ESTUDIO SOBRE LA VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA...
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PROYECTO FIN DE CARRERA ESTUDIO SOBRE LA VIABILIDAD ECONÓMICA DE LA IMPLANTACIÓN DE UNA PLANTA DE COGENERACIÓN EN UN HOSPITAL SITUADO EN ANDALUCÍA AUTOR: Hugo Vicente Guerrero TUTOR: Ricardo Chacartegui Ramírez Sevilla, Julio de 2011
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PROYECTO FIN DE CARRERA
ESTUDIO SOBRE LA VIABILIDAD
ECONÓMICA DE LA IMPLANTACIÓN DE
UNA PLANTA DE COGENERACIÓN EN
UN HOSPITAL SITUADO EN ANDALUCÍA
AUTOR: Hugo Vicente Guerrero
TUTOR: Ricardo Chacartegui Ramírez
Sevilla, Julio de 2011
ÍNDICE DE CONTENIDOS
0. ABREVIATURAS 1
1. INTRODUCCIÓN A LA COGENERACIÓN 6
1.1. Presentación 6
1.2. Marco legal 6
1.3. Concepto de cogeneración 7
2. OBJETO DEL PROYECTO 8
3. DEMANDAS ENERGÉTICAS 9
3.1. Electricidad 9
3.2. Calor 10
3.2.1. Agua caliente sanitaria (ACS) 10
3.2.2. Vapor 10
3.2.3. Calefacción 11
3.3. Frío 12
4. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN 13
4.1. Sin sistema de cogeneración 13
4.1.1. Esquema 13
4.1.2. Funcionamiento 13
4.2. Con sistema de cogeneración 14
4.2.1. Con motores de combustión interna alternativos 14
4.2.1.1. Esquema 14
4.2.1.2. Funcionamiento 14
4.2.2. Con turbinas de gas 16
4.2.2.1. Esquema 16
4.2.2.2. Funcionamiento 16
4.3. Funcionamiento del sistema de refrigeración 17
4.3.1. Uso combinado del RCE y la máquina de absorción 17
4.3.2. Uso exclusivo de la máquina de absorción 17
4.3.3. Uso exclusivo del RCE 17
5. PERFILES DE TEMPERATURA AMBIENTE 18
6. INTERCAMBIADORES DE CALOR 19
7. GENERADORES DE ENERGÍA 21
7.1. Características de los generadores de energía en función de la
temperatura ambiente 23
7.1.1. Motores de combustión interna alternativos 23
7.1.1.1. Klasik MGW 520 23
7.1.1.2. Klasik APG 1000 23
7.1.2. Turbinas de gas (grupo I) 24
7.1.2.1. Vericor Allied 24
7.1.2.2. Solar Saturn 20T1600 24
7.1.2.3. Kawasaki 25
7.1.3. Turbinas de gas (grupo II) 26
7.1.3.1. Capstone C600 26
7.1.3.2. Capstone C1000 26
7.2. Características de los generadores en función del grado de carga 27
7.2.1. Motores de combustión interna alternativos 27
7.2.1.1. Klasik MGW 520 27
7.2.1.2. Klasik APG 1000 27
7.2.2. Turbinas de gas (grupo I) 28
7.2.2.1. Vericor Allied 28
7.2.2.2. Solar Saturn 20T1600 28
7.2.2.3. Kawasaki 29
7.2.3. Turbinas de gas (grupo II) 30
7.2.3.1. Capstone C600 30
7.2.3.2. Capstone C1000 30
8. ANÁLISIS ECONÓMICO 31
8.1. Análisis de la inversión inicial 31
8.1.1. Adquisición de equipos 32
8.1.2. Instalación de los equipos 34
8.1.3. Tuberías 34
8.1.4. Instrumentación y control 34
8.1.5. Materiales y equipos eléctricos 34
8.2. Análisis anual de la inversión 35
8.2.1. Ingresos 35
8.2.2. Gastos 37
8.2.2.1. Gastos por la compra de electricidad 37
8.2.2.2. Gastos por la compra de gas natural 38
8.2.3. Flujo de caja anual 39
8.2.4. Incremento del flujo de caja anual 39
8.3. Análisis general de la inversión 40
8.3.1. VAN 40
8.3.2. TIR 41
8.3.3. Pay-Back 41
9. RESULTADOS ENERGÉTICOS Y ECONÓMICOS 42
9.1. A plena carga 42
9.1.1. Resultados energéticos 42
9.1.2. Resultados económicos anuales 43
9.1.3. Análisis de la inversión inicial 44
9.1.4. Análisis general de la inversión 45
9.1.5. Gráficas correspondientes a los balances de energía eléctrica y
térmica 46
9.1.5.1. Klasik MGW 520 46
9.1.5.2. Klasik APG 1000 48
9.2. Siguiendo la demanda térmica (I) 50
9.2.1. Resultados energéticos 50
9.2.2. Grados de carga 51
9.2.2.1. Motores de combustión interna alternativos 51
9.2.2.2. Turbinas de gas (I) 52
9.2.2.3. Turbinas de gas (II) 53
9.2.3. Resultados económicos anuales 54
9.2.4. Análisis de la inversión inicial 55
9.2.5. Análisis general de la inversión 56
9.3. Siguiendo la demanda térmica (II) 57
9.3.1. Resultados energéticos 57
9.3.2. Grado de carga 57
9.3.3. Resultados económicos anuales 58
9.3.4. Análisis de la inversión inicial 58
9.3.5. Análisis general de la inversión 59
9.4. Funcionamiento mixto 60
9.4.1. Resultados energéticos 60
9.4.2. Grados de carga 61
9.4.3. Resultados económicos anuales 62
9.4.4. Análisis de la inversión inicial 63
9.4.5. Análisis general de la inversión 64
9.4.6. Gráficas correspondientes a los balances de energía eléctrica y
térmica 65
9.4.6.1. Capstone C600 65
9.4.6.2. Capstone C1000 67
10. SISTEMA DE ALMACENAMIENTO DE CALOR 69
10.1. Características del SAC 69
10.2. Descripción de la instalación con SAC 70
10.2.1. Motores de combustión interna alternativos 70
10.2.1.1. Esquema 70
10.2.1.2. Funcionamiento 70
10.2.2. Turbinas de gas 73
10.2.2.1. Esquema 73
10.2.2.2. Funcionamiento 73
10.3. Estimación del coste inicial asociado al SAC 73
11. OPTIMIZACIÓN DEL SISTEMA 74
11.1. Adaptación de los datos de partida a dos días tipo al año 75
11.2. Resultados económicos 76
11.2.1. Motores de combustión interna alternativos 76
11.2.1.1. Klasik MGW 520 76
11.2.1.2. Klasik APG 1000 80
11.2.2. Turbinas de gas (grupo I) 84
11.2.2.1. Vericor Allied 84
11.2.2.2. Solar Saturn 20T1600 86
11.2.2.3. Kawasaki 87
11.2.3. Turbinas de gas (grupo II) 88
11.2.3.1. Capstone C600 88
11.2.3.2. Capstone C1000 92
12. ANÁLISIS PARAMÉTRICO 96
