BARLOWORLD cogeneracion

5/11/2018 BARLOWORLD cogeneracion - slidepdf.com

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LA COGENERACION EN EL SECTORTERCIARIO

Mayo 2009



1 Introducción

2 Marco legal

3 Productos Caterpillar

4 Ejemplo tipo



INTRODUCCION



INTRODUCCION

Definición de cogeneración (I)

La cogeneración es un sistema de alta eficiencia energética basado en la producción

simultánea de energía mecánica (electricidad) y térmica (frigorífica) a partir de

una única energía primaria (renovable, residual o fósil)

La cogeneración es una forma de producción de electricidad descentralizada

(generación distribuida), produciéndose la energía allí donde se consume

Generación distribuida

de alta eficiencia



INTRODUCCION

Definición de cogeneración (II)

Electricidad

Energía primaria Generador Calor / frío

SISTEMA CONVENCIONAL

COGENERACION

Cogeneración

Generador

Apoyo



INTRODUCCION

Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(I)

VENTAJAS GLOBALES

• Ahorro de energía primaria, al ser un sistema más eficiente en

términos globales que una central convencional• Mejora el medioambiente, acorde con las exigencias del

Protocolo de Kyoto

• Menor dependencia energética del exterior

• Desarrolla la infraestructura energética

• Disminuye pérdidas por transporte y distribución de electricidad



INTRODUCCION

Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(II)

VENTAJAS PARA EL USUARIO

• Disminuye su coste energético

• Desarrolla su infraestructura energética

• Incrementa la fiabil idad del suministro: Duplicidad de

suministro térmico y eléctrico

• Diversifica ingresos

• Mayor autonomía energética



INTRODUCCION

Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(III)

AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA – Balance energético cogeneración

E.Primaria

100 Uds. PCI

Electricidad

40 Uds.

Calor 40

Uds.

20%Pérdidas

Pérdidas:

• Equipo motriz: Radiación,

refrigeración.

• Alternador: Acoplam iento, Joule,histéresis

• Recuperación de calor: Radiación,

gases de escape, purgas

• Instalación: Eléctricas (Joule) y

térmicas (radiación, purgas)



INTRODUCCION

Ventajas de la cogeneración frente a soluciones convencionales(IV)

AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA – Balance energético CC

Pérdidas transp. y distrib. 5Uds.

Pérdidas generación calor 5Uds.

E. Primaria 125 Uds. PCIElectricidad 40 Uds.

Calor 40 Uds.

Pérdidas generación electricidad

en CC 35 Uds.

Energía primaria invertida

en electricidad 80 Uds. PCI

Energía primaria invertidaen calor 45 Uds. PCI

AHORRO ENERGIA PRIMARIA CG & CC: 20%



INTRODUCCIONProducción de frío por absorción&compresión

– La energía requerida para su accionamiento es energía térmica,

pudiendo ser ésta residual (cogeneración) u obtenida a partir de una

energía renovable (solar o biomasa)

– Utiliza agua como refrigerante

– Utiliza un proceso físico químico, por lo que apenas hay componentes

sujetos a desgaste mecánico

menor mantenimiento y mayor vida útil– Menor ruido y vibraciones en operación

• Vent a jas absorc ión respec t o a la c ompres ión m ec án ica :

• Inconvenientes:

– Voluminosas

– Precisan de refrigeración evaporativa (p.e. torre de refrigeración) en el

condensador consumo de electricidad y agua, tratamientos

antilegionella



INTRODUCCION

Barreras para el desarrollo de la cogeneración

BARRERAS PARA EL DESARROLLO DE LA COGENERACION

• Elevadas inversiones iniciales

• Riesgo político (marco legal cambiante)

• Gestión compleja (dependencia de especialistas)

• Necesidad de infraestructura eléctrica (punto de interconexión)

y gasista

• Actividad auxiliar a la actividad principal “no core bussines”



