problema de optimización se ha formulado con técnicas de programación lineal-entera, tomando como función objetivo a minimizar el coste total anual. Como resultado se obtienen tanto la configuración óptima del sistema como la estrategia óptima de operación para cada uno de los periodos de discretización de la demanda. En particular se han estudiado los sistemas de cogeneración donde los equipos de producción eléctrica son motores de gas y las máquinas de refrigeración por absorción son de simple efecto. Los procedimientos desarrollados han sido aplicados a varios hospitales de tamaño medio en distintas zonas climáticas de España. Los resultados obtenidos indican que la ubicación geográfica del hospital resulta esencial para determinar la conveniencia o no de instalar unas u otras tecnologías en la planta de servicios energéticos. 2. Factores a considerar en el diseño Los hospitales se encuentran entre los edificios que más frecuentemente incorporan a sus instalaciones plantas de cogeneración/trigeneración para contribuir al aprovisionamiento de sus necesidades energéticas. Las razones son claras: i) su nivel de ocupación es muy elevado por lo que la demanda es continua a lo largo del año, ii) las condiciones de confort térmico son más exigentes por la naturaleza del servicio que prestan, iii) por razones de seguridad de suministro resulta interesante que existan distintos modos de proporcionar los servicios energéticos requeridos, y iv) tradicionalmente disponen de personal técnico competente para el control y mantenimiento de las instalaciones. Demanda Lamentablemente, en España existe una gran escasez de información sobre las variables climatológicas requeridas para el diseño de instalaciones de climatización y sobre las demandas de energía de los diferentes tipos de edificios. Por fortuna en el caso de los hospitales puede encontrarse alguna información. El estudio del IDAE “Evaluación tecnológica del equipamiento energético hospitalario y la implantación de medidas para su modernización” proporcionaba información sobre índices de consumo específico anual [kWh/(año·cama)] para las distintas zonas climáticas de la NBE-CT-79 [1]. A partir de la información contenida en un informe sobre dicho estudio [2] se ha elaborado la Tabla 1 para un hospital de 500 camas, que podemos considerar de tamaño estándar. Tabla 1. Demanda de servicios energéticos del hospital estándar en función de su localización Demanda anual (MWh/año) Localidad ACS
Calefacción
Refrigeración
Electricidad
Santa Cruz de Tenerife (Zona A)
1800
1715
2301
3250
Almería (Zona A)
1800
3399
1998
3250
Valencia (Zona B)
1800
3879
1912
3250
Zaragoza (Zona C)
1800
6284
1261
3250
Huesca (Zona D)
1800
7297
907
3250
Lugo (Zona D)
1800
8391
526
3250
Teruel (Zona E)
1800
8846
368
3250
El consumo de calefacción reflejado en la tabla corresponde estrictamente a confort térmico y nada del consumo de electricidad se debe a climatización eléctrica. A partir de dichos datos de consumo anual y mediante un procedimiento detallado que tiene en cuenta el clima de la localidad e información empírica sobre el uso de la energía en los hospitales españoles [3, 4] se han determinado distribuciones horarias de consumo para dos días tipo de cada mes (laborable, fin de semana + festivo). Así pues, la demanda queda descrita por 242 = 576 periodos de una hora. En la Tabla 4 se muestran, como ejemplo, los consumos de energía en los días laborables de Julio para un hospital estándar ubicado en Zaragoza. Facturación energética Las tarifas eléctricas y de gas natural aplicadas en los cálculos (ver Tabla 2) corresponden al año 2002. Para gas natural se toma la tarifa 2.4 (30·106 kWh < Consumo anual < 100·106 kWh). Para la compra de energía eléctrica se considera la tarifa general de alta tensión 2.1 con discriminación horaria tipo 4. Legislación sobre cogeneración en España Las condiciones legales utilizadas aquí se refieren al Real Decreto 2818/1998 [5]. Así los precios indicados para la venta de electricidad son valores medios (en la práctica varían mes a mes) e incluyen la prima (0,022 €/kWh en el año 2002) para instalaciones con grupos de cogeneración de potencias instaladas inferiores a 10 MW. La condición de autoproductor implica superar un rendimiento eléctrico equivalente del 55% y un autoconsumo de energía eléctrica del 30%. La legislación vigente en la actualidad y que rige las instalaciones de cogeneración en España [6] y en Europa [7] fue modificada después de obtener los resultados de este trabajo. No obstante, las conclusiones presentadas aquí siguen siendo válidas. Macroestructura y equipos La Fig. 1 muestra la macroestructura del sistema de cogeneración propuesto. Todas las tecnologías que allí aparecen son candidatas a estar presentes en la solución óptima del programa de selección de tecnologías. Qgl Despilfarro de calor
