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1. MEMORIA 1.1. MEMORIA DESCRIPTIVA PÁGINA 1

INSTALACIÓN DE TRIGENERACIÓN PARA UN HOSPITAL CON PRODUCCIÓN DE ELECTRICIDAD, CALOR Y

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1.1 MEMORIA DESCRIPTIVA

INDICE GENERAL

1. INTRODUCCIÓN.......................................................................................................................3

1.1 OBJETIVO DEL PROYECTO...............................................................................................3

1.2 CONCEPTOS GENERALES .................................................................................................4

1.2.1 La cogeneración..............................................................................................................4

1.2.1.1 Ventajas de la cogeneración....................................................................................6

1.2.1.2 Perfiles habituales de los usuarios de la cogeneración ............................................7

1.2.1.3 Tecnologías principales de las cogeneraciones .......................................................7

1.2.1.3.1 La turbina de gas .............................................................................................7

1.2.1.3.2 La turbina de vapor..........................................................................................8

1.2.1.3.3 El motor de combustión interna alternativo.....................................................9

1.2.1.3.3.1 Ciclo Diesel ...........................................................................................10

1.2.1.3.3.2 Ciclo Otto ..............................................................................................10

1.2.1.4 Determinación de la fuente de energía mecánica ..................................................11

1.2.1.5 Aspectos legales y normativas aplicables a las cogeneraciones ............................11

1.2.1.5.1 Clasificación..................................................................................................11

1.2.1.5.2 Determinación de características de la instalación ........................................13

1.2.1.5.3 Derechos y obligaciones de las instalaciones ................................................14

1.2.1.5.4 Régimen económico ......................................................................................14

1.2.2 Refrigeración por absorción.........................................................................................15

1.2.2.1 Principio básico.....................................................................................................16

1.2.2.2 Proceso ..................................................................................................................16

1.2.2.2.1 Máquinas de doble efecto ..............................................................................18

1.2.2.3 Ventajas de los equipos de refrigeración por absorción ........................................20

1.2.2.4 El agua como refrigerante .....................................................................................20

1.2.2.5 Consideraciones de operación y mantenimiento ...................................................21

1.2.2.6 Problemas de la absorción. La cristalización.........................................................21

1.2.2.6.1 Dispositivos anti-cristalización......................................................................23

2. DATOS DEL HOSPITAL.........................................................................................................24

2.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL HOSPITAL...................................................................24

2.1.1 Datos de partida ...........................................................................................................25

2.1.1.1 Datos de demanda eléctrica...................................................................................26

2.1.1.2 Datos de demanda térmica ....................................................................................29

2.1.1.3 Tablas de demanda horaria....................................................................................30

3. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN ...............................................................................43



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3.1 DETERMINACIÓN DE LA FUENTE DE ENERGÍA PRIMARIA.....................................43

3.1.1 Comparación turbinas- motores de gas........................................................................43

3.1.2 Características generales de los motores de gas ..........................................................44

3.1.3 Sistemas de recuperación de calor ...............................................................................45

3.2 ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO ................................................................................45

3.2.1 Ciclo de la planta de trigeneración con motor de gas natural .....................................45

3.2.1.1 Esquema de funcionamiento de la planta ..............................................................47

3.2.1.2 Caldera de recuperación de los gases de escape....................................................47

3.2.2 Sistemas de control de la planta de trigeneración........................................................48

3.2.2.1 Variables de control ..............................................................................................48

3.2.2.1.1 Velocidad de los motores ..............................................................................49

3.2.2.1.2 Temperatura del agua ....................................................................................49

3.2.2.2 Modo de funcionamiento eléctrico........................................................................50

3.2.3 Prevención y seguridad.................................................................................................51

3.2.3.1 Mantenimiento ......................................................................................................51

3.2.3.1.1 Circuito de agua.............................................................................................52

3.2.3.1.2 Máquinas de absorción ..................................................................................52

3.3 ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN ...............................................................................52

3.3.1 Módulos de cogeneración .............................................................................................52

3.3.1.1 Sistema de refrigeración del motor........................................................................53

3.3.1.2 Generador síncrono ...............................................................................................53

3.3.2 Caldera de recuperación de los gases de escape..........................................................53

3.3.3 Máquinas de absorción.................................................................................................54

3.3.4 Intercambiadores de calor ............................................................................................55

3.3.5 Acumuladores de A.C.S.................................................................................................56

3.3.6 Bombas hidráulicas ......................................................................................................56

3.3.7 Aeroenfriadores ............................................................................................................57

3.3.8 Centro de cogeneración................................................................................................58

3.3.8.1 Dispositivos y protecciones de la instalación........................................................59

3.3.8.1.1 Distribución ...................................................................................................60

3.4 OBRA CIVIL........................................................................................................................61

3.4. Descripción de los espacios........................................................................................61



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1. INTRODUCCIÓN

En el escenario energético actual la mayor preocupación que existe es la

mejora de la eficiencia de las tecnologías energéticas existentes. La creciente

demanda energética mundial junto con la concienciación paulatina de que el

consumo de combustibles fósiles debe moderarse ha llevado a una constante

búsqueda de soluciones para disminuir el consumo de los mismos así como a

potenciar las tecnologías basadas en energías renovables. Además de esto la

creciente preocupación por el medio ambiente ha impulsado más todavía las

investigaciones energéticas para intentar reducir las emisiones de CO2. Por todo

esto el enfoque antiguo de utilizar cualquier cantidad de recursos para llevar a

cabo una actividad ya no es viable y las industrias hace tiempo que se centran en

encontrar nuevas formas de mejorar el aprovechamiento energético. En definitiva

se trata de encontrar una forma de desarrollo sostenible para el hombre.

1.1 OBJETIVO DEL PROYECTO

El objetivo de este proyecto es el diseño de una planta de trigeneración

para un hospital en Guadalajara.

Las demandas energéticas del hospital se han obtenido de años anteriores y

en ellas se basarán los diseños de la instalación. Partiendo de los datos mensuales

de los consumos de electricidad, calor y frío, se elaboran tablas de demandas de

potencia dividido en franjas horarias para cada día. Se toma un día representativo

de cada mes y con ello se diseña la instalación.

Con las demandas establecidas y estudiadas se ha diseñado una

trigeneración con 3 motores de gas, cada uno con un generador eléctrico síncrono

y cada uno con dos sistemas de recuperación de calor. El primer sistema de

recuperación de calor es el circuito de refrigeración de las camisas de los motores

y el segundo circuito de recuperación de calor es una caldera de recuperación de

calor de los gases de escape.

El modo de funcionamiento de la instalación será la de seguir la demanda

de potencia térmica. Se ha optado por este modo porque las demandas térmicas

son elevadas y podemos vender todos los excedentes de energía eléctrica a la red.

En invierno las únicas demandas térmicas que existen son las de calefacción y

agua caliente sanitaria (ACS) mientras que en verano las demandas térmicas se

corresponden con las necesidades de agua caliente para las máquinas de absorción



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y calor para el ACS. Cuando nos falte potencia para la instalación se podrá hacer

uso de calderas auxiliares de gasoil para completar las necesidades térmicas.

1.2 CONCEPTOS GENERALES

1.2.1 La cogeneración

Actualmente la cogeneración y su variante inmediata, la trigeneración, son

la mejor manera de mejorar la eficiencia de instalaciones. La cogeneración es la

producción conjunta de electricidad y calor. En cualquier instalación de motor

térmico accionando un generador eléctrico se produce electricidad junto con calor

(el calor residual del motor) y por ello al principio parecería que la cogeneración

no es nada especial. Por eso se debe remarcar el matiz de que en las

cogeneraciones y trigeneraciones el calor se aprovecha de forma expresa para

procesos o subprocesos adicionales. La variante de la cogeneración, la

trigeneración, consiste en producir potencia frigorífica además de calor. La

potencia frigorífica se consigue con la inclusión de una máquina de absorción en

la instalación cuyo funcionamiento explicaremos más adelante. La máquina de

absorción produce agua fría para las necesidades de agua fría en los sistemas de

aire acondicionado en verano. Las trigeneraciones, al incluir la demanda de

potencia frigorífica consiguen rendimientos algo mayores debido a las demandas

globales más uniformes a lo largo del año.

Una instalación de cogeneración funciona de media con un rendimiento

del 85%. Es decir que de media sólo se desaprovecha un 15% del combustible. En

comparación un ciclo combinado de turbina de gas con ciclo de vapor solamente

obtiene rendimientos del 55% desaprovechando de media el 45% del combustible

empleado. Para un aprovechamiento adecuado de una instalación de cogeneración

o de trigeneración es imperativo una elevada demanda de calor y una demanda

más o menos constante de electricidad.

La cogeneración y la trigeneración se pueden aplicar en multitud de

ámbitos desde edificios de oficinas, hospitales, zonas industriales, zonas

residenciales, piscinas, invernaderos, etc. La cogeneración nació de la mano de la

industria en su búsqueda de la mejora del consumo de energía primaria para la

reducción de costes. Se utilizó al principio sobre todo en industrias papeleras e



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industrias químicas donde las demandas de energía térmica eran elevadas y

constantes a lo largo del año.

El diseño adecuado y explotación eficiente de una instalación de

cogeneración o trigeneración siempre será más eficiente que la producción por

separado de electricidad, calor y frío permitiendo importantes ahorros energéticos

y reducciones de costes. En las cogeneraciones la producción de electricidad,

calor y frío se hace consumiendo un único combustible, normalmente el gas

natural canalizado, por lo que los ahorros de costes se basan mayoritariamente en

la diferencia del precio de compra de electricidad a red y el precio del combustible

empleado. Sin embargo el éxito de una instalación de cogeneración no está

asegurado sin el aprovechamiento de una parte significante de la potencia térmica

residual.

Uno de los aspectos más determinantes en el éxito de una cogeneración o

trigeneración es la adaptación de la producción a la demanda local a lo largo del

año. Básicamente existen dos formas de modular el funcionamiento de la

instalación, una es adaptar la producción a la demanda térmica y la segunda es

adaptar la producción a la demanda eléctrica. El primer modo de funcionamiento

normalmente resulta en la producción de un exceso de electricidad que se vende a

red. En cambio cuando se sigue la demanda eléctrica normalmente hay un defecto

de potencia térmica que se debe suplir con calderas auxiliares y por lo tanto con

un gasto monetario adicional en combustible. En los siguientes gráficos se

muestran los dos modos de funcionamiento.



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1.2.1.1 Ventajas de la cogeneración

Entre las principales ventajas de la cogeneración tenemos:

• Rendimientos energéticos elevados de entre 70% y 90 %

• Reducción de pérdidas por transporte y distribución de energía

eléctrica al producir y consumir la energía en el mismo sitio.

• La electricidad vendida a red puede incrementar la oferta local y

aumentar la seguridad de suministro eléctrico local.

• La seguridad de abastecimiento eléctrico de la planta donde esté

instalada la cogeneración no depende tanto de las redes de

distribución.

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Electricidad vendida a red

Producción Térmica ≈ Demanda Térmica

Demanda Eléctrica

Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Producción Eléctrica≈ Demanda Eléctrica

Producción Térmica

Potencia de caldera

Demanda Térmica

Figura 1. Cogeneración funcionando para seguir la demanda de calor

Figura 2. Cogeneración funcionando para seguir la demanda de electricidad



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• Reducción de emisiones contaminantes a la atmósfera como el CO2 y

el NOx.

