LECCIÓN14cogeneración.pdf

1UNIVERSIDAD DE LENDpto. de Ingeniera Elctrica y Electrnica

Tema 3.

LECCIN 14. COGENERACIN

2COGENERACIN

14.1. INTRODUCCIN.14.1.1 ASPECTOS GENERALES.14.1.2 INTERS DE LA COGENERACIN.14.1.3 VENTAJAS E INCONVENIENTES.14.1.4 CLASIFICACIN.14.1.5 PARMETROS CUANTIFICADORES.

14.2. MOTORES EMPLEADOS EN LOS SISTEMAS DE COGENERACIN.14.2.1 TURBINA DE GAS. DESCRIPCIN Y CARACTERSTICAS. 14.2.2 TURBINA DE VAPOR. DESCRIPCIN Y CARACTERST.14.2.3 CICLOS COMBINADOS. DESCRIPCIN Y CARACTERST.14.2.4 COMPARACIN DE LAS CARACTERSTICAS DE LOS DIFERENTES SISTEMAS.

ESTRUCTURA DE LA LECCIN 14

3COGENERACIN14.3 MOTORES DE COGENERACIN

14.3.1 MOTORES ALTERNATIVOS.14.3.2 TURBINAS DE GAS PARA GENERACIN.14.3.3 COGENERACIN CON SISTEMAS DE ABSORCIN.14.3.4 CRITERIOS DE ELECCIN DEL TIPO DE MOTOR.

14.4. ESTUDIO ECONMICO DE LAS INSTALACIONES.14.4.1 PRECIOS DE COMPRA Y VENTA DE ENERGA.14.4.2 ANLISIS ECONMICO DE LA INVERSIN.14.4.3 EJEMPLO DE CLCULO DEL AHORRO.

14.5 LEGISLACIN APLICABLE A LA COGENERACIN. 14.5.1 REAL DECRETO 436/200414.5.2 REAL DECRETO 616/200714.5.3 REAL DECRETO 661/2007

14.6 BIBLIOGRAFA14.7 COGENERACIN CASTILLA - LEN

ESTRUCTURA DE LA LECCIN 14

414.1 INTRODUCCIN (1)14.1.1 ASPECTOS GENERALES

Es usual tanto en la industria como en aplicaciones residenciales y en el sector de servicios, utilizar de forma simultnea energa elctrica y energa en forma de calor para suplir necesidades como las que se citan:

Una forma de cubrir estas necesidades consistira en conectar a la red elctrica todos aquellos equipos y sistemas que consuman electricidad, y mediante una caldera quemar combustible para proporcionar el calor requerido.

ENERGA MECNICA ENERGA TRMICAGenerador elctrico Vapor

Bombas SecaderosCompresores Calefaccin

Refrigeracin

DEFINICIN: Se define la COGENERACIN como la produccin conjunta, en proceso secuencial, por el usuario, de electricidad o energa mecnica y energa trmica til. Puede llegar a ser ms rentable que el mtodo convencionalEn la AUTOGENERACIN no hay aprovechamiento trmico como efecto til.

5GENERADOR TRMICO

USUARIO

SISTEMA CONVENCIONAL

ELECTRICIDAD

COMBUSTIBLE CALOR

RED ELCTRICA

CENTRAL ELCTRICACOMBUSTIBLE

14.1 INTRODUCCIN 14.1.1 ASPECTOS GENERALES (1)

6COGENERACIN

RED ELCTRICA

PLANTA DECOGENERACIN

USUARIOELECTRICIDAD

COMBUSTIBLE CALOR

COMPRA / VENTA

GENERADOR TRMICO

APOYO COMBUSTIBLE CALOR

ELECTRICIDAD

CENTRAL ELCTRICACOMBUSTIBLE

14.1 INTRODUCCIN 14.1.1 ASPECTOS GENERALES (2)

7COMBUSTIN

ENERGA MECNICA

PROCESOS DE CONVERSIN DEENERG TRMICA EN MECNICAY AL REVSENERGA TRMICA

FOCO CALIENTE

MQUINATRMICA

ENERGA TRMICAFOCO FRO

MQUINAFRIGORFICA

GENERADORELCTRICO

MOTORELCTRICO

ENERGA ELCTRICA

W

QC

QF

14.1.1 ASPECTOS GENERALES (3)

8DEFINICINESMQUINA TRMICA: Conjunto de elementos mecnicos que permite intercambiar energa mecnica con el exterior, generalmente a travs de un eje, por variacin de la energa trmica disponible. MOTOR TRMICO: Conjunto de elementos mecnicos que permiten obtener energa mecnica a partir del estado trmico obtenido por un proceso de combustin tradicional o de una reaccin nuclear. Suele estar compuesto por una o ms mquinas y por un sistema de generacin de calor ( caldera, cmara de combustin, reactor nuclear etc.)

RENDIMIENTO DE LA MQUINA TRMICA: MT = (W / QC) = 1 (QF / QC)Tiene que ser siempre menor que el rendimiento de Carnot MT [1 (TFF / TFC) ]RELACIN ENTRE EL CALOR CEDIDO Y EL ABSORBIDO: = (QF / QC)MT = 1 EFICIENCIA DE LA MQUINA FRIGORFICA (rendimiento): MF = (QF / W)En cualquiera de estos dos tipos de mquinas siempre se cumple: QC = QF + W

14.1.1 ASPECTOS GENERALES (4)

914.1.2 INTERS DE LA COGENERACIN

TOTAL = (30 + 55)100 / 153 = 55%

TOTAL = (30 + 55) 100/ 100 = 85%

AHORRO ENERGA PRIMARIA[1- (100/153)] 100 = 35%

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14.1.3 VENTAJAS E INCONVENIENTES

PUNTO DE VISTA DE UN PAS:

VENTAJAS: AHORRO DE ENERGA PRIMARIA. MAYOR DIVERSIFICACIN ENERGTICA. DISMINUCIN DE LA CONTAMINACIN. AHORRO ECONMICO.

INCONVENIENTES: NORMATIVA. INFRAESTRUCTURA.

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PUNTO DE VISTA DE LAS COMPAIAS ELCTRICAS:

VENTAJAS: INCREMENTO DE LAS GARANTIAS DEL SUMINISTRO

ELCTRICO. POSIBILIDAD DE REBAJAR LA POTENCIA DE RESERVA. UTILIZACIN MS ECONMICA DE LOS PROPIOS MEDIOS DE

PRODUCCIN.

INCONVENIENTES: PROBLEMASDE REGULACIN DE LA RED. REDUCCIN DEL MERCADO.

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PUNTO DE VISTA DEL USUARIO (escala ms restringida):

VENTAJAS: AHORRO ECONMICO. MAYOR GARANTA DE SUMINISTRO.

INCONVENIENTES: INVERSIN ADICIONAL. AUMENTO DE LA CONTAMINACIN LOCAL.

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14.1.3 VENTAJAS E INCONVENIENTES (4)TABLA RESUMEN

VENTAJAS INCONVENIENTESPAS AHORRO DE ENERGA PRIMARIA

DIVERSIFICACIN ENERGTICA DISMINUCIN DE CONTAMINACIN AHORRO ECONMICO

NORMATIVA INFRAESTRUCTURA

COMPAIAS ELCTRICAS

AUMENTO DE LA GARANTIA DE SUMINISTRO DISMINUCIN DE LA POTENCIA DE RESERVA UTILIZACIN MS EFECTIVA DE LOS MEDIOS DE PRODUCCIN.

REGULACIN DE LA RED

USUARIOS AHORRO ECONMICO MAYOR GARANTA DE SUMINISTRO

INVERSIN ADICIONAL AUMENTO DE LA CONTAMINACIN LOCAL

14

14.1.4 CLASIFICACIN SEGN LOS REQUISITOS DE CADA NECESIDAD:

SISTEMAS AISLADOS. SISTEMAS INTEGRADOS.

SEGN LA SECUENCIA EN LA GENERACIN Y CONSUMO: CICLOS DE CABECERA. CICLOS DE COLA.

SEGN EL APROVECHAMIENTO DE LA ENERGA TRMICA SISTEMAS DE CALEFACCIN. SISTEMAS DE REFRIGERACIN.

SEGN EL MOTOR TRMICO EMPLEADO: TURBINA DE VAPOR. TURBINA DE GAS. CICLOS COMBINADOS MOTOR DE COMBUSTIN INTERNA ALTERNATIVO.

15

SISTEMA AISLADO

PLANTA DECOGENERACIN USUARIO

COMBUSTIBLE E. TRMICA

GENERADOR TRMICO

COMBUSTIBLE

E. ELCTRICA

E. TRMICA

CALOR RESIDUAL

14.1.4 CLASIFICACIN (2)

16

PLANTA DECOGENERACIN USUARIO

COMBUSTIBLE E. TRMICA

PLANTA DE GENERACINCia: ELCTRICA

COMBUSTIBLE

E. ELCTRICACALOR RESIDUAL

SISTEMA INTEGRADO

CALOR RESIDUAL

RED ELCTRICA


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CICLO CABECERA

MOTORTRMICO

COMBUSTIBLE E. MECNICA E. ELCTRICAGENERADORELCTRICO

E. TRMICA


18

CICLO DE COLA

MOTORTRMICO E. MECNICA

E. ELCTRICAGENERADORELCTRICO

E. TRMICABAJO NIVEL

PROCESOINDUSTRIAL

E. TRMICARESIDUAL

INTERCAMBIADOR

E. TRMICAALTO NIVEL


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Segn los requisitos de cada necesidad

Sistemas aislados Sistemas integrados

Segn la secuencia en la generacin y consumo

Ciclos de CabeceraCiclos de Cola

Segn el aprovechamiento de la energa trmica

Sistemas de CalefaccinSistemas de Refrigeracin

Segn el motor trmico empleado

Turbina de VaporTurbina de GasCiclos CombinadosMotor de Combustin Interna Alternativos

RESUMEN

20

14.1.5 PARMETROS CUANTIFICADORES

mf, Hc, Q Qu, VSISTEMA DE COGENERACIN

We, E

Objetivo: Satisfacer las necesidades de demanda elctrica y trmica con el mnimo coste. Se hace necesario establecer unos parmetros sencillos que cuantifiquen este aspecto. Se considera tanto la electricidad como el calor generado productos tiles.

FACTOR DE UTILIZACIN DE LA ENERGA O RENDIMIENTO DE LAINSTALACIN: este parmetro da idea de la cantidad de energa aprovechada respecto de la consumida.

QVER

HmQWFUEcf

ue +==+=

We o E = Energa elctrica obtenida en el proceso.Qu o V = Energa trmica til obtenida en el proceso.mf = masa de combustible consumida para obtener trabajo y calor.Hc = poder calorfico del combustible. Q = Energa equivalente del combustible consumido.