Wm Wrm
Enfriadora Enfriadora Mecánica Mecánica
120 ºC
Qml Qrml
Combustible Fm
Qgc Qgc
Qgabs Qgabs
100 110 ºC ºC 100-- 110
Qg Qw
Wdem (demanda) Ev (venta)
Qabsl Qabsl
Qgcd Wm Wrm
80 - 90 ºC - 90 ºC
MACI MACI Wcog
Qwc Qwc Qbc
Wbc
Wres Wres Wbc
55- 60 ºC Qwl Qal Qae
Qaec
Qaux Qauxc
Faux Combustible
Qres Caldera Caldera Eléctrica Eléctrica
Qasc Torre Torrede de Refrigeración Refrigeración
QCdem ACS + Calefacción (demanda)
Caldera Calderade de Gas GasNatural Natural
Tanque
Qael Qwl Qwl Qml Qal Qael Qabsl Qabsl
Bomba de Calor
QRdem Refrigeración (demanda)
QRabs Enfriadora Enfriadoradede QRabsc Absorción Absorción
Electricidad Ec (compra)
QRm QRmc
Qamb Despilfarro de calor
Fig. 1. Macroestructura del sistema de cogeneración
Wres
La presencia en la macroestructura de motores de gas (MACI), calderas de gas natural, enfriadoras mecánicas y enfriadoras de absorción puede comprenderse fácilmente. Una condición de partida, que se considera razonable tras analizar sus consecuencias económicas, es que los motores que se instalen funcionaran a plena capacidad en horas punta de venta de energía eléctrica (día: 8 a 24 h) y estarán parados en horas valle (noche: 0 a 8 h). Téngase en cuenta que al trabajar los motores durante el día el calor cogenerado podrá atender las necesidades de calefacción y ACS. Por la noche se necesita algún equipo que produzca estos servicios. La presencia de calderas eléctricas se justifica como equipamiento de apoyo que aprovecha el bajo precio nocturno de la electricidad sustituyendo la producción de las calderas de gas natural. Debe considerarse, sin embargo, que no todo son ventajas. La energía eléctrica puede resultar cara aún por la noche e invalidar la opción de calefacción eléctrica. La presencia de la enfriadora de absorción e incluso la de los MACI también puede resultar comprometida si no hay una demanda suficiente de calor y refrigeración que los avale. En la Tabla 2 se dan las características técnicas y económicas de los equipos. Tabla 2. Datos técnicos y económicos Precios y costes de los flujos energéticos (€/kWh) Gas natural
cF = 0,014533 [€/kWh]
cEc = 0,032750 (valle) Compra electricidad = 0,057457 (llano) (€/kWh) = 0,114914 (punta) Módulos de cogeneración
Evacuación calor
cQamb = 0,0008 [€/kWh]
Venta electricidad (€/kWh)
cEv = 0,056 (noche) = 0,072 (día)
Calderas de gas
Potencia instalada
WcogI [MW]
Potencia instalada
QauxI [MW]
Trabajo/Combustible
Wcog/Fm = 0,376
Rendimiento
Qaux/Faux = 0,921
Calor gases/Trabajo
Qg/Wcog = 0,460
Inversión [k€]
15 QauxI
Calor agua/Trabajo
Qw/Wcog = 0,706
Calderas eléctricas
Calor aceite/Trabajo
Qal/Wcog = 0,250
Potencia instalada
QresI [kW]
Inversión [k€]
160 + 255 WcogI
Inversión [k€]
10 QresI
Máquinas de refrigeración por absorción
Máquinas de refrigeración mecánica
Potencia instalada
QRabsI [MW]
Potencia instalada
QRmI [MW]
COP
QRabs/Qgabs = 0,70
COP
QRm/Wm = 4,27
Inversión [k€]
30 + 48 QRabsI
Inversión [k€]
20 + 32 QRmI
3. Configuración óptima La metodología utilizada para plantear y resolver los modelos de programación lineal entera que expresa el problema de síntesis ha sido expuesto en otras publicaciones [4, 8-10]. Este problema consiste en determinar que tecnologías presentes en la macroestructura constituirán el sistema óptimo de cogeneración y su potencia instalada, teniendo en cuenta la operación bajo todas las vicisitudes de demanda y precios a lo largo del año. En la Tabla 3 se muestra la configuración óptima encontrada para el hospital estándar localizado en cada una de las ciudades seleccionadas para el estudio. Para confeccionarla se ha considerado un factor de amortización anual de la inversión fam = 0,25 año-1 como razonable. La columna Benef. indica la disminución del coste total anual con respecto a una instalación convencional constituida por calderas de gas y enfriadoras mecánicas.