• Reducción de costes energéticos a medio-largo plazo.

1.2.1.2 Perfiles habituales de los usuarios de la cogeneración

La cogeneración y trigeneración se suele emplear en aquellas industrias y

puntos de consumo que presenten demandas eléctricas más o menos constantes

acompañadas de demandas elevadas de calor. Los sectores más habituales en los

que se emplea la cogeneración son en el sector industrial y en el sector servicios.

El sector industrial emplea la potencia térmica para procesos como el secado de

ladrillos, procesos químicos que requieren vapor, la preparación de alimentos, etc.

En el sector servicios las demandas térmicas suelen ser para abastecer los sistemas

de climatización y ACS y en hospitales u hoteles se emplea mucho también para

lavandería. La climatización de los edificios se cubre con agua caliente para los

intercambiadores de los equipos de calefacción en invierno mientras que en

verano el agua caliente se emplea para producir agua fría en máquinas de

absorción que posteriormente se envía a los equipos de aire acondicionado para

climatización.

Las necesidades de electricidad en las industrias se componen de equipos

de moto- bombas eléctricas, máquinas especiales, alumbrado, etc. En el sector

servicios las demandas de electricidad las conforman el alumbrado, escaleras

mecánicas, ascensores, etc.

1.2.1.3 Tecnologías principales de las cogeneraciones

Para la producción de energía eléctrica en las instalaciones de

cogeneración y trigeneración se emplean dos tipos de máquinas

fundamentalmente para mover los generadores: las turbinas de gas o de vapor y

los motores de combustión interna funcionando con gas natural.

1.2.1.3.1 La turbina de gas

Actualmente la turbina de gas es la máquina que más se utiliza en

cogeneraciones de gran escala con potencias eléctricas típicamente instaladas de

entre 5 y 100 MWe. Las turbinas de gas pueden utilizar dos tipos de combustibles

principalmente:



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• Gaseosos: Gas natural y propano.

• Líquidos: gasóleo, gasolinas y en algunos casos fuelóleos de bajo

contenido en azufre.

Los combustibles deben reunir una serie de requisitos entre los que están:

• No contener ningún tipo de impureza para evitar la abrasión de los

álabes de la turbina.

• Bajo contenido de azufre para mejorar la recuperación de calor de los

gases de escape.

El combustible se quema en una cámara de combustión presurizado por un

compresor movido por la turbina. La combustión se realiza con un alto exceso de

aire, normalmente entre 2,75 y 5 veces el combustible, para así evitar que los

gases de la combustión alcancen temperaturas demasiado elevadas que podrían

dañar los álabes. Las temperaturas elevadas además provocan unos esfuerzos de

fatiga elevados en los álabes y con el exceso de aire lo evitamos. Los gases

calientes (1200º C) a alta presión se envían a la turbina donde se expanden

variando su momento cinético y provocan el giro de los álabes de la turbina. El eje

de los álabes gira y mueve el eje de un generador eléctrico que produce

electricidad. Los gases de escape salen a unos 500º C de temperatura y se pueden

utilizar bien directamente para calentar agua y crear vapor para procesos

industriales, se pueden emplear para calentar agua para calefacciones y ACS o se

pueden enviar a una caldera de recuperación donde se genera vapor para un ciclo

de Rankine adicional. El vapor generado en la cámara de recuperación de gases de

escape se puede turbinar en una turbina de vapor y generar electricidad en un

segundo generador. Esta configuración se llama de ciclo combinado. El

rendimiento de la instalación aumenta considerablemente cuando se emplea esta

configuración.

Uno de las mayores desventajas de las turbinas de gas es que son poco

flexibles. Si se les saca de sus puntos de funcionamiento nominal sus

rendimientos bajan drásticamente.

1.2.1.3.2 La turbina de vapor



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Las turbinas de vapor se emplean en los mismos casos que las turbinas de

gas. La energía mecánica para mover el alternador e consigue por la expansión de

vapor a alta presión en la turbina. Normalmente se emplean turbinas axiales y

nunca radiales. El rendimiento global de la instalación es algo más elevado que

con una turbina de gas pero se consigue menos energía eléctrica por unidad de

combustible. Existen dos tipos de turbinas de vapor:

• Turbina de vapor de una etapa: Se emplean para potencias de hasta 1,5

MWe. Son robustas con bajo mantenimiento, bajo rendimiento

isentrópico y no son aptas para grandes saltos de presión.

• Turbina de vapor de dos etapas: Se emplean para potencias a partir de

1 MWe. Se pueden realizar extracciones de vapor intermedias,

presentan mayor rendimiento y pueden funcionar con saltos de presión

más elevados.

Atendiendo a la clasificación según la presión de salida de la turbina se

pueden clasificar en turbinas de contrapresión y turbinas de condensación. Las

turbinas de contrapresión presentan presiones de salida mayores que la presión

ambiente y el vapor a la salida suele presentar recalentamiento. Las turbinas a

contrapresión son las más habituales en cogeneración. Las turbinas de

condensación presentan presiones de salida menores que la ambiente.

Las condiciones del vapor a la entrada de la turbina las determina la

caldera. La temperatura de entrada suele rondar los 400-500º C con presiones

habituales de entrada de 40-140 bar. La temperatura y presión a la salida de la

turbina lo determina el consumo.

1.2.1.3.3 El motor de combustión interna alternativo

Los motores de combustión interna alternativos son la otra gran alternativa

para el accionamiento del generador síncrono de una planta de cogeneración.

Normalmente el motor térmico se alimentará de gas natural, reduciendo costes de

combustible al ser éste más barato, o de biogas. El uso del biogas como fuente de

energía está aumentando en los últimos años gracias a la popularidad de las

energías renovables. Para poder usar biogas en un motor térmico solamente hacen

falta unas pequeñas modificaciones técnicas en el motor.

La gran ventaja de los motores de combustión interna alternativos es que

son muy flexibles y permiten respuestas rápidas a cambios de la demanda. Pueden



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variar fácilmente la potencia que entregan sin grandes variaciones de sus

rendimientos mecánicos o eléctricos. Una desventaja que presenta esta tecnología

es que la producción de calor en los motores es de baja temperatura comparada

con la de las turbinas. La recuperación de calor de los gases de escape y en los

circuitos de camisas sólo permite producir agua caliente de hasta unos 100-110º

C. Esto es suficiente para cubrir necesidades de calefacción y ACS pero puede ser

insuficiente en otras industrias donde la calidad de la potencia calorífica sea un

factor importante.

Los dos tipos de motores de combustión interna alternativos, Otto y

Diesel, se pueden emplear para la cogeneración.

1.2.1.3.3.1 Ciclo Diesel

Actualmente existen instalaciones de hasta 20 MW funcionando con esta

tecnología. Los rendimientos mecánicos que suelen alcanzar suelen ser del 40%.

Entre las ventajas de los motores diesel se tienen:

• Posibilidad de emplear distintos combustibles.

• Posibilidad de aumentar la potencia instalada con un sistema de

sobrealimentación turbo.

• Buena relación de producción térmica frente a producción eléctrica.

T/E comprendido entre 1.1 y 1.5.

Entre las principales desventajas que tienen este tipo de motores se tienen:

• Alto peso y volumen específico. Las instalaciones suelen ocupar más

sitio que las turbinas de gas y de vapor.

• Emisiones acústicas elevadas y de difícil reducción.

• Es necesario un equipo de refrigeración de la mezcla exterior, un

intercooler, que aumenta el coste de la instalación.

1.2.1.3.3.2 Ciclo Otto

En las cogeneraciones normalmente se hacen funcionar con gas natural

dado su coste reducido. Las potencias típicas de estas instalaciones suelen ser de

entre 3 kWe y 5 MWe. Las ventajas de este tipo de motor son prácticamente las

mismas que las de un motor diesel salvo que suelen funcionar con relaciones de

potencia térmica- potencia eléctrica de hasta 1.7.



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1.2.1.4 Determinación de la fuente de energía mecánica

Para la determinación de la fuente de energía mecánica, motor térmico o

turbina de gas o vapor, mediante la cual se obtiene energía mecánica a partir de

energía química de un combustible se tienen e cuenta varios factores entre los que

tenemos:

• Demandas de potencia y electricidad.

• Necesidades de calor a alta o baja temperatura.

• Uniformidad de las demandas térmicas y eléctricas en el tiempo,

durante el año y durante el día.

• Posibilidad de suministro de gas mediante canalización y costes

relacionados.

Las turbinas son menos flexibles que los motores de combustión interna y

por ello un m.c.i.a. es la mejor solución para aquellas instalaciones en las que la

demanda de potencia es más irregular con paradas y arranques diarios o

semanales. Las turbinas se emplean para potencias más elevadas y más constantes

con menos paradas programadas. Se instala una turbina grande y se mantiene

funcionando constantemente mientras que con los m.c.i.a. se instalan

normalmente varios y se van encendiendo de forma escalonada para ir

adaptándose a la potencia térmica necesaria. Por otro lado la calidad del vapor

generado por el calor residual de una turbina es mucho mayor que la calidad del

vapor generado por un m.c.i.a. Una turbina genera vapor que se puede emplear

para procesos industriales a alta temperatura mientras que un motor genera agua

caliente a temperaturas habituales de 90º C que solamente son aptas para

demandas de calefacción, ACS o similares.

1.2.1.5 Aspectos legales y normativas aplicables a las cogeneraciones

Las instalaciones de cogeneración que exportan su energía eléctrica a la

red pertenecen a los productores de régimen especial. Estos productores se rigen

por el Real Decreto 661/2007 del 25 de Mayo.

1.2.1.5.1 Clasificación



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En el artículo 2 del Real Decreto se clasifican las instalaciones por

categorías:

“Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este real decreto

las instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el artículo

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

Dichas instalaciones se clasifican en las siguientes categorías, grupos y

subgrupos, en función de las energías primarias utilizadas, de las tecnologías de

producción empleadas y de los rendimientos energéticos obtenidos:

a) Categoría a): productores que utilicen la cogeneración u otras formas

de producción de electricidad a partir de energías residuales.

Tienen la consideración de productores cogeneradores aquellas personas

físicas o jurídicas que desarrollen las actividades destinadas a la generación de

energía térmica útil y energía eléctrica y/o mecánica mediante cogeneración,

tanto para su propio uso como para la venta total o parcial de las mismas.

Entendiéndose como energía eléctrica la producción en barras de central o

generación neta, de acuerdo con los artículos 16.7 y 30.2 de la Ley 54/1997, de

27 de noviembre.

Se entiende por energía térmica útil la producida en un proceso de

cogeneración para satisfacer, sin superarla, una demanda económicamente

justificable de calor y/o refrigeración y, por tanto, que sería satisfecha en

condiciones de mercado mediante otros procesos, de no recurrirse a la

cogeneración.

Esta categoría a) se clasifica a su vez en dos grupos: 1.º Grupo a.1.

Instalaciones que incluyan una central de cogeneración siempre que supongan un

alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos que se determinan en el

anexo I. Dicho grupo se divide en cuatro subgrupos:

Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas

natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía

primaria utilizada, o al menos el 65 por ciento de la energía primaria utilizada

cuando el resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos previstos en el

anexo II; siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos

por el poder calorífico inferior.



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Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo,

fuel-oil o bien Gases Licuados del Petróleo (GLP), siempre que estos supongan al

menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder

calorífico inferior.

Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilicen como combustible principal

biomasa y/o biogás, en los términos que figuran en el anexo II, y siempre que ésta

suponga al menos el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el

poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles

combustibles a emplear, gases residuales de refinería, coquería, combustibles de

proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos anteriores…”

Por lo tanto viendo lo expuesto en el artículo 2 del Real Decreto nuestra

instalación se clasificará como a.1.1 al funcionar con gas natural.

1.2.1.5.2 Determinación de características de la instalación

Para la determinación de la potencia a considerar a efectos de cálculos para

retribuciones y demás el Real Decreto dice:

“…Artículo 3. Potencia de las instalaciones.

1. La potencia nominal será la especificada en la placa de características

del grupo motor o alternador, según aplique, corregida por las condiciones de

medida siguientes, en caso que sea procedente:

a) Carga: 100 por ciento en las condiciones nominales del diseño.

b) Altitud: la del emplazamiento del equipo.

c) Temperatura ambiente: 15 ºC.

d) Pérdidas de carga: admisión 150 mm c.d.a.; escape 250 mm c.d.a.

e) Pérdidas por ensuciamiento y degradación: tres por ciento.

2. A los efectos del límite de potencia establecido para acogerse al

régimen especial o para la determinación del régimen económico establecido en

el capítulo IV, se considerará que pertenecen a una única instalación cuya

potencia será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias para cada

uno de los grupos definidos en el artículo 2:

a) Categorías a): instalaciones que tengan en común al menos un

consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo

proceso industrial…”



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1.2.1.5.3 Derechos y obligaciones de las instalaciones

Las instalaciones que se puedan acoger al régimen especial definido en el

Real Decreto tendrán una serie de derechos y obligaciones que se establecen en el

artículo 17 y 18 del capítulo 3 del mismo:

“…a) Conectar en paralelo su grupo o grupos generadores a la red de la

compañía eléctrica distribuidora o de transporte.

b) Transferir al sistema a través de la compañía eléctrica distribuidora o

de transporte su producción neta de energía eléctrica o energía vendida, siempre

que técnicamente sea posible su absorción por la red.

c) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada

neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la

retribución prevista en el régimen económico de este real decreto. El derecho a la

percepción de la tarifa regulada, o en su caso, prima, estará supeditada a la

inscripción definitiva de la instalación en el Registro de instalaciones de

producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política

Energética y Minas, con anterioridad a la fecha límite establecida en el artículo

22.

d) Vender toda o parte de su producción neta a través de líneas directas.

e) Prioridad en el acceso y conexión a la red eléctrica en los términos

establecidos en el anexo XI de este real decreto o en las normas que lo

sustituyan…”

“…los titulares de instalaciones de producción en régimen especial

tendrán las siguientes obligaciones:

a) Entregar y recibir la energía en condiciones técnicas adecuadas, de

forma que no se causen trastornos en el normal funcionamiento del sistema…”

Es decir que nuestra instalación podrá entregar toda la potencia eléctrica

que genere a la red siempre que sea técnicamente posible y tiene derecho a

percibir por ello una tarifa establecida en el Real Decreto.

1.2.1.5.4 Régimen económico

Existen dos modos de funcionamiento en el régimen especial. El productor

elige a cuál acogerse durante un periodo de al menos un año. El primer modo es la

tarifa fija regulada y el segundo modo es la venta en el mercado eléctrico o Pool



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eléctrico complementado con una prima de referencia. En el primer modo el

productor percibe una cantidad fija sea cual sea la hora del día diferenciando

únicamente entre hora punta y hora valle para aplicar unos pequeños factores de

compensación retributiva. En el segundo modo el productor en régimen especial

percibirá lo que dicte el mercado complementando su precio con una prima de

referencia fija. Una de las novedades del nuevo Real Decreto de 2007 es que se

establece una prima que es función directa del ahorro de energía primaria que

exceda del que corresponde al cumplimiento de los requisitos mínimos para

acogerse al régimen especial. Ahora cuanto más eficiente seas, más percibes por

la venta de energía eléctrica. La última parte de la tarifa a aplicar sea cual sea el

modo de venta a red, es un complemento por energía reactiva, calidad de la

energía entregada a red, que varía según el factor de potencia con el que se

entregue la electricidad.

Otra novedad del RD 661 es que especifica un modo de retribución

distinto para las instalaciones que empleen el calor residual específicamente para

la climatización de edificios, que es nuestro caso. Este apartado del RD se detalla

en el apartado de análisis de viabilidad.

1.2.2 Refrigeración por absorción

La refrigeración por absorción se conoce desde antes que el ciclo de

Carnot por compresión (s. XIX) pero el desarrollo tecnológico del ciclo de Carnot

fue mucho más rápido y se extendió mucho más que el ciclo de absorción o de

Carré.

El ciclo de absorción es como el de Carnot pero sustituye el compresor

mecánico por un compresor térmico. Para la máquina de absorción se utilizan dos

líquidos, un refrigerante y un absorbente. Los dos tipos de máquinas más

extendidas son las de agua y bromuro de litio y las máquinas que emplean

amoniaco y agua ( En cada caso el primer agente es el refrigerante y el segundo el

absorbente respectivamente). Las partes básicas de una máuina por ciclo de

absorción son:

• Generador de vapor

• Evaporador

• Condensador



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• Absorbedor

1.2.2.1 Principio básico

El ciclo de absorción se basa físicamente en la capacidad que tienen

algunas sustancias, tales como el agua y algunas sales como el bromuro de litio,

para absorber, en fase líquida, vapores de otras sustancias tales como el amoniaco

y el agua respectivamente. A partir de este principio se construye la máquina de

absorción en la que se produce la evaporación y consiguiente absorción de calor

de un agua que se quiere enfriar en un evaporador. A continuación se recupera el

vapor disolviéndolo en una solución salina o incorporándola a una mas a líquida.

1.2.2.2 Proceso

El refrigerante, agua o amoniaco, se evapora en el evaporador tomando el

calor de cambio de estado del fluido que circula por el interior del haz tubular de

este intercambiador (producto útil de la máquina). Los vapores producidos se

absorben por el absorbente, bromuro de litio o agua destilada, en un proceso de

disolución endotérmico que requiere de refrigeración externa para que la solución

se mantenga en condiciones de temperatura correctas y no aumente la presión en

la cámara en la que se produce la absorción y que se denomina absorbedor. En

este circuito de refrigeración externa se utilizan normalmente torres de

refrigeración de agua de tipo abierto o cerrado. El agua enfriada en la torre se hace

circular a través del interior del haz tubular de otro intercambiador que se

encuentra situado en el interior de la cámara del absorbedor y sobre el que se rocía

el absorbente para facilitar el proceso de la absorción. El evaporador y el

absorbedor tienen un área de comunicación muy amplia, lo que permite que el

vapor de agua refrigerante sea absorbido fácilmente por las partículas de solución

concentrada de bromuro de litio o agua destilada. La masa de absorbente que ha

captado el refrigerante conteniendo forma una solución diluida que se transporta,

mediante bomba, hasta otro intercambiador de calor superior y a alta presión cuya

función es separar el refrigerante del absorbente por destilación del refrigerante y

que se llama generador o concentrador. La separación de ambos se consigue

mediante la circulación de un fluido caliente, el de aporte a la máquina

proveniente del calor recuperado de los gases de escape por ejemplo de un motor

térmico, que evapora el agua de la mezcla destilando la solución. Como



FRÍO

consecuencia de la ebullición y evaporación del refrigerante en el generador (a

alta presión) se queda una solución concentrada de absorbente (LiBr o agua

destilada) que se podrá emplear de nuevo para el ciclo de absorción en el

absorbedor. El flujo de absorbente vuelve al absorbedor mediante bombeo y el

refrigerante vaporizado destilado en el generador se desplaza por presión

diferencial a la zona del condensador por el que circula un haz de tubos con agua

de la torre de refrigeración externa y el refrigerante se condensa volviendo al

estado líquido (presión típica del condensador 6,2 kPa). El refrigerante

condensado se canaliza por el fondo del condensador y se envía por diferencia de

presiones a la cámara del evaporador que está a baja presión, unos 0,7 kPa. En el

evaporador tiene lugar la vaporización del líquido refrigerante y la captación del

calor latente de vaporización, por enfriamiento del fluido que circula por el

interior de un haz de tubos (Este producto es el útil que se puede emplear en los

sistemas de aire acondicionado; temperatura típica de salida ≈ 7º C). El líquido

refrigerante no vaporizado cae al fondo del evaporador, desde donde una bomba

de funcionamiento continuo lo impulsa a un sistema de distribución en la parte

alta del mismo, a una presión suficiente para generar una aspersión del líquido

sobre el haz de tubos a enfriar así favoreciendo la vaporización del mismo con lo

que se cierra el ciclo.

Aquí se muestra un esquema de funcionamiento de una máquina de efecto

simple:



FRÍO

1.2.2.2.1 Máquinas de doble efecto

Las máquinas de absorción se pueden hacer también de dos etapas. Estas

máquinas se distinguen porque incluyen una segunda etapa de generación de

vapor. El agua o vapor caliente que alimenta al generador de la máquina produce

vapor en un primer generador de alta temperatura y posteriormente pasa el vapor

generado a un segundo generador de menor potencia, donde se vuelve a producr

más vapor. El vapor generado de las dos etapas se envía ya al condensador y el

ciclo sigue de la misma forma que uno de efecto simple. A continuación se

muestran unos esquemas de funcionamiento de la máquina de doble efecto.



FRÍO

La ventaja principal de la máquina de doble efecto es el hecho de que se

obtienen COP’s de hasta 1,5 mientras que en las de efecto simple sólo se

alcanzaban rendimientos de hasta 0,7. Las máquinas de doble efecto son

especialmente interesantes ahora para la cogeneración porque el nuevo RD 661

establece el modo de retribución empleando el calor útil final que se emplea en la

climatización. Antes, con el antiguo real decreto, el valor de potencia térmica que

se usaba para el cálculo del REE era la potencia térmica empleada en la entrada a

las máquinas y no afectaba el hecho de que se empleara una de doble o simple

efecto. Por lo tanto con máquinas de doble efecto, con un kilovatio de potencia

térmica consigues 1,1-1,3 kilovatios de potencia frigorífica de media que es

potencia “regalada” para el cálculo de nuestro REE. En el diseño de la instalación

que se ha hecho en este proyecto se han empleado máquinas de doble efecto con

COP’s estimados de 1,1.



FRÍO

1.2.2.3 Ventajas de los equipos de refrigeración por absorción

• Posibilidad de ahorro de energía primaria: el COP es lo que mide la

eficiencia del ciclo de absorción. COP de una máquina de simple

efecto está entre 0.6-0.7 y el COP de una máquina de doble efecto

suele ser ≈ 1 mientras que las de triple efecto consiguen COP’s de

hasta 1.6.

• Protección del medio ambiente: Las máquinas de absorción no

emplean CFC ni HCFC. Además, al consumir menos energía primaria

para la producción de frío ya se está contaminando menos la

atmósfera.

• Eficiencia casi constante a cargas parciales: A diferencia de los

equipos de compresión eléctrica, los equipos de absorción pierden muy

poco rendimiento a cargas parciales y permite una instalación modular

• Fiabilidad del funcionamiento

• Complementan instalaciones de cogeneración. En aquellas

instalaciones en las que no se aprovecha lo suficiente el calor residual

de los equipos en verano la refrigeración aumenta el grado de

utilización de la planta. (Trigeneración)

• Silenciosos y sin vibraciones al no incorporar ni motor ni compresor.

