(3-4 COGENERACIÓN [Modo de compatibilidad])

TECNOLOGIA ENERGÉTICA

2. LA COGENERACIÓN

1

2. LA COGENERACIÓN

1. Concepto y aspectos generales2. Ventajas que aporta la cogeneración3. Clasificación por tipos de instalaciones4. Características de los motores utilizados. Elección del tipo

de motor5. Parámetros cuantificadores6. Situación de la cogeneración en España7. Legislación aplicable8. Análisis económico de inversiones de ahorro energético.

2

3

1. CONCEPTO DE COGENERACIÓN

CENTRAL TÉRMICA

USUARIO

COMBUSTIBLE

RED ELÉCTRICA

COMBUSTIBLE ELECTRICIDAD

CALORGENERADOR TÉRMICO

COGENERACIÓN

COMBUSTIBLE PLANTA DE

COGENERACIÓNUSUARIO

SISTEMA CONVENCIONAL

ELECTRICIDAD

CALOR

4

SISTEMAS DE PRODUCCIÓN DE ENERGÍA MECÁNICA Y CALORI FICA

5

INTERÉS DE LA COGENERACIÓN

Ahorro de energía primaria

2. LA COGENERACIÓN



6

7

VENTAJAS INCONVENIENTES

- AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA

- DIVERSIFICACIÓN ENERGÉTICA

- DISMINUCIÓN DE CONTAMINACIÓN

- AHORRO ECONÓMICO

- AUMENTO DE LA GARANTÍA DE SUMINISTRO

- DISMINUCIÓN DE LA POTENCIA DE RESERVA

- UTILIZACIÓN MÁS EFECTIVA DE LOS MEDIOS DE PRODUCCIÓN

- AHORRO ECONÓMICO - INVERSIÓN ADICIONAL

- MAYOR GARANTÍA DE SUMINISTRO - AUMENTO DE CONTAMINACIÓN LOCAL.

PAIS

COMPAÑÍAS ELECTRICAS

USUARIOS

- NORMATIVA

- REGULACIÓN DE LA RED. - REDUCCIÓN DEL MERCADO.

2. VENTAJAS DE LA COGENERACIÓN

2. LA COGENERACIÓN



8

9

4. CLASIFICACIÓN POR TIPOS DE INSTALACIONES

SEGÚN LA CONFIGURACIÓNELÉCTRICA

SISTEMA AISLADOSISTEMA INTEGRADO

SEGÚN LA SECUENCIAGENERACIÓN-CONSUMO

CICLOS DE CABECERACICLOS DE COLA

SEGÚN EL TIPO DE MOTOREMPLEADO

TURBINA DE VAPORTURBINA DE GASCICLOS COMBINADOSMOTORES DE COMBUSTIÓN ALT.

10

PLANTA DE COGENERACIÓN

GENERADOR TÉRMICO

USUARIO

ENERGÍA TÉRMICA

ENERGÍA ELECTRICA

ENERGÍA TÉRMICA

PLANTA DE COGENERACIÓNUSUARIO

ENERGÍA TÉRMICA

ENERGÍA ELÉCTRICA

RED ELÉCTRICA

COMBUSTIBLE

COMBUSTIBLE

COMBUSTIBLE

SISTEMA INTEGRADO

SISTEMA AISLADO

Tipos de cogeneración según la configuración eléctrica

11

Tipos según la secuencia generación-consumo

� Turbina de vapor

Tipos según el motor empleado

12

Caldera de vapor

TVFluido a calentarWu≈25%

Qu≈60%

Combust.

Electricidad

Calor

13

Turbina de gas, en ciclo simple

c

c.c.

TG

C. R.

Wu≈30%

Qu≈55%

Combustible

Aire

Humos

Humos

Agua

Vapor

C.R. Caldera de recuperación de calor

Tipos según motor empleado

Electricidad

Calor

14

Ciclo combinado de TG -TV

c

c.c.

TG

C. R.

Wu≈40%

Qu≈42%

Combustible

Aire

HumosHumos

Agua

Vapor

C.R. Caldera de recuperación de calor

TV

Vapor

Vapor


Electricidad

Calor

Motor de Combustión interna alternativo (MCIA)

15

Combust.