Tabla 3. Diseño óptimo en función de la localización del hospital Economía (k€/año)
Potencia instalada (MW)
Ciudad Canual
Cfijo
Cvar
Benef.
WcogI
QauxI
QresI
QRabsI
QRmI
La solución convencional es mejor
Sta. Cruz Tenerife Almería
350,5
283,4
67,1
24,0
0,97
1,07
0,31
0,31
2,35
Valencia
352,2
292,4
59,8
31,2
1,02
1,13
0,34
0,33
2,45
Zaragoza
322,2
325,7
-3,5
78,1
1,37
1,56
0,46
0,44
1,34
Huesca
310,7
338,3
-27,7
96,2
1,50
1,68
0,50
0,48
0,96
Lugo
241,4
299,4
-58,0
132,4
1,61
1,65
0,36
convencional
Teruel
283,8
315,1
-31,3
126,8
1,56
1,83
0,47
convencional
La primera observación de interés es como crece la potencia instalada de MACI con las necesidades de calefacción (ver Tabla 1). La instalación de máquinas frigoríficas de absorción no se justifica en Lugo y Teruel por falta de demanda de climatización en verano. Aunque no se muestra en la Tabla 3, se ha comprobado que la contribución positiva de instalar calefacción eléctrica resulta marginal. Esto indica que sustituir la potencia asignada por un incremento de igual magnitud de calefacción a gas supondrá resultados económicos similares. La Fig. 2 muestra como va cambiando la función objetivo y la configuración óptima al aumentar la potencia instalada en motores para el caso de Zaragoza. Un análisis de este tipo resalta que los costes fijos cargados sobre poca potencia instalada provocan que la instalación de cogeneración no sea aceptable (probablemente, esta es la razón por la que la cogeneración no resulta viable en Sta. Cruz de Tenerife). Llega un momento en que la instalación de más capacidad de motor solo se justifica (recordar la condición de autoproductor) si en la estructura aparecen nuevos consumidores de calor. En nuestro caso la condición limitante de la potencia de motor a instalar resulta ser el cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente. El aumento de potencia permite aumentar la producción y venta de electricidad, pero llega un momento en que dicho aumento de producción no esta respaldado por consumo de calor lo que provoca una disminución del rendimiento eléctrico equivalente. Con cogeneración el límite se alcanza instalando una potencia de motores de aprox. 1,0 MW. La instalación de máquinas frigoríficas de absorción aumenta el consumo de calor y en consecuencia la potencia limite permitida hasta aprox. 1,4 MW. También resulta interesante estudiar los efectos de la aversión al riesgo sobre la configuración óptima [4]. Un criterio de diseño conservador (fam = 0,40) nos llevaría a considerar que la solución convencional (caldera de gas y refrigeración mecánica) es la adecuada. Por el contrario, con fam = 0,15 quedaría justificado instalar mayor potencia de motor y mayor potencia frigorífica en refrigeración por absorción. 4. Diseño óptimo En el caso de Zaragoza, la configuración óptima para fam = 0,25 año-1 es un sistema de trigeneración con potencias próximas a las indicadas en la Tabla 3. A partir de los resultados obtenidos en el apartado anterior, y eliminando la caldera eléctrica, tenemos que una instalación razonable para Zaragoza con fam = 0,25 año-1 requeriría las siguientes potencias instaladas. WcogI
QauxI
QRabsI
QRmI
1,37
2,02
0,44
1,34
500 fam [1/año] = 0,25 Sistema simple de cogeneración
475 Sistema de trigeneración
Canual [k€/año]
450
425
400
375
350
Instalación convencional
325
300 0,00
0,20
0,40
0,60
0,80
1,00
1,20
1,40
WcogI [MW] Fig. 2. Configuración óptima del sistema en función de la potencia de motor instalada (Zaragoza)