INTRODUCCIONMercado potencial en el sector terciario y residencial

• Central de cogeneración para abastecer las necesidades

energéticas de climatización y ACS en edificios.• Se requiere que las instalaciones de frío y calor estén

centralizadas

• Edificios tipo: – Polideportivos – Hoteles

– Residencias – Hospitales – Centros comerciales – Oficinas

– Comunidades de viviendas



INTRODUCCIONReferencias de Finanzauto en el sector terciario

Con potencias comprendidas entre 400 kWe y 4000 kWe,

grupos motogeneradores CATERPILLAR Diesel y a gasnatural

– 2 Hoteles – 10 Hospitales – 2 Estaciones/aeropuertos – 5 Edificios de oficinas – 5 Grandes almacenes – 3 Centros comerciales – 2 Colegios/Universidades – 2 Polideportivos



INTRODUCCION

Soluciones de empresas de servicios energéticos en el sector terciario

• No especialista en energía

• Mercado energético complejo

• Tecnología desconocida

• La energía es una actividad no

estratégica para su negocio

• Capacidad de endeudamientolimitada

• Necesidad de disminuir sus

costes de estructura

• Recursos humanos limitados y

no especializados

• Financia el Proyecto

• Ofrece soluciones globales:

construcción, mantenimiento,

operación y gestión

• Factura sólo por la energía

consumida, mediante términoscomerciales controlables y

estables

• Introduce economías de escala

Cliente Empresa especialista

Necesidad desoluciones globales

por empresas

especializadas

Empresas especializadas asumen la inversión y gestión del proyecto de cogeneración,

estando la planta de cogeneración dentro de su activo, y ofreciendo al cliente final

condiciones ventajosas del suministro de la energía térmica/frigorífica producida porésta.



MARCO LEGAL



MARCO LEGAL

Novedades RD661/2007 destacables en el sectorterciario – Eliminación del concepto de autoproductor: Posibilidad de

exportar la totalidad de la producción neta (producción neta =producción bornas alternador – autoconsumos cogeneración)

– Eliminación de participar el consumidor térmico en la titularidad dela cogeneración: No necesidad de sociedades mixtas con elconsumidor para promotores

– La opción “Tarifa” mejora sustancialmente – Indexación trimestral de tarifas y otros complementos retributivosal precio de los combustibles e IPC (cesta de la compra delcogenerador)

– Aparece un complemento retributivo función del ahorro de energíaprimaria: Complemento por Eficiencia

– Marco favorable para “Cogeneración de Pequeña Escala” (<1MWe)

– En climatización periodos de cálculo del REE diferentes a un año.

Determinación para cada periodo de la energía eléctrica primadacorrespondiente al cumplimiento del REE min



MARCO LEGAL

RD 661/2007: REE

El REE en definitiva mide el rendimiento eléctrico y el

aprovechamiento térmico de la planta

refH V Q

E REE

(%) E = Energía eléctrica producida anualmente en bornas delalternador, expresada en MWh

Q = Consumo de energía primaria anual (combustible) medidapor su PCI, expresada en MWh

V = Consumo anual de calor o frío útil, expresado en MWh

ref H = Valor de referencia del rendimiento para la producciónseparada de calor que aparece publicado en la DE 2004/8/CE.Para gas natural ref H = 0,9

Combustibles líquidos en centrales con calderas 49%

Combustibles líquidos en motores térmicos 56%

Combustibles sólidos 49%

Gas natural y GLP en motores térmicos 55%

Gas natural y GLP en turbinas de gas 59%

• Novedades: – Para plantas P < 1 MW se exige un valor un 10% inferior



MARCO LEGALRD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD: VENTA A TARIFA (I)

Desvíos DH CE ERT R

R = RetribuciónT = Tarifa (Tarifa única regulada para todos losperiodos horarios. Se incentiva especialmente lasplantas de < 1MWe)

ER = Complemento por Energía ReactivaCE = Complemento por eficiencia (función REE)DH = Complemento por Discriminación Horaria

Desvíos = Diferencia con previsión de OMEL



MARCO LEGALRD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A TARIFA (II)

• Grupo a.1.1. (gas natural)