Humos

Qu≈25% Wu≈45%

Qu≈20%


Electricidad

Calor

Calor

2. LA COGENERACIÓN



16

17

TURBINA DE VAPOR TURBINA DE GAS MOTOR ALTERNATIVO

< 1.300 MW < 200MW <35MW

MAYOR CONSUMO DE AGUA FILTROS ADMISIÓN CIMENTACIÓN PESADA

SILENCIADORES RUIDOS Y VIBRACIONES

MEDIA-BAJA ALTA MEDIA-ALTA

MALA MEDIA BUENA

25-30 AÑOS 15-25 AÑOS 10-20 AÑOS

RENDIMIENTO ELECTRICO 35-40% 30-35% 38-45%

55-65% 50-60% 35-50%

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

CADA 3 AÑOS CADA 2 AÑOS CADA AÑO

RENDIMIENTO TÉRMICO

REDUCCIÓN DEL RENDIMIENTO A MEDIA CARGA

MANTENIMIENTO

REQUERIMIENTOS ESPECÍFICOS

CALIDAD DEL COMBUSTIBLE

FACILIDAD DE ARRANQUE

VIDA ÚTIL

PARÁMETRO

RANGO USUAL DE POTENCIAS

4. RESUMEN DE CARACTERÍSTICAS DE MOTORES

18

4. CRITERIOS DE ELECCIÓN DEL TIPO DE MOTOR

CRITERIOS M.C.I.A. TURBINA DE GAS TURBINA DE VAPOR

POTENCIA ELÉCTRICADEMANDADA

BAJA15 – 3.000 kW

MEDIA – ALTA0,5 – 200 MW

ALTA0,1 -500 MW

CARGA PARCIAL SI NO NO

RELACIÓN ELECTRICIDAD/CALOR

0,75-1,24 0,52-1,57 0,09-0,59

TIPO DE COMBUSTIBLE G.O / G.N. G.N. F.O. / G.N.

NIVEL TÉRMICO DEMANDADO

BAJO-MEDIODOS NIVELES

ALTO T>150ºCVAPOR > 2 BARES

ALTO

ARRANQUE DIARIO SI NO NO

APLICACIONES SECADOAGUA CALIENTE

VAPOR B.P.

SECADOVAPOR M.P.

VAPOR A.P.

2. LA COGENERACIÓN



19

20

5. PARÁMETROS CUANTIFICADORES

RENDIMIENTO ELECTRICO

RENDIMIENTO TERMICO

RENDIMIENTO GLOBAL

RELACIÓN ELECTRICIDAD-CALOR

F

EE =η

SISTEMA DECOGENERACIÓN

F E

HCombustible

Electricidad

Calor

H

EC

F

HEF

HH

=

+=

=

η

η

F

E=η

21


AHORRO DE ENERGIA PRIMARIA: AEP

FHf

H

Ef

EAEP −+=

ηη ReRe

Ref Eη : Valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de electricidad.(*)

Ref Hη : Valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de calor.(*)(*) Ver guía técnica.

Energía necesaria para generar E, por separado: E / Ref Eη

Energía necesaria para generar H, por separado: H / Ref Hη

Energía necesaria para cogenerar E y H: F

Ahorro de energía primaria:

22


RENDIMIENTO ELECTRICO EQUIVALENTE


F E

HCombustible

Electricidad

Calor

F

E=η

Ref Eη : Valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de electricidad.(*)

Ref Hη : Valor de referencia de la eficiencia para la producción separada de calor.(*)(*) Ver guía técnica.

AEPEf

EE

Hf

HF

EREE

−=

−=

ηη ReRe

23


AHORRO PORCENTUAL DE ENERGIA PRIMARIA: PES

PES

HfEfHfF

H

EfF

EPES

Hf

H

Ef

EF

Hf

H

Ef

E

FHf

H

Ef

E

Hf

H

Ef

EAEP

PES

HE=

+−=

+

−=

+−=

+

−+=

+=

ηηηη

ηηηη

ηη

ηη

ηηReRe

11

ReRe

11

ReRe

1

ReRe

ReRe

ReRe

24

E ( ηηηηΕΕΕΕ ) H ( ηηηηΗΗΗΗ ) η(minimo) C REE

0,25 0,20 0,8 0,45 0,43

0,15 0,60 0,75 0,40 0,75

0,30 0,55 0,75 0,55 0,77

0,40 0,42 0,8 0,95 0,75

0,41 0,40 0,75 0,75 0,74

TURBINA DE GAS

CICLO COMBINADO

M.C.I.A. Diesel

( Para F= 1 y rendimientos de instalaciones convenc ionales eléctrico de 0,33 y térmico de 0,9 )

INSTALACIÓN

TURBINA DE VAPOR CONDENSACIÓN, EXTRACCIÓN

TURBINA DE VAPOR DE CONTRAPRESIÓN

VALORES TÍPICOS PARA DISTINTAS INSTALACIONES

2. LA COGENERACIÓN



25

6. SITUACIÓN DE LA COGENERACIÓN EN ESPAÑA

26

Potencia eléctrica instalada en España (2012): 102. 524 MWParticipación de la Cogeneración: 6.196 MW


27


28


29


30


31


32

33


Potencial de cogeneración

2. LA COGENERACIÓN



34

35

Resumen historial legislativo

� R.D. 2366/1994� SÓLO SE PUEDE EXPORTAR LA ENERGIA ELÉCTRICA

EXCEDENTE.