12.1. Demandas energéticas (I) 97
12.1.1. Motores de combustión interna alternativos 97
12.1.2. Turbinas de gas (grupo I) 99
12.1.3. Turbinas de gas (grupo II) 101
12.2. Demandas energéticas (II) 102
12.2.1. MCIA Klasik APG 1000 y TG Capstone C1000 103
12.2.2. TG Kawasaki 105
12.3. Número de meses de invierno y verano al año 107
12.4. Inversión inicial 109
12.4.1. Subvención inicial 109
12.4.2. Costes de adquisición de los equipos 111
12.4.3. Costes auxiliares 113
12.5. Retribuciones por la venta de electricidad en régimen especial 116
12.5.1. Rendimiento eléctrico equivalente límite 116
12.5.2. Tarifa regulada 119
12.5.3. Prima de referencia 121
12.6. Precios de mercado del gas natural y de la electricidad 123
12.7. Empleo del SAC 125
12.7.1. Coste del SAC 125
12.7.2. Demandas energéticas (III) 126
13. CONCLUSIONES 133
14. BIBLIOGRAFÍA 137
ÍNDICE DE FIGURAS
Figura 1. Demanda de electricidad. 9
Figura 2. Demanda de ACS. 10
Figura 3. Demanda de calefacción. 10
Figura 4. Demanda de calefacción. 11
Figura 5. Demanda de frío. 12
Figura 6. Esquema de la planta sin sistema de cogeneración. 13
Figura 7. Esquema de la planta con sistema de cogeneración y motores de
combustión interna alternativos. 14
Figura 8. Esquema de la planta con sistema de cogeneración y turbinas de gas. 16
Figura 9. Estimación de la variación horaria y mensual de la temperatura ambiente. 18
Figura 10. Características del MCIA Klasik MGW 520 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 23
Figura 11. Características del MCIA Klasik APG 1000 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 23
Figura 12. Características de la TG Vericor Allied en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 24
Figura 13. Características de la TG Solar Saturn 20T1600 en función de la
temperatura ambiente (a plena carga). 24
Figura 14. Características de la TG Kawasaki en función de la temperatura ambiente
(a plena carga). 25
Figura 15. Características de la TG Capstone C600 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 26
Figura 16. Características de la TG Capstone C1000 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 26
Figura 17. Características del MCIA Klasik MGW 520 en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 27
Figura 18. Características del MCIA Klasik APG 1000 en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 27
Figura 19. Características de la TG Vericor Allied en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 28
Figura 20. Características de la TG Solar Saturn 20T1600 en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 28
Figura 21. Características de la TG Kawasaki en función del grado de carga (Ta = 15ºC). 29
Figura 22. Características de la TG Capstone C600 en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 30
Figura 23. Características de la TG Capstone C1000 en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 30
Figura 24. Importancia relativa de los diferentes costes que componen el global de la
inversión inicial del sistema. 31
Figura 25. Estimación de la variación horaria y mensual del precio de mercado de la
electricidad. 36
Figura 26. Estimación de la variación horaria y mensual del precio de compra de la
electricidad. 37
Figura 27. Costes de adquisición de equipos para el motor Klasik MGW 520
funcionando a plena carga. 44
Figura 28. Costes de adquisición de equipos para el motor Klasik APG 1000
funcionando a plena carga. 44
Figura 29. Potencia eléctrica comprada y producida para el motor Klasik MGW 520
funcionando a plena carga. 46
Figura 30. Potencia eléctrica demandada y vendida para el motor Klasik MGW 520
funcionando a plena carga. 46
Figura 31. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para el motor Klasik MGW 520 funcionando a plena carga. 47
Figura 32. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para el motor
Klasik MGW 520 funcionando a plena carga. 47
Figura 33. Potencia eléctrica comprada y producida para el motor Klasik APG 1000
funcionando a plena carga. 48
Figura 34. Potencia eléctrica demandada y vendida para el motor Klasik APG 1000
funcionando a plena carga. 48
Figura 35. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para el motor Klasik APG 1000 funcionando a plena carga. 49
Figura 36. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para el motor
Klasik APG 1000 funcionando a plena carga. 49
Figura 37. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento de
siguiendo la demanda térmica (I) al motor Klasik MGW 520. 51
Figura 38. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento de
siguiendo la demanda térmica (I) al motor Klasik APG 1000. 51
Figura 39. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento de
siguiendo la demanda térmica (I) a la turbina Vericor Allied. 52
Figura 40. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento de
siguiendo la demanda térmica (I) a la turbina Capstone C600. 53
Figura 41. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento de
siguiendo la demanda térmica (I) a la turbina Capstone C1000. 53
Figura 42. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento de
