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Cogeneración de distrito en el sector residencial miguel ángel lozAno serrAno – universidAd de zArAgozA

Calefacción (y refrigeración) de distrito

Los sistemas de calefacción de distrito incluyendo cogeneración han demostrado ser una opción eficiente de suministro energético en el norte y centro de Europa. En el diseño de las plantas de energía para complejos urbanos y grandes edificios en el sur de Europa parece interesante el uso de sistemas de trigeneración (electricidad-calor-frío). El calor cogenerado que atiende necesidades de calefacción en los meses de in-vierno sirve para accionar máquinas de refrigeración por absorción durante los meses de verano. La ventaja del almacenamiento térmico es que permite satisfacer una de-manda térmica variable operando en óptimo económico los equipos de producción. La acumulación directa de agua fría y caliente, aprovechando la estratificación térmica, es un método adecuado por su bajo coste de inversión. Un sistema energético integrado que emplee las tecnologías de cogeneración, absorción y/ó acumulación puede pro-porcionar importantes beneficios económicos, energéticos y ambientales.

Las instituciones y asociaciones empresariales (ADHAC, CDEA, DBDH, EHP, IDAE, IEA) que promueven los sistemas energéticos de distrito alegan las siguien-tes ventajas para la sociedad y las ciudades:

• Producción energética eficiente (cogeneración, calor industrial residual, …).• Aprovechamiento de energías locales renovables y/o gratuitas (solar, biomasa, RSU).• Menor dependencia energética y mayor seguridad de suministro.• Economías de escala.• Fomento de las empresas de servicios energéticos y del empleo a escala local.• Disminución del impacto ambiental (emisiones de CO2, consumo de agua, etc.).• Mejora del entorno arquitectónico.

Y estas otras para los usuarios:

• Reducción de la factura energética.• Reducción de costes de inversión y mantenimiento en la vivienda.

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AvAnces de IngenIeríA | cogeneración

• Externalización de riesgos (averías, cambios normativos,...).• Mayor garantía de suministro energético.• Ausencia de ruidos y vibraciones en los edificios.• Mayor disponibilidad de espacio útil.• Mejor calificación energética del edificio.

Las estadísticas del año 2009 (EHP) señalan que:

• La mayor potencia instalada en sistemas de calefacción de distrito se da en Ru-sia (541.028 MWt), China (286.106 MWt), USA (87.734 MWt), Polonia (59.790 MWt), Rumanía (53.200 MWt) y Alemania (51.506 MWt); mientras que la ma-yor potencia instalada en sistemas de refrigeración de distrito se da en USA (14.063 MWt), Corea (1123 MWt), Suecia (650 MWt) y Francia (630 MWt).

• Los países que emplean la calefacción de distrito para atender a una fracción im-portante de los consumidores del sector residencial son: Islandia (99%), Letonia (64%), Rusia (63% en el año 2007), Dinamarca (61%), Lituania (60%), Suecia (55% el año 2007), Estonia (53%), Polonia (50%) y Finlandia (49%).

La |Tabla 1| muestra detalles adicionales sobre la importancia de los sistemas de calefacción de distrito en algunos países europeos. En España, la potencia insta-lada en sistemas energéticos de distrito es del orden de 400 MWt de calor y 200 MWt de frío (ADHAC), repartidos en 56 instalaciones. Del número total de insta-laciones, 35 son de sólo calor, 2 de sólo frío, y 19 de calor y frío. La producción de calor fue de 116 TJ en 2010. La producción se distribuye de la siguiente manera: 13% a la industria, 35% al sector residencial y 52% al sector servicios. Los recur-sos energéticos consumidos son: solo biomasa en 35 instalaciones, solo gas natural

|Tabla 1| Penetración de la calefacción de distrito en algunos países europeos [EHP]

Fuente: Elaboración Propia


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combustibles sostenibles del siglo XXI | AvAnces de IngenIeríA

en 14, solo electricidad en 2 y un “mix” de recursos en 12. Algunas instalaciones significativas son las siguientes:

• Molins de Rei (Barcelona): 2,25 MW de calor (IDAE).• Cuellar (Segovia): 6 MW de calor (IDAE).• Sant Pere de Torelló (Barcelona): 6 MW de calor (IDAE).• ExpoZaragoza (Zaragoza): 15/20 MW de calor/frío [DISTRICLIMA].• Central Tanger (Barcelona): 13,4/6,7 MW de calor/frío [DISTRICLIMA].• Central Forum (Barcelona): 20/15,5 MW de calor/frío (DISTRICLIMA).

Una comparación de las estadísticas sobre calefacción de distrito y cogeneración pone de manifiesto que, en general, su presencia en el aprovisionamiento energé-tico de los sectores residencial y servicios está muy correlacionada. No obstante, hoy debe destacarse que las redes de distrito facilitan también la integración de las fuentes renovables de energía (solar térmica, biomasa, geotérmica,...) y la gestión del sistema; sobre todo si cuentan con acumulación estacional de energía térmica.

Cogeneración en el sector residencial

El sector de edificios es un gran consumidor de recursos energéticos y su fun-cionamiento demanda sobre todo energía final en las formas de electricidad y energía térmica |Tablas 2 y 3|. En el año 2008, el consumo de energía final de los edificios representó el 37% del consumo total a nivel europeo (UE-27) y el 26%

|Tabla 2| Consumo de energía final en los sectores residencial y servicios

Fuente: IDAE, Informe anual de consumos energéticos, año 2010.


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a nivel nacional (Eurostat). La continua expansión de las ciudades y el aumento del confort en los edificios durante los últimos años, duplicó su consumo de ener-gía final en España desde 12.560 ktep (1990) hasta 25.457 ktep (2008). Desde el punto de vista de la seguridad y economía del abastecimiento energético, estos hechos revelan como desafío el dotar al sector de edificios de sistemas eficientes de suministro energético. Varios proyectos de investigación europeos CHOSE [1], TRIGEMED [2] y SUMMERHEAT [3] y otros de la IEA, concluyen que solo se ha desarrollado una mínima parte del potencial de la cogeneración en el sector residencial-comercial de la UE, sobre todo en los países del Oeste y del Sur, que-dando todavía un gran mercado por explotar.

Una revisión de los datos sobre el estado de la cogeneración en España (IDAE, Boletín de Estadísticas Energéticas de Cogeneración, año 2010) revela que la coge-neración está poco extendida en el sector servicios:

• 108 instalaciones frente a un total de 693 (<16%).• Con una potencia eléctrica instalada de 627 MW frente a un total de 6125 MW

(≈10%).• Con una producción eléctrica anual de 3460 GWh frente a un total de 31.515

GWh (≈10%). La cogeneración aporta un rendimiento energético elevado en la utilización del combustible consumido, del que se derivan un beneficio eco-nómico y un menor impacto ambiental. Además los sistemas de cogeneración pueden proporcionar los servicios energéticos más demandados en los edificios: electricidad, agua caliente sanitaria y calefacción. Por otro lado el gas natural es el combustible consumido mayoritariamente; cerca del 82% de la producción eléctrica.

|Tabla 3| Consumo de energía por vivienda en GJ/año

Fuente: IDAE, Análisis del consumo energético del sector residencial en España, 2011.


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Tenemos pues, además de los puramente termodinámicos, cuatro buenos argumen-tos para favorecer la participación de la cogeneración en el suministro de servicios energéticos a los edificios y distritos urbanos en España:

• Disponibilidad de los combustibles empleados (gas natural).• Demanda de sus productos.• Baja penetración actual. • Un apoyo político en alza como se comenta en el párrafo siguiente.