� R.D. 2818/1998� HAY QUE CONSUMIR COMO MÍNIMO EL 30 % DE LA ENERGÍA

ELÉCTRICA PRODUCIDA.

� 2002 :LIBERALIZACIÓN DEL MERCADO ELÉCTRICO� R.D. 841/2002

� RECONOCE A LA COGENERADORA COMO UNA PLANTA ELÉCTRICA MAS.

� R.D. 436/2004� RECONOCE UN “RÉGIMEN ESPECIAL” PARA EL

COGENERADOR.

7. LEGISLACIÓN APLICABLE

36

7. LEGISLACIÓN APLICABLE

� R.D. 616/2007 Fomento de la Cogeneración

1. Establece criterios para acogerse al régimen especi al de

producción eléctrica.

2. Utiliza como criterios de eficiencia:1. La eficiencia global2. El ahorro de energía primaria

3. Establece como valor de referencia la eficiencia de la producción separada de calor y electricidad que se pretende sustituir.

4. Fija exigencias de eficiencia global anual:1. M.C.I.A. ≥ 75 %2. T.G. ≥ 75 %3. T.V. ≥ 80 %

37

7. LEGISLACIÓN APLICABLE� R.D. 661/2007 Regulación de la actividad de produc ción de

energía en régimen especial.1. Sustituye al R.D.436/2004.2. Limita la producción de electricidad de cogeneració n en

relación con el calor útil.3. Clasifica las instalaciones en:

1. Categorias2. Grupos 3. Subgrupos

4. Régimen económico Permite dos opciones:

1. Ceder la energía eléctrica al sistema: Tarifa regul ada fija para cada tipo, mas una prima.

2. Vender en el mercado: Al precio del mercado mas una prima.

Complementos (en ambos casos):� Por eficiencia� Por energía reactiva

2. LA COGENERACIÓN



38

39

1 ANÁLISIS DEL CONSUMO DE ENERGÍA ACTUAL

2 DEFINIR ALTERNATIVAS DE LA NUEVA INSTALACIÓN DE CO GENERACIÓN

3 ESTUDIO DE LAS ALTERNATIVAS

3.1 GASTOS SIN PLANTA DE COGENERACIÓN

3.2 GASTOS CON PLANTA DE COGENERACIÓN

3.3 AHORROS POTENCIALES

4 ELABORAR EL PRESUPUESTO DE LA INVERSIÓN

5 ESTUDIO DE LA RENTABILIDAD DE LA INVERSIÓN

6 ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD

8. ANÁLISIS ECONÓMICO DE INVERSIONES

40

1. Análisis del consumo actual

ENERGÍA ELÉCTRICA

� CONSUMOS ACTUALES� DISTRIBUCIÓN DEL MISMO

� PUNTA, VALLE, LLANO� ANUAL (ESTACIONAL)

� FACTURAS CORRESPONDIENTES

ENERGÍA TÉRMICA

� CONSUMOS� BALANCE ENERGÉTICO (DIAGRAMA DE FLUJOS)

� ESTRATIFICACIÓN DEL CONSUMO� DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA (CURVA MONÓTONA ANUAL)� PREVER DEMANDAS FUTURAS

� FACTURAS DE COMBUSTIBLES

41

2. Definir alternativas de cogeneración

PLANTEAR POSIBLES ALTERNATIVAS PARA SATISFACER LA D EMANDA� SI TODA LA DEMANDA TÉRMICA: SOBRARÁ ELECTRICIDAD, Q UE SE VIERTE A LA RED