siguiendo la demanda térmica (II) a la turbina Capstone C1000. 57
Figura 43. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento mixto a la
turbina Capstone C600. 61
Figura 44. Grado de carga resultante de aplicar el modo de funcionamiento mixto a la
turbina Capstone C1000. 61
Figura 45. Costes de adquisición de equipos para la turbina Capstone C600 con el
modo de funcionamiento mixto. 63
Figura 46. Costes de adquisición de equipos para la turbina Capstone C1000 con el
modo de funcionamiento mixto. 63
Figura 47. Potencia eléctrica comprada y producida para la turbina Capstone C600
empleando el modo de funcionamiento mixto. 65
Figura 48. Potencia eléctrica demandada y vendida para la turbina Capstone C600
empleando el modo de funcionamiento mixto. 65
Figura 49. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para la turbina Capstone C600 empleando el modo de funcionamiento
mixto. 66
Figura 50. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para la
turbina Capstone C600 empleando el modo de funcionamiento mixto. 66
Figura 51. Potencia eléctrica comprada y producida para la turbina Capstone C1000
empleando el modo de funcionamiento mixto. 67
Figura 52. Potencia eléctrica demandada y vendida para la turbina Capstone C1000
empleando el modo de funcionamiento mixto. 67
Figura 53. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para la turbina Capstone C1000 empleando el modo de funcionamiento
mixto. 68
Figura 54. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para la
turbina Capstone C1000 empleando el modo de funcionamiento mixto. 68
Figura 55. Esquema de la planta con MCIA y SAC. 70
Figura 56. Esquema de la planta con TG y SAC. 73
Figura 57. Grado de carga del sistema sin SAC empleando el modo de funcionamiento
mixto con 2 días tipo para el motor Klasik MGW 520. 76
Figura 58. Grado de carga producto de la optimización del sistema con SAC para el
motor Klasik MGW 520. 76
Figura 59. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el sistema
sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el motor
Klasik MGW 520. 76
Figura 60. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos
correspondiente a la optimización del sistema con SAC para el motor Klasik MGW 520. 76
Figura 61. Potencia eléctrica comprada y producida producto de la optimización del
sistema con SAC para el motor Klasik MGW 520. 78
Figura 62. Potencia eléctrica demandada y vendida producto de la optimización del
sistema con SAC para el motor Klasik MGW 520. 78
Figura 63. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea producto de la optimización del sistema con SAC para el motor Klasik MGW
520. 79
Figura 64. Calor producido por el generador de energía y por la caldera producto de la
optimización del sistema con SAC para el motor Klasik MGW 520. 79
Figura 65. Grado de carga del sistema sin SAC empleando el modo de funcionamiento
mixto con 2 días tipo para el motor Klasik APG 1000. 80
Figura 66. Grado de carga producto de la optimización del sistema con SAC para el
motor Klasik APG 1000. 80
Figura 67. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para ambos
modos de funcionamiento con dos días tipo para el motor Klasik APG 1000. 80
Figura 68. Potencia eléctrica comprada y producida para el motor Klasik APG 1000
empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el sistema sin
SAC. 82
Figura 69. Potencia eléctrica demandada y vendida para el motor Klasik APG 1000
empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el sistema sin
SAC. 82
Figura 70. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para el motor Klasik APG 1000 empleando el modo de funcionamiento
mixto con dos días tipo para el sistema sin SAC. 83
Figura 71. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para el motor
Klasik APG 1000 empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para
el sistema sin SAC. 83
Figura 72. Grado de carga del sistema sin SAC empleando el modo de funcionamiento
mixto con 2 días tipo para la turbina Vericor Allied. 84
Figura 73. Grado de carga producto de la optimización del sistema con SAC para la
turbina Vericor Allied. 84
Figura 74. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el sistema
sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para la turbina
Vericor Allied. 84
Figura 75. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos
correspondiente a la optimización del sistema con SAC para la turbina Vericor Allied. 84
Figura 76. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el sistema
sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para la turbina
Solar Saturn 20T1600. 86
Figura 77. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el sistema
sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para la turbina
Kawasaki. 87
Figura 78. Grado de carga del sistema sin SAC empleando el modo de funcionamiento
mixto con 2 días tipo para la turbina Capstone C600. 88
Figura 79. Grado de carga producto de la optimización del sistema con SAC para la
turbina Capstone C600. 88
Figura 80. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el sistema
sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para la turbina
Capstone C600. 88
Figura 81. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos
correspondiente a la optimización del sistema con SAC para la turbina Capstone C600. 88
Figura 82. Potencia eléctrica comprada y producida para la turbina Capstone C600
empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el sistema sin
SAC. 90
Figura 83. Potencia eléctrica demandada y vendida para la turbina Capstone C600
empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el sistema sin
SAC. 90
Figura 84. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para la turbina Capstone C600 empleando el modo de funcionamiento
mixto con dos días tipo para el sistema sin SAC. 91
Figura 85. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para la turbina
Capstone C600 empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el
sistema sin SAC. 91
Figura 86. Grado de carga del sistema sin SAC empleando el modo de funcionamiento
mixto con 2 días tipo para la turbina Capstone C1000. 92
Figura 87. Grado de carga producto de la optimización del sistema con SAC para la
turbina Capstone C1000. 92
Figura 88. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el sistema
sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para la turbina
Capstone C1000. 92
Figura 89. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos
correspondiente a la optimización del sistema con SAC para la turbina Capstone
C1000. 92
Figura 90. Potencia eléctrica comprada y producida para la turbina Capstone C1000
empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el sistema sin
SAC. 94
Figura 91. Potencia eléctrica demandada y vendida para la turbina Capstone C1000
empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para el sistema sin
SAC. 94
Figura 92. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para la turbina Capstone C1000 empleando el modo de funcionamiento
mixto con dos días tipo para el sistema sin SAC. 95
Figura 93. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para la turbina
Capstone C1000 empleando el modo de funcionamiento mixto con dos días tipo para
el sistema sin SAC. 95
Figura 94. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función de las demandas
energéticas (I) para los MCIA. 98
Figura 95. Incremento de la TIR (opción A) en función de las demandas energéticas (I)
para los MCIA. 98
Figura 96. Incremento del VAN (opción A) en función de las demandas energéticas (I)
para los MCIA. 98
Figura 97. Incremento del Pay-Back (opción A) en función de las demandas
energéticas (I) para los MCIA. 98
Figura 98. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función de las demandas
energéticas (I) para las TG (grupo I). 100
Figura 99. Incremento del VAN (opción A) en función de las demandas energéticas (I)
para las TG (grupo I). 100
Figura 100. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función de las demandas
energéticas (I) para las TG (grupo II). 101
Figura 101. Incremento del VAN (opción A) en función de las demandas energéticas (I)
para las TG (grupo II). 101
Figura 102. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función de las demandas
energéticas (II) para el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone C1000. 104
Figura 103. Incremento de la TIR (opción A) en función de las demandas energéticas
(II) para el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone C1000. 104
Figura 104. Incremento del VAN (opción A) en función de las demandas energéticas
(II) para el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone C1000. 104
Figura 105. Incremento del Pay-Back (opción A) en función de las demandas
energéticas (II) para el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone C1000. 104
Figura 106. Incremento del flujo de caja anual en función de las demandas
energéticas (II) para la turbina Kawasaki y para ambas opciones para la venta de
electricidad en régimen especial. 106
Figura 107. Incremento de la TIR en función de las demandas energéticas (II) para la
turbina Kawasaki y para ambas opciones para la venta de electricidad en régimen
especial. 106
Figura 108. Incremento del flujo de caja anual en función de las demandas energéticas
(II) para la turbina Kawasaki y para ambas opciones para la venta de electricidad en
régimen especial. 106
Figura 109. Incremento del Pay-Back en función de las demandas energéticas (II) para
la turbina Kawasaki y para ambas opciones para la venta de electricidad en régimen
especial. 106
Figura 110. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función del tipo de año
para los MCIA y las TG (grupo II). 108
Figura 111. Incremento de la TIR (opción A) en función del tipo de año para los MCIA y
las TG (grupo II). 108
Figura 112. Incremento del VAN (opción A) en función del tipo de año para los MCIA y
las TG (grupo II). 108
Figura 113. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del tipo de año para los
MCIA y las TG (grupo II). 108
Figura 114. Inversión inicial en función del valor de una subvención inicial para los
MCIA y las TG (grupo II). 110
Figura 115. Incremento de la TIR (opción A) en función del valor de una subvención