21

14.1.5 PARMETROS CUANTIFICADORES (2)

FACTOR DE UTILIZACIN DE LA ENERGA PONDERADO:Considerando el coste de cada unidad energtica generada en el caso de haber sidoproducidas mediante el mtodo convencional, se puede analizar econmicamenteel Factor de Utilizacin de la Energa, lo que permite tener en cuenta la calidad de cada trmino energtico.

cff

QpWp

HmpFUEP uqee

+= pe = precio de cada unidad de energa elctrica.pq = precio de cada unidad de energa trmica.

pf = precio de cada unidad de energtica de combustible.

RELACIN CALOR ELECTRICIDAD:Relacin existente entre la energa trmica producida respecto a la energa elctrica producida en la planta de cogeneracin, este parmetro depende fundamentalmente de la mquina trmica que se utilice y tiene gran importancia a la hora de definir que tipo de mquina trmica se instala.

EV

WQRCE

e

u ==

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14.1.5 PARMETROS CUANTIFICADORES (3) RENDIMIENTO ELCTRICO: Relacin existente entre la energa elctrica obtenida en la planta y la energa equivalente del combustible consumido. Se puededesglosar como el producto del rendimiento de la mquina trmica (motor) y del alternador (mquina transformadora de energa mecnica en elctrica).

QE

HmW

HmW

elcf

ealternador

cfalternadormotor

==== W = trabajo obtenido de la mquina trmica.

RENDIMIENTO TRMICO: Relacin entre la energa trmica obtenida y la energa equivalente del combustible

QV

HmQ

tercf

u ==

AHORRO DE COMBUSTIBLE: Diferencia en unidades energticas entre el consumo si tanto el calor como la electricidad necesarios fueran producidos de forma convencional en instalaciones independientes con los rendimientos correspondientes (posiblemente diferentes que los de la planta de cogeneracin),y el consumo que se requerira en la planta.

Hm Cfel

e

ter

u WQF +=

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14.1.5 PARMETROS CUANTIFICADORES (4) NDICE DE AHORRO DE ENERGA PRIMARIA: Indica las unidades energticas el ahorro de combustible conseguido por cada unidad de energa producida convencionalmente.

RENDIMIENTO ELCTRICO EQUIVALENTE: Expresa el rendimiento de laPlanta de Cogeneracin descontando a la energa equivalente del combustible utilizado, la que gastara para producir el calor en una instalacin convencional (de rendimiento 0,9 en el caso de REe ). TURBINA DE VAPOR CON EXTRACCIN

ele

ter

u WQFIAEP+=

teru

cf

eEe QHm

WR

=

9,01

1

9,0RCEVQ

ER

el

Ee =

=

RCE: relacin calor electricidad (V/E)rendimiento elctrico

QE

HmW

elcf

e ==

24

14.1.5 PARMETROS CUANTIFICADORES (5)RESUMEN Y MUESTRA DE RDENES DE

MAGNITUD TIPICOS

INSTALACIN We el Wu ter FUE RCE IAEP REETURBINA DE VAPOR CON EXTRACCIN

0,38 0,1 0,48 0,26 0,208 0,43

TURBINA DE VAPOR DE CONTRAPRESIN

0,25 0,6 0,85 2,4 0,295 0,75

TURBINA DE GAS 0,3 0,55 0,85 1,83 0,342 0,77CICLO COMBINADO 0,4 0,42 0,82 1,68 0,404 0,75M.C.I.A. 0,41 0,4 0,81 1,69 0,408 0,74

PARA Q=1 y RENDIMIENTOS ELCTRICOS Y TRMICOSCONVENCIONALES DE 0,33 y 0,9 RESPECTIVAMENTE

el : RENDIMIENTO ELCTRICO ter : RENDIMIENTO TRMICOFUE: FACTOR DE UTILIZACIN DE LA ENERGA O RENDIMIENTO DE LA INSTALACINRCE: RELACIN CALOR ELECTRICIDADIAEP :NDICE DE AHORRO DE ENERGA PRIMARIAREE: RENDIMIENTO ELCTRICO EQUIVALENTE

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14.2 MOTORES TRMICOS UTILIZADOS EN COGENERACIN

TIPOS DE MOTORES EMPLEADOS EN LAS PLANTAS DE COGENERACIN:

TURBINAS DE GAS (T.G.). TURBINAS DE VAPOR (T.V.). MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA ALTERNATIVOS (M.C.I.A.).

a) MOTORES DIESELb) MOTERES A GAS.

Estas unidades se conectan a generadores que proporcionan la energa elctrica, y a la vez se aprovecha el calor cedido al foco fro como energa trmica (ciclos de cabecera), o bien, los motores trmicos empleados pueden utilizar como foco caliente la energa trmica producida en un proceso industrial (ciclos de cola).

Cada motor tiene sus caractersticas particulares que lo hacen adecuado a una determinada circunstancia de demanda energtica. Sin profundizar excesivamente en aspectos diferentes a los relacionados con la cogeneracin, se explican a continuacin las posibilidades de cada uno de ellos.

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14.2.1 TURBINA DE GAS DESCRIPCIN Y CARACTERSTICASLas turbinas de gas constan fundamentalmente de tres elementos:Compresor: Que eleva la presin del fluido operante (lo suele tornar del ambiente despus de pasar por unos filtros). Este proceso de compresin supone una aportacin de trabajo al fluido que posteriormente se recupera en la expansin del fluido en la turbina. El proceso es el que se representa en el diagrama TS como 1-2.Cmara de combustin: El fluido comprimido entra en ella y se mezcla con el combustible para realizar el proceso de combustin a presin aproximadamente constante, aqu es donde se genera energa trmica que posteriormente se aprovechar como trabajo o como calor til. A la salida de la cmara de combustin la temperatura del fluido es prxima a los l.000 C. La evolucin del fluido en el interior de la cmara de combustin corresponde en el diagrama TS al proceso 2-3.Turbina: En ella el fluido se expande hasta una presin prxima a la de entrada al compresor y como consecuencia de esta expansin se obtiene un trabajo en el eje de la turbina que se utiliza para accionar el compresor y el generador de electricidad. El proceso corresponde en el diagrama TS al 3-4.

27

14.2.1 TURBINA DE GAS (2)

28

14.2.1 TURBINA DE GAS (3) PARMETROS CARACTERSTICOS DE ESTE TIPO DE MQUINA TRMICA:P1, T1: Presin y temperatura a la entrada de la turbina, generalmente las

ambientales T3 : Temperatura entrada a la turbina, depende fundamentalmente de la relacin

combustible aire en la cmara de combustin. = P2/Pl P3/P4 : Relacin de presiones, son muy similares aunque ligeramente

mayor en el compresor, que en la turbina.el = 20% - 35%: Rendimiento elctrico, es muy variable con el grado de carga,

por lo que no son adecuadas para condiciones en las que se vare la potencia elctrica demandada a la planta de cogeneracin ya que el rendimiento cae mucho.

T4 = Taescape 400 C - 550 C: Temperatura de escape, es bastante elevada por lo que la energa trmica disponible en este tipo de mquina es elevada y de un grado trmico alto.

Generalmente las turbinas de gas utilizadas en cogeneracin proceden de modificaciones en diseos de turbinas de aviacin, por lo que su estructura suele ser bastante longitudinal al igual que en los aviones.

29

14.2.1 TURBINA DE GAS (4)

30

14.2.2 TURBINA DE VAPORTURBINA DE VAPOR. DESCRIPCIN Y CARACTERSTICAS.

El ciclo del fluido en las turbinas de vapor es similar que las turbinas de gas (compresin, aportacin de calor y finalmente expansin) aunque existen dos diferencias fundamentales, la primera de ellas radica en que el fluido operante (generalmente agua) sufre cambios de fase durante el proceso es decir pasa de lquido a vapor y de vapor a lquido, la segunda diferencia consiste en el hecho de que el fluido evoluciona en ciclo cerrado, es decir que siempre es el mismo fluido el que est en los conductos por lo que no puede tomar parte en el proceso de combustin (el fluido pasa por unas tuberas por el interior de una caldera donde se esta quemando un combustible) y adems es necesario enfriarlo (que ceda calor al foco fro mediante su paso por unos intercambiadores) hasta la condensacin antes de volverlo a comprimir.

E. Combustible - E. Humos = E. Mecnica + E. CondensadorHf - hhumos = h3 - h4 + (h4-h1)

Caldera: h3 - h2 = Turbina + Condensador

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14.2.2 TURBINA DE VAPOR (2)ELEMENTOS FUNDAMENTALES: Bomba: que eleva la presin del fluido operante en este caso agua liquida, por lo que el trabajo de compresin es muy pequeo comparado con el de compresin de un gas (del orden de mil veces menor). El proceso es el que se representa en el diagrama TS como 1-2.Caldera: en cuyo interior existen unas tuberas por donde pasa el fluido operante que se calienta como lquido, se evapora y finalmente se eleva la temperatura del vapor (sobrecalentamiento) hasta la temperatura de entrada a la turbina. En la caldera es donde se genera la energa trmica que posteriormente se aprovecharcomo trabajo o como calor til. La evolucin del fluido en el interior de la cmara de combustin corresponde en el diagrama TS al proceso 2-3.Turbina: en ella el fluido se expande hasta una presin determinada por el tipo de ciclo que se est realizando, cuanto menor es esta presin menor es la temperatura del vapor y consecuentemente menor es la energa residual disponible. El proceso corresponde en el diagrama TS al 3-4.Condensador: en este elemento el fluido se condensa (pasa de vapor a lquido) antes de volver a ser elevada su presin en la bomba, es la zona de cesin de calor al foco fro y donde se puede recoger el calor til para otras aplicaciones. El proceso corresponde en el diagrama TS al 4-1.

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14.2.2 TURBINA DE VAPOR (3)

En general, en las turbinas de vapor destinadas a la cogeneracin, se realizan modificaciones a partir del esquema original anteriormente mostrado, con el fin de aprovechar el vapor generado en la caldera, as se pueden realizar extracciones de vapor en distintos puntos de la lnea segn sean las necesidades en cuanto a energa trmica se refiere. As, se puede aprovechar el vapor a la salida de la caldera (punto 3) en condiciones de elevada presin y temperatura, o bien a la salida de la turbina (punto 4) donde existen presiones y temperaturas sensiblemente inferiores (normalmente muy prximas a las condiciones de vapor saturado).

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PARMETROS CARACTERSTICOS DE ESTE TIPO DE MQUINA TRMICA:P3 : Presin entrada turbina, viene determinada por la presin de salida de la

bomba descontando las perdidas de carga en la caldera que son pequeas.T3 : Temperatura entrada turbina, a medida que se aumenta el tamao de la

turbina las temperaturas y las presiones a la entrada van aumentando ya que esto mejora el rendimiento.

P4 , T4: Presin y temperatura de condensacin, estos dos valores estn relacionados y dependen del fluido que se utilice. Cuanto mayores son ms energa tiene el vapor y menos trabajo se obtiene en la turbina.

el = 30 % - 40 %: rendimiento elctrico, depende de las presiones y temperaturas de entrada y salida de la turbina.

cond = 45 % - 60 %: fraccin de calor obtenida del vapor de salida de la turbina respecto del calor aportado.

humos = 15 %: fraccin de calor que se va en los humos de la caldera, este calor es generalmente perdido aunque tambin se puede aprovechar como fuente de calor.