� SI TODA LA DEMANDA ELÉCTRICA: FALTARÁ ENERGÍA TÉRMI CA, NECESITARÁ UN APOYO

� OTRAS, SI LA VARIABILIDAD DE LA DEMANDA ES MUY GRAN DE

REALIZAR LOS BALANCES ENERGÉTICOS ANUALES� NUEVOS CONSUMOS DE COMBUSTIBLES

� GENERACIÓN ELÉCTRICA CORRESPONDIENTE

� TRADUCIR A TÉRMINOS ECONÓMICOS

SE SUELEN REALIZAR TRES BALANCES� BALANCE HORARIO MEDIO (ANUAL/HORAS DE OPERACIÓN): P ARA ESTIMAR RENDIMIENTOS

APROXIMADOS� BALANCE HORARIO MÁXIMO: PARA DISEÑO DE EQUIPOS Y EV ALUACIÓN DE LA INVERSIÓN� BALANCE HORARIO MÍNIMO: PARA DISEÑO DE LA REGULACIÓ N

42

3. Estudio de las alternativas

3.1 GASTOS SIN PLANTA DE COGENERACIÓN

Fcald

ecd PH

PEη

+⋅


F E

HCombustible

Electricidad

Calor

Ed: Electricidad demandada

Pec: Precio electricidad comprada

H : Calor demandado

PF: Precio del combustible

ηcald : Rendimiento caldera convencional

43


3.2 GASTOS CON PLANTA DE COGENERACIÓN

Se pueden dar tres casos:

a) Objetivo: Cubrir demanda térmica y sobra electricidad.

Hd=Hp y Ep>Ed

b) Objetivo: Cubrir demanda térmica y falta electricidad.

Hd=Hp y Ep<Ed

c) Objetivo: Cubrir demanda eléctrica y falta calor

Ed=Ep y Hd>Hp

Hd: Calor demandado

Hp: Calor producido

Ep: Electricidad producida

Ed: Electricidad demandada

44


3.3 AHORROS GENERADOS

( )[ ]

( )[ ]

⋅+−+⋅−

+⋅=

⋅+−+⋅−

+⋅=

+−−⋅−

+= ⋅⋅

manpFcald

pdFF

caldecd

manpecpdFFcald

ecd

manpevdpFFcald

ecd

PEPHH

PFPH

PEAc

PEPEEPFPH

PEAb

PEPEEPFPH

PEAa

ηη

η

η

)

)

)

A: Ahorro generado

Pev: Precio electricidad vendida

Pman: Coste de Mantenimiento (€/kWe)

4. Presupuesto de la inversión

ELABORAR PRESUPUESTO ESTIMADO DE LA INVERSIÓN

� PEDIR OFERTAS DE EQUIPOS PRINCIPALES

� TURBINA/MOTOR/ALTERNADOR� CALDERA� EQUIPO ELÉCTRICO/SUBESTACIÓN/LÍNEA EVACUACIÓN� SERVICIOS AUXILIARES (AIRE, GAS, AGUA DE REFRIGERAC IÓN, ..)

� AÑADIR ESTIMACIÓN PARA:

� RESTO DE EQUIPOS� MONTAJE Y PUESTA EN MARCHA� ESTUDIOS, PROYECTOS Y DIRECCIÓN DE OBRA

45

46

5. Estudio de la rentabilidad de la inversión

CÁLCULO DEL CASH FLOW

ENTRADAS (Ingresos):

- Ahorros generados

SALIDAS (Gastos)

- Incremento de costes

- Amortización-Entradas = I

-Salidas = G

-Beneficio bruto = B = I – G

-Beneficio neto = Bn = (I – G) – Impuestos

-Recursos generados = Rg = Bn + Amortización

-Desembolso de capital = Dc = Capital (Inversión ) – Valor residual = C – Vr

-Cash Flow (Flujo de caja) F = Rg – Dc

-Factor de actualización = (1+ i)n i: tipo de interés anual en %

-Factor de descuento = 1/(1+ i)n n : número de años

47

5.1 CÁLCULO DEL CASH FLOW.

� Ejemplo:� Inversión: 50000�Vida útil: 4 años�Tasa de interés: 7% anual�Depreciación costante del 20% anual� Impuestos: 30% del Beneficio bruto� Conceptos Cantidad año 1 % incremento anualAhorro de energia 35000 5Coste de mano de obra 12000 6Otros costes 9000 10

5.1 CÁLCULO DEL CASH FLOW. Ejemplo

48

CONCEPTO TOTAL AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4

Ahorro en costes de energia(1) 150854,30 35000,00 36750,00 38587,50 40516,80

Ahorro en costes de mantenimiento(2) 0,00

Ahorro en mano de obra(3) 0,00

Ahorro en costes administrativos(4) 0,00

Otros ahorros(5) 0,00

TOTAL AHORROS(6) 150854,30 35000,00 36750,00 38587,50 40516,80

Incremento de costes de mantenimiento(7) 0,00

Incremento de costes de mano de obra(8) -52495,00 -12000,00 -12720,00 -13483,00 -14292,00