inicial para los MCIA y las TG (grupo II). 110
Figura 116. Incremento del VAN (opción A) en función del valor de una subvención
inicial para los MCIA y las TG (grupo II). 110
Figura 117. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del valor de una
subvención inicial para los MCIA y las TG (grupo II). 110
Figura 118. Inversión inicial en función del porcentaje de variación del valor de los
costes de adquisición de equipos para los MCIA y las TG (grupo II). 112
Figura 119. Incremento de la TIR (opción A) en función del porcentaje de variación del
valor de los costes de adquisición de equipos para los MCIA y las TG (grupo II). 112
Figura 120. Incremento del VAN (opción A) en función del porcentaje de variación del
valor de los costes de adquisición de equipos para los MCIA y las TG (grupo II). 112
Figura 121. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del porcentaje de variación
del valor de los costes de adquisición de equipos para los MCIA y las TG (grupo II). 112
Figura 122. Porcentaje de los costes que componen la inversión inicial para el caso de
una reducción de los costes auxiliares del 50%. 113
Figura 123. Porcentaje de los costes que componen la inversión inicial. 113
Figura 124. Porcentaje de los costes que componen la inversión inicial para el caso de
una reducción de los costes auxiliares del 25%. 113
Figura 125. Porcentaje de los costes que componen la inversión inicial para el caso de
un aumento de los costes auxiliares del 25%. 113
Figura 126. Inversión inicial en función del valor de los porcentajes de los costes
auxiliares para los MCIA y las TG (grupo II). 115
Figura 127. Incremento de la TIR (opción A) en función del valor de los porcentajes de
los costes auxiliares para los MCIA y las TG (grupo II). 115
Figura 128. Incremento del VAN (opción A) en función del valor de los porcentajes de
los costes auxiliares para los MCIA y las TG (grupo II). 115
Figura 129. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del valor de los
porcentajes de los costes auxiliares para los MCIA y las TG (grupo II). 115
Figura 130. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función del valor del
REElímite para los MCIA y las TG (grupo II). 118
Figura 131. Incremento de la TIR (opción A) en función del valor del REElímite para los
MCIA y las TG (grupo II). 118
Figura 132. Incremento del VAN (opción A) en función del valor del REElímite para los
MCIA y las TG (grupo II). 118
Figura 133. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del valor del REElímite para
los MCIA y las TG (grupo II). 118
Figura 134. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función del valor de la
tarifa regulada para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las
TG (grupo II). 120
Figura 135. Incremento de la TIR (opción A) en función del valor de la tarifa regulada
para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG (grupo II). 120
Figura 136. Incremento del VAN (opción A) en función del valor de la tarifa regulada
para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG (grupo II). 120
Figura 137. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del valor de la tarifa
regulada para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG
(grupo II). 120
Figura 138. Incremento del flujo de caja anual (opción B) en función del valor de la
prima de referencia para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y
las TG (grupo II). 122
Figura 139. Incremento de la TIR (opción B) en función del valor de la prima de
referencia para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG
(grupo II). 122
Figura 140. Incremento del VAN (opción B) en función del valor de la prima de
referencia para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG
(grupo II). 122
Figura 141. Incremento del Pay-Back (opción B) en función del valor de la prima de
referencia para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG
(grupo II). 122
Figura 142. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función del precio de
mercado del GN para los MCIA y las TG (grupo II). 124
Figura 143. Incremento de la TIR (opción A) en función del precio de mercado del GN
para los MCIA y las TG (grupo II). 124
Figura 144. Incremento del VAN (opción A) en función del precio de mercado del GN
para los MCIA y las TG (grupo II). 124
Figura 145. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del precio de mercado del
GN para los MCIA y las TG (grupo II). 124
Figura 146. Demandas energéticas del hospital para el caso de uso exclusivo del RCE. 126
Figura 147. Demandas energéticas del hospital para el caso de uso exclusivo de la
máquina de absorción. 126
Figura 148. Incremento del flujo de caja anual (opción A) en función de un factor
multiplicador de las demandas energéticas (III) para el motor Klasik APG 1000 y la
turbina Capstone C1000. 128
Figura 149. Incremento de la TIR (opción A) en función del valor de un factor
multiplicador de las demandas energéticas (III) para el motor Klasik APG 1000 y la
turbina Capstone C1000. 128
Figura 150. Incremento del VAN (opción A) en función del valor de un factor