34


Las turbinas de vapor se suelen clasificar en funcin de la presin a la salida de la turbina, si esta presin es muy baja, es decir se pretende sacar todo el trabajo posible del vapor, se las denomina turbinas de condensacin y se caracterizan porque la ltima etapa de alabes tienen un gran tamao para permitir el paso del vapor cuando ste est muy expandido y ocupa un gran volumen especifico y consecuentemente necesita una gran seccin de paso. Cuando la presin a la salida de la turbina es elevada se las denomina turbinas de contrapresin, las cuales no tienen esta ltima etapa de alabes. Estas ltimas son frecuentemente utilizadas en cogeneracin ya que en muchos caso el calor til se obtiene del vapor a la salida de la turbina y en ese caso la presin de salida de la turbina no es tan baja para que el vapor no pierda toda su energa.

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14.2.3 INSTALACIONES CON CICLOSCONVINADOS Otra alternativa de uso de las

turbinas trmicas en el campo deLa cogeneracin, son los ciclos combinados, los cuales, bsicamente consisten, en la instalacin de una caldera de recuperacin en el escape de la turbina de gas para generar vapor que alimente a una turbina de vapor.Estos sistemas son adecuados en aquellos casos en los que la relacin entre el calor y la energa elctrica demandada sea pequea (prxima a la unidad). El rendimiento efectivo del equipo se sita entre el 40 y el 50 % y por lo general es mejor que el de las instalaciones por separado.

36

14.2.4 MOTORES DE COMBUSTIN INTERNAMOTORES DE COMBUSTIN INTERNA ALTERNATLVOS

Este tipo de motores, son los ms utilizados para la obtencin de energa mecnica a expensas de un combustible, encontrndose en los motores Diesel los rendimientos ms altos de esta transformacin que puede llegar hasta el 50% en motores de gran tamao.

El proceso al que se somete al fluido es similar al de la turbina de gas, aunque en este caso no se pueden distinguir los diferentes elementos que los realizan ya que todo el proceso se realiza en el interior de un cilindro donde se desliza un pistn que transmite el trabajo al eje del motor (cigeal) a travs de un sistema biela manivela.

La otra diferencia con la turbina de gas es que en este caso el proceso es cclico (de aqu el nombre de motor alternativo), es decir el motor admite una determinada masa de fluido y la somete al ciclo termodinmico, finalmente el fluido sale por el escape del motor y se vuelve a admitir una determinada masa de fluido, mientras que en la turbina de gas el proceso es continuo, el fluido est entrando y saliendo del motor en cualquier instante de tiempo.

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14.2.4 MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA(2)

0 - 1 Admisin1 - 2 Compresin 2 - 3 Combustin 3 - 4 Expansin4 - 1 Escape

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14.2.4 MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA(3)FASES DEL PROCESO EN EL MOTOR ALTERNATIVO:Admisin: El pistn desciende y la vlvula de admisin est abierta por lo que el fluido (aire ambiente) se introduce en el cilindro, cuando el pistn est prximo al punto ms inferior de su carrera, la vlvula se cierra.

Compresin: En la que hay que aportar trabajo al fluido a travs del pistn en su carrera ascendente, las relaciones de compresin son ms elevadas que en el caso de la turbina de gas.

Combustin: En el seno del fluido. Existen dos formas de iniciarse la combustin en funcin del tipo de motor, los de encendido por compresin (MEC, Diesel) el combustible se inyecta dentro del cilindro despus de la compresin y se autoinflama debido a las altas presiones y temperaturas existentes, el otro caso es el de los motores de encendido provocado (MEP, Otto) en los que el combustible es admitido al cilindro mezclado con el aire y la combustin se inicia con una chispa elctrica.La combustin se produce cuando el pistn est cerca de la parte superior de su carrera y se suele realizar en un proceso en el que el volumen vara poco, aunque esto depende del tipo de motor.

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Expansin: El pistn desciende debido a la fuerza de la presin de los gases y es durante este proceso cuando se transmite trabajo al eje del motor.

Escape: Cuando el pistn esta en la parte ms baja de su carrera se abre la vlvula de escape, el pistn sube y el fluido sale hacia el exterior, a una temperatura bastante elevada.

Para mayor claridad, en el diagrama P-V de la figura solo se ha representado el diagrama termodinmico bsico correspondiente a compresin combustin y expansin como si el fluido evolucionase en ciclo cerrado.

El proceso de renovacin de la carga (admisin y escape) puede ser como se ha comentado (motor de 4 tiempos) algo diferente en algunos casos (motor de 2 tiempos).

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14.2.4 MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA(5)PARMETROS CARACTERSTICOS:Ne = Me : Potencia efectiva del motor, es el producto del par motor por el

rgimen de giro.Pme = 4Me / VT = 6-20 bar. La presin media efectiva da una idea de la diferencia

media de presin que ha habido en el motor entre el proceso de expansin y el de compresin, est muy relacionado con el par del motor a travs de la cilindrada VT que es el volumen desplazado por el pistn. Es un parmetro que es muy independiente del tamao.

Cm = 2 S n = 5 - 20 m/s. La velocidad lineal media del pistn es tambin un parmetro muy independiente del motor y se suele definir para el rgimen de giro mximo.

e = 25 % - 45 %. Rendimiento efectivo del motor generalmente aumenta con el tamao del motor y no varia mucho con el rgimen de giro o el grado de carga, esta es una caracterstica que supone una gran ventaja a este tipo de motores frente a los otros motores comentados en aplicaciones donde las condiciones de funcionamiento varan mucho.

r = (VT + Vcc) / Vcc = 822. Relacin de compresin, es la relacin entre el volumen del interior del cilindro cuando el pistn est en el punto ms bajo y el que existe cuando el pistn est en el punto ms alto. Generalmente un aumento de la relacin de compresin aumenta el rendimiento aunque esto acaba limitndose por el aumento de las prdidas mecnicas.

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14.2.4 MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA(6)EL CALOR QUE SE APROVECHA DE ESTOS MOTORES PROCEDE DE DIFERENTES FUENTES:Gases de escape: el calor que se puede obtener es del orden del 25-35% del calor aportado en la combustin y la temperatura es del orden de 350-425C y depende fuertemente del dosado (relacin aire / combustible). Refrigerante del motor: debido a las altas temperaturas que se alcanzan durante el proceso de combustin algunas partes del motor (fundamentalmente las que estn en contacto con el fluido operante despus de la combustin) deben ser refrigeradas y esto se consigue haciendo pasar un liquido (generalmente agua con aditivos) por las proximidades de estos elementos, posteriormente el refrigerante tiene que ceder al calor en otro elemento. La temperatura del refrigerante es del orden de 95-105 C y el calor que puede obtener del 25 al 35% del calor aportado en la combustin.Aceite: Muchos de los elementos mviles del motor tienen que ser lubricados con aceite a presin, esto hace que el aceite se caliente ya que tiene que pasar por zonas con elevada temperatura. La temperatura del aceite es del orden de 100-120 C y la fraccin de calor muy pequea, muchas veces es enfriado por el propio refrigerante del motor.

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14.2.4 MOTORES DE COMBUSTIN INTERNA(7)Aire de sobrealimentacin: en determinadas ocasiones el aire se presuriza antes de entrar en el motor para as conseguir meter ms aire por embolada y consecuentemente poder quemar ms combustible en el mismo ciclo (sobrealimentacin del motor), en estos casos al comprimir el aire como la compresin es adiabtica este se calienta y es conveniente refrigerarlo para asbajar la temperatura media del ciclo, las temperaturas de este aire son del orden de 50-100 C pero la fraccin de calor es muy pequea.

Se puede estimar que la suma de las energas del aceite, aire de sobrealimentacin, calor por radiacin emitida por el motor y otros es del orden del 15%.

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Ecombustible= Emecnica+ Erefrigerante+ Eaceite+ Eradiacin+ Eairesobrealimentacin

La relacin entre las diferentes energas trmicas que se pueden obtener de un motor alternativo varan funcin de las condiciones operativas (rgimen y grado de carga fundamentalmente), para el caso de cogeneracin, como el rgimen de giro del motor es constante para mantener la frecuencia de la tensin elctrica, la variable operativa que tiene ms inters es el grado de carga.

Otras dos condiciones operativas que influyen en las prestaciones del motor son las condiciones ambientales presin y temperatura, se puede considerar como estimacin que la potencia elctrica disminuye un 8% por cada 1.000 m de altitud y un 3% por cada 10 C que suba la temperatura ambiente o la temperatura del refrigerante (respecto de las condiciones nominales del fabricante).

Finalmente indicar que para clculos aproximados se puede estimar que en un motor de combustin interna alternativo la energa trmica del combustible se divide en tres partes iguales: energa mecnica, calor de los gases de escape y calor del refrigerante.

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Relacin entre las diferentes energas trmicas que se pueden obtener de un motor alternativo

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14.2.5 RESUMEN Y COMPARACIN DE CARACTERSTICAS

Las caractersticas de cada tipo de motor son en la mayora de los casos diferentes por lo que los campos de aplicacin de cada motor generalmente estn definidos y no hay superposicin. A continuacin se comentan las caractersticas ms importantes a tener en cuenta en la aplicacin de los motores trmicos a la cogeneracin comparando cada uno de ellos:

Rango usual de Potencias: La turbina de vapor es la mquina trmica que permite obtener mayores niveles de potencia, pudiendo llegar hasta 1300 MW, por lo que es la ms utilizada en grandes instalaciones y prcticamente en exclusiva en centrales trmicas de generacin de electricidad. La siguiente es la turbina de gas que puede generar hasta 150 MW y finalmente los motores alternativos que tienen el lmite alrededor de los 35 MW.

Coste del motor: los costes de cada mquina son muy variables, decir que estn todos entre 25 y 75 mil pesetas por kilovatio de potencia (150 y 450 /kW).

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Requerimientos especficos de la instalacin: Las turbinas de vapor debido a que suelen trabajar con combustibles de baja calidad, generalmente carbn, necesitan un sistema de eliminacin de cenizas de los humos de la caldera, y tambin es necesario abundante suministro de agua para la produccin de vapor. La turbina de gas necesita fundamentalmente unos filtros de admisin de gran tamao ya que los caudales de aire que utiliza son muy elevados (comparado con un motor alternativo de similar potencia), adems estos filtros tienen que estar muy limpios para evitar perdidas de carga en la admisin, lo cual supone una disminucin de la potencia. Respecto al motor alternativo, ste tiene como requerimiento especial un buen sistema de aislamiento de vibraciones ya que debido a su principio de funcionamiento alternativo existen diversas masas con este tipo de movimiento que junto con el propio proceso de combustin generan vibraciones de las que hay que intentar aislar al resto de la instalacin, por este mismo motivo necesita un una cimentacin pesada.Vida til: la vida til vara en cada tipo de mquina desde los 25-30 aos de una turbina de vapor hasta los 10-20 aos de un motor alternativo, pasando por los 15-25 de una turbina de gas.