• Menor mantenimiento que los compresores eléctricos. No incorporan

partes móviles ni circuitos de aceite pero si requieren inspecciones

periódicas.

1.2.2.4 El agua como refrigerante

El agua se evapora a una temperatura de 100º C a una presión de 1

kg/cm2. Sin embargo al bajar la presión del agua se consigue disminuir

muchísimo la temperatura a la que se evapora el agua y es precisamente este

fenómeno el que se aprovecha en el evaporador de la máquina de absorción. Para

poder absorber el calor del agua de climatización en el evaporador de la máquina

se disminuye la presión hasta 6- 7 mm Hg consiguiendo que el refrigerante agua



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se evapore a 3º C.

Variación del punto de ebullición del agua

0

100

200

300

400

500

600

700

800

1 11 21 31 41 51 61 71 81 91 101

Temperatura de ebullición (º C)

Pre

sión

abs

olut

a (m

m H

g)

1.2.2.5 Consideraciones de operación y mantenimiento

Uno de los rasgos característicos de las máquinas de absorción es su

hermeticidad. Es importante para poder confinar sustancias como el amoniaco o el

LiBr y para conseguir presiones relativas bajas en su interior para el evaporador.

Esto hace que el diseño de las máquinas sea robusto y hermético.

Desde el punto de vista de su operación y mantenimiento, las máquinas de

absorción requieren intervenciones específicas que no son de aplicación en otro

tipo de circuitos frigoríficos. Por ejemplo, es preciso efectuar mediciones

periódicas del estado de pureza del agua y de las soluciones salinas, mediante la

extracción de muestras y análisis de las mismas. Es importante también el

conocimiento de los niveles de concentración en las soluciones para determinar si

el rendimiento instantáneo de un determinado equipo es o no correcto. Es de

relevancia también la medición del nivel de vacío interior en una máquina para

comprender si la producción frigorífica se está llevando a cabo en condiciones

correctas o no.

1.2.2.6 Problemas de la absorción. La cristalización

El principal problema que se presenta en las máquinas de absorción es el

de la cristalización. Este fenómeno consiste en la concentración demasiado

elevada de bromuro de litio en la solución rica de la máquina. Si la solución se

concentra demasiado se puede llegar a cristalizar como su nombre indica y pueden

llegar a obstruirse los conductos por los que pasa la solución. La cristalización se



FRÍO

produce por diversas causas, entre ellas están la presencia de incondensables en el

condensador, una temperatura demasiado baja del agua de refrigeración y fallos

del suministro eléctrico.

En el caso de que existan incondensables en el condensador pueden ser de

dos tipos:

• Puede ser aire procedente de la atmósfera que se haya infiltrado por

una fisura o grieta en la carcasa de la máquina de absorción. El aire

que se infiltre en la máquina se acumulará en la zona de menor presión

de la misma que es la del absorbedor. Al acumular aire procedente de

la atmósfera en el absorbedor la presión de trabajo de esta zona

aumentará y dificultará la absorción del agua por parte del absorbente

LiBr. Esto hará que la temperatura de entrada del agua del generador

tenga que ser mayor para seguir manteniendo una concentración

elevada de la solución rica y poder seguir absorbiendo el vapor del

refrigerante en el absorbedor. Una mayor temperatura en el generador

aumentará la posibilidad de que se evapore demasiado refrigerante en

el generador y se cree una solución demasiado rica que obstruya los

conductos de la máquina.

• Los incondensables pueden aparecer también por la oxidación interna

de la máquina. La reacción de oxidación de una máquina es la

siguiente 2322 332 HOFeOHFe +→+ . El hidrógeno en los productos

se acumulará en forma de gas en la zona del absorbedor también y

aumentará la presión relativa dentro del mismo dificultando la

absorción del LiBr. Esto disminuye el COP de la máquina al no poder

absorber bien la solución concentrada. La obstrucción de los conductos

se puede llegar a dar por el mismo mecanismo descrito en el anterior

punto.

• Para comprobar si la presencia de incondensables en la máquina es por

oxidación o por la presencia de aire en la máquina se inspecciona el

punto de purga del absorbedor. Se enciende un mechero en la salida de

la purga y se abre la válvula para que salgan los gases. Si la llama arde

con más intensidad es debido a la presencia de hidrógeno en el

absorbedor y por lo tanto es un oxidación en la máquina la culpable. Si



FRÍO

la llama no arde con más fuerza la causa es la intrusión de aire de la

atmósfera. Para eliminar completamente los incondensables se purga

por completo la máquina aplicando la bomba de vacío al absorbedor.

Otra causa de la cristalización puede ser una temperatura demasiado baja

en el agua de la torre de refrigeración. Si la temperatura del agua de la torre en la

entrada al condensador es menor que unos ≈ 12º C la presión de condensación

disminuye y esto puede provocar que se evapore el agua del generador arrastrando

cantidades de solución de LiBr hasta el condensador. Esto provoca la disminución

de la concentración de la solución rica que se envía al absorbedor. Si la solución

rica que llega al absorbedor ya no es tan rica se disminuye su capacidad de

absorción del agua evaporada y con ello el COP de la máquina. Una posible

solución es aumentar la temperatura del agua de alimentación a la entrada del

generador con los consiguientes riesgos relacionados con la formación de cristales

de solución de LiBr ya descritos. .

Otro factor a tener en cuenta es si la máquina se queda sin suministro de

electricidad de repente. En este caso la solución concentrada de LiBr en la bandeja

recolectora del generador se quedaría ahí hasta que se enfriase el generador. Si

esto ocurriese se podría cristalizar aquí la solución.

1.2.2.6.1 Dispositivos anti-cristalización

El primer dispositivo de seguridad contra la cristalización es un flotador

que se coloca en el generador. Si está ocurriendo cristalización se empezarán a

obstruir los conductos que llevan la solución concentrada hasta el absorbedor. Si

se obstruye, el nivel de solución concentrada en el generador aumentará y el

flotador subirá de nivel. Al subir el flotador se dispara un relé que activa la

apertura de una válvula que bombea agua (refrigerante) desde la zona del

evaporador hasta la zona del concentrador para que la solución deje de cristalizar.

(Al disminuir la concentración drásticamente se evita la cristalización).

Si se queda sin electricidad la máquina y no se puede bombear líquido se

dispara un relé que abre una válvula que vacía el generador de solución

concentrada y la manda toda a la zona de baja concentración en el absorbedor.

Esto es un sistema de seguridad pasiva que evita que se concentre demasiado la

solución en el generador. Este sistema también actúa cuando el nivel de solución

es demasiado elevado en el generador.



FRÍO

En las siguientes gráficas se muestra el comportamiento típico de

máquinas de absorción. Al disminuir la temperatura del agua de la torre de

refrigeración auxiliar (para el condensador y el absorbedor) con la misma energía

de entrada al generador (eje y) de la máquina se consigue producir más agua fría

(eje x).

2. DATOS DEL HOSPITAL

2.1 INFORMACIÓN GENERAL DEL HOSPITAL

Este proyecto tiene como objetivo el diseño y estudio de un instalación d

trigeneración para un hospital situado en Guadalajara. Para llevar a cabo el

proyecto hemos obtenido datos generales de los consumos energéticos del hospital

y a partir de ellos hemos diseñado una solución apropiada. El hospital en cuestión

tiene 750 camas y una superficie de 75000 m2 aproximadamente. El hospital se

encuentra en una zona muy calurosa en verano con altas demandas de aire

acondicionado y en invierno las temperaturas son muy bajas requiriendo mucha

potencia de las calderas para la calefacción.

El hospital actualmente obtiene su electricidad para iluminación y fuerza

(equipos del hospital, ascensores, bombas etc.) comprándola a la red eléctrica a

través de un comercializador con un contrato de larga utilización. El hospital

cuenta con un centro de transformación de 20 kV/380 V compuesto por 4

transformadores de 1400 kVA cada uno (5600 kVA). Para cubrir sus necesidades

de calor para calefacción y ACS en invierno, el hospital tiene instaladas 3 calderas



FRÍO

de gas natural de 1500 kW cada una. En verano el hospital emplea 3 equipos de

refrigeración con compresor eléctrico para producir el agua fría para los equipos

de aire acondicionado. El consumo eléctrico de los compresores en verano hace

aumentar bastante la demanda de electricidad comprada a red.

En nuestro diseño de la instalación se debe tener en cuenta la importancia

de que el hospital no se quede sin electricidad ni potencia calorífica o frigorífica

en ningún momento. Por ello el sistema que diseñemos debe ser fiable y tiene que

contar con un sistema secundario que asegure el abastecimiento de potencia.

El hospital tiene demandas que varían a lo largo del día con disminuciones

por la noche y picos durante el día. Esto requiere un sistema flexible que sea

capaz de adaptarse a las fluctuaciones, por ello se ha optado por una instalación

con 3 motores de gas natural que aportan flexibilidad y buena fiabilidad a la

instalación. Los motores funcionarán casi todo el año con paradas para

mantenimiento programadas y alternándose entre sí cuando no haga falta toda la

potencia instalada. Esto se detalla más en el apartado de cálculos.

2.1.1 Datos de partida

Los datos de consumos del hospital de gas y electricidad se han obtenido

de las facturas del año 2007. Los recibos vienen desglosados por meses y para

nuestros cálculos hemos realizado unas tablas horarias para un día representativo

de cada mes en las que se muestra el consumo en cada franja horaria.



FRÍO

2.1.1.1 Datos de demanda eléctrica

Consumo Eléctrico Inicial

Mes Consumo Total (kWh)

Reactiva (kWh)

Factor de Potencia

Potencia Máxímetro (kW)

Potencia Facturada (kW)

Enero 1.312.302,3 239.512,9 0,98 3.504,4 3.766,0

Febrero 1.164.489,0 215.645,0 0,98 2.983,5 3.370,3

Marzo 1.199.819,2 224.324,8 0,98 2.668,0 2.668,0

Abril 1.169.714,4 214.426,3 0,98 2.862,5 2.862,5

Mayo 1.296.247,5 337.392,2 0,97 2.983,5 2.983,5

Junio 1.429.021,3 530.251,9 0,93 3.270,8 3.531,3

Julio 1.642.558,2 715.416,5 0,9 4.010,1 4.330,3

Agosto 1.832.946,8 887.258,3 0,88 4.010,1 4.330,3

Septiembre 1.465.760,4 587.268,2 0,92 4.010,1 4.330,3

Octubre 1.202.568,5 313.759,3 0,97 2.918,1 2.918,1

Noviembre 1.134.761,1 240.360,5 0,98 2.834,8 2.834,8

Diciembre 1.242.144,3 210.071,3 0,99 3.129,8 3.129,8

Se observa un claro incremento de la demanda de electricidad en los meses

de verano, Mayo- Octubre, debido a la potencia demandada para los equipos de

refrigeración por compresión. En la instalación a diseñar la demanda de potencia

frigorífica se cubrirá con máquinas de absorción que no emplean electricidad sino

potencia térmica. Por ello para calcular la potencia eléctrica necesaria a instalar se

tendrán que separar las necesidades de electricidad para alumbrado y fuerza y la

necesaria para los equipos de compresión. En el siguiente gráfico mostramos las

demandas de electricidad para alumbrado y frío separadas y por meses:



FRÍO

Consumo Eléctrico del Hospital

101

332

663

497

284

131

400,0

600,0

800,0

1.000,0

1.200,0

1.400,0

1.600,0

1.800,0

Enero

Febre

ro

Marzo

Abril

Mayo

Junio Ju

lio

Agosto

Septie

mbr

e

Octubr

e

Noviem

bre

Diciem

bre

MW

h

Consumo Eléctrico (kwh) Frío (kwh)

Se observa que si se quitan las demandas de potencia para frío en cada mes

de verano la potencia eléctrica permanece bastante constante. Esto es una ventaja

para la instalación de trigeneración cuando tenga que funcionar en isla ya que

permite elegir la potencia a instalar repartiéndola en un número de motores tal que

el punto de funcionamiento de los mismos sea próximo al de sus puntos óptimos

de rendimiento durante la mayoría del tiempo.