multiplicador de las demandas energéticas (III) para el motor Klasik APG 1000 y la
turbina Capstone C1000. 128
Figura 151. Incremento del Pay-Back (opción A) en función del valor de un factor
multiplicador de las demandas energéticas (III) para el motor Klasik APG 1000 y la
turbina Capstone C1000. 128
Figura 152. Grado de carga para el sistema sin SAC empleando el modo de
funcionamiento mixto para el motor Klasik APG 1000, para un factor multiplicador de
las demandas energéticas igual (III). 129
Figura 153. Grado de carga para el sistema con SAC producto de la aplicación del
algoritmo de optimización para el motor Klasik APG 1000, para un factor multiplicador
de las demandas energéticas igual (III). 129
Figura 154. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el
sistema sin SAC empleando el modo de funcionamiento mixto para el motor Klasik
APG 1000, para un factor multiplicador de las demandas energéticas igual (III). 130
Figura 155. Importancia relativa de los costes de adquisición de equipos para el
sistema con SAC producto de la aplicación del algoritmo de optimización para el motor
Klasik APG 1000, para un factor multiplicador de las demandas energéticas igual (III). 130
Figura 156. Evolución de temperaturas del SAC con el motor Klasik APG 1000
funcionando a plena carga para un factor multiplicador de las demandas energéticas
igual (III). 130
Figura 157. Potencia eléctrica comprada y producida para el sistema con SAC producto
de la aplicación del algoritmo de optimización para el motor Klasik APG 1000, para un
factor multiplicador de las demandas energéticas igual (III). 131
Figura 158. Potencia eléctrica demandada y vendida para el sistema con SAC producto
de la aplicación del algoritmo de optimización para el motor Klasik APG 1000, para un
factor multiplicador de las demandas energéticas igual (III). 131
Figura 159. Calor demandado, perdido en los intercambiadores y expulsado por la
chimenea para el sistema con SAC producto de la aplicación del algoritmo de
optimización para el motor Klasik APG 1000, para un factor multiplicador de las
demandas energéticas igual (III). 132
Figura 160. Calor producido por el generador de energía y por la caldera para el
sistema con SAC producto de la aplicación del algoritmo de optimización para el motor
Klasik APG 1000, para un factor multiplicador de las demandas energéticas igual (III). 132
ÍNDICE DE TABLAS
Tabla 1. Características de los generadores de energía en condiciones estándar. 22
Tabla 2. Datos de catálogo del MCIA Klasik MGW 520 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 23
Tabla 3. Datos de catálogo del MCIA Klasik APG 1000 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 23
Tabla 4. Datos de catálogo de la TG Vericor Allied en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 24
Tabla 5. Datos de catálogo de la TG Solar Saturn 20T1600 en función de la
temperatura ambiente (a plena carga). 24
Tabla 6. Datos de catálogo de la TG Kawasaki en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 25
Tabla 7. Datos de catálogo de la TG Capstone C600 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 26
Tabla 8. Datos de catálogo de la TG Capstone C1000 en función de la temperatura
ambiente (a plena carga). 26
Tabla 9. Datos de catálogo del MCIA Klasik MGW 520 en función del grado de
carga (Ta = 15ºC). 27
Tabla 10. Datos de catálogo del MCIA Klasik APG 1000 en función del grado de
carga (Ta = 15ºC). 27
Tabla 11. Datos de catálogo de la TG Vericor Allied en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 28
Tabla 12. Datos de catálogo de la TG Solar Saturn 20T1600 en función del grado de
carga (Ta = 15ºC). 28
Tabla 13. Datos de catálogo de la TG Kawasaki en función del grado de carga
(Ta = 15ºC). 29
Tabla 14. Características de la TG C600 en función del grado de carga (Ta = 15ºC). 30
Tabla 15. Datos de catálogo de la TG Capstone C1000 en función del grado de
carga (Ta = 15ºC). 30
Tabla 16. Estimación de los costes de los generadores de energía. 33
Tabla 17. Valor límite del REE en función del tipo de combustible y generador
de energía empleados. 35
Tabla 18. Valores actuales de la tarifa regulada y prima de referencia para la venta de
electricidad en régimen especial correspondientes al subgrupo a.1.1. 36
Tabla 19. Valores de los términos de potencia y energía de la tarifa 6.1 de compra de
electricidad. 37
Tabla 20. Términos fijo y variable de peaje 2 (4 bar < P ≤ 60 bar) relativos a la compra
de gas natural en el mercado. 38
Tabla 21. Estimación de los términos de capacidad y energía relativos a la compra
de gas natural en el mercado. 39
Tabla 22. Componentes del REE para cada generador de energía funcionando a plena
carga. 42
Tabla 23. Resultados económicos anuales con los generadores de energía
funcionando a plena carga. 43
Tabla 24. Costes de adquisición de equipos para los MCIA funcionando a plena carga. 44
Tabla 25. Inversión inicial correspondiente a los MCIA funcionando a plena carga. 45
Tabla 26. Análisis económico de las inversión correspondiente a los MCIA