Fig. 3. Estructura del sistema de cogeneración correspondiente al diseño óptimo (Zaragoza)
Aunque de manera breve, presentaremos a continuación los equipos seleccionados para el diseño óptimo que se muestra en la Fig. 3. Empezando por los motores. Se alcanza la potencia más próxima con dos motores iguales (se prefiere a la solución con un solo motor aunque se incremente algo el coste) seleccionando 2 motores GUASCOR Modelo SFGLD-360 de 609 kW (1,218 MW). Siguiendo con las calderas. Se alcanza la potencia más próxima con dos calderas iguales (se prefiere a la solución con una sola caldera aunque se incremente algo el coste) seleccionando 2 calderas THERMITAL Modelo THE/Q-1140 de 1047 kW (2,094 MW). Se selecciona una sola máquina de refrigeración por absorción pues la potencia a instalar es pequeña y hay máquinas de refrigeración mecánica 1 enfriadora de absorción CARRIER Modelo 16-JB-10 de 380 kW (0,380 MW) Se seleccionan dos máquinas de refrigeración mecánica 2 enfriadoras mecánicas TRANE Modelo RTHC-200 de 703 kW (1,406 MW) Se ha comprobado que estos equipos dan lugar a una instalación capaz de atender las necesidades energéticas del hospital en cualquier hora del año y que no existen configuraciones que conteniendo el mismo número de equipos de cada tipo produzcan mejores resultados [4]. 5. Operación óptima Una vez decidida la configuración óptima y seleccionado el modelo y número de equipos a instalar se ha desarrollado un programa que describe la operación de los mismos con gran detalle para optimizar la operación [4]. En este programa la capacidad máxima de los equipos y sus prestaciones a carga parcial se hacen depender de las condiciones de operación (condiciones ambientales y factor de carga) de modo que la solución es bastante realista. La Tabla 4 muestra la operación óptima de la instalación de trigeneración indicada en el apartado anterior durante un día tipo del mes de Julio (verano: mayor demanda de frío y demanda nula de calefacción). Los motores trabajan a plena carga en las horas punta de venta de energía eléctrica (día: 8 a 24 h) y están parados en las horas valle (noche: 0 a 8 h). Por la noche una caldera suple las necesidades de ACS y solo funciona una enfriadora mecánica pues la demanda de frío es reducida. Durante el día una parte del calor de refrigeración de las camisas de agua de los motores es suficiente para atender las necesidades de ACS por lo que la caldera se para. Toda la energía recuperable de los gases se aplica a la máquina de refrigeración por absorción que trabaja casi al límite de su capacidad. La demanda de frío no cubierta por esta se obtiene de las máquinas de refrigeración mecánica. En el óptimo el reparto de cargas se establece de modo que si la carga total supera los 700 kW (aprox. el 50% de la capacidad de una sola máquina) se reparte a partes iguales entre las dos máquinas y en caso contrario solo funciona una de ellas (ver Fig. 4). 6. Conclusiones Se ha analizado la conveniencia de instalar sistemas de trigeneración para atender la demanda de servicios energéticos en hospitales localizados en diversas zonas climáticas de España. La conclusión es que incluir máquinas de absorción, produciendo frío en el verano con el calor recuperado de los MACI, resulta económicamente favorable salvo en ciudades con clima muy frío. En algunos casos resulta ser además un factor determinante para justificar la instalación de los módulos de cogeneración; es decir, un factor clave para justificar la cogeneración.
