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“Optimización del funcionamiento de una planta de cogeneración para su inclusión en el mercado liberalizado de la electricidad”

Justo Jiménez Calle

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0. Introducción El objetivo del proyecto es el estudio de una planta de cogeneración real, tanto desde el punto de vista económico como desde el punto de vista energético. Así pues, se trata de averiguar en qué condiciones de funcionamiento de la mísma se obtienen los mayores beneficios y en cuáles la planta funciona de la manera más eficiente en cuanto al uso de la energía. La planta de cogeneración opera con tres motores de gas natural, cuya energía eléctrica generada se aprovecha para cubrir las necesidades de una fábrica a la que la cogeneradora se encuentra asociada, exportándose el resto a la red. La energía térmica de los gases de escape así como la procedente de la refrigeración de los grupos se aprovecha a su vez para satisfacer las necesidades térmicas que también tiene la fábrica. Para la realización del estudio se ha partido de las condiciones en las que actualmente funciona la planta, condiciones que se han ido variando posteriormente con objeto de ver como se comporta la planta en cada nueva situación. Las modificaciones estudiadas son de muy diversos tipos, desde variaciones en el número de grupos en funcionamiento y grado de carga de los mismos hasta cambios en la forma de venta de la electricidad. Por otra parte, el documento se ha organizado de la siguiente forma: en primer lugar aparece una descripción de la planta de cogeneración y de la fábrica a la que se encuentra asociada. A continuación, un resumen acerca de la legislación que regula la actividad de producción en régimen especial, en particular la actividad de cogeneración. En tercer lugar se muestran los resultados obtenidos del estudio realizado en la planta y, por último, se analizan estos resultados así como las futuras líneas de actuación.



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1. Descripción de la planta 1.1 La fábrica LINASA es una industria jabonera dedicada a la fabricación de productos de limpieza y abrillantamiento. Se encuentra situada en la región de Murcia, próxima al municipio de Las Torres de Cotillas. Cuenta con una planta de cogeneración, la cual pertenece a la empresa LICA de la que LINASA es propietaria en casi el 100% de las acciones. Esta planta de cogeneración se encarga de abastecer las demandas térmicas y eléctricas de la fábrica en determinados períodos del día mientras que, en el resto, dichas demandas son satisfechas mediante una serie de equipos convencionales y mediante la compra de electricidad a la compañía distribuidora. A continuación de procede a detallar los requerimientos térmicos y eléctricos de la fábrica, así como la forma en que se satisfacen:

• Refrigeración de los moldes de las máquinas de inyección destinadas a la producción de envases de plástico. Para ello es preciso generar agua fría a una determinada temperatura. Un total de 8 máquinas enfriadoras convencionales con compresores de tornillo se encargan de producirla.

• Generación de vapor saturado a 5,5 bares destinado al calentamiento de

diferentes procesos de la fábrica. La generación de vapor se lleva a cabo en dos calderas convencionales con quemadores de gas natural.

• Producción de aire caliente para la atomización de detergente. El aire exterior se

calienta hasta 290ºC mediante un quemador de gas natural situado a la entrada de un secadero.

• Producción de agua destilada para procesos. De ello se encargan dos plantas de

ósmosis inversa.

• Energía eléctrica para hacer funcionar las máquinas de la fábrica. Para ello existe un contrato con la compañía eléctrica Iberdrola que le suministra la electricidad necesaria.

1.2 La planta de cogeneración 1.2.0 Introducción La planta de cogeneración, LICA, es propiedad de la empresa LINASA. Esta planta se encarga, por tanto, de abastecer los requerimientos energéticos (eléctricos y térmicos) de la fábrica a determinada horas, vendiendo los excedentes eléctricos a la compañía distribuidora.