Potencia (MW) Tarifa €/MWh

<0,5 141,0120,5 < P < 1 115,714

1 < P < 10 91,994

10 < P < 25 87,363

25 < P < 50 83,065



MARCO LEGAL

RD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A TARIFA(III)• COMPLEMENTO POR EFICIENCIA: Todas las plantas que

superen el REE mínimo recibirán un complemento por eficiencia

Ejemplo para a.1.1. en motor (REEmin = 55%):

(*) Plantas P>1MW. Cmp: 22,83 €/MWhPCS

• COMPLEMENTO POR REACTIVA: Se aplica como unporcentaje sobre un valor fijado revisable anualmente de 83,717 €/MWh (2009). El porcentaje se encuentra comprendido entre -4% y 6%. En las horas punta se bonifica la generación de

reactiva, mientras que en las horas valle su absorción.

REE 60% 65% 70% 75%

CE €/MWh 3,33 6,14 8,56 10,65

BOE)en(publicadogasdeprimamateriaCostex1/REE)–(1/REEminx1,1CE



MARCO LEGALRD 661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A TARIFA(IV)

• COMPLEMENTO POR DISCRIMINACION HORARIA – Voluntario – Se aplica un factor a la tarifa de 1,37 en horas punta/llano y 0,64

en horas valle

– Interesante para funcionamientos con programas base < 6000h/año

• DESVIOS – Todas las plantas están obligadas a presentar una previsión de

producción al operador del mercado (OMEL). Los incumplimientosde esta previsión conlleva un coste de desvíos

– Las previsiones a OMEL se pueden realizar a través de unrepresentante: Agente vendedor



MARCO LEGALRD661/2007:OPCIONES DE VENTA DE ELECTRICIDAD:VENTA A MERCADO

reactivaoComplementEficienciaoComplementPrimalibremercadoelenobtenidofinalPrecionRetribució

Primas Grupo a.1.1. (gas natural)

Potencia (MW) Prima €/MWh

<0,5 -

0,5 < P < 1 -

1 < P < 10 38,519

10 < P < 25 31,795

25 < P < 50 28,367



MARCO LEGALRD 661/2007: REVISION DE PRIMAS Y TARIFAS

• Las primas y tarifas se establecen para toda la vida útil del proyecto• Para los grupos a.1.1. (cogeneraciones a gas) y a.1.2. (cogeneraciones

derivados del petróleo), las primas y tarifas se revisan en BOEtrimestralmente en función de la evolución del precio del combustiblecorrespondiente y del IPC

• Las primas y tarifas de las instalaciones que se pongan en servicio a partir dela publicación del RD661/2007 sufrirán una corrección por antigüedad unavez cumplidos 10 años desde la puesta en servicio.

• Las primas y tarifas de las instalaciones que se encuentren en servicio en elmomento de publicarse el RD661/2207 sufrirán una corrección porantigüedad una vez cumplidos 10 años desde la publicación del citado RD, ouna vez cumplidos 15 años desde su puesta en servicio, lo que antes ocurra.

• Cualquier inversión en reposición >50% de la inversión inicial de la plantadará lugar a una nueva puesta en servicio a efectos de revisión de primas y

tarifas• En el año 2010 (y a partir de ahí cada 4 años), o una vez cumplido el

objetivo de 9215 MW instalados en cogeneración, se revisarán las primas ytarifas de acuerdo a los objetivos del Gobierno. Esta medida será deaplicación para las nuevas plantas, sin carácter retroactivo para las existentes

en cada momento.



MARCO LEGALOTROS REGLAMENTOS Y NORMATIVAS

– Directiva Europea 2004/08/CE de fomento de lacogeneración

– RD 616/2007, de 11 de mayo, de fomento de lacogeneración

– Orden ITC/1522/2007, de 24 de mayo, por la que seestablece la regulación de la garantía de origen de laelectricidad procedente de fuentes de energíasrenovables y cogeneración

– Código Técnico de la Edificación (CTE) – Reglamento de Instalaciones Térmicas en Edificios

(RITE)