Incremento de otros costes (9) -41769,00 -9000,00 -9900,00 -10890,00 -11979,00

Amortización(-10) -40000,00 -10000,00 -10000,00 -10000,00 -10000,00

TOTAL INCREMENTO DE COSTES(11) -134264,00 -31000,00 -32620,00 -34373,00 -36271,00

Beneficio(12)=(6)-(11) 16590,30 4000,00 4130,00 4214,50 4245,80

Impuesto/Beneficio(13) (30%) -4977,09 -1200,00 -1239,00 -1264,35 -1273,74

Beneficio neto(14)=(12)+(13) 11613,21 2800,00 2891,00 2950,15 2972,06

Amortización(+15) 40000,00 10000,00 10000,00 10000,00 10000,00

Recursos generados antes de desembolso capital(16)=(14)+(15) 51613,21 12800,00 12891,00 12950,15 12972,06

Desembolso de capital(-17) -50000,00 -50000,00

Valor residual(18) 10000,00 40000,00 30000,00 20000,00 10000,00

Total dembolso(19)=(17)+(18) -40000,00 -50000,00 10000,00

FLUJO DE CAJA ANUAL(20)=(16)+(19) 11613,21 -50000,00 12800,00 12891,00 12950,15 22972,06

Factor de descuento(21) 1/(1+i)n

1,00000000 0,93457944 0,87343873 0,81629788 0,76289521

Flujo de caja actualizado(22)=(20)x(21) 51318,57 -50000,00 11962,62 11259,50 10571,18 17525,27

Flujo de caja actualizado acumulado(23) -50000,00 -38037,38 -26777,88 -16206,70 1318,57

FLU

JO D

E C

AJA

BE

NE

FIC

IOS

ALI

DA

SE

NT

RA

DA

S

5.1 CÁLCULO DEL CASH FLOW. Ejemplo

�Plazo de recuperación actualizado :

� 3+16206,7/(16206,7+1318,57)=3,92 años

�Valor actualizado neto :

� VAN=1318,57€

�Tasa interna de retorno :

� TIR=8,09%

49

PARÁMETROS DE RENTABILIDAD

50


PARÁMETROS DE RENTABILIDAD :

� Tiempo de retorno simple:

Es el tiempo que tarda en recuperarse la inversión inicia l.

BI

ANUALMEDIOBENEFICIO

INVERSIÓNTR ==

� Según este criterio, sólo se harán las inversiones cuyo TR sea razonablemente corto.

� Entre varias inversiones, se elegirá aquella cuyo T R sea menor.

51



� Valor actualizado neto (VAN):

Es el beneficio generado durante la vida del proyec to, en dinero de hoy.

Fi : Cash Flow correspondiente al año i

i : Tipo de interés anual

n : Duración o vida económica de la inversión

I 0 : Desembolso inicial o Inversión

� Según este criterio, sólo se harán las inversiones cuyo VA N sea positivo.� Entre varias inversiones, se elegirá aquella cuyo VAN s ea mayor.

( )∑ −+

=n

ni I

i

FVAN

00

1001

52



� TASA INTERNA DE RETORNO: T.I.R. = r

Es la tasa de descuento r que hace nulo el V.A.N. de una

inversión.

( )∑+

=n

ni

r

FI

00

1001

� Según este criterio sólo interesa realizar aquellos proyectos cuyo TIR (r) sea superior al coste del capital (i): r >i.

� Entre varias inversiones, se elegirá aquella cuyo TIR sea mayor.

53

� FACTORES A CONSIDERAR

� PRECIO DE ELECTRICIDAD /VENDIDA

� TENDENCIA DEL COSTE EVITADO

� PRECIO DEL COMBUSTIBLE

� TENDENCIA PRECIO (GAS NATURAL, PETRÓLEO)

� HORAS DE UTILIZACIÓN

� PREVER POSIBLES CAMBIOS FUTUROS

6. Análisis de sensibilidad

Bibliografia

� La energía en España 2011http://www.minetur.gob.es/energia/es-ES/Documents/E nergia_Espana_2011_WEB.pdf

� Cogeneración: Aspectos termodinámicos, tecnologicos y economicos. J.M. Sala L.

54

(3-4 COGENERACIÓN [Modo de compatibilidad])

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