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Rendimiento: El mayor rendimiento lo puede obtener el motor alternativo y varia desde 25 a 45% en funcin del tamao del motor. El segundo mejor rendimiento es el de la turbina de vapor que esta en 30-40% y finalmente la turbina de gas entre 20-35%.Reduccin de rendimiento a media carga: En el caso de la turbina de gas este puede disminuir hasta el 75-80%, en la turbina de vapor al 85-90% y el motor alternativo es el que mejor admite este tipo de variaciones bajando solo al 90-95%.Facilidad de arranque: La turbina de vapor tarda mucho tiempo en poder funcionar a pleno rgimen, mientras que la turbina de gas tiene mayor facilidad aunque disminuye la vida til de la turbina y el motor alternativo es el que mejor se presta a una aplicacin en la que existan muchas paradas.Calidad del combustible: En este aspecto la turbina de vapor por ser un motor de combustin externa admite cualquier tipo de combustible siempre que la caldera est adaptada a el, mientras que la turbina de gas admite solo combustible de calidad buena o alta y finalmente el motor alternativo solo admite combustible de calidad alta.Personal necesario: La turbina de vapor es la que ms personal necesita para su funcionamiento, y la turbina de gas la que menos, el motor alternativo tambin necesita poco pero ms que la turbina de gas.

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14.2.5 COMPARACIN DE CARACTERSTICASPeriodos de mantenimiento: El mantenimiento de una turbina de vapor se puede decir que es continuo mientras que la turbina de gas requiere muy poco mantenimiento del orden de mensual y anual, el motor alternativo requiere algo ms de mantenimiento que la turbina de gas pues necesita cambios de aceite cada 100-200 horas y una revisin mensual.PARMETRO TURBINA DE VAPOR TURBINA DE GAS MOTOR ATERNATIVORango usual de potencias < 1300 MW < 150 MW < 35 MWCoste Aprox. del equipo 241-421 /kW 151-451 /kW 181-391 /kW

Requerimientos especficos de la instalacin

Sistema de eliminacin de cenizas. Abundante

suministro de agua

Filtros de aire de admisin. Silenciadores

de admisin y escape

Cimentacin pesada. Aislamiento de

vibraciones y ruidosVida til 25 - 30 aos 15 - 25 aos 10 20 aos

Rendimiento 30 - 40% 20 - 35% 25 - 45%

Factor de reduccin de rendimiento a media carga

85 - 90% 75 - 80% 90 - 95%

Facilidad de arranque Mala Media (disminuye la vida til)

Buena

Calidad del combustible Media o Baja Alta o Media Alta

Personal necesario Mucho Muy Poco Poco

Periodos de mantenimiento

Diario Mensual y Anual Semanal y Mensual

Revisiones Anual Bianual Anual

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Finalmente respecto a la cantidad de calor que se puede obtener de cada tipo de motor se puede decir que del motor trmico es del que menos energa trmica se puede obtener y adems una gran parte de ella con un nivel trmico muy bajo, y de la que ms energa trmica se puede obtener es de la turbina vapor. En la figura siguiente se presenta un balance energtico de cada maquina indicando que porcentajes de la energa del combustible se transforma en cada tipo de energa.

14.2.5 RESUMEN Y COMPARACIN DE CARACTERSTICAS (2)

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14.3 INSTALACIONES DE COGENERACINEn este apartado se recogen diversos tipos de instalaciones de cogeneracin, no se pretende hacer una recopilacin de todas las instalaciones sino presentar algunos ejemplos tpicos que son de comn utilizacin o que destacan por su particularidad.

14.3.1 INSTALACINES DE MOTOR ALTERNATIVO:Las instalaciones de motor alternativo suelen ser de baja potencia pero al mismo tiempo de muy diversas aplicaciones, son muy utilizadas para la produccin de calor para calefaccin en instalaciones hoteleras, bien para agua o aire caliente.

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Entre las consideraciones que hay que tener en cuanta al instalar el motor alternativo est el que los gases de escape no tienen que bajar su temperatura de los 100C para evitar condensaciones del agua procedente de la combustin ya que esto conducira a problemas de oxidacin del intercambiador as como en el caso de combustible procedentes del petrleo posible combinacin del agua con los xidos de azufre formados a partir del azufre procedente del combustible y formacin de cido sulfrico que corroera las tuberas. Una posible pero cara solucin es la utilizacin de conductos de gases de escape de acero inoxidable.Otra consideracin importante es que el agua de refrigeracin del motor no puede tener grandes diferencias entre la entrada y la salida (del orden de 10 C mximo), esto se garantiza asegurando unos caudales de agua que circulen por el motor suficientemente elevados.Por otro lado el sistema de refrigeracin del motor tiene que estar continuamente extrayendo calor del motor independientemente de si se utiliza o no, por lo que suele estar controlado por una vlvula termosttica que controla el flujo de agua, direccionandola hacia los consumidores o si la temperatura del agua de retomo de consumidores es elevada (seal de que no se est utilizando el calor) hacia un disipador de calor al ambiente.

14.3.1 INSTALACIONES MOTOR ALTERNATIVO

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Como condiciones particulares de este tipo de instalaciones est el hecho de que hay que disponer de dos tipos de instalaciones de recogida de calor con dos temperaturas diferentes y de dos fluidos diferentes.

14.3.1 INSTALACIONES MOTOR ALTERNATIVO

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14.3.2 INSTALACIN DE TURBINA DE GAS PARA GENERACIN DE VAPOR

Este tipo de instalaciones son muy comunes en diversos tipos de industrias con necesidades de vapor importantes, el diseo de la caldera de recuperacin es muy variado en funcin de las necesidades de cada caso. En muchas ocasiones se suele disponer de un quemador de combustible adicional en el seno del aire de escape de la turbina por si el calor necesario para generar vapor es mayor que el que produce el sistema de cogeneracin, esto es posible gracias a que los gases de escape de la turbina tiene una gran parte de oxigeno (13-18% en volumen).

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14.3.2 INSTALACIN DE TURBINA DE GAS PARA GENERACIN DE VAPOR

Las calderas de recuperacin son en definitiva intercambiadores a contracorriente, en los que en determinadas ocasiones se desarrolla un proceso de combustin. El aire caliente procedente de la turbina de gas o de la postcombustin se utiliza primeramente para sobrecalentar el vapor generado yaque la temperatura del gas es la mxima y de hecho determina la temperatura mxima del vapor que siempre tiene que estar por debajo de esta, posteriormente el gas caliente pasa por la zona de evaporacin del agua donde disminuye ms su temperatura mientras que la de la mezcla agua-vapor permanece constante debida a la evaporacin, finalmente cuando la temperatura del aire es baja se le hace pasar por el economizador que sirve para calentar el agua hasta la temperatura de evaporacin.

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14.3.3 INSTALACIONES DE COGENERACINCON SISTEMAS DE ABSORCIN (1)

En determinados tipos de industria las necesidades de calor cambian en gran medida de una poca del ao a otra, concretamente en sistemas que necesiten calor para calefaccin el cual no es necesario en verano. Esta situacin hace que a la hora de determinar la potencia de la instalacin haya que decidirse por una de las dos opciones siguientes: Dimensionar la instalacin para cubrir la demanda de calor durante el invierno y

mantenerla parada o a baja potencia durante el verano con lo cual el nmero de horas de funcionamiento anual de la instalacin (o la potencia por el tiempo de funcionamiento = energa anual producida) se ve disminuido con la consiguiente disminucin de la rentabilidad de la planta.

Dimensionar la instalacin para cubrir la demanda en poca de verano, con lo cual la potencia de la instalacin es muy pequea y puede que no se considere su montaje.

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14.3.3 INSTALACIONES CON SISTEMAS DE ABSORCIN (2)

En el caso de que durante el tiempo que no se necesite el calor existan unas necesidades de fro, es posible utilizar el calor residual de la mquina trmica para obtener fro mediante una mquina de absorcin.Este es el caso tpico de las instalaciones hoteleras y de los hospitales, las cuales una gran parte de la demanda trmica en invierno es para calefaccin, la cual se transforma durante los meses de verano en una demanda de fro para los sistemas de aire acondicionado, con el consiguiente aumento de la demanda elctrica respecto a los meses de invierno.

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En estas condiciones como se muestra en las figuras siguientes, a fin de que las horas de funcionamiento al ao sean las mximas, la instalacin de cogeneracin tiene que dimensionarse para que su produccin de calor sea para cubrir las necesidades en verano (agua caliente sanitaria etc.) esta es la segunda opcin de las comentadas anteriormente. Consecuentemente la produccin de energa elctrica no es excesiva y no cubre la demanda durante el invierno y menos aun durante el verano cuando la demanda de energa elctrica aumenta mucho debido al consumo de los compresores de aire acondicionado.

SIN SISTEMA DE ABSORCIN

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En el caso de que se utilizase un sistema de absorcin, la demanda de calor aumentara durante el verano en gran medida y adems en esta misma poca la demanda de energa elctrica disminuira ya que una mquina de absorcin consume mucha menos electricidad (energa mecnica) que una mquina frigorfica convencional. Como consecuencia de esto el sistema de cogeneracin se puede dimensionar con ms potencia y cubrir la demanda de calor tanto en verano como en invierno, as como la demanda de energa elctrica.


CON SISTEMA DE ABSORCIN

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SIN SISTEMA DE ABSORCIN

CON SISTEMA DE ABSORCIN

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14.3.3.1 MQUINA DE ABSORCIN Consiste en un frigorfico modificado para poder suprimir la etapa de compresin en fase gaseosa. Para ello el fluido refrigerante a la salida del evaporador (cuando ya ha absorbido el calor del foco fro se mezcla con unas sales (tpicamente bromuro de litio) desprendiendo calor, estando la mezcla en fase lquida se bombea y se pasa a la zona de alta presin, posteriormente se aporta el calor procedente de la mquina trmica y el fluido refrigerante se separa de la mezcla en forma de vapor siguiendo el ciclo frigorfico habitual.La ventaja de este mtodo radica en que el trabajo de compresin del lquido es mucho menor que el de compresin del gas con lo que el aporte de energa mecnica al ciclo en este caso es muy inferior

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14.3.3.1 MQUINA DE ABSORCIN (2)

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14.3.4 CRITERIOS DE ELECCIN DEL TIPO DE MOTOR

A la hora de elegir una determinada instalacin de cogeneracin para una aplicacin concreta existen una serie de criterios que se pueden clasificar en tcnicos y econmicos. En la tabla siguiente se hace un resumen de ellos.