Tabla 4. Operación óptima para un día laborable del mes de Julio (Zaragoza) Temp.
Demanda
Hora ºC
ACS
Frío
Elect.
W
Motores
Cald.
Refrig.
Refrig.
Refrig.
(1+2)
(1+2)
Absorción (1)
Mecánica (1)
Mecánica (2)
Qgas
Qagua
Qc
Qc
Qf
W
Qf
W
Qf
0-1
20.7
80
404
312
0
0
0
80
0
0
92
404
0
0
1-2
20.0
65
390
299
0
0
0
65
0
0
89
390
0
0
2-3
19.4
62
390
291
0
0
0
62
0
0
89
390
0
0
3-4
18.8
59
390
282
0
0
0
59
0
0
89
390
0
0
4-5
18.3
86
390
282
0
0
0
86
0
0
89
390
0
0
5-6
18.2
112
390
282
0
0
0
112
0
0
89
390
0
0
6-7
18.9
152
486
289
0
0
0
152
0
0
110
486
0
0
7-8
20.5
191
581
296
0
0
0
191
0
0
132
581
0
0
8-9
22.7
236
793
403
1244
567
236
0
567
399
90
394
0
0
9-10
25.2
281
1005
509
1238
564
281
0
564
398
138
607
0
0
10-11
27.5
247
1165
519
1232
562
247
0
562
396
88
384
88
384
11-12
29.2
212
1325
529
1228
560
212
0
560
395
105
465
105
465
12-13
30.5
185
1553
514
1224
558
185
0
558
394
132
579
132
579
13-14
31.4
158
1781
500
1222
557
158
0
557
394
162
694
162
694
14-15
31.8
150
1726
466
1222
556
150
0
556
393
154
666
154
666
15-16
31.5
141
1671
432
1222
557
141
0
557
394
147
639
147
639
16-17
30.6
153
1379
420
1224
558
153
0
558
394
111
492
111
492
17-18
29.0
164
1087
409
1228
560
164
0
560
395
79
346
79
346
18-19
27.2
158
830
417
1232
562
158
0
562
396
98
434
0
0
19-20
25.5
151
574
424
1236
564
151
0
564
397
43
176
0
0
20-21
24.4
117
524
422
1240
565
117
0
565
398
32
125
0
0
21-22
23.2
83
472
419
1242
566
83
0
566
399
19
73
0
0
22-23
22.3
89
445
372
1244
567
89
0
567
399
12
46
0
0
23-24
21.5
94
419
324
1248
569
94
0
569
400
5
18
0
0
Nota: Todas las potencias se expresan en kW 4.5 reparto optimo de carga
COP 4.4 4.3 una máquina 4.2
reparto equitativo de carga 4.1 4.0 3.9 3.8
CAP [kW] 3.7 0
200
400
600
800
1000
1200
1400
Fig. 4. Reparto óptimo de la carga frigorífica ente las dos enfriadoras mecánicas iguales
7. Referencias 1. Real Decreto 2429/1979 ….. norma básica de la edificación .... sobre condiciones térmicas en los edificios 2. El ahorro energético en las instalaciones de hospitales. Experiencias. El Instalador, Julio 1998, pp. 17-32. 3. Cogeneration for Heating and Cooling in Hospitals. Thermie Programme Action Nº B107, Institut Català d´Energia, 1995. 4. Sánchez, S. Diseño óptimo de sistemas de trigeneración con MACI para el sector residencial comercial. Proyecto Fin de Carrera, CPS, Universidad de Zaragoza, 2003. 5. Real Decreto 2818/1998 ….. sobre producción de energía eléctrica por …cogeneración 6. Real Decreto 436/2004 ….. producción de energía eléctrica en régimen especial 7. Directiva 2004/8/CE …… relativa al fomento de la cogeneración 8. Lozano, M.A.; Ramos, J. Selección óptima de tecnologías para sistemas energéticos del sector residencialcomercial. Anales de Ingeniería Mecánica, Año 13, Vol. 4, pp. 2509-2514, 2000. 9. Lozano, M.A. Diseño óptimo de sistemas simples de cogeneración. Información Tecnológica, Vol. 12, Nº 4, pp. 53-158, 2001. 10. Lozano, M.A. et al. Optimización del diseño de sistemas de trigeneración. Revista Iberoamericana de Ingeniería Mecánica, aceptado para publicación, 2005. 11. LINGO: The modeling language and optimizer. LINDO Systems (www.lindo.com).