Para el diseño de la instalación se necesitan unas previsiones de demanda

de frío para poder determinar la potencia frigorífica a instalar. Las demandas de

potencia frigorífica en las que basamos nuestro diseño se obtienen de las

demandas de electricidad de los compresores del año 2007. Los compresores

eléctricos que actualmente abastecen al hospital funcionan con unos COP≈2,65

(Coefficient of performance). Esto quiere decir que las demandas efectivas de

potencia frigorífica que se necesitan son 2,65 veces mayor que las potencias

demandadas eléctricamente. Por otro lado la demanda de frío de la nueva

instalación se puede cubrir con unas máquinas de absorción que funcionan de

media con unos rendimientos bajos, entorno al 0,7, si se trata de máquinas de

simple efecto o con máquinas de buenos rendimientos COP de 1,1-1,2 en el caso

de las máquinas de doble etapa. Por lo tanto para elaborar las tablas de datos

estimados para llevar a cabo el diseño se multiplican las demandas de potencia



FRÍO

eléctrica por 2,65 y se dividen por 0,7 o 1,1 para obtener la potencia térmica

necesaria a entregar a las máquinas de absorción de simple y doble efecto

respectivamente. Sin embargo, el nuevo RD 661 establece un sistema de

retribución especial para las instalaciones que emplean la potencia para

climatización de edificios. La novedad fundamental, que influye en la elección del

tipo de máquina a instalar, es el hecho de que en el cálculo del REE el término

“V” incluye la potencia efectiva de frío demandada. Por lo tanto si se instala una

máquina de simple efecto con rendimiento ≈0,7 el denominador de la ecuación del

REE aumenta mucho disminuyendo el REE final mientras que si se instala una de

doble efecto se disminuye mucho el denominador de la ecuación y se consigue un

REE mucho mejor. Para más aclaraciones consultar el apartado de cálculos o el

RD 661 adjunto en los anexos. Por lo expuesto, se ha optado por el uso de

máquinas de doble efecto para lograr acogernos al REE con mayor facilidad.

Demanda de Electricidad y Frío

Mes Demanda Eléctrica (kWh)

Demanda de electricidad para

compresores (kWh)

Potencia necesaria para máquinas de absorción

(kWh)

Enero 1.312.335 - -

Febrero 1.164.558 - -

Marzo 1.239.851 - -

Abril 1.169.771 - -

Mayo 1.164.854 131.358 395.567

Junio 1.145.008 283.967 855.128

Julio 1.145.036 497.425 1.497.926

Agosto 1.169.702 663.232 1.997.234

Septiembre 1.134.082 331.616 998.617

Octubre 1.122.058 101.417 305.403

Noviembre 1.134.827 - -

Diciembre 1.242.217 - -

Total 14.144.298 2.009.016 6.049.876

En la demanda de potencia térmica estimada para las máquinas de

absorción (cuarta columna) hemos afectado a las potencias de unos factores de



FRÍO

seguridad por si acaso las demandas térmicas de frío aumentan en verano. Estos

factores varían según el mes de verano entre 1,05 y 1,25.

Con las estimaciones de la demanda térmica necesaria para las máquinas

de absorción podremos elegir mejor la potencia térmica necesaria a recuperar de

los motores y por lo tanto el tamaño de los motores.

2.1.1.2 Datos de demanda térmica

La potencia calorífica necesaria para los circuitos de calefacción y para el

agua caliente sanitaria se obtendrá de la potencia calorífica residual recuperada en

2 circuitos de recuperación de calor. El primer sistema es el sistema de

recuperación de calor de los gases de escape que consiste en una caldera de

recuperación de gases que aprovecha el calor residual de los mismos para calentar

agua en un circuito cerrado. El agua del circuito se hace pasar por un

intercambiador de calor que entrega la potencia a un circuito principal de agua

caliente que alimenta a los circuitos de calefacción. En segundo lugar contamos

con un sistema de refrigeración de las camisas de los motores que recupera calor

de la fricción y combustión en los pistones y lo entrega en un segundo

intercambiador, a más baja temperatura, que lo entrega al circuito principal. Las

demandas térmicas de ACS y calefacción se obtienen en la actualidad mediante la

quema de combustible, gas natural, en calderas y por ello la potencia necesaria

será la misma ya que se obtiene por el calentamiento de agua, igual que el sistema

a instalar con la trigeneración, con intercambiadores.

En el estado actual del hospital el consumo de combustible que se tiene es

íntegramente para alimentar las calderas de gas natural. A continuación

mostramos en tabla los datos de consumo de gas del hospital y los datos

mensuales de demandas de calefacción y acs.



FRÍO

ESTADO ACTUAL SIN TRIGENERACIÓN Consumo de Gas Natural

Mes Consumo de gas (Te*) Consumo de gas (kWh)

Enero 2.760.192 3.209.337

Febrero 2.264.807 2.633.341

Marzo 2.057.839 2.392.696

Abril 1.854.044 2.155.738

Mayo 1.238.815 1.440.398

Junio 1.003.389 1.166.662

Julio 976.271 1.135.132

Agosto 979.656 1.139.068

Septiembre 1.050.881 1.221.882

Octubre 1.241.332 1.443.324

Noviembre 1.642.410 1.909.667

Diciembre 2.265.056 2.633.630

Total 19.334.690,02 22.480.873,74 *Termias

ESTADO ACTUAL SIN TRIGENERACIÓN Demandas de potencia calorífica

Mes Calefacción (kWh) ACS (kWh)

Enero 1.935.821 193.713 Febrero 1.522.866 174.968 Marzo 1.197.614 204.475 Abril 1.023.165 197.881 Mayo 0 258.285 Junio 0 204.798 Julio 0 159.815

Agosto 0 163.161 Septiembre 0 251.739

Octubre 320.168 221.694 Noviembre 728.796 218.710 Diciembre 1.446.440 193.713

Total 8.174.871 2.442.951

2.1.1.3 Tablas de demanda horaria

En las siguientes tablas de demanda horaria reflejamos las necesidades de

potencia térmica para cada día representativa de cada mes. En los meses de verano

la demanda térmica recoge las necesidades de potencia para acs y para las

máquinas de absorción mientras que en invierno la potencia térmica recoge las

necesidades de potencia para calefacción y acs solamente.



FRÍO

MES DE ENERO

Horas Demanda Eléctrica (kW) Demanda Térmica (kW)