funcionando a plena carga para un nº años = 10 y un ief = 3%. 45
Tabla 27. REE proporcionado por los generadores de energía funcionando siguiendo
la demanda térmica (I). 50
Tabla 28. Resultados económicos anuales con los generadores funcionando siguiendo
la demanda térmica (I). 54
Tabla 29. Costes de adquisición de equipos para los MCIA y las turbinas Vericor Allied,
Capstone C600 y Capstone C1000 funcionando siguiendo la demanda térmica (I). 55
Tabla 30. Inversión inicial correspondiente a los generadores de energía Klasik MGW
520, Klasik APG 1000, Vericor Allied, Capstone C600 y Capstone C1000 funcionando
siguiendo la demanda térmica (I). 55
Tabla 31. Análisis económico de las inversión correspondiente a los generadores de
energía Klasik MGW 520, Klasik APG 1000, Vericor Allied, Capstone C600 y Capstone
C1000 funcionando siguiendo la demanda térmica (I) para un nº años = 10 y un
ief = 3%. 56
Tabla 32. REE proporcionado por las TG Vericor Allied y Capstone C1000 funcionando
siguiendo la demanda térmica (II). 57
Tabla 33. Resultados económicos anuales con la TG Capstone C1000 funcionando
siguiendo la demanda térmica (II). 58
Tabla 34. Costes de adquisición de equipos para la turbina Capstone C1000
funcionando siguiendo la demanda térmica (II). 58
Tabla 35. Inversión inicial correspondiente a la TG Capstone C1000 funcionando
siguiendo la demanda térmica (II). 58
Tabla 36. Análisis económico de las inversión correspondiente a la TG Capstone
C1000 funcionando siguiendo la demanda térmica (II) para un nº años = 10 y un
ief = 3%. 59
Tabla 37. REE proporcionado por los generadores de energía empleando el modo de
funcionamiento mixto. 60
Tabla 38. Resultados económicos anuales para las TG (grupo II) con el modo de
funcionamiento mixto. 62
Tabla 39. Costes de adquisición de equipos para las turbinas Capstone C600 y
Capstone C1000 con el modo de funcionamiento mixto. 63
Tabla 40. Inversión inicial correspondiente a las TG (grupo II) con el modo de
funcionamiento mixto. 63
Tabla 41. Análisis económico de las inversión correspondiente a las TG (grupo II)
funcionando a plena carga en las horas de mayor demanda térmica para un
nº años = 10 y un ief = 3%. 64
Tabla 42. Tipo de sistema de refrigeración utilizado, REE y volumen del SAC
proporcionados por ambos modos de funcionamiento y empleando el motor Klasik
MGW 520. 76
Tabla 43. Análisis de la inversión inicial correspondiente al motor Klasik MGW 520
para ambos modos de funcionamiento. 76
Tabla 44. Análisis económico de las inversión correspondiente al motor Klasik MGW
520 para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 77
Tabla 45. Tipo de sistema de refrigeración utilizado, REE y volumen del SAC
proporcionados por ambos modos de funcionamiento y empleando el motor Klasik
APG 1000. 80
Tabla 46. Análisis de la inversión inicial correspondiente al motor Klasik APG 1000
para ambos modos de funcionamiento. 80
Tabla 47. Análisis económico de las inversión correspondiente al motor Klasik APG
1000 para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 81
Tabla 48. Tipo de sistema de refrigeración utilizado, REE y volumen del SAC
proporcionados por ambos modos de funcionamiento y empleando la turbina
Vericor Allied. 84
Tabla 49. Análisis de la inversión inicial correspondiente a la turbina Vericor Allied
para ambos modos de funcionamiento. 84
Tabla 50. Análisis económico de las inversión correspondiente a la turbina Vericor
Allied para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 85
Tabla 51. Análisis de la inversión inicial correspondiente a la turbina Solar Saturn
20T1600 para ambos modos de funcionamiento. 86
Tabla 52. Análisis económico de las inversión correspondiente a la turbina Solar Saturn
20T1600 para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 86
Tabla 53. Análisis de la inversión inicial correspondiente a la turbina Kawasaki para
ambos modos de funcionamiento. 87
Tabla 54. Análisis económico de las inversión correspondiente a la turbina Kawasaki
para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 87
Tabla 55. Tipo de sistema de refrigeración utilizado, REE y volumen del SAC
proporcionados por ambos modos de funcionamiento y empleando la turbina
Capstone C600. 88
Tabla 56. Análisis de la inversión inicial correspondiente a la turbina Capstone C600
para ambos modos de funcionamiento. 88
Tabla 57. Análisis económico de las inversión correspondiente a la turbina Capstone
C600 para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 89
Tabla 58. Tipo de sistema de refrigeración utilizado, REE y volumen del SAC
proporcionados por ambos modos de funcionamiento y empleando la turbina
Capstone C1000. 92
Tabla 59. Análisis de la inversión inicial correspondiente a la turbina Capstone C1000
para ambos modos de funcionamiento. 92
Tabla 60. Análisis económico de las inversión correspondiente a la turbina Capstone
C1000 para ambos modos de funcionamiento y para un nº años = 10 y un ief = 3%. 93
Tabla 61. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función de un factor multiplicador de las demandas energéticas (I) para
los MCIA. 97