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14.3.4 CRITERIOS DE ELECCIN DEL TIPO DE MOTOR (2)

La potencia elctrica demandada puede condicionar en gran medida el tipo de mquina a utilizar aunque pueden existir posibilidad de solapamiento y en ese caso se pueden analizar otros condicionantes como si la mquina va a trabajar a carga parcial o no o si la planta va a tener muchas paradas y arracadas.Tambin hay que analizar la cantidad de energa trmica que se demande (ms concretamente la relacin calor electricidad) y el nivel trmico necesario, aunque en cualquiera de estos dos casos se pueden utilizar instalaciones de apoyo. Cabe destacar que esto puede estar condicionando por los precios de la electricidad y los combustibles.Finalmente hay que tener en cuenta la necesidad o no de realizacin de instalaciones especiales o si se est condicionado a utilizar un determinado combustible.Respecto a los criterios econmicos estos son: el coste del combustible, el coste del motor, el coste de la instalacin adicional y otros como el coste de mantenimiento.En base a todos estos criterios la mayora de las aplicaciones de la cogeneracin tienen asociado un tipo de mquina trmica que se adapta a las necesidades.

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14.4 LEGISLACIN - COGENERACINPlan Energtico Nacional 1991-2000Aumento de la Produccin de Energa Independiente (PEI)En el ao 2000 la PEI deber ser el 10 %: 7% Cogeneracin y 3% Energas Renovables.

Plan de Ahorro y Eficiencia Energtica (PAEE) 1995-1999Orden 28 de marzo 1995Apartado A) Uso racional de la energa y sustitucin de fuentes energticas: Convocatoria anual de subvenciones (diciembre de cada ao) Evaluacin por el Instituto de Diversificacin y Ahorro Energtico (IDAE) Sectores industriales prioritarios: agroalimentario, curtidos, industria auxiliarautomvil y cermica roja (subvencin hasta 30% coste elegible).

Edificios y servicios: Cogeneracin con absorcin o con combustibles renovables. (subvencin hasta 20% coste elegible).

Plan de Energas Renovables 2005-2010En 2008 Nuevo Plan de Energas Renovables 2011-2020

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14.4 LEGISLACIN COGENERACIN (2)En 1980 se promulga la Ley 82/1980 de 30 de diciembre sobre Conservacin de la Energa. En la que se establecen medidas para el fomento de la autogeneracin con objeto de lograr un ahorro de energa.

La Ley 40/1994 y el Real Decreto 2366/1994 de 9 de diciembre sobre Produccin de energa elctrica por instalaciones hidrulicas, de cogeneracin y energas renovables establecen y regulan las instalaciones de produccin de energa elctrica en Rgimen Especial. Obligando a las compaas distribuidoras a adquirir la energa elctrica excedentaria producida por este tipo de instalaciones.DEROGADO por R.D. 2818/1998 con un rgimen transitorio de adaptacin de las instalaciones.

Consolidndose definitivamente con la publicacin de la Ley 54/1997 de 27 de noviembre del Sector Elctrico y del Real Decreto 2818/1998 de 23 de diciembre (B.O.E. 30 diciembre 1998) sobre Produccin de energa elctrica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energas renovables, residuos y cogeneracin (en vigor desde 1 enero 1999).En este sentido la Ley 54/1997 introduce un cambio importante en el rgimen econmico a aplicar a la energa elctrica cedida a la red, vinculndola a los precios ofertados en el mercado diario.

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14.4 LEGISLACIN - COGENERACIN (3)Asimismo, da un paso adicional en la promocin en la medida en que establece que se otorguen subsidios a la cogeneracin de pequeo tamao, de forma permanente (durante 10 aos a las menores de 10 MW) y de forma transitoria (en tanto subsista la retribucin de los costes de transicin a la competencia a las de potencia comprendida entre 10 y 25 MW).

Tambin de forma transitoria, la Ley mantiene vigentes las condiciones del R.D. 2366/1994 que afecta a las instalaciones existentes.

Las condiciones tcnicas y econmicas de la produccin de energa elctrica en el Rgimen Especial se regulan en el Real Decreto 2818/1998.

La cogeneracin como sistema de produccin de energa elctrica, se encuentra consolidada dentro del denominado Rgimen Especial, y completamente integrada en el Sistema Elctrico Nacional.

En el REAL DECRETO 1483/2001, de 27 de diciembre, por el que se establece la tarifa elctrica para el 2002, se actualizan los precios de venta de energa elctrica de las instalaciones acogidas al Rgimen Especial, tanto para el rgimen transitorio del R.D. 2366/1994, como las primas establecidas en el R.D. 2818/1998

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14.4 LEGISLACIN COGENERACIN (4)

Desarrolla el Captulo II del Ttulo 1 de la ley 82/1980 Aplicable a instalaciones con potencia instalada < 100 MVA: Instalaciones abastecidas nicamente por energas renovables no hidrulicas Centrales que utilizan como combustible principal residuos slidos urbanos,residuos industriales, biomasa u otros similares (> 90% de la energa primariaconsumida) Centrales de cogeneracin (superando un cierto rendimiento mnimo) Centrales que utilizan calores residuales procedentes de cualquier instalacin, mquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la produccin de energa elctrica (dem) Centrales hidroelctricas que se instalen o amplen su potencia (potencia enbornas < 10 MVA)

LEY 40/1994 Y EL REAL DECRETO 2366/1994 DEL 9 DE DICIEMBRE SOBRE PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA POR INSTALACIONES HIDRULICAS, DE COGENERACIN Y ENERGAS RENOVABLES.

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14.4 LEGISLACIN COGENERACIN (6)REAL DECRETO 2818/1998 DE 23 DE DICIEMBRE (B.O.E. 30 DICIEMBRE 1998) SOBRE PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA POR INSTALACIONES ABASTECIDAS POR RECURSOS O FUENTES DE ENERGAS RENOVABLES, RESIDUOS Y COGENERACIN (EN VIGOR DESDE 1 ENERO 1999).

Aplicable a instalaciones de produccin de energa elctrica con potencia elctrica < 50 MW.

TIPOS DE INSTALACIONES:a) Autoproductores de energa elctrica con cogeneracin (superando rendimiento mnimo)

a.1 Central de cogeneracin (energa elctrica + calor til, proceso con aprovechamiento no elctrico)

a.2 Central de energas residualesRequisitos: Autoconsumo de energa elctrica de al menos 30% de la energa elctrica producida en instalaciones de < 25 MW

(en promedio anual) 50% > 25MW

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b) Instalaciones con energa primaria renovable, biomasa o biocarburante:b.1 Energa solar (nicamente)b.2 Energa elica (nicamente)b.3 Energa geotrmica, olas, mareas o rocas calientes y secas (nicamente)b.4 Centrales hidrulicas 10 MW

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c) Instalaciones con residuos distintos del apartado b)c.1 Residuos urbanos (mnimo 70%, medido en P.C.I.)c.2 Otros residuosc.3 Los anteriores ms combustibles convencionales pero como mnimo al 50%

(precio de mercado)

d) Instalaciones de tratamiento de residuos agrcolas, ganaderos y servicios ( < 25 MW ) (rendimiento mnimo)

d.1 Purines de cerdo d.2 Lodosd.3 Otros residuos

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REAL DECRETO 2818/1998 DE 23 DE DICIEMBRE

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REAL DECRETO 1483/2001,de 27 de diciembre, por el quese establece la tarifa elctricapara el 2002, se actualizan losprecios de venta de energa elctrica de las instalacionesacogidas al Rgimen Especial,tanto para el rgimen transitorio del R.D. 2366/1994, como lasprimas establecidas en el R.D. 2818/1998

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14.4 LEGISLACIN COGENERACIN (11)REAL DECRETO 1483/2001, de 27 de diciembre, por el que se establece la tarifa elctrica para el 2002, se actualizan los precios de venta de energa elctrica de las instalaciones acogidas al Rgimen Especial, tanto para el rgimen transitorio del R.D. 2366/1994, como las primas establecidas en el R.D. 2818/1998

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14.4.1 REAL DECRETO 436/2004 (1)REAL DECRETO 436/2004 DE 12 DE MARZO (B.O.E.N75, 27 DE MARZO 2004) POR EL QUE SE ESTABLECE LA METODOLOGA PARA LA ACTUACIN Y SISTEMATIZACIN DEL RGIMEN JURDICO Y ECONMICO DE LA ACTIVIDAD DE PRODUCCIN DE ENERGA ELCTRICA EN RGIMEN ESPECIAL. TIPOS DE INSTALACIONES:Categora a): Autoproductores, u otras formas de produccin de electricidad asociadas a actividades no elctricas, siempre que suponga un alto rendimiento energtico y satisfagan los requisitos del anexo I R=(E+V)/Q ; ter CONVENCINAL=0,9 ; REE = E/[Q-(V/0,9) ] (mnimo tabla)Autoproductor de energa elctrica: Personas fsicas o jurdicas que generen electricidad fundamentalmente para su propio uso, es decir cuando se autoconsuma al menos 30% de la energa elctrica producida, si su potencia instalada es inferior a 25 MW, y al menos, el 50% si su potencia instalada es igual o superior a 25 MW.a.1 Central de cogeneracin (energa elctrica + calor til, proceso con

aprovechamiento no elctrico)a.1.1 Cogeneraciones que utilicen como combustible gas natural, siempre que

este suponga el 95% de la energa primaria utilizada, medida por el PCI a.2 Central de energas residuales.

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b) Instalaciones que utilicen como energa primaria alguna de las energas renovables no consumibles, biomasa o cualquier tipo de biocarburante siempre y cuando su titular no realice actividades de produccin en el rgimen ordinario:

Grupo b.1 Energa solar (nicamente)b.1.1 Energa solar fotovoltaica (nicamente)b.1.2 Energa solar trmica (nicamente)

Grupo b.2 Energa elica (nicamente)b.2.1 Energa elica ubicadas en tierrab.2.2 Energa elica ubicadas en el mar

Grupo b.3 Energa geotrmica, olas, mareas o rocas calientes y secas (nicamente)Grupo b.4 Centrales hidrulicas 10 MW

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c) Instalaciones con residuos distintos del apartado b)

c.1 Centrales que utilicen como combustible principal Residuos Slidos Urbanos.

c.2 Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente.

c.3 Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que stos no supongan menos del 50% de la energa primaria utilizada medida por P.C.I.

d) Instalaciones que utilizan cogeneracin para el tratamiento y reduccin de residuos de los sectores agrcola, ganadero y servicios, siempre que supongan un alto rendimiento y de acuerdo al anexo I. (potencia mxima: 25 MW ) (rendimiento mnimo)

d.1 Instalaciones de tratamiento y reduccin de Purines de porcino de zonas excedentarias (abono rgano-mineral).

d.2 Instalaciones de tratamiento y reduccin de Lodos (solidos: 10000 ppm; humedad: 40 al 99% ; pueden bombearse y propiedades tixotrpicas.

d.3 Instalaciones de tratamiento y reduccin de Otros residuos no contemplados en los dos grupos anteriores.

Combustible Principal: Para las categoras b) y c) el 70% y para la b.8 el 90%

14.4.1 REAL DECRETO 436/2004 (3)

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PRINCIPALES CARACTERSTICAS DEL R.D. 436/2004Artculo 33. TARIFAS, PRIMAS E INCENTIVOS PARA INSTALACIONES DE LA CATEGORA b), grupo b.1: energa solar.1. Instalaciones de energa solar fotovoltaica del subgrupo b.1.1 de no ms de 100 kW de potencia instalada:Tarifa: 575 por ciento durante los primeros 25 aos desde su puesta en marcha y 460 por ciento a partir de entonces.