PRODUCTOS CATERPILLAR



PRODUCTOS CATERPILLARGAMA 500 kWe – 1000kWe

MODELO CATERPILLAR POTENCIA ELECTRICA RENDIMIENTO ELECTRICO CALEFACCION / ACS FRIO 1 EFECTO FRIO 2+1 EFECTO

kWe % kWt kWf kWf

G3508 514 37,4 600 432 556

G3516B 1030 38,0 1407 745 967

G3512E 991 41,6% 1035 1013 1380

Prestaciones

Condiciones de funcionamiento

MODELO CATERPILLAR Tª Circuitos refrigeración Tª Gases de escape Tª postenfriador Emplazamiento

ºC ºC ºC

G3508 99 474 32 500m, 25ºC

G3516B 91 562 46 450m,25ºC

G3512E 99 460 54 500m,25ºC



PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. CARACTERISTICAS

– Sin necesidad de edificaciones – Concepto Plug&Play – Reducción del espacio ocupado – Diseño probado y replicable

– Movilidad – Fácil financiación



PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ALCANCE

– Grupo motogenerador G3508 / G3512E / G3516B – Cuadro de potencia BT

– Instalación BT – Cuadro de control – Cuadro de mando y protección de auxiliares – Recuperador de gases de escape – Intercambiadores de calor

– Silencioso de gases de escape – Distribuidor de gases de escape – Equipos de refrigeración auxiliar: Torres / aeros – Tuberías

– Sistema de lubricación – Grupos de bombeo – Equipos de medida de energía térmica – Ventilación – Instalación de gas

– Contenedor autoportante insonorizado



PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS I



PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS II



PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS III



PRODUCTOS CATERPILLARMODULOS DE COGENERACION PARA CLIMA/ACS. ESQUEMAS IV



EJ EMPLO TIPO

Planta de cogeneración de 1MWe en un centro comercial



EJ EMPLO TIPOPLANTA DE COGENERACION DE 1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL

– Grupo motogenerador CATERPILLAR G3516B 1 MWe, 1500 rpm, a gasnatural, 400V

– Producción de agua enfriada 7/12ºC para satisfacer la demanda base derefrigeración de confort del centro. Producción de frío por absorción dedoble efecto en grupo accionado a partir de los gases de escape delmotor y por absorción de simple efecto a partir de los circuitos derefrigeración de alta temperatura del motor

– Sistema redundante al sistema de producción de frío convencional(enfriadoras por compresión mecánica accionadas eléctricamente) – Refrigeración de motor, grupo de absorción, y enfriadoras eléctricas

mediante batería de torres de refrigeración – Interconexión eléctrica en 25 kV en paralelo con la red, con vertido de

producción neta de electricidad – Programa de funcionamiento 4000 h/año, conforme a periodos eléctricosP1 – P5 (incluyendo agosto)

PLC



59

CDVR

S

N

400:v3V/110:v3V

27 47

x3

Kw

mA

Ex G1 CATG3516BMOTORGAS

PLC

81

25A

4632

F/F S?V=0

MultimedidorDigital

1500rpm

3x400V24V

400V3F+N50Hz1177kWFP=0. 8

x3

x1x3x3 2000/5ACl. 5P10

PLC

50

PLC

x351

I >> PLCI >M

x1

x1

Q52G1In=2000A

RZ1-K0.6-1kV3. 5x[6x[1x240mm²]]

ADEMIII

EMCPII+

PLC

LOADSHARE PLC

x32000/5ACl. 0.5

400V/110V

PLC

400V/110V

x3

x3

L&Gmod: ZMU202.4cr14r45+RMC. TM1A/110

MEDIDAFACTURACI ON

R50O2A

ACT1x600kVA

M

Q52R2

PLC

In=400A

63Bx1

1600kVA

Dyn1115kV±2.5±5%

6%Ucc

0.42kV

50Hz

63L

x126

x1

S89T2

In=80A

PLC

PLC

RHZ1-K12-20kV3x[1x150mm²]