La propuesta de Directiva del Parlamento europeo y del Consejo relativa a la efi-ciencia energética pone claramente de manifiesto la obligación de aprovechar como calor útil aquella parte de la energía del combustible que son incapaces de convertir en energía eléctrica las centrales termoeléctricas: “La cogeneración de alta eficien-cia (CAE) y los sistemas urbanos de calefacción y refrigeración tienen un potencial significativo de ahorro de energía primaria que, en general, está poco explotado en la Unión. Los estados miembros deben preparar planes nacionales para desarrollar la cogeneración de alta eficiencia y las redes urbanas de calefacción y refrigeración. Estos planes deben cubrir un período suficientemente largo para aportar a los inver-sores información sobre los planes de desarrollo nacionales y contribuir a crear un entorno que sea estable y preste apoyo a la inversión. Las nuevas instalaciones de generación de electricidad y las ya existentes que hayan sido sustancialmente refor-madas o cuyo permiso o licencia se haya actualizado deben ir equipadas con unida-des de cogeneración de alta eficiencia para recuperar el calor residual procedente de la producción de electricidad. Este calor residual podría luego transportarse a donde se necesite mediante redes de calefacción urbana. Con este fin, los estados miembros deben adoptar criterios de autorización que aseguren que las instalaciones se ubican cerca de los puntos de demanda de calor. Sin embargo, han de poder establecer con-diciones de exención de estas obligaciones cuando se cumplan ciertas condiciones.”

Microcogeneración vs cogeneración a gran escala

No abundan los estudios comparando los efectos de escala en el aprovisionamiento energético de distritos urbanos con cogeneración. Por otro lado, parece claro que la mejor opción entre: micro-cogeneración, cogeneración de distrito y producción eléctrica con grandes centrales de ciclo combinado y producción local de calor y frio con tecnologías eficientes (calderas de condensación, bombas de calor/enfria-doras de alta eficiencia, etc.), depende de las circunstancias y no cabe generalizar. Por ejemplo, Lazzarin y Noro concluyen que la tercera de estas opciones resulta la más interesante en Italia desde un punto de vista termodinámico y ambiental pero las menores tasas sobre el gas natural consumido en cogeneración favorecen eco-nómicamente las otras opciones. En el estudio realizado por la IEA se compararon distintos niveles de agregación de la demanda: Edificio, Grupo de edificios, Distrito


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y Ciudad, concluyendo que los sistemas de cogeneración a gran escala presentan ventajas económicas y ambientales.

Para completar la información proporcionada hasta ahora parece oportuno deter-minar el efecto de la normativa legal imperante en España sobre fomento de los sistemas de cogeneración para grandes edificios y distritos urbanos. Para ello se ha elaborado la |Tabla 4| donde se comparan los indicadores energéticos y ambien-tales de módulos de cogeneración con motores de gas. Los datos presentados en tabla suponen que los módulos de cogeneración operan a plena carga aprovechan-do todo el calor cogenerado que sea útil para satisfacer necesidades de energía térmica de baja temperatura (50°C). Como alternativas de producción se han con-siderado calderas con 90% de eficiencia para la producción de calor y ciclos com-binados con 50% de eficiencia para la producción de electricidad. Se supone que

|Tabla 4| Comparación de sistemas de cogeneración en función de la capacidad instalada

RTOe: Rendimiento eléctrico, RTOt: Rendimiento térmico; RTOg: Rendimiento global; REE: Rendimiento eléctrico equivalente; IAEP, AEP: Ahorro de energía primaria; DCO2: Disminución de emisiones de CO2, RTOe_ref = 50%, RTOq_ref = 90%, tCO2/MWhgn = 0,20; pt: precio a tarifa, REEmin: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo; cmp: coste de la materia prima; ce: complemento por eficiencia; pv: precio total de venta; Prima spm: prima sobre precio de mercado (se supone igual a 50 €/MWh); Prima AEP: prima / ahorro de energía primaria; Prima DCO2: prima / disminución emisiones de CO2