2. Resto de instalaciones de energa fotovoltaica del subgrupo b.1.1:Tarifa: 300 por ciento durante los primeros 25 aos desde su puesta en marcha y 240 por ciento a partir de entonces. Prima: 250 por ciento durante los primeros 25 aos desde su puesta en marcha y 200 por ciento a partir de entonces. Incentivo: 10 por ciento.

3. Instalaciones de energa solar trmica del subgrupo b.1.2:Tarifa: 300 por ciento durante los primeros 25 aos desde su puesta en marcha y 240 por ciento a partir de entonces. Prima: 250 por ciento durante los primeros 25 aos desde su puesta en marcha y 200 por ciento a partir de entonces. Incentivo: 10 por ciento.

14.4.1 REAL DECRETO 436/2004 (4)

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PRINCIPALES CARACTERSTICAS DEL R.D. 436/2004

1. Vincula la evolucin de la tarifa regulada, primas e incentivos a la TMR (tarifa media de referencia).

2. Introduce un sistema nuevo de precio fijo con las siguientes modificaciones:

i) Aade un escalado decreciente (90% 85% 80%) en funcin de los aos de antigedad de cada instalacin, diferente para cada una de las tecnologas.

ii) Aplica los porcentajes anteriores desde la puesta en marcha de los parques con claro perjuicio para las instalaciones ya en funcionamiento.

iii) Obliga a los promotores a informar de su produccin y a pagar desvos sin compensacin ni incentivos.

3. Elimina el sistema de pool + prima al que estaba acogido la gran mayora de los productores.

14.4.1 REAL DECRETO 436/2004 (5)

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PRINCIPALES CARACTERSTICAS DEL R.D. 436/200414.4.1 REAL DECRETO 436/2004 (4)

4. Crea la opcin de precio de casacin + prima + incentivos desvos +/-servicios complementarios +/- garanta de potencia, sistema complejo para la mayora de los promotores.

5. No incentiva el desarrollo de la biomasa.

6. Mejora sensiblemente la retribucin de la solar fotovoltaica y de la solar trmica.

7. Crea una falsa transitoriedad del R.D. 2818/98 hasta 2010 ya que incluye modificaciones obligacin de informar y pago de desvos, entre otras que perjudican a los promotores.

8. Tiene una redaccin tan deficiente que hace imposible la aplicacin de muchas de sus propias normas.

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14.4.2 REAL DECRETO 616/2007, de 11 de mayo, sobre fomento de la cogeneracin

El presente real decreto tiene por objeto la creacin de un marco para el fomento de la cogeneracin de alta eficiencia de calor y electricidad basado en la demanda de calor til y en el ahorro de energa primaria, incrementando la eficiencia energtica y mejorando la seguridad de abastecimiento. Captulo I: Disposiciones generales: Objeto y mbito de aplicacin. Definiciones. Funciones del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Captulo II Electricidad de alta eficiencia: Valores de referencia para la produccin por separado de electricidad y calor . Mtodos de clculo de la electricidad de cogeneracin de alta eficiencia. Mtodo de clculo alternativo. Revisin. Planes de apoyo.

Captulo III Anlisis e informes: Potencial de cogeneracin de alta eficiencia. Informes.

Anexo I Tecnologas de cogeneracin consideradas. Anexo II Clculo de la electricidad de cogeneracin. Anexo III Mtodo de determinacin de la eficiencia del proceso de cogeneracin. Anexo IV Criterios de anlisis del potencial nacional de cogeneracin de alta eficiencia.

GUA TCNICA PARA LA DETERMINACIN DEL CALOR TIL DE LA ELECTRICIDAD Y DEL AHORRO DE ENERGA PRIMARIA DE COGENERACIN DE ALTA EFICIENCIA.

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14.4.3 REAL DECRETO 661/2007 de 25 de Mayo, por el que se regula la actividad de produccin de energa elctrica en Rgimen Especial

Desarrolla la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

Establece la necesidad de regular ciertos aspectos tcnicos para contribuir al crecimiento de estas tecnologas. Introduce modificaciones importantes en cuanto al rgimen jurdico de la actividad de cogeneracin.

Sustituye al RD 436/2004, por el que se establece la metodologa para la actuacin y sistematizacin del rgimen jurdico y econmico de la actividad de produccin de energa elctrica en rgimen especial y da una nueva regulacin manteniendo la estructura bsica.

Se modifica el rgimen retributivo, desligndolo de la Tarifa Elctrica Media o de Referencia, utilizada hasta el momento. El titular de la instalacin puede optar por vender su energa a una tarifa nica regulada, para todos los periodos de programacin, o bien vender dicha energa directamente en el mercado diario, en el mercado a plazo o a travs de un contrato bilateral, percibiendo en este caso el precio negociado el mercado ms una prima. En ste ltimo caso se introduce una novedad para ciertas tecnologas, unos lmites inferior y superior para la suma del precio horario del mercado diario, ms una prima de referencia de forma que la prima a percibir en cada hora, pueda quedar acotada en funcin de dichos valores.

La retribucin de la energa generada por la cogeneracin se basa en su condicin de energa distribuida y en su mayor eficiencia energtica (cogeneracin de alta eficiencia sobre la base de la demanda de calor til), siendo funcin directa del ahorro de energa primaria. Revisin del rgimen retributivo esta prevista para finales de 2010.

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14.4.3 REAL DECRETO 661/2007 de 25 de MayoCategora a): Productores que utilicen la cogeneracin u otras formas de produccin de electricidad a partir de energas residuales.

1 Grupo a.1.: Instalaciones que incluyan una central de cogeneracin siempre que supongan un alto rendimiento energtico y satisfagan los requisitos del anexo I.

Subgrupo a.1.1.: Cogeneraciones con GN (95% o 65%, anexo II) Subgrupo a.1.2.: Cogeneraciones con gasleo, fuel-oil, GLP, 95% PCI. Subgrupo a.1.3.: Cogeneraciones con biomasa y/o biogs, anexo II, 90% Subgrupo a.1.4.: Resto de Cogeneraciones.

2 Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energas residuales procedentes de cualquier instalacin, mquina o proceso industrial cuya finalidad no sea la produccin de energa elctrica y/o mecnica.

Categora b): Instalaciones que utilicen como energa primaria alguna de las energas renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades en el rgimen ordinario.

1 Grupo b.1.: Instalaciones que utilicen como energa primaria energa solarSubgrupo b.1.1. (fotovoltaica) Subgrupo b.1.2. (solar trmica)

2 Grupo b.2. .: Instalaciones que utilicen como energa primaria energa elica. Subgrupo b.2.1. (elica tierra)Subgrupo b.2.2. (elica tierra)

3 Grupo b.3. Instalaciones que nicamente utilicen como energa primaria energa la geotrmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y secas, la oceanotrmica y la energa de las corrientes marinas.

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14.4.3 REAL DECRETO 661/2007 de 25 de Mayo4 Grupo b.4. Centrales hidroelctricas cuya potencia instalada no sea superior

a 10MW 5 Grupo b.5.: Centrales hidroelctricas cuya potencia instalada sea superior a

10MW y no sea superior a 50MW6 Grupo b.6.: Centrales que utilicen como combustible principal biomasa

procedente de cultivos (anexo II). Subgrupo b.6.1.: Biomasa, cultivos energticos. Subgrupo b.6.2.: Biomasa, residuos actividades agrcolas, jardineras. Subgrupo b.6.3.: Biomasa, residuos forestales, selvcolas, espacios

verdes.

7 Grupo b.7. : Centrales que utilicen como combustible principal biomasa procedente de estircoles, biocombustibles, o biogs procedente de la digestin anaerobia de residuos agrcolas y ganaderos, de residuos biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuracin de aguas residuales, as como el recuperado en los vertederos controlados, en los trminos que figuran en el anexo II.

Subgrupo b.7.1.: Biogs de vertedero. Subgrupo b.7.2.: Biogs digestores (residuos biodegradables

industriales, lodos depuradora aguas urbanas o industriales, residuos slidos urbanos, residuos ganaderos, y otros para los cuales se aplique el proceso de digestin anaerobia, tanto individualmente como en co-digestin.

Subgrupo b.7.3.: Instalaciones que empleen como combustible principal estircoles mediante combustin y biocombustibleslquidos.

87

14.4.3 REAL DECRETO 661/2007 de 25 de Mayo8 Grupo b.8.: Centrales que utilicen como combustible principal biomasa

procedente de instalaciones industriales segn anexo II. Subgrupo b.8.1.: Instalaciones industriales sector agrcola. Subgrupo b.8.2.: Instalaciones industriales sector forestal. Subgrupo b.8.3.: Licores negros industria papelera.

Categora c): Instalaciones que utilicen como energa primaria residuos con valoracin energtica no contemplados en la categora d.

1 Grupo c.1.: Centrales que utilicen como combustible principal residuos slidos urbanos.

2 Grupo c.2.: Centrales que utilicen como combustible principal otros residuos no contemplados anteriormente.

3 Grupo c.3.: Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre que stos no supongan menos del 50% de la energa primaria utilizada, medida por el PCI.

4 Grupo c.4.: Centrales que hubieran estado acogidas al RD 2366/1994 y que a la entrada en vigor del presente decreto se encuentren en explotacin cuando ....

88

PRECIOS DE LA ELECTRICIDAD

Los precios de la electricidad en el mercado ibrico de produccin pueden consultarse en la web de REE.

El operador del mercado ibrico polo espaol OMEL publica datos horarios diarios, mensuales y anuales en su pgina web.

Precios orientativos:

10 a 12 c/kWh para industrias

16 a 17 c/kWh para edificios terciario

Los precios de venta de electricidad a tarifa para las plantas de cogeneracin se revisan trimestralmente y se publican en el BOE.

Como orientativo del precio de venta de las plantas de cogeneracin puede descargarse el documento resumen con los precios en vigor el 1 de junio de 2007 (RD 661/2007).

14.4.4 RETRIBUCIN DE LA COGENERACIN SEGN RD661/2007 (1)

89


/MWh

1c/kWh= 10 /MWh

ASOCIACIN ESPAOLA DE COGENERACINWeb: www.acogen.es

TARIFA REGULADATarifa x subgrupo x antigedad x rango de potencia x 1,0462 (p.p.) x 0,9670(p.v.)

90


MERCADO O PRECIO LIBREMENTE PACTADO

91


92


COMPLEMENTO POR EFICIENCIA

Complemento por eficiencia : 1,1x(1/REEmnimo -1/REEi x Cmp)REEmnimo : Rendimiento Elctrico Equivalente mnimo (anexo I)REEi : Rendimiento Elctrico Equivalente acreditado ( Calculado segn anexo I) Cmp : Precio del GN en c/kWh

93

14.5 ESTUDIO ECONMICO DE LAS INSTALACIONES

El paso previo a la instalacin de una planta de cogeneracin es la realizacin de un estudio econmico que permita analizar desde el punto de vista del inversor (usuario) si merece la pena realizar la inversin adicional que siempre supone una instalacin de este tipo.