x1100/5ACl. 5P10

50N PLC

x151N

x3

x3

L&Gmod: ZMU202.4cr14r45+RMC. TM1A/110

MEDIDAGENERACI ON

R50O2A


M

Q52R1

TT: 22:v3kV/0.11:v3kV-0.11:3kVTI: 40/5-5ACl. 0.2S+5P20Cl. 0.2+3P

PLC

In=6A

x3 In=400AR50O2A

TT: 16,5:v3kV/0.11:v3kV-0.11:3kVCl. 0.2+3P

FunciónANSI: 3x50/51+50N/51N3x27+3x59+1x59N+81M/m

RelémultifunciónProtecciónREDPLC


S89R1

S89R2

ENTRADARED

CENTR O DE SECCI ONAMIE NTO Y MEDI DA

T 2

· CUAD RO de potencia incluy endo interruptor de eje cución fija 2. 500 A + trafos de protección y medid a.

· CUADR O de servicios a uxiliares incluídos en el cerra miento.

SUMI NI STRO FSA

· CUADROde control dotadode PLC, pantall a táctil, regulador electrónicode repartode carga, regulador de tensión, etc.· CABLEADOde interconexión de potencia entre bornas de generador y cuadrode potencia.· CABLEADOde ali mentación para todos los receptores eléctricos incluídos dentrodel cerramiento.· I NSTALACI ONESELÉCTRI CASde alumbrado normal y de emergencia ytomas de corriente en sala.· CABLEADOde interconexión de control e instrumentación.

LÍM. SUM. FSA

LÍM. SUM. FSA



AIRE DEADMISION

SILENCIADORSALIDA DE AIRE

AIRE DE

ADMISIÓN

9950

inclinacion de la c ubierta hacia alli, con canaleta de recogida

DN400

SILENCIADOR DEENTRADA DE AIRE

800

INTERCAMBIADORREFRIG. BT

INTERCAMBIADORREFRIG. BT

INTERCAMBIADORAGUA CALIENTE A

ABSORCIÓN

IN & OUTBRIDAS DIN2501 PN16 DN100

SILENCIOSO

AIRE ADMISIÓNSILENCIOSODE ESCAPE

DEPÓSITOACEITE DIARIO

INTERCAMBIADORREFRIG. AT

BRIDA CONEXIÓNENTRADA DE GAS

DN80

HUECO 5 00X200 MMSALIDA CABLESPOTENCIA

1719

8 6 3




ene feb mar abr may jun jul ago sep oct nov dic TOTAL

Potencia eléctrica bruta corregida (1) kWe 991 991 991 991 991 991 971 971 991 991 991 991

Horas programadas funcionamiento h 339 339 339 339 339 339 339 339 339 339 339 339 4064

Disponibilidad % 93 93 93 93 93 93 93 94 93 93 93 93Horas previstas de funcionamiento h 315 315 315 315 315 315 315 318 315 315 315 315 3783

Energía eléctrica generada bruta MWhe 312 312 312 312 312 312 306 309 312 312 312 312 3736

Autoconsumos y pérdidas eléctricas % 5 5 5 5 5 5 5 6 5 5 5 5

Energía eléctrica generada neta MWhe 297 297 297 297 297 297 291 291 297 297 297 297 3546

Potencia frigorífica disponible kWf 967 967 967 967 967 967 948 948 967 967 967 967

Energía frigorífica disponible MWhf 305 305 305 305 305 305 298 302 305 305 305 305 3646

Energía frigorífica suministrada MWhf 259 259 274 289 305 305 298 302 305 289 274 259 3417% disponible cog, 85 85 90 95 100 100 100 100 100 95 90 85 94

Consumo de electricidad evitado (2) MWhe 65 65 69 72 76 76 75 75 76 72 69 65 854

Rendimiento eléctrico ISO %PCI 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 41,6 42,4

Consumo de gas natural MWhPCS 834 834 834 834 834 834 817 826 834 834 834 834 9979

72,1% > 49,5%

(1) Corrección por tª de admisión y altitud emplazamiento

(2) Siendo 4 el COP medio estacional de producción de frío mediante compresión a partir de electricidad considerado

ELECTRICIDAD

ENERGIA FRIGORIFICA

ENERGIA PRIMARIA

RENDIMIENTO ELECTRICO EQUIVALENTE (RD661/2007)