Potencia (kW) 1 50 500 1000 10000

MOTOR DE GASSenertec

DACHSG5.5Guascor

SFGLD180MWM

TCG2016V12CRolls

40V12AGPotencia kWe 5,5 304 600 5120RTOe % 27,0 39,0 42,0 46,5RTOt % 61,0 51,0 48,5 46,8RTOg % 88,0 90,0 90,5 93,3REE % 83,8 90,0 91,1 96,9IAEP % 17,9 25,7 27,5 31,0AEP MWhgn/MWhe 0,807 0,889 0,902 0,968DCO2 tCO2/MWhe 0,161 0,178 0,180 0,194pt €/MWhe 167 167 137 111REEmin % 49,5 49,5 49,5 55cmp €/MWhgn 28 28 28 28ce €/MWhe 25 28 28 24pv €/MWhe 192 195 165 135Prima spm €/MWhe 142 145 115 85Prima AEP €/MWhgn 183 169 133 93Prima DCO2 €/tCO2 914 844 667 466


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toda la electricidad producida se vierte en la red recibiendo en compensación un precio fijo pt (sin discriminación horaria) que va disminuyendo cuando aumenta la potencia instalada y un complemento por eficiencia ce que también lo hace. Así, resulta que la electricidad cogenerada se paga a pv » 195 €/MWh con potencias instaladas inferiores a 500 kW, mientras que entre 1.000 y 10.000 kW el precio se reduce hasta pv » 135 €/MWh (un 30% aprox.). Comparando estos precios con un hipotético precio medio de mercado, que suponemos aquí de 50 €/MWh, se calculan las tres primas que aparecen en las últimas filas de la |Tabla 4|. La primera prima es simplemente la diferencia entre el precio de venta y el precio de merca-do. La segunda toma como criterio la recompensa que se otorga al productor de electricidad por la energía primaria (gas natural en nuestro caso) que ahorra su planta de cogeneración. La tercera toma como criterio de recompensa la dismi-nución de emisiones de CO2. Dos hechos significativos merecen destacarse ahora. En primer lugar el valor de las primas supera con creces los precios de mercado del gas natural y de emisiones de CO2; es decir, se paga mucho más de lo que se obtiene a cambio. En segundo lugar, se paga más al más ineficiente; es decir, se favorece a las instalaciones pequeñas con menor eficiencia.

Optimización

Entre los factores importantes que caracterizan el consumo de energía en los gran-des edificios y complejos urbanos se encuentran: la simultaneidad del consumo de distintos servicios energéticos (iluminación, accionamiento de electrodomésticos, ACS, calefacción, refrigeración, etc); la variabilidad temporal de los consumos (ho-raria, diaria y mensual); y la opcionalidad del tipo de facturación eléctrica.

La variación de la demanda de calefacción y refrigeración a lo largo del año implica que la selección de la estructura más adecuada de la planta de producción de energía (número de módulos de cogeneración a instalar, instalar o no máquinas de refrige-ración por absorción, acumuladores de calor, acumuladores de frío, etc.) sólo pueda hacerse teniendo en cuenta la operación óptima anual, hora a hora, que se desarro-llaría para cada una de las estructuras candidatas. El gran número de combinaciones a valorar da origen a un problema complejo de síntesis que resulta difícil de resolver.

En trabajos previos se presentó una metodología para el diseño óptimo de sistemas de trigeneración con acumulación térmica. La función objetivo a minimizar es el coste total anual que incluye los costes de amortización del capital invertido y los costes de operación y mantenimiento. La metodología se basa en el análisis energético/econó-mico de la operación anual de todas las configuraciones de planta que corresponden a combinaciones posibles de los equipos candidatos. Para ello se adoptaron técnicas de programación lineal-entera que ya habían demostrado ser una herramienta útil en la síntesis de procesos químicos y sistemas energéticos. Como resultado se obtienen


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tanto la configuración óptima del sistema como la estrategia óptima de operación para cada uno de los periodos en que se descompone la demanda.