1 1.366 2.231

2 1.288 2.103

3 1.206 1.968

4 1.157 1.889

5 1.131 1.845

6 1.101 1.797

7 1.096 1.790

8 1.114 1.784

9 1.405 2.297

10 1.909 3.119

11 2.271 3.710

12 2.413 3.941

13 2.533 4.137

14 2.614 4.269

15 2.608 4.260

16 2.563 4.185

17 2.372 3.875

18 2.254 3.683

19 1.690 2.760

20 1.655 2.703

21 1.674 2.734

22 1.687 2.756

23 1.692 2.765

24 1.537 2.510



FRÍO

MES DE FEBRERO


1 1.343 1.958

2 1.267 1.848

3 1.184 1.726

4 1.137 1.658

5 1.109 1.616

6 1.083 1.579

7 1.077 1.571

8 1.096 1.597

9 1.382 2.015

10 1.877 2.736

11 2.230 3.252

12 2.371 3.457

13 2.491 3.631

14 2.569 3.746

15 2.564 3.737

16 2.519 3.674

17 2.332 3.400

18 2.218 3.233

19 1.663 2.425

20 1.601 2.333

21 1.645 2.399

22 1.658 2.417

23 1.666 2.428

24 1.511 2.204



FRÍO

MES DE MARZO


1 1.290 1.508

2 1.217 1.422

3 1.138 1.330

4 1.094 1.277

5 1.068 1.248

6 1.040 1.215

7 1.034 1.209

8 1.052 1.230

9 1.328 1.552

10 1.804 2.108

11 2.146 1.581

12 2.279 2.664

13 2.394 2.796

14 2.469 2.886

15 2.465 2.880

16 2.422 2.829

17 2.242 2.620

18 2.130 2.489

19 1.596 1.865

20 1.563 1.826

21 1.581 1.848

22 1.594 1.863

23 1.598 1.868

24 1.452 1.697



FRÍO

MES DE ABRIL


1 1.381 1.442

2 1.306 1.362

3 1.224 1.277

4 1.174 1.226

5 1.145 1.195

6 1.116 1.165

7 1.111 1.160

8 1.129 1.179

9 1.281 1.337

10 1.833 1.913

11 2.161 2.256

12 2.216 2.314

13 2.314 2.415

14 2.303 2.404

15 2.072 2.163

16 1.899 1.982

17 1.613 1.683

18 1.584 1.653

19 1.652 1.723

20 1.707 1.782

21 1.736 1.812

22 1.760 1.837

23 1.718 1.792

24 1.560 1.628



FRÍO

MES DE MAYO


1 1.544 847

2 1.454 801

3 1.363 752

4 1.306 723

5 1.275 706

6 1.283 710

7 1.238 687

8 1.259 828

9 1.113 752

10 1.730 1.077

11 2.094 1.269

12 2.037 1.206

13 2.145 1.263

14 2.131 1.223

15 1.874 1.088

16 1.633 961

17 1.312 791

18 1.380 828

19 1.456 899

20 1.516 930

21 1.546 948

22 1.720 1.007

23 1.673 948

24 1.498 856



FRÍO

MES DE JUNIO


1 1.860 1.804

2 1.753 1.702

3 1.646 1.598

4 1.577 1.530

5 1.538 1.494

6 1.502 1.459

7 1.494 1.452

8 1.518 1.540

9 1.359 1.386

10 1.686 1.700

11 2.126 2.124

12 1.904 1.895

13 2.033 2.018

14 2.018 1.988

15 1.708 1.690

16 1.356 1.351

17 968 978

18 1.173 1.174

19 1.263 1.278

20 1.339 1.350

21 1.374 1.386

22 1.766 1.745

23 1.711 1.677

24 1.497 1.472



FRÍO

MES DE JULIO


1 1.595 2.357

2 1.448 2.142

3 1.294 1.915

4 1.450 2.144

5 1.397 2.065

6 1.342 1.986

7 1.333 1.971

8 1.372 2.073

9 1.496 2.257

10 1.815 2.726

11 2.430 3.630

12 1.913 2.858

13 2.092 3.122

14 2.071 3.079

15 1.642 2.447

16 1.124 1.687

17 875 1.319

18 976 1.470

19 1.105 1.671

20 1.205 1.818

21 1.259 1.897

22 2.052 3.054

23 1.974 2.925

24 1.677 2.489



FRÍO

MES DE AGOSTO


1 1.684 3.004

2 1.538 2.744

3 1.381 2.464

4 1.398 2.495

5 1.342 2.396

6 1.288 2.300

7 1.280 2.285

8 1.318 2.415

9 1.081 1.995

10 1.680 3.057

11 2.303 3.052

12 2.188 3.944

13 2.370 4.267

14 2.350 4.215

15 1.914 3.442

16 1.583 2.856

17 1.034 1.882

18 985 1.792

19 1.115 2.040

20 1.216 2.220

21 1.270 2.316

22 1.960 3.523

23 1.878 3.364

24 1.578 2.829



FRÍO

MES DE SEPTIEMBRE


1 1.524 1.483

2 1.406 1.370

3 1.282 1.253

4 1.347 1.314

5 1.306 1.275

6 1.262 1.233

7 1.253 1.225

8 1.286 1.388

9 1.017 1.133

10 1.854 1.928

11 2.348 2.400

12 2.080 2.112

13 2.225 2.250

14 2.209 2.201

15 1.862 1.870

16 1.457 1.484

17 1.027 1.077

18 1.263 1.302

19 1.366 1.432

20 1.448 1.511

21 1.490 1.550

22 1.954 1.958

23 1.889 1.864

24 1.650 1.636



FRÍO

MES DE OCTUBRE


1 1.326 903

2 1.253 855

3 1.173 802

4 1.124 768

5 1.098 751

6 1.068 732

7 1.063 728

8 1.082 812

9 1.104 852

10 1.594 1.180

11 1.944 1.413

12 1.981 1.431

13 2.100 1.510

14 2.177 1.544

15 2.172 1.541

16 2.087 1.487

17 1.902 1.364

18 1.868 1.335

19 1.320 987

20 1.285 963

21 1.303 974

22 1.436 1.033

23 1.444 1.021

24 1.294 920



FRÍO

MES DE NOVIEMBRE


1 1.221 877

2 1.153 827

3 1.077 773

4 1.032 741

5 1.010 725

6 983 706

7 978 703

8 996 716

9 1.256 902

10 1.707 1.225

11 2.029 1.457

12 2.156 1.548

13 2.263 1.625

14 2.335 1.677

15 2.330 1.673

16 2.288 1.643

17 2.119 1.523

18 2.016 1.447

19 1.510 1.085

20 1.480 1.062

21 1.496 1.074

22 1.505 1.082

23 1.514 1.088

24 1.374 986



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MES DE DICIEMBRE


1 1.294 1.708

2 1.220 1.610

3 1.140 1.506

4 1.094 1.445

5 1.073 1.415

6 1.042 1.376

7 1.037 1.369

8 1.056 1.394

9 1.331 1.758

10 1.809 2.389

11 2.150 2.839

12 2.284 3.015

13 2.399 3.166

14 2.474 3.267

15 2.466 3.257

16 2.425 3.203

17 2.245 2.965

18 2.134 2.817

19 1.598 2.111

20 1.566 2.068

21 1.583 2.090

22 1.596 2.108

23 1.601 2.115

24 1.454 1.920



FRÍO

3. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN

En esta sección se describirán los elementos principales de la instalación

así como su modo de funcionamiento.

3.1 DETERMINACIÓN DE LA FUENTE DE ENERGÍA PRIMARIA

Lo primero que necesitamos saber son las necesidades energéticas del

hospital , las cuales ya las hemos detallado en la anterior sección. El parámetro

más relevante para la determinación de la tecnología a instalar es la relación

calor/electricidad o calor/energía mecánica que ha de ser suministrada para su

consumo en los equipos del hospital. En nuestro caso el ratio calor/electricidad

resulta de 1,17 que no es muy elevado. Además debemos saber cuál es el estado

entálpico al que debemos suministrar la energía térmica. Una fábrica o planta con

procesos productivos que requieren vapor de alta presión requerirán unas fuentes

de energía térmica de alta entalpía que se corresponde con el uso de una turbina.

En nuestro caso sin embargo las necesidades de calor son de baja entalpía y por

ello con un motor de combustión interna de gas natural nos sirve. Por lo general

un alto ratio de calor/electricidad requerirá una turbina mientras que bajos ratios

podrán usar motores.

3.1.1 Comparación turbinas- motores de gas

Las ventajas de ambos sistemas se recogen en el siguiente cuadro:

Aspecto Turbina Motor

Rendimiento mecánico 35% 40%

Oxígeno en los gases de escape 14% 1-2%

Nivel entálpico de la energía

térmica remanente

Alto y todo en gases

de escape

Medio-bajo y dividido en 2:gases de

escape y refrigeración

Coste económico específico Alto Medio

Costes específicos de

mantenimiento Alto Medio

Flexibilidad de entrega de

potencia Malo Bueno

Ruidos y vibraciones Alto Medio



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Contaminación atmosférica Similares

3.1.2 Características generales de los motores de gas

Para nuestra instalación hemos optado por instalar 3 motores de gas

natural ya que las acometidas de suministro de gas natural ya están hechas en el

hospital y por lo tanto con unas pequeñas obras y añadidos podemos aprovechar el

suministro.

Los motores de gas natural funcionan según un ciclo Otto quemando gas

como combustible. Para el encendido de la mezcla los motores de gas pueden

empleados método principalmente:

• Compresión de la mezcla aire-combustible e ignición por chispa.

• Compresión de la mezcla aire-gas e inyección de una pequeña cantidad

de gasóleo que al quemar provoca el inicio de la combustión aire-gas.

Los motores de gas presentan las siguientes ventajas frente a los motores

de gasolina:

• Dado el alto índice de octanaje del gas natural comparado con el de la

gasolina se pueden emplear relaciones de compresión mucho más altas

que en los gasolina con el consiguiente aumento del rendimiento.

Relaciones de compresión habituales de los motores a gas rondan los

12-13 mientras que un gasolina puede trabajar entorno a un 9. Por ello

el rendimiento de los motores a gas se sitúa en 30-38% mientras que

los gasolina se sitúan en el 33%

• Al ser un combustible libre de impurezas, el gas natural disminuye

muchísimo los riesgos de autoencendido por la presencia de impurezas

en la cámara de combustión.

• El gas natural carece de impurezas por lo que se reducen mucho los

costes de operación y mantenimiento.

En el mantenimiento de los motores de gas natural las operaciones más

corrientes son el cambio de bujías a las 3.000 horas aproximadamente, el reglaje

de los taqués entre las 10.000 y las 20.000 horas, la revisión general se realiza a

las 30.000-40.000 horas aproximadamente y el cambio del motor o

reacondicionamiento entero se realiza a las 60.000 horas.



FRÍO

En el mercado de motores de gas para la cogeneración se venden módulos

de cogeneración que incorporan el generador eléctrico y la caldera de

recuperación de gases de escape todo acoplado al motor y ensayado en fábrica. La

solución que se adoptado en este proyecto ha sido la de instalar un módulo de

cogeneración con un generador eléctrico de 1019 kWe.

3.1.3 Sistemas de recuperación de calor

En los motores existen tres sistemas de recuperación de calor.

• El primer sistema y el principal es el de calor de los gases de escape.

Los gases de escape de un motor pueden estar entre los 400 y los 500º

C. En la salida de los gases y mediante el uso de una caldera de

recuperación se pueden enfriar los mismos hasta una temperatura de

150-170º C en el caso de los gasolina mientras que los motores a gas

pueden reducir las temperaturas de recuperación hasta los 90-130º C.

El limitante principal a esta temperatura es la de la temperatura de

rocío de los gases. Potencias típicas recuperadas son del orden de 0,45

kWh por cada kWh eléctrico

• En el agua de refrigeración del motor se pueden recuperar potencias

del orden 0,5-0,8 kWh por cada kWh eléctrico. Sin embargo las

temperaturas rondan los 70-90º C.

• Calor recuperado por el sistema de lubricación del motor y calores

recuperados por refrigeración de la mezcla. Se pueden recuperar

pequeñas potencias a temperaturas del orden de 80-90º C.

En conjunto con los tres sistemas se pueden recuperar del orden de 1- 1,6

kWh por cada kWh eléctrico producido. Esto es lo que se llama la relación de

calor-electricidad o RCE. En nuestro motor la relación de calor electricidad es

1156/1019=1,134.

3.2 ESQUEMA DE FUNCIONAMIENTO

3.2.1 Ciclo de la planta de trigeneración con motor de gas natural

La planta que hemos diseñado incorpora tres módulos de trigeneración con

generadores eléctricos síncronos de 1019 kWe cada uno con potencias térmicas



FRÍO

recuperables de 1156 kW cada uno (RCE=1,134 cada uno). Las demandas de

calor son de baja entalpía con temperaturas del orden de 90- 110º C. Ya que el

rendimiento de los motores no disminuye con su tamaño (a diferencia de las

turbinas) hemos optado por instalar 3 motores para conseguir un funcionamiento

modular escalonando la potencia así. En nuestro diseño los motores producen

potencia térmica con su funcionamiento que recuperamos en 2 sistemas de

recuperación, uno en los gases de escape y otro en la refrigeración de las camisas.

El calor de alta temperatura de los gases de escape lo aprovechamos en un circuito

cerrado que lo entrega o bien a una máquina de absorción o bien cede el calor en

un intercambiador para el circuito principal de agua caliente para acs o

calefacción. En el segundo sistema, el de refrigeración del motor, el calor lo

entregamos a un segundo intercambiador que lo cede al circuito principal de agua

caliente para acs y calefacción. Cuando la potencia térmica del agua de

refrigeración no sea toda requerida se disipará la potencia sobrante en un

aeroenfriador (también se pueden emplear torres de refrigeración). En aquéllos

momentos en que no se necesite tanta potencia de los gases de escape se podrá

actuar sobre una válvula en la salida de los gases de escape y enviar los gases

sobrantes a la atmósfera.



FRÍO

3.2.1.1 Esquema de funcionamiento de la planta

Intercambiador de calor de los gases de escape (alta temperatura)

Intercambiador de calor del circuito de refrigeración del motor (baja temeperatura)

Caldera de recuperación de los gases de escape

Máquina de absorción

Generador eléctrico

Motor de gas natural

Agua para climatización y acs a 90º C

Aeroenfriador

3.2.1.2 Caldera de recuperación de los gases de escape

Existen dos tipos de calderas de recuperación principalmente:

• Pirotubulares: Los humos calientes pasan por tubos que están

sumergidos en agua y por radiación calientan ésta hasta la

vaporización, recalentando luego ese vapor hasta las condiciones de

presión y temperatura de diseño de la caldera.

• Acuotubulares: En este tipo de caldera es el agua la que pasa por tubos

y los gases calientes de escape los que envuelven esos los tubos hasta

evaporarla, recalentándose el vapor hasta las condiciones de diseño de

la caldera.

Para elegir la caldera de recuperación en nuestro caso partimos del caudal

de humos de los motores en condiciones nominales (5.500 kg/hora), su

temperatura de escape (515º C), el caudal de aire en la combustión (5.313

kg/hora) y la composición química de los gases de escape. Con esto determinamos

en el apartado de cálculos la potencia calorífica de la que disponemos para

calentar el agua.