Documento orientativo sin valor contractual

Situación actual sin cogeneración

Compra de electricidad destinada a la producción de frío satisfecha por la cogeneración

Volumen de compra de electricidad 854 MWhe/año

Precio de compra considerado de electricidad (*): 80 €/MWhe

(*) Precio estimado conforme a estadística propia incluyendo Término de Energía, complementos e Impuesto

Especial proporcional. Excluido Término de Potencia. Precio correspondiente al periodo de funcionamiento de la

cogeneración

as o ev a o en e ec r c a : m a o

TOTAL GASTO SITUACION ACTUAL 68 m€/año

ESTUDIO DE VIABILIDAD PARA LA IMPLANTACION DE UNA PLANTA DE COGENERACION DE

1MWe EN UN CENTRO COMERCIAL

EJ EMPLO TIPO




Situación propuesta con cogeneración

Ingresos por venta de electricidad (RD661/07)

Energía eléctrica generada neta (*)(=vendida) 3546 MWhe/año

Precio referencia RD 661/2007 opción de venta a Tarifa

Tarifa 115,7 €/MWh

Coste desvíos -1,0 €/MWh

Complemento Eficiencia: REE(RD661/07): 72% 15,9 €/MWh

Complemento Discriminación Horaria 37,4 €/MWhComplemento Reactiva 4,2 €/MWh

Precio unitario final 172,2 €/MWh

Ingresos por venta de electricidad: 611 m€/año

(*) Descontados autoconsumos y pérdidas eléctricas cogeneración

Compras de gas natural

Consumo de gas grupo motogenerador (*) 9979 MWhPCS/añoPrecio de compra de gas natural (**) 31,0 €/MWhPCS

(*) Incluye +2% de consumo en concepto de tolerancia (+5%)

(**) Precio estimado conforme a estadística propia en el Grupo de Peaje 2.3 para el 4º trimestre de 2008

Incluye Término de Energía y Factor de Utilización (CDC)

Compra de gas natural: 309 m€/año

Gastos de explotación:

Mantenimiento integral motogenerador 40 m€/año

Mantenimientos instalaciones 15 m€/año

Tratamientos antilegionela y agua 6 m€/año

Compra de electricidad cogeneración 2 m€/año

Gestión de venta de electricidad 5 m€/año

Seguros 8 m€/año

Compras de explotación: 76 m€/año

(*) GARANTIA TOTAL durante 10 años / 36000h. A las 72000h se precisa una intervención overhaul

Incluye aceite

TOTAL GASTO SITUACION PROPUESTA -225 m€/año

AHORRO GENERADO 293 m€/año




INVERSION

Inversión tipo 1350 m€

INDICADORES DE RENTABILIDAD

Periodo de retorno simple: 4,51 años

Rentabilidad económica (*): 20%

Rentabilidad financiera (**): 42%

(*) TIR a 15 años antes de apalancamiento financiero sin considerar valor residual en el año 15

(**) TIR a 15 años sobre fondos propios con un 70% de financiación ajena a 10 años al TIN 6,5%. Sin valor residual en año 15

FLUJO DE CAJA Inflación 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11(*) 12 13 14 15

Venta de electricidad 1,8% 622 633 644 656 668 680 692 704 717 730 632 643 655 666 678

Compra combustible 2,5% -317 -325 -333 -341 -350 -359 -368 -377 -386 -396 -406 -416 -426 -437 -448

Ahorro en electricidad 1,8% 70 71 72 73 75 76 77 79 80 82 83 85 86 88 89

Otros gastos explotación 3% -79 -81 -84 -86 -89 -91 -94 -97 -100 -103 -106 -109 -112 -116 -119

Caja antes de apalancamiento -1350 295 298 300 302 304 306 308 309 311 313 203 203 202 201 200

Caja después de apalancamiento -405 164 166 168 170 172 174 176 178 180 181 203 203 202 201 200

(*) Corrección por antigüedad (RD661/2007)de los complementos retributivos de venta de electricidad Cantidades en m€



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