Tabla 62. Análisis económico de la inversión en función de un factor multiplicador de
las demandas energéticas (I) para los MCIA. 97
Tabla 63. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función de un factor multiplicador de las demandas energéticas (I) para
las TG (grupo I). 99
Tabla 64. Análisis económico de la inversión en función de un factor multiplicador de
las demandas energéticas (I) para las TG (grupo I). 99
Tabla 65. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función de un factor multiplicador de las demandas energéticas (I) para
las TG (grupo II). 101
Tabla 66. Análisis económico en función de un factor multiplicador de las demandas
energéticas (I) para las TG (grupo II). 101
Tabla 67. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función de un factor multiplicador de las demandas energéticas (II) para
el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone C1000. 103
Tabla 68. Análisis económico de la inversión en función de las demandas energéticas
(II) para el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone C1000. 103
Tabla 69. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función de un factor multiplicador de las demandas energéticas (II) para
la turbina Kawasaki y para las dos opciones para la venta de electricidad en régimen
especial. 105
Tabla 70. Análisis económico de la inversión en función de un factor multiplicador de
las demandas energéticas (II) para la turbina Kawasaki y para las dos opciones para la
venta de electricidad en régimen especial. 105
Tabla 71. Años tipo en función del número de meses de Invierno y Verano. 107
Tabla 72. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del tipo de año para los MCIA y las TG (grupo II). 107
Tabla 73. Análisis económico de la inversión en función del tipo de año para los MCIA
y las TG (grupo II). 108
Tabla 74. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del valor de una subvención inicial para los MCIA y las TG
(grupo II). 109
Tabla 75. Análisis económico de la inversión en función del valor de una subvención
inicial para los MCIA y las TG (grupo II). 110
Tabla 76. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del valor de los costes de adquisición de equipos para los MCIA y
las TG (grupo II). 111
Tabla 77. Análisis económico de la inversión en función del valor de los costes de
adquisición de equipos para los MCIA y las TG (grupo II). 111
Tabla 78. Porcentajes que relacionan el valor de los diferentes costes auxiliares con el
coste de adquisición de equipos. 113
Tabla 79. Porcentajes del coste de adquisición de equipos y del global de costes
auxiliares respecto del total de la inversión inicial. 113
Tabla 80. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del valor de los porcentajes de los costes auxiliares para los MCIA
y las TG (grupo II). 114
Tabla 81. Análisis económico de la inversión en función del valor de los porcentajes
de los costes auxiliares para los MCIA y las TG (grupo II). 114
Tabla 82. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del valor del REElímite para los MCIA y las TG (grupo II). 116
Tabla 83. Análisis económico de la inversión en función del valor del REElímite para
los MCIA y las TG (grupo II). 117
Tabla 84. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del valor de la tarifa regulada para la venta de electricidad en
régimen especial para los MCIA y las TG (grupo II). 119
Tabla 85. Análisis económico de la inversión en función del valor de la tarifa regulada
para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG (grupo II). 119
Tabla 86. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del valor de la prima de referencia para la venta de electricidad
en régimen especial para los MCIA y las TG (grupo II). 121
Tabla 87. Análisis económico de la inversión en función del valor de la prima de
referencia para la venta de electricidad en régimen especial para los MCIA y las TG
(grupo II). 121
Tabla 88. Tipos de funcionamiento y de sistemas de refrigeración, volumen del SAC y
opción para la venta de electricidad en régimen especial óptimos en función de los
precios de mercado del GN y de la electricidad para los MCIA y las TG (grupo II). 123
Tabla 89. Análisis económico de la inversión en función del precio de mercado del GN
para los MCIA y las TG (grupo II). 124
Tabla 90. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función del coste del SAC en régimen especial para los MCIA y las TG
(grupo II). 125
Tabla 91. Tipos de funcionamiento, de sistemas de refrigeración y volumen del SAC
óptimos en función de las demandas energéticas (III) en régimen especial para los
MCIA y las TG (grupo II). 127
Tabla 92. Análisis económico de la inversión en función de un factor multiplicador de
las demandas energéticas (III) para el motor Klasik APG 1000 y la turbina Capstone
C1000. 127
Tabla 93. REE proporcionado por el motor Klasik APG 1000 para un factor
multiplicador de las demandas energéticas (III) igual a 3. 129
Tabla 94. Análisis económico de las inversión correspondiente al motor Klasik APG
1000 para un factor multiplicador de las demandas energéticas (III) igual a 3. 129