PRECIOS DE COMPRA Y VENTA DE ENERGA

El precio de la energa es uno de los principales factores que influyen en la rentabilidad de una planta de cogeneracin de hecho la implantacin de una instalacin de cogeneracin implica sobre los beneficios de la industria una mayor dependencia de los precios de compra y venta de la energa.Primeramente se analizaran los precios de compra de la energa en forma de combustible y posteriormente los precios de venta de la energa en forma de electricidad, desde el punto de vista de euro por unidad de energa.Los precios de la energa en forma de combustible varan mucho de un tipo a otro:

94

PRECIOS DEL GAS NATURALEl mercado del gas est liberalizado. No existe en Espaa un mercado spot que publique precios de forma transparente.

Estn disponibles precios del coste de materia prima en las resoluciones trimestrales publicadas en el BOE.

14.5.1 PRECIOS DE COMPRA DE ENERGA (2)

95


GASES LICUADOS DEL PETRLEO (GLP) : Resulta ligeramente ms caro que el gas natural

GLP por canalizacin:Precios de venta, desde el: 21 abr 2009, 17 mar 2009, 17 feb 2009, 20 ene 2009, 16 dic 2008, 16 sep 2008, 19 ago 2008, 15 jul 2008 17 jun 2008, 20 may 2008, 15 abr 2008, 18 mar 2008, Procedimiento aplicable al suministro de consumidores que dejen de tener acceso al mercado regulado de gas natural (Res 25 jun 2007). Tarifas de gas natural y gases manufacturados por canalizacin, alquiler de contadores y derechos de acometida para los consumidores conectados a redes de presin de suministro igual o inferior a 4 bar (O ITC/3992/2006, en parte desarrollada por la Res 25 jun 2007)

GLP envasados: Sistema de determinacin automtica de precios mximos de venta de los gases licuados del petrleo envasados (O ITC/1858/2008) y Su modificacin (O ITC/776/2009)

Precios mximos de venta de los gases licuados del petrleo envasados (O ITC/2707/2008) - Precios mximos de venta de Gases licuados del petrleo en envases de capacidad => 8 kg desde el: 1 ene 2009 - 1 abr 2008

96


GASLEO:El Real Decreto 258/1993 de 19 de febrero permite utilizar gasleo B en las instalaciones de cogeneracin, por lo que se le exime de una parte de los impuestos especiales sobre hidrocarburos (ley 3811992 de 28 de diciembre).Normalmente su precio dobla al del gas natural.

Web: google.com Oil bulletin petroleum

PRECIOS MEDIOS ( 4 de mayo de 2009)Gasleo 0,358 / litro (sin impuestos) 0,515 / litro (con impuestos)Fuelleo 0,286 / kg (sin impuestos) 0,300 / kg (con impuestos)

97

14.5.1 PRECIOS DE COMPRA Y VENTA DE ENERGA (4)

98

14.5.2 ANLISIS ECONMICO DE LA INVERSIN

Cuando se plantea la posibilidad de instalar en una determinada industria o instalacin un sistema de cogeneracin hay que analizar los dos flujos econmicosque van a existir, por un lado el desembolso inicial debido al coste de la instalacin y por otro lado el retomo de ese desembolso inicial a travs del ahorro que supone la produccin de energa trmica combinada con electricidad respecto a la produccin nicamente de energa elctrica. En definitiva se va a realizar un gasto inicial para gastar menos dinero ms adelante. El objetivo final del anlisis econmico es saber en cuanto tiempo se va a recuperar la inversin.Para realizar el anlisis los parmetros a tener en cuanta son el coste y la potencia de la maquina trmica que se suelen agrupar para expresarse en euros por kilovatio de potencia elctrica, las horas de funcionamiento durante un perodo cclico del tipo de industria, tpicamente un ao y el ahorro que supone la produccin de energa con la planta de cogeneracin en euros por unidad de energa producida.

99

14.5.2 ANLISIS ECONMICO DE LAINVERSIN

ANLISIS DE HORAS DE FUNCIONAMIENTO ANUAL Y ELECCIN DE LA POTENCIAPrimeramente es necesario analizar los consumos de la instalacin tanto de electricidad como de calor y adems saber como evolucionan estos consumos a lo largo de un periodo de tiempo que sea cclico para el tipo de industria en cuestin (generalmente un ao).En segundo lugar para determinar la potencia de la instalacin hay que decidir que tipo de demanda, trmica o elctrica, se va a cubrir. Llegados a este punto la forma de actuar que en principio parece ms razonable es la de cubrir la demanda trmica, puesto que de esta manera es como mejor se aprovecha la energa del combustible que se quema, ya que si se ajusta a la demanda elctrica puede ocurrir que no se cubra la trmica y en ese caso el resto de energa trmica se esta produciendo sin un aprovechamiento completo del combustible, y si sobra energa trmica lo que se esta haciendo es simplemente producir electricidad desaprovechando el calor y en ese caso parece ms razonable que lo hagan las compaas elctricas ya que es a lo que se dedican. Por el contrario si se cubre la demanda trmica y sobra energa elctrica esta se estar produciendo con un aprovechamiento mayor que el que pueda tenerse en una central que nicamente produzca electricidad.

100


Pueden existir otras razones que hagan no valido el razonamiento anterior como son el econmico, la necesidad de consumir una determinada cantidad de combustible al tratarse de un sistema aislado o la variabilidad de la demanda trmica.En los casos en los que la demanda es variable la determinacin de la potencia de

la maquina trmica tiene que ser una solucin de compromiso entre cubrir todo lo posible la demanda y mantener el mximo de horas funcionando la instalacin para amortizarla lo ms rpidamente posible. Si la demanda es muy variable hay que analizar la posibilidad de elegir mquinas que permitan la variacin del grado de carga y que puedan parar y arrancar fcilmente (tpicamente los motores alternativos).

101


En la figura adjunta se observan dos casos muy diferentes de demanda trmica, en el caso de uso para calefaccin la demanda de calor es mnima durante el verano, mientras que en el caso del secadero aunque la demanda baja en verano se mantiene en unos valores razonables, en los dos casos la demanda elctrica es muy similar pero en el caso de la calefaccin ser difcil de cubrir mientras que el caso de el secadero es ms adaptable a un sistema de cogeneracin. Posiblemente si se quiere instalar un sistema de cogeneracin para la calefaccin este tendr que estar parado la mitad de las horas del ao.

102


GASTOS SIN PLANTA DE COGENERACIN

El gasto en electricidad viene dado por el producto de la energa demandada Edpor el precio de la electricidad comprada Pec.

La energa del combustible consumida es el calor demandado entre el rendimiento de la caldera Qd/cal y el gasto es esta energa por su precio Pqn. (solo se incluye la energa equivalente a la que se produce con cogeneracin).

Gasto sin planta = Ed Pec + (Qd/cal )Pqncal

Qd

103


GASTOS CON LA INSTALACIN DE COGENERACIN

El coste de la instalacin Cogeneracin, que se evala en euros por kilovatio de potencia elctrica de la instalacin. El gasto asociado a la energa del combustible que se consume Q, incluye todo el combustible que se quema en la mquina trmica de cogeneracin. El precio puede ser menor que el del combustible utilizado en el sistema convencional por existir subvenciones Pqc. La energa trmica no producida por cogeneracin no influye en la evaluacin de nuevos costes, ya que es un gasto idntico con y sin la instalacin de cogeneracin. El consumo de electricidad procedente de la red ser la diferencia entre la electricidad demandada Ed y la que se produce en la planta de cogeneracin Ep, y se pagar al precio normal por lo que el gasto ser (Ed-Ep) Pec. Ingreso por venta de energa elctrica a la red, en el caso de que la produccin de electricidad por cogeneracin sea mayor que la necesaria para abastecer la propia instalacin, el precio de venta de la energa elctrica Pev que no es el mismo que el de compra, el ingreso ser: (Ep-Ed) Pev. Costes de mantenimiento de la instalacin, que se evala en, euros por unidad de energa consumida, electricidad producida, horas de funcionamiento etc. Pman.

104


Ahorro en euros por energa elctrica producida en la planta.Hay que analizado en funcin de los objetivos energticos a los que se pretenda llegar, cubrir la demanda trmica o cubrir la demanda elctrica y dentro de cada caso analizar la posibilidad de que se sobrepase o no se cubra la otra demanda.

Si el objetivo es cubrir la demanda trmica Qd = Qp y la energa elctrica producida Ep es mayor que la demandada Ed. La energa elctrica sobrante se vende al precio de venta y el ahorro se puede expresar como sigue:

A = [ Ed Pec + (Qd/ cal ) Pqn] - [ Q Pqc - (Ep - Ed) Pev + Ep Pman]Gasto sin planta cogeneracin Combustible venta de Costo mantenimiento

que se consume electricidad red por E. Elect. Prod.No hay que confundir el rendimiento de la caldera cuando no existe cogeneracin cal con el rendimiento trmico de la instalacin de cogeneracin ter. Expresando las energas trmicas en funcin de la energa elctrica producida y de los rendimientos: Qd = RCE Ep ; Ep = Q elA =Ed Pec + [(RCE Ep)/ cal]Pqn (Ep/el)Pqc - EpPev +EdPev + EpPmanA = Ed ( Pec - Pev) + Ep Pev+ [Ep (RCE/ cal) ] Pqn (Ep/ el ) Pqc - Ep Pman

105


y dividiendo todo por la energa elctrica producida, se obtiene el ahorro por kilovatio hora producido:

Si el objetivo es cubrir la demanda trmica Qd = Qp y la energa elctrica producida Ep es mayor que la demandada Ed. Se puede observar en esta expresin que independientemente de la mquina trmica que se utilice (la cual influir en el valor de RCE y en el rendimiento elctrico) e independientemente de los precios de los combustibles y de la electricidad, el ahorro ser mayor cuanta ms energa elctrica se consuma en la planta y consecuentemente menos se venda a la red, esto es consecuencia de que la energa Elctrica autoconsumida se computa a precio de compra a la compaa elctrica que es mayor que el precio de venta. Tambin cuanto mayor sea la relacin calor electricidad mayor es el ahorro pero no hay que olvidar que el ahorro est expresado por energa elctrica producida por lo que si no se produce electricidad no hay ahorro.

PmanPqcPqnRCEPevPevPecEpEd

EpA

elcal

++= 1)(

106


En el caso de que la energa elctrica producida Ep sea menor que la consumida Ed, manteniendo la igualdad de calor demandado y producido el desarrollo es similar al caso anterior y la expresin queda:

En este caso cuanto mayor sea el precio de compra de la electricidad mayor es el ahorro y en una proporcin mayor que el caso anterior.

Si el objetivo es cubrir la demanda elctrica Ed=Ep y el calor demandado es menor que el calor producido se supone que la energa trmica sobrante se desaprovecha, por lo que se puede reflejar introduciendo un coeficiente K que minora la relacin calor electricidad.