La |Figura 1| muestra la superestructura de los sistemas de suministro energético analizados en este trabajo. Hablamos de superestructura en el sentido de que la estructura representada contiene diversas soluciones (estructuras) para la configura-ción del sistema. Precisamente, resolver la incógnita de qué solución (estructura) es más conveniente constituye la decisión primera y prioritaria del proceso de optimi-zación. Como puede apreciarse, en la superestructura aparecen 5 tipos de unidades de producción: 1) módulos de cogeneración (mc) formados por un motor de gas y su equipamiento para la recuperación de calor, 2) calderas (aux), 3) enfriadoras con ciclo de compresión mecánica (mf) que producen frío a partir de electricidad, 4) máquinas frigoríficas de absorción (abs) y 5) torres de refrigeración (tr) para evacuar los calores residuales al ambiente. También aparecen sendos acumuladores de calor (ACUc) y frío (ACUf).

Una instalación convencional estará formada únicamente por unidades del tipo aux, mf y tr. Los sistemas de cogeneración típicos contendrán además unidades del tipo mc. Hablamos de sistemas de trigeneración al añadir unidades del tipo abs. Obsérve-se que otro sistema de suministro posible (no cogenerativo) contendría abs pero no mc. Los acumuladores ACUc y ACUf pueden incluirse en cualquiera de los sistemas anteriores.

|Figura 1| Estructura del sistema de trigeneración con acumulación térmica de calor y frío

mc

aux

ACUf

tr

abs

mf

ACUc

DQ + DACS

DF

Qg

Qgd Qga

Qc

Qcd

Qca

Qo

Qod

Qoa

Qcat

Rabs

Rmf

Wmf

Faux

Qaux Qabs

Fm

Wm

EcEv

WmfWm

Qmfd

Qabsd

QabsdQmfd

QcdQod

Qref

CARf

DESf

CARc

DESc

PERf

PERc



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La función objetivo, a minimizar, es el coste total anual Ctot necesario para atender la demanda de servicios energéticos (calefacción DQ, agua caliente sanitaria DACS y frío para climatización DF). Este coste tiene dos componentes: la amortización de la inversión I necesaria para la compra e instalación de los equipos y los gastos variables de operación que incluyen la facturación energética (combustible y energía eléctrica) y el coste de operación del sistema de evacuación de calor. La fórmula y unidades de la función objetivo se muestran a continuación:

Ctot [€/año] = Cfijo [€/año] + Cvar [€/año] = fam [año-1] Σj Ij [€] + Σi ci [€/kWh] Xi [kWh/año]

donde fam es el factor de amortización anual, Ij la inversión realizada para la compra e instalación de los equipos de tecnología, j y ci el coste ó precio unitario de cada uno de los flujos energéticos Xi con repercusión económica que el sistema intercambia con el exterior (se excluyen los servicios energéticos prestados). Información deta-llada sobre los parámetros técnicos y económicos relevantes en el modelo de optimi-zación pueden verse en la bibliografía.

Las técnicas de optimización de programación lineal-entera permiten resolver el problema de combinatoria de encontrar la estructura de planta más adecuada com-parando implícitamente la operación anual óptima de todas las estructuras posibles y garantizando que la solución encontrada es un óptimo global.