FRÍO

Dos aspectos muy importantes de la caldera de recuperación son la

regulación adecuada de su “pinch point” y la contrapresión que se genera en el

escape del motor. El pinch point es el margen de temperaturas entre los humos y

el agua caliente generada. El pinch point lo ajustaremos en verano para generar

agua caliente a mayor temperatura para la máquina de absorción (110º C)

mientras que en verano el pinch point lo ajustaremos para generar agua caliente a

menor temperatura (90º C). Tenemos que optimizar el punto de funcionamiento

de la caldera para los dos modos y para ello tenemos 2 variables a controlar. En

primer lugar podremos ajustar el caudal de humos que entran en la caldera con la

válvula de entrada a la caldera, desviando parte de los gases a la atmósfera

directamente. La otra cosa que podemos hacer es enviar más o menos caudal de

agua a la caldera. Cuanto más lenta vaya el agua por los tubos de la caldera, más

temperatura se generará y menos cantidad de agua caliente.

3.2.2 Sistemas de control de la planta de trigeneración

En nuestra planta la estrategia a seguir por la unidad de control será la de

prioridad a la producción de energía calorífica. Durante el día y a lo largo del año

la potencia calorífica demandada va variando notablemente y por lo tanto también

tendrá que variar la producción de agua caliente. Al seguir la demanda calorífica

la producción eléctrica no se adaptará a la demanda de electricidad del sistema y

los equipos generadores podrán entregar solamente la potencia eléctrica

demandada por el sistema y exportar o importar energía de la red dependiendo de

si sobra o falta energía. La red eléctrica se comporta como un dispositivo de

almacenamiento eléctrico para nuestra instalación. Cuando falta energía la

entregamos a red y cuando sobra se la entregamos a la misma. En nuestra

instalación nos sobra potencia eléctrica durante la mayor parte del tiempo y por

ello nuestro balance de venta a red es muy positivo. Este modo de funcionamiento

nos permite una alta flexibilidad ya que podemos variar la potencia entregada por

los motores sin preocuparnos de los ingresos o costes derivados de la compra-

venta de energía eléctrica.

3.2.2.1 Variables de control



FRÍO

Se deben controlar las siguientes variables principales para nuestra

estrategia de control:

• Presión del agua o vapor en la caldera de recuperación.

• Temperatura del agua o aire para calefacción que se demanda en cada

momento.

• Caudales de agua caliente demandados en cada momento.

• Presión de entrada o suministro del gas al motor.

Midiendo estas variables el control actuará sobre la válvula de entrada de

gas al motor variando con ello la potencia entregada. Se controlará en cada

momento la potencia demandada (temperatura y caudal) y se escalonará la puesta

en marcha de los motores de forma que cuando se llegue a la potencia máxima

entregable por el primer motor conectado (potencia nominal), se conectará el

segundo motor y así sucesivamente. Para evitar el sobre uso de un motor frente a

los demás se rotará el orden en el que los motores entran en servicio. Además de

la potencia demandada otras variables importantes a controlar serán la presión de

suministro del agua y la temperatura del circuito principal de agua caliente así

como las velocidades de variación de los mismos.

Otras variables a controlar serán:

3.2.2.1.1 Velocidad de los motores

Deben girar a 1500 r.p.m. y la frecuencia de la red es de 50 Hz. Se

controlará la frecuencia para actuar en caso necesario sobre la entrada de gas.

3.2.2.1.2 Temperatura del agua

Se controlará la temperatura en distintos puntos de la instalación para

asegurar el correcto funcionamiento de la misma y facilitar la detección de

averías. Se realizará con termopares y los puntos serán los siguientes:

• Entrada y salida del agua de refrigeración de los motores: Se

controlarán para pilotar la válvula de tres vías que permite el paso de

caudal a los aeroenfriadores de cada motor.

• Entrada y salida de la caldera de recuperación de los gases de escape.

Nos permitirá actuar sobre la válvula de entrada de los gases de escape

a la caldera y sobre el caudal de la bomba del circuito. Estos puntos

coinciden con los de entrada y salida de las máquinas de absorción.



FRÍO

• Controlaremos la temperatura de entrada y salida de los 6

intercambiadores de calor que entregan su potencia al circuito

principal. En los intercambiadores de alta temperatura la entrada al

primario debe ser 94º C y la salida 80º C. El secundario del mismo

debe entrar a 70º C y salir a 90º C. El intercambiador de baja

temperatura en el circuito de refrigeración de los motores debe tener la

entrada del primario a 92º C y la salida a 82º C. Estos valores nos

permitirán actuar sobre las bombas principales de los circuitos.

• Controlaremos la temperatura del agua de salida de las torres de

refrigeración de los grupos de cogeneración y de las máquinas de

absorción. Esto nos permitirá actuar sobre las válvulas de tres vías o

sobre el caudal de las bombas de los circuitos para conseguir la

temperatura deseada en cada caso.

• Temperatura de entrada y salida de las calderas auxiliares. Se

controlará para poder pilotar las válvulas de entrada a las mismas y

quemar más o menos gas para cada caso.

• Temperaturas de entrada y salida de los circuitos de agua fría de las

máquinas de absorción. Regulará el caudal de las bombas.

• Temperatura de entrada y salida de los equipos de refrigeración

auxiliares.

• Temperatura de entrada y salida del intercambiador de calor para ACS.

Se controlará la temperatura de entrada y salida del primario que deben

ser de 90º C y 70º C respectivamente. También se controlará la

temperatura de salida del secundario que deben ser de 50º C.

Todas las variables mencionadas se controlarán desde el puesto de control

de la instalación mediante PC equipado con módem.

3.2.2.2 Modo de funcionamiento eléctrico

La instalación se ha concebido para funcionar siempre en paraleleo con la

red vertiendo toda su energía a la misma y percibiendo las retribuciones

pertinentes. Sin embargo la instalación podrá funcionar en isla o en paralelo con la

red. La tensión nominal de los generadores es 380 V. Los alternadores

alimentarán el grupo de transformadores 380 V/20 kV que conectará con la red.



FRÍO

Para ello tendremos las protecciones y sistemas de control adecuados para

funcionar en ambos modos.

3.2.3 Prevención y seguridad

La instalación deberá cumplir con los requerimientos de la Ley de

Prevención de Riesgos Laborales y con la normativa de Instalaciones Eléctricas y

de Cogeneración existente. Entre los elementos de seguridad previstos se

encuentran los siguientes:

• Detectores de humos y de temperatura, tanto en la sala de motores

como en la de calderas e intercambiadores

• Instalación de un sistema de extinción automática por CO2, compuesto

por 26 botellas de 45 kg. De CO2 y su correspondiente colector de

tubería.

• Red de extintores portátiles de 6 kg de polvo polivalente y de 5 kg de

CO2 distribuidos según la normativa de protección contra incendios.

• Red de bocas de incendio equipadas.

3.2.3.1 Mantenimiento

El mantenimiento de los motores deberá ser fundamentalmente de tipo

predictivo, a través de un control y análisis del aceite de lubricación para

identificar los posibles modos de fallo. Se realizará de forma periódica y durante

el funcionamiento normal de los motores.

Para las operaciones de mantenimiento rutinario se aprovecharán los

periodos de parada de cada motor, consiguiéndose así una disponibilidad total de

la planta mucho mayor.

Para realizar el plan de mantenimiento oficial, y dentro de las diferentes

revisiones, se suministrarán los siguientes materiales:

• Bujías de encendido y arandelas

• Filtros de aceite

• Filtros de aire

• Juntas de balancines y de culatas



FRÍO

• Elementos para la revisión de la bomba de agua que se realiza a las

10.000 horas

• Elementos para la realización de la revisión de las 24.000 horas.

(incluye filtros, juntas, segmentos y casquillos)

A lo largo del periodo de la vida del motor se realizan las siguientes

inspecciones:

• Cada 1.500 horas se hace una inspección general.

• A las 3.000 horas se hace una inspección ampliada.

• A los 12.000 se hace un reacondicionamiento intermedio

• A los 24.000 se hace un reacondicionamiento intermedio ampliado

• A las 48.000 horas se realiza una reacondicioanmiento general

3.2.3.1.1 Circuito de agua

El control de la colmatación de los filtros de agua del circuito de

recuperación térmica se llevará a cabo mediante la instalación de manómetros

diferenciales aguas arriba y debajo de cada filtro.

El intercambiador y el circuito de calefacción se revisarán en los meses de

verano mientras que el filtro se revisará en los meses de invierno. La instalación

de ACS se inspeccionará de forma periódica para evitar la acumulación de

suciedad.

3.2.3.1.2 Máquinas de absorción

El principal riesgo que existe para las máquinas de absorción es la

cristalización. Este tema está ampliamente desarrollado en el apartado de

cristalización de la memoria descriptiva.

3.3 ELEMENTOS DE LA INSTALACIÓN

En este apartado se describen las características básicas de los elementos

más importantes de la instalación.

3.3.1 Módulos de cogeneración

Se ha optado por 3 módulos de cogeneración DEUTZ TBG 620 V12 K.

Cada módulo consiste en un motor alternativo de gas natural con 12 cilindros



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1.050 kW mecánicos con motor de arranque BOSCH 24 Vcc todo ello acoplado a

un generador síncrono de 1.019 kWe.

En resumen:

Características de los motores

Disposición En V 90º

Nº de cilindros 12

Ciclo de trabajo Otto

Sistema de arranque Eléctrico

Cilindrada Total 5311 cm3

Relación de compresión (ε) 12

Presión media efectiva 7-17 bar

El motor funciona con mezclas pobres con excesos de aire desde 1 hasta

1,7.

3.3.1.1 Sistema de refrigeración del motor

Este sistema es el que nos permite aprovechar el calor proveniente del

bloque del motor. El calor evacuado en condiciones nominales es de 478 kW. El

caudal de refrigeración es de 11,43 kg/s entrando al motor a 82º C y saliendo del

mismo a 92º C.

3.3.1.2 Generador síncrono

Los motores vienen equipados con un generador síncrono Leroy Somer o

similar. La disposición del generador es la de un alternador de polos interiores con

estator de polos interiores y rotor de polos salientes, regulador de voltaje y coseno

de phi alimentados por una excitatriz de imán permanente.

3.3.2 Caldera de recuperación de los gases de escape

El calor de los gases de escape se recupera en una caldera de tubos cuyo

diseño constructivo, si pirotubular o acuotubular, lo determina el fabricante con

los datos que hemos obtenido en la sección de cálculos de este proyecto. En

resumen:



FRÍO

Caldera de recuperación

Calor intercambiable 678 kW

Rendimiento ≈1 -

Temperatura de humos 515 ºC

Circuito de agua Verano Invierno

Temperatura de entrada 92º C 80º C

Temperatura de salida 110º C 94º C

Caudal de agua 9,01 kg/s 11,58 kg/s

Caudal de humos 1,53 kg/s

Se instalará una caldera de recuperación por cada motor. La caldera

básicamente consta de las siguientes partes:

• Cámara de entrada con conexiones para limpieza

• Haz de tubos intercambiadores

• Cámara de salida con conexiones para limpieza y con purga de

condensados

• Elemento termoeléctrico para registrar la temperatura de los gases de

escape en la salida del intercambiador.

• Elemento termoeléctrico para medir la temperatura en la superficie de

intercambio.

• Válvula de seguridad para vigilar el agua caliente de proceso.