Finalmente si Ed=Ep y la demanda trmica Qd es mayor que la produccin Qpse debe completar con energa trmica generada al mismo precio que en el sistema convencional, por lo que no se considera y la expresin es la misma que la anterior con K=1 .

PmanPqcPqnRCEPecEpA

elcal

+= 1

PmanPqcKPvRCEPecEpA

elcal

+= 1

QpQdK =

107

14.5.2 ANLISIS ECONMICO DE LA INVERSIN ESTIMACIN DE LA VIABILIDAD

Con la informacin recopilada se esta en condiciones deanalizar si la inversinen una planta decogeneracin es viableo no, para el anlisis final la figura adjunta permite tener una visin global de como influyecada parmetro en la viabilidad de lainstalacin.

108


Partiendo de las horas de utilizacin anual la potencia de la instalacin se obtiene conociendo la energa que se quiere producir, posteriormente se puede elegir el tipo de mquina trmica que se va a utilizar dentro del rango de potencias obtenidos y el coste de la misma. Con el coste de la instalacin y el nmero de aos en los que se quiere amortizar se calculan las cuotas anuales a pagar y por el otro lado conociendo el ahorro por unidad de energa y las horas de utilizacin se obtiene el dinero que se va a ahorrar al ao, si este ultimo es mayor que lo que se tiene que pagar la viabilidad es clara, incluso si es igual, pero si es menor habr que intentar modificar algn parmetro como puede ser aumentar las horas de funcionamiento o aumentar los aos de amortizacin para aumentar el margen entre el ahorro y los pagos.

109

14.6 EJEMPLO DE CLCULO DEL AHORRO (1)A continuacin se plantea un caso practico en el que se analiza, la influencia de algunos parmetros como son la proporcin de energa que se consume de la producida y las horas de funcionamiento anual.

Se parte de los siguientes valores:Precio de compra de la energa elctrica: Pec = 11 pts/kWh Tarifa 2.1Precio de venta de la electricidad generada: Pev = 8 pts/kWhPrecio del combustible convencional: Pqn = 5 pts/kWh

Gasleo C (>2000 litros)Precio del combustible para cogeneracin: Pqc = 4,3 pts/kWh

G.N, cogeneracin C3Precio del mantenimiento instalacin Pman = 0,62 pts/kWhRendimiento caldera sin cogeneracin: cal = 0,9Rendimiento elctrico de la planta de cogeneracin: el = 0,33Rendimiento trmico de la planta de cogeneracin: ter = 0,45

Coste de la instalacin 140.000 pts/kW

110

14.6 EJEMPLO DE CLCULO DEL AHORRO (1)Si tanto la electricidad producida como la energa trmica se consumen, el ahorro viene dado:

kWhptsEpA /93,462,03,4

33,010,5

9,033,045,00,11 =+=

kWhptsEpA /18,462,03,4

33,010,5

9,033,045,00,8)0,80,11(75,0 =++=

Si el 25% de la electricidad se vende a la red el ahorro disminuye:

Este ahorro tiene que servir para pagar el coste de la instalacin en cuotas anuales, por lo que cuanto ms horas al ao se est cogenerando, mayor ser el ahorro anual y consecuentemente antes se pagar la instalacin:

Coste de la instalacin (pts / kW)

Tiempo de amortizacin =

Ahorro (pts / kWh) Horas de funcionamiento (h/ao)

PmanPqcPqnRCEPecEpA

elcal

+= 1

PmanPqcPqnRCEPevPevPecEpEd

EpA

elcal

++= 1)(

cal

ter

cal

ter

QQ

EVRCE

===

111

Finalmente hay que indicar que las subvenciones al coste de la instalacin disminuyen el tiempo de amortizacin en el mismo porcentaje y que si la RCE disminuye, el tiempo de amortizacin aumenta mucho y no se cumple el REe.

8.000 h/ao 4.000 h/ao100 % de Ep consumida 3,55 aos 7,10 aos75 % de Ep consumida 4,19 aos 8,38 aos

R=(E+V)/Q ; ter CONVENCINAL=0,9 ; REE = E/[Q-(V/0,9) ] (mnimo tabla)

9,01

1

9,0RCEVQ

ER

el

Ee =

=

14.6 EJEMPLO DE CLCULO DEL AHORRO (1)

112

14.6 EJEMPLO n2 - CLCULO DEL AHORROENUNCIADOUna empresa cuyo consumo de energa elctrica es de 8.000 MWh/ao y 24.000 MWh/ao de carbn en una caldera con rendimiento de 90%, tiene un proceso productivo que se desarrolla durante 8000 h/ao. Se plantea la posibilidad de instalar una planta de cogeneracin orientada a cubrir la demanda trmica. Su precio se estima en 601 euros/kWh. El precio de compra de la energa elctrica es de 0,06 euros/kWh y el de venta a la red elctrica es de 0,042 euros/kWh. El coste del carbn es de 0,012 euros/kWh y el de gas natural de 0,018 euros/kWh. Analizar la viabilidad econmica del proyecto para cada mquina trmica en funcin de la relacin calor-electricidad de los siguientes motores:

- Turbina de vapor con RCE = 5

- Turbina de gas con RCE = 3,2

- Motor trmico a gas con RCE = 1,25

El rendimiento total de cualquiera de ellas es del 85% y el precio del mantenimiento es de 0,003 euros/kWh. En la turbina de vapor se empleara carbn como combustible y en las otras dos mquinas gas natural. En el caso de ahorro positivo calcular los aos de retorno de la inversin a tipo de inters 0%.

113

SOLUCIN

SE PLANTEA CUBRIR LA DEMANDA TRMICA, es decir:Los precios de la energa elctrica y de los combustibles son:

Otros costes son:

Finalmente, para las distintas mquinas que analizaremos, las relaciones calor/electricidad (RCE) de cada una de ellas, son:

Todas ellas, trabajan, segn el enunciado con rendimiento total = 0,85

aoaoMWhVaoMWhEd

/horas 8.000 productivo tiempo/000.24 :es demandada trmica energa la

/000.8 :es demandada elctrica energa la

==

=

pd QQproducidocaloraigualdemandadocalor =

euros/kWh 0,018 gas del precio Pqgeuros/kWh 0,012 carbn del precio Pqc

euros/kWh0,042 elctrica energa la de ventade precio Peveuros/kWh0,060 elctrica energa la de compra de precio Pec

====

====

euros/kWh 0,003 ntomantenimie del precio Pman euros/kW 601 n instalaci la de Coste

===

1,25 RCE gas a icomotor trm3,2 RCE gas de Turbina

5 RCE vapor de Turbina

===

aaa

14.6 EJEMPLO n2 - CLCULO DEL AHORRO

114

PARA EL CASO DE LA TURBINA DE VAPOR

%16,141416,035,33882

4800

/35,882.3324000480085,0

/800.4000.245

producida elctrica energaEp/24.000 demandadocalor V

5 tricidadcalor/elecrelacin RCE/000.8 :es demandada elctrica energa La

a

a

aa

===

=+==

====

====

=

QE

aoMWhQQ

R

aoMWhEpEpEp

VRCE

aoMWh

aoMWhEd

elec

aosAhorro

EpAhorro

PqcPqnRCEPecEp

Ahorrocal

93,1000,03892x80

601h/ao func. de tiempoeuros/kWh

euros/kW inst. coste n Amortizaci de Tiempo

euros/kWh0,03892 0,003 - 012,00,1416

1 - 012,00.950,06

Pman -

1 - el

===

=+=

=+=

Como se puede observar, la energa producida (Ep=4.800 MWh/ao) es menor que la energa elctrica demandada (Ed = 8.000 MWh /ao) por lo tanto el ahorro por unidad de energa elctrica producida viene dado por la expresin:


115

PARA EL CASO DE LA TURBINA DE GASEl modus operandi es el mismo y tendremos que aplicar la RCE = 3,2 que le corresponde a este tipo de mquina y el precio de compra del gas Pqg=0,018 euros/kWh. La energa elctrica demandada es Ed = 8.000 MWh:

%24,202024,082,058.37

500.7

/82,058.3724000750085,0

/500.7000.242,3

producida elctrica energaEp/24.000 demandadocalor V

a

a

aa

===

=+==

====

==

QE

aoMWhQQ

R

aoMWhEpEpEp

VRCE

aoMWh

elecNuevamente, como se puede observar, la energa producida, Ep=7.500 MWh/ao, es menor que la energa elctrica demandada, Ed= 8.000 MWh/ao

aosAhorro

EpAhorro

PqcPqnRCEPecEp

Ahorrocal

998,68000 x 0,010733



euros/kWh0,010733 0,003 - 018,00,2024

1 - 012,00.93,20,06

Pman -

1 - el

===

=+=

=+=


116

PARA EL CASO DEL MOTOR TRMICO A GASEl modus operandi es el mismo y tendremos que aplicar la RCE = 1,25 que le corresponde a este tipo de mquina y el precio de compra del gas Pqg=0,018 euros/kWh. La energa elctrica demandada es Ed = 8.000 MWh:

Como se puede observar, la energa producida, Ep=19.200 MWh/ao, es mayor que la energa elctrica demandada, Ed= 8.000 MWh/ao

%77,373777,053,50823

19200

/53,50823240001920085,0

/192002400025,1

producida elctrica energaEp24000 demandadocalor V

a

a

aa

===

=+==

====

==

QE

aoMWhQQ

R

aoMWhEpEpEp

VRCE

elec

( )

aosAhorro

EpAhorro

PqcPqnRCEPevPecEpEd

EpAhorro

cal

84,48000 x 0,01551



euros/kWh 0,01551 0,003 -018,00,3777

1 - 012,00,9

1,25042,00,042)- (0,06192008000

Pman -

1 -

Pev-el

===

=++=

=++=


117

RESUMEN


118

14.7 COGENERACIN CASTILLA - LEN

119


120


121


122


123

PRODUCCIN DE ELECTRICIDAD EN 2003 POR FUENTES DE GENERACIN

124

14.8 BIBLIOGRAFAAnnimo. Directorio de Motores Alternativos para Cogeneracin, Energa, mayo, junio, pp. 45-54, 1996Carnicer Blasco, J.M. "Curso sobre Gestin Energtica y Cogeneracin', 1995.Mateo Serrano, N. 'Cogeneracin. Seleccin de Alternativas y Estudio de Viabilidad'. Energa, mayo-junio, pp. 57-62, 1996Muoz Torralbo, M. y Payri Gonzlez, F. Motores de Combustin Interna Alternativos. Servicio Publicaciones E.T.S. Ingenieros Industriales, Universidad Politcnica Madrid, 1994.Muoz Torralbo, M. y Payri Gonzlez. Turbomquinas Trmicas. Servicio Publicaciones E.T. S. Ingenieros Industriales, Universidad Politcnica Madrid, 1994.Sala Lizarraga, J.M. Cogeneracin. Servicio Editorial Universidad del Pas Vasco, Bilbao 1994.OTROS:Catlogos diversos de:ENAGASGUASCORGASPOWER

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