Aplicación

La validez de la metodología desarrollada se ha comprobado en varias aplicaciones. En este resumen se muestran los resultados obtenidos para un distrito urbano de 5.000 viviendas localizado en Zaragoza. El diseño óptimo de un sistema energético capaz de suministrar ACS, calefacción y refrigeración a la urbanización residencial se muestra en la |Figura 2|. En este caso se han impuesto al modelo de PLE, implementado en el software comercial LINGO [http://www.lindo.com], el tipo de equipos a utilizar de cada tecnología y se ha obtenido como resultado tanto el número de equipos a instalar como la capacidad necesaria de acumulación térmica (ACUc: calor; ACUf: frío). En la |Tabla 3| se muestran los resultados obtenidos para el diseño óptimo bajo diferentes condiciones que pasamos a explicar. El diseño 0 corresponde a la planta convencional constituida por calderas para producir calor, enfriadoras mecánicas para producir frío y torres de refrigeración para evacuar el calor excedente. A grosso modo la cogeneración (sin refrigeración por absorción ni acumulación, diseño 1) reduce los costes anuales de suministro energético a menos de la mitad. Resulta por tanto muy interesante econó-micamente. El mayor inconveniente es que la inversión a realizar se triplica. La inver-sión adicional de 6,94·106 € sobre el sistema convencional, que nos sirve de referencia, produce un ahorro anual en la facturación energética de 2,49·106 €. La incorporación


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a la estructura productiva de máquinas de absorción da lugar a una planta de trigene-ración que resulta aún más interesante (diseño 2). El coste anual equivale a la decima parte del de una instalación convencional. El diseño 3, que incorpora refrigeración por absorción y acumulación térmica tanto de calor como de frío, corresponde al óptimo global de la función objetivo |Figura 2|. Un análisis de sensibilidad con relación a los parámetros económicos demuestra que su configuración (tecnologías instaladas y nú-mero de equipos) se mantiene estable para amplios rangos del factor de amortización anual y de precios de combustible y energía eléctrica. Esto indica que la decisión de invertir en ella tiene una elevada probabilidad de resultar acertada en el futuro, salvo para variaciones extremas del entorno económico.

Las |Figuras 3 y 4| muestran con detalle la operación óptima correspondiente a los días de mayor demanda de calor (diciembre) y verano (julio). Lógicamente

|Figura 2| Diseño óptimo de una planta para calefacción/refrigeración de distrito (5.000 viviendas, Zaragoza)

10,86 M€

0,63 M€/año

-1,86 M€/año- 2

0

2

4

6

8

10

12

INVERSIÓN

FACTURA ENERGÉTICA

ANUAL

3,92 M€MC3 x 2,9 MW

AUX1 x 4 MW

ACUf19 MWh

TR3 x 8 MW

MF2 x 4,2 MW

ACUc26,4 MWh

DQ + DACS

DF

Qg

Qgd Qga

Qc

Qcd

Qca

Qo

Qod

Qoa

Qcat

Rabs

Rmf

Wmf

Faux

Qaux Qabs

Fm

Wm

Ec

Ev

WmfWm

Qmfd

Qabsd

QabsdQmfd

QcdQod

Qref

CARf

DESf

CARc

DESc

PERf

PERc

ABS3 x 2,1 MW

|Tabla 5| Diseños óptimos para diferentes configuraciones [8]

Número de equipos instalados Capacidad (MWh) F E I Cvar Ctot

mc aux mf abs tr ACUc ACUf MWh/año k€ k€/año

0 - 5 6 - 4 - - 32.103 2421 3920 632 12201 3 3 6 - 4 - - 117.823 -44.644 10.627 -1002 5922 3 3 4 3 5 - - 156.360 -62.210 10.713 -1469 1383 3 1 2 3 3 26,4 19,0 186.924 -76.396 10.860 -1855 -226




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es en estos días cuando se pone a prueba la capacidad instalada de los equipos. Obsérvese como el acumulador se carga en las horas de baja demanda para atender la demanda pico de las horas punta. Esto permite reducir la potencia instalada en equipos auxiliares (calderas, enfriadoras mecánicas y torres de re-frigeración) compensando la inversión requerida por los acumuladores de calor y frío. |•|

|Figura 3| Cubrimiento de la demanda de calefacción durante un día tipo de diciembre

|Figura 4| Cubrimiento de la demanda de refrigeración durante un día tipo de julio




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combustibles sostenibles siglo XXI | AvAnces de IngenIeríA

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