3.3.3 Máquinas de absorción

El agua fría para el circuito principal de agua fría para climatizadores en

verano se hará mediante 3 máquinas de absorción de efecto doble TRANE ABS-

S10 con necesidades de 678 kW de potencia en el generador y con una potencia

efectiva de agua fría de 746 kW. En resumen:

Máquina de Absorción

Generador

Potencia térmica necesaria kW 678



FRÍO

Temperatura de entrada del agua ºC 110

Temperatura de salida del agua ºC 92ºC

Caudal de agua m3/hora 32,44

kg/s 9,01

Condensador- Absorbedor

Potencia necesaria kW 1187,5

Temperatura de entrada ºC 29

Temperatura de salida ºC 40

Caudal de agua de refrigeración m3/hora 92,9

kg/s 25,8

Evaporador

Potencia frigorífica obtenida kW 745,8

Temperatura de entrada ºC 12

Temperatura de salida ºC 7

Caudal de agua para climatización m3/hora 128,46

kg/s 35,68

3.3.4 Intercambiadores de calor

La transferencia de calor desde los circuitos de recuperación de los

motores, refrigeración de camisas y humos de escape, se realiza en 6

intercambiadores de calor principales, 2 por cada motor. Cada motor dispone de

un intercambiador de calor con capacidad de intercambio de 478 kW en el circuito

de baja temperatura de la refrigeración de las camisas y otro intercambiador en su

circuito de recuperación de los gases de escape con una capacidad de intercambio

de calor de 678 kW. En resumen:

Intercambiadores de calor principales

Intercambiador de circuito de recuperación de los gases de escape

Potencia intercambiable 678 kW

Circuito primario Invierno Verano

Temperatura de entrada 94º C 110º C



FRÍO

Temperatura de salida 80º C 92-96º C

Caudal 11,58 kg/s variable

Circuito secundario

Temperatura de entrada 70 º C

Temperatura de salida 90 º C

Caudal 8,11 Kg/s

Intercambiador del circuito de refrigeración del motor

Potencia intercambiable 478 kW

Circuito primario



Caudal 11,43 Kg/s

Circuito secundario



Caudal 5,72 Kg/s

Además de estos 6 intercambiadores principales existe un séptimo

intercambiador de calor en el circuito de agua caliente sanitaria. Este

intercambiador recibe agua aliente a 90º C en el circuito primario saliendo del

mismo a 70º C mientras que en el secundario entra a temperaturas variables a lo

largo del año de entre 8 y 12º C y saliendo del secundario a 50º C. La potencia

térmica de calor intercambiable es de 700 kW.

3.3.5 Acumuladores de A.C.S

Se dispondrán dos acumuladores de acs cada uno de 2.000 L con las

características siguientes:

• El material de construcción será AISI 316

• Dispondrán de un medidor de temperatura tanto a la entrada como a la

salida

• Dispondrán de válvulas de alivio para evitar sobretensiones

3.3.6 Bombas hidráulicas



FRÍO

Existen 5 bombas a instalar por cada motor, 2 en el circuito de

refrigeración del motor y 3 en el circuito de la caldera de recuperación. Además se

instalarán bombas auxiliares para las torres de refrigeración de los módulos de

cogeneración y para las máquinas de absorción. Las bombas hidráulicas se

detallan en el apartado de cálculos.

3.3.7 Aeroenfriadores

Los aeroenfriadores se colocan en los circuitos de refrigeración de los

motores en paralelo con los intercambiadores de calor para el circuito principal de

agua caliente. Los aeroenfriadores entran en funcionamiento cuando el calor

intercambiado en los intercambiadores no es suficiente para bajar la temperatura

de retorno al motor hasta los 82º C nominales. Además de esto los aeroenfriadores

deben ser capaces de disipar todo el calor de estos circuitos ya que si se avería el

intercambiador de calor del circuito el motor debe seguir funcionando para

producir por lo menos electricidad y necesita evacuar este calor en los

aeroenfriadores. Las características principales de los mismos son:

• Haces tubulares aleteados. Núcleos tubulares de cobre, con aleas

continuas. El conjunto está sostenido por medio de chapas

transversales perforadas y por el bastidor. La alimentación del haz

tubular se realiza por medio de bridas PN16 que van soldadas a los

colectores de distribución de cobre. Estos colectores tienen aireación

en la parte más alta así como un vaciado en la parte más baja.

• Los paneles laterales son de acero e incorporan orejetas para izado de

los haces. El tratamiento de la totalidad de su superficie, incluido las

chapas soportes embellecedores, se realiza mediante un galvanizado en

caliente más una protección adicional anticorrosiva denominada

“Sorabond”. Este tratamiento consiste en un desenrase, un cromado y

la aplicación de resinas de epoxy que confieren a las superficies

tratadas un excelente comportamiento frente a la corrosión.

• Caja de aire y estructura soporte. Se realiza de planchas de acero

galvanizado ensambladas con remaches. Esta caja descansa sobre

varios picos soporte. El conjunto se trata contra la corrosión son el

procedimiento “Sorabond” antes mencionado. Unos tabiques



FRÍO

independientes interiores permiten el funcionamiento de los

ventiladores de forma independiente.

• Caja de conexiones. Las conexiones de todos los motores están fijados

en la parte frontal del aerorefrigerante, encima de los colectores. Es

hermética, IP65 y ejecución estándar. Ontiene una regleta sobre la cual

van conectados todos los motores eléctricos. No se incluyen cables de

puesta a tierra no cableado exterior de potencia.

• Ventiladores. Equilibrados según VDI y montados directamente sobre

el eje del motor. Palas de acero galvanizado. Los motores son

elécticos, protección IP55, clase F con carcasa de aluminio al 95%.

3.3.8 Centro de cogeneración

Para la instalación se construirá una pequeña sala adosada al hospital en la

que se dispondrán todos los cuadros eléctricos, mando de control y máquinas.

Los cuadros eléctricos tendrán los siguientes elementos:

• 2 celdas de protección de grupo cada una con:

- Embarrado trifásico aislado de 1000 A

- Embarrado de puesta a tierra y seccionador

- Interruptor automático de corte de SF6 de 630 A, 420 V y

poder de corte de 20 kA.

- Tres transformadores de tensión

- Tres transformadores de intensidad

- Indicador de tensión, bobina de mínima, cierre y disparo a 48

Vcc.

• 1 celda de salida al centro de distribución en 7,2 kV conteniendo:

- Embarrado trifásico aislado a 1000 A

- Interruptor de corte de SF6 de 630 A, 420 V y poder de corte

de 20 kA.

- Tres transformadores de intensidad

- Embarrado puesta a tierra.

- Indicador de tensión

• 1 Celda de sincronismo de barras a 380 V conteniendo:

- Embarrado trifásico a 1000 A



FRÍO

- Embarrado de puesta a tierra

- Fusibles para los transformadores de tensión

- Tres transformadores de tensión doble de secundario

- Indicador de tensión

Para el control, mando y protección de la cogeneración se preverá un

cuadro que incluirá la siguiente información:

• Sinóptico de la instalación

• Indicadores de posición de los interruptores

• Alarma de transformadores y su tratamiento

• Distribución de los circuitos de c.a. y c.c.

• Enclavamiento de interruptoes

• Mando manual- distancia de las alarmas

• Disparo de emergencia de los grupos

• Reposición de disparos

• Voltímetro con conmutador para tensiones de barras y grupos.

3.3.8.1 Dispositivos y protecciones de la instalación

Para proteger la instalación eléctrica se instalarán dispositivos que detecten

y actúen ante los siguientes fallos:

• Sobrecarga y cortocircuito: Se ajustarán los interruptores automáticos a

los valores de 1,1*In para sobrecarga y 2,5*In para cortocircuito.

• Sobrecarga y cortocircuito con direccionalidad: Nos permite mantener

el servicio de los generadores cuando falle uno de los tres.

• Máxima y mínima tensión: Podemos tener sobretensiones por

maniobra o por defectos de regulación. Como valores de ajuste

tendremos 1,4*Un para valores instantáneos y para valores

prolongados tendremos 1,1*Un

• Máxima y mínima frecuencia: Desconecta los equipos generadores de

la red cuando se detectan irregularidades en la frecuencia de la red.

• Desequilibrio de fases: Se pueden producir por asimetría de las

reactancias de la red de transporte, por cargas desequilibradas, por

faltas desequilibradas y por fases abiertas. Para protegernos tendremos

un relé de sobreintensidad y un relé de tiempo inverso.



FRÍO

• Falta a tierra del estator: Para lo que se instalará un relé de tensión

homopolar y un relé de intensidad homopolar.

• Protección diferencial: Se instalará un interruptor diferencial en bornes

de la máquina para detectar faltas de intensidad en alguno de los

bobinados.

Relés Regulación Objetivo de la protección

1. Equipo de protección de la

interconexión red-instalación

Interruptor automático

Poder de corte para desconectar la

instalación de red

3 relés de mínima tensión instantáneos

entre fases 0,85*Un

Para detectar defectos bifásico y

trifásicos

Relé de máxima tensión 1,1*Un

Para detectar la marcha en red

separada

Relé de máxima tensión homopolar Protección defectos fase-tierra

Relé de máxima y mínima frecuencia 49 y 51 Hz Marcha anormal con la red separada

3 relés instantáneos de máxima intensidad 1,1*In Protección contra sobrecarga

Teledisparo

Evita que la central quede

alimentando a la red de forma

separada

2. Equipo de protección de la instalación

o central

Relé de enclavamiento de sincronismo

Evita conectar fuera de sincronismo

o a la red sin tensión

Sincronizador automático Facilita la conexión

3.3.8.1.1 Distribución

La realización de este montaje será por zanja cuando sea necesario y

visible en bandejas para la colocación de los cables.

La distribución de alumbrado se realizará con luminarias fluorescentes

estancas de AC, protección IP-55 para interior, en las zonas exteriores se

montarán luminarias apropiadas, previéndose luminarias autónomas de

emergencia con la disposición oportuna.



FRÍO

La distribución de la malla de tierra se realizará con mall enterrada con

picas cobreadas de 1,5 m de longitud y cable de cobre de 70 mm2 de sección.

Los alternadores irán convenientemente puestos a tierra a través de una

pica con las características anteriormente mencionadas.

Cada equipo y armario se conectará a tierra mediante cable de cobre de 35

mm2 de sección.

3.4 OBRA CIVIL

Para la implantación de la planta de trigeneración se construirá una nueva

edificación adosada al hospital que incluirá las siguientes partes fundamentales:

• Recinto de módulos de cogeneración con estructura de apoyo para la

instalación de un puente grúa.

• Recinto de calderas y chimeneas

• Recinto auxiliar

• Sala de instalaciones eléctricas

• Sala de control

• Obras complementarias:

- Estructura de apoyo para las torres de refrigeración

- Estructura de apoyo para los filtros de aire de los motores

- Estructura de apoyo para los depósitos de aceite

- Drenaje de aguas resultantes de la purga d ela caldera y el

tanque de descalcificación.

- Cimentos de equipos, principalmente de la caldera y de los

motores

- Canaletas de cables y tuberías

- Drenaje de goteos de calderas, condensados y aguas de

baldeo.

3.4. Descripción de los espacios

El edificio en planta única tiene las siguientes partes:

• Recinto de módulos de cogeneración con 285 m2 (19x17 m)

• Recinto de máquinas de absorción de 144 m2 (16x9 m)

• Recinto auxiliar de 47m2 (8,5x5,5 m)



FRÍO

• Sala de instalaciones eléctricas de 47m2 (8,5x5,5 m)

• Sala de control de 47m2 (8,5x5,5 m)

• Distribuidor de entrada de 25 m2 (4,5x5,5 m)

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