8. Agradecimientos Este trabajo ha sido financiado por el Plan Nacional de I+D+I 2000-2003 de España Proyecto DPI 2003-00603
Miguel Angel Lozano (1957) es profesor titular del departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Zaragoza desde 1982. Ha dictado cursos de Termodinámica, Tecnología energética, Diseño y optimización de sistemas energéticos, etc. Es ingeniero industrial, especialidad química, por la ETSII de Barcelona (1981) y recibió su doctorado en ingeniería industrial por la Universidad de Zaragoza (1987) con Premio Extraordinario. Su trabajo sobre la teoría del coste exergético fue reconocido con dos Edward F. Obert Award de ASME (1986 y 1987). Actualmente dirige el grupo de investigación en Ingeniería Térmica y Sistemas Energéticos (GITSE-I3A). El tema común de sus actividades investigación es el estudio y la mejora del rendimiento energético de los sistemas térmicos. Su actividad actual incluye la síntesis de procesos y sistemas energéticos, el diseño óptimo de plantas de cogeneración y trigeneración, la evaluación de sistemas de “district heating and cooling”, etc. El Dr. Lozano ha servido como consultor para la administración y para diversas empresas y organizaciones. Es miembro de AIChE, ASHRAE y ASME. José Ramos (1966) es profesor de Termodinámica en el departamento de Ingeniería Mecánica de la Universidad de Zaragoza desde 2002. También imparte docencia en cursos de postgrado sobre Turbinas de gas y ciclos combinados, Cogeneración, District Heating y Producción de frío e instalaciones energéticas para edificios. Es ingeniero mecánico por la Universidad Nacional de Ingeniería de Perú (1994) y tiene el diploma de estudios avanzados en Ingeniería Térmica Avanzada y Optimización Energética por la Universidad de Zaragoza (2000). Desde 1994 hasta 1998 desarrolló actividad profesional como ingeniero de planta y consultor en las empresas Pipe Service Internacional Inc, Balones Andinos e Intermediate Technology Development Group. Fue profesor de Economía de la energía y Turbomáquinas Hidráulicas en la Facultad de Ingeniería Mecánica de la UNI en el periodo 1996-1998. Su actividad investigadora se centra en la optimización del diseño y operación de sistemas de cogeneración para el sector residencial-comercial incluyendo trigeneración y district heating & cooling. Es investigador del grupo GITSE-I3A y miembro de Ingeniería sin Fronteras y Cogen España. Silvia Sánchez (1974) es Diplomada en Ingeniería Técnica Industrial, especialidad en Electricidad - Centrales y redes, por la Escuela Universitaria de Ingeniería Técnica Industrial de la Universidad de Zaragoza (1997), y también Licenciada en Ingeniería Industrial, especialidad de Energía, por el Centro Politécnico Superior de la Universidad de Zaragoza (2003). Culminó su formación académica realizando el Proyecto de Fin de Carrera “Diseño óptimo de sistemas de trigeneración con MACI para el sector residencial-comercial” por el que obtuvo calificación de Sobresaliente. Durante sus estudios realizó prácticas en empresas: Celulosa Fabril (estudio de la instalación eléctrica de los centros de transformación) y Gas Aragón (gestión de la distribución). Colaboró además en la empresa Pulmansa (tareas administrativas y dibujo de planos con AUTOCAD). Actualmente trabaja como becaria en la Fundación CIRCE, desarrollando para ENDESA proyectos sobre Telemando y telecontrol de subestaciones eléctricas.