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Se trata de una planta de energía estacionaria diseñada para una aplicación de carga base. La producción de energía eléctrica es en paralelo con la red pública de distribución aunque también puede funcionar en isla. El calor recuperado de los grupos generadores se aprovecha para producir energía térmica en forma de vapor, aire caliente y agua destilada. La planta funciona con gas natural como combustible principal y está acogida a régimen especial y al RD 2366/1994, grupo d (centrales de cogeneración). 1.2.1 Grupos generadores La planta funciona con tres grupos generadores WARTSILA 18V34SG de 4 920 kWe de potencia unitaria, por lo que la potencia bruta total es de 14 760 kWe. Son motores de combustión interna alternativos de encendido por chispa (“ciclo Otto”) de 18 cilindros en V y cuatro tiempos. Funcionan con gas natural siendo la combustión de “mezcla pobre” con objeto de reducir las emisiones de NOx. Disponen de turbocompresores de alimentación de aire así como de post-enfriadores del aire de carga a los cilindros. El control de los motores está basado en un sistema avanzado con microprocesador que garantiza unas altas prestaciones de los mismos y unos bajos niveles de emisión mediante el control de la combustión en cada cilindro. 1.2.2 Sistema eléctrico de potencia Los generadores son de tipo síncronos, sin escobillas, equipados con reguladores automáticos de tensión (AVR), tensión de generación de 6 kV, velocidad de sincronismo de 750 r.p.m. (4 pares de polos), acoplados directamente al motor correspondiente mediante acoplamientos elásticos. Cada uno de los grupos generadores se conecta directamente a un embarrado común de generación de 6 kV, desde el que se realizan las interconexiones con el resto del sistema eléctrico. La planta dispone de una única interconexión con la red de distribución pública, la cual se encuentra a un nivel de tensión de 66 kV. Para realizar este cambio de tensiones existe in transformador (principal) de 15 MVA 66/6 kV, grupo de conexión Dyn11, conectado por su lado de baja tensión con el embarrado de generación de 6 kV antes mencionado. El límite de la instalación se encuentra a la salida del transformador, en concreto tras los seccionadores de línea de 66 kV. Los equipos de medida se encuentran conectados al nivel de 66 kV.



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Por último, la línea de acometida o interconexión, propiedad de IBERDROLA, conecta la subestación particular de la planta con otra en la que se reduce nuevamente la tensión hasta 20 kV. Por otra parte, a la fábrica asociada a la planta (LINASA) se le suministra electricidad al nivel de 20 kV a través de un transformador elevador 20/6 kV conectado al embarrado de generación, disponiendo de un centro de medida para el registro de la energía suministrada situado en 20 kV. A los servicios auxiliares de la planta de cogeneración se les suministra desde el embarrado de generación a través de un transformador reductor 6/0,4 kV, cuyos equipos de medida se encuentran conectados en el lado de 6 kV. El sistema de 6 kV tiene su neutro conectado a tierra a través de una resistencia unida al neutro de la estrella del transformador principal o del alternador correspondiente (cuando la planta funciona en isla). El esquema del sistema eléctrico se muestra en el siguiente dibujo:

Figura 1. Esquema unifilar de la planta.



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1.2.3 Recuperación de calor La recuperación de calor de los grupos generadores se lleva a cabo sobre el circuito de refrigeración de agua de alta temperatura (HT) y sobre los gases escape. El circuito de agua de alta temperatura (HT) recupera el calor evacuado en las camisas de los cilindros así como en la primera etapa de enfriamiento del aire de carga (“intercooler”). El agua caliente generada en cada motor alimenta a una destiladora de agua (una por cada motor) que produce agua destilada de alta calidad, la cual se utiliza posteriormente como materia prima en la fábrica asociada. Como las necesidades de refrigeración del motor suelen ser superiores a la demanda de la destiladora correspondiente, el calor restante se disipa en unos aerorefrigeradores. Los gases de escape de cada motor se conducen hasta unos economizadores (uno por cada motor) que calientan aceite térmico desde 220ºC hasta unos 300ºC de temperatura, el cual es enviado a la fábrica asociada mediante circuito cerrado. Allí y mediante los intercambiadores adecuados se produce aire caliente (secadero) y vapor de agua para procesos (vaporizador de sólidos) y para una máquina enfriadora de absorción (generador de vapor). El aire caliente del secadero se emplea para el secado de la pulverización líquida de la materia prima. El vapor se utiliza en el proceso industrial para el calentamiento de distintos tanques así como para el suministro de calor a una cuarta planta destiladora de agua instalada en la planta de cogeneración. El vapor de la planta enfriadora aporta a ésta el calor necesario para la producción de agua fría, la cual de emplea a su vez para la refrigeración de los moldes de máquinas de inyección de envases de plástico. A continuación se muestra un esquema del aprovechamiento del calor contenido en los gases de escape para la producción de aceite a alta temperatura:

Figura 2. Detalle del economizador.



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El circuito de refrigeración de baja temperatura (LT), que recupera el calor procedente de la segunda etapa del enfriamiento del aire de carga (“intercooler”) así como del enfriamiento del aceite lubricante, pasa directamente por unos aerorefrigeradores agua-aire, por lo que el calor extraído no se aprovecha. Estos aerorefrigeradores están dimensionados para evacuar en un momento dado todo el calor de los motores, en caso de parada total de los sistemas de recuperación. A continuación se muestra un esquema de los grupos de cogeneración de la planta, con la recuperación de los gases de escape así como del calor de refrigeración:

M1100%

M2100%

M3100%

Eco1

Eco2

Ec o3

K

C

So pla nte aire

25º C

Aire25ºC

CB

Gases 450ºC

Gases chimenea

300ºC

Ref LTRef HT

Aero refrige rad ores

Vap or d estilado ra

D1

D2

D3

Ace ite 220ºC

CB

Sp D1D2D3

K

300ºC

Agua90ºC

Gases 500ª C

Agua 90ºC

Figura 3. Planta de cogeneración.



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Cabe destacar la presencia de una caldera (K) que no forma parte del sistema de cogeneración de la fábrica pero que se ha añadido para realizar el estudio; posteriormente se verá si resulta o no adecuada la colocación de la mísma. Esta caldera puede cubrir la demanda térmica de la fábrica en aquellos casos en los que los motores estén fuera de funcionamiento por razones de mantenimiento y no se desee hacer funcionar los equipos convencionales (calderas, enfriadoras por compresión mecánica etc.). También podría funcionar junto con los motores con objeto de controlar mejor la temperatura y caudal de los gases de entrada al economizador. La caldera produce agua caliente para las destiladoras, de manera que puede satisfacer ella sola las necesidades de destilación o servir de apoyo para los motores cuando la refrigeración de estos no sea suficiente. El siguiente esquema corresponde al circuito de aceite térmico, encargado de distribuir el calor recuperado de los gases de escape hacia los distintos equipos de la planta (intercambiador del secadero, vaporizador de sólidos y enfriadora de absorción); en estos últimos se producirán aire caliente, vapor y agua fría respectivamente, requeridos por la fábrica para su funcionamiento:

Figura 4. Circuito de refrigeración del aceite.



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2. Análisis de la planta 2.1 Datos de partida 2.1.1 Horario de funcionamiento La fábrica funciona ininterrumpidamente de lunes a sábado (hasta las 2 de la tarde), excepto días festivos de ámbito nacional. Las demandas térmicas y eléctricas son satisfechas gracias al sistema de cogeneración o mediante equipos convencionales cuando los grupos cogeneradores están fuera de funcionamiento. 2.1.2 Funcionamiento de los grupos de cogeneración La planta de cogeneración funciona de lunes a viernes (exceptuando festivos) en horario de punta y llano según el tipo 4 de discriminación horaria, lo que supone un total de 16 horas al día. La planta está diariamente a plena carga desde las 8 a las 24 h, para lo que se da la orden de arranque al primer grupo a las 7:40h y a los demás consecutivamente a las 7:43 y 7:46h, dándose orden de parada a los tres grupos a las 24h. En la tabla siguiente se muestran los distintos períodos horarios según el tipo 4 de discriminación horaria para la región de Murcia (zona 4), según se recoge en la Orden del 12 de Enero de 1995:

* Los fines de semana y festivos corresponden al período de valle. 2.1.3 Demanda térmica En las tres tablas siguientes se recogen las distintas componentes de la demanda térmica de la fábrica:

Tabla 2a Demandas térmicas de la fábrica 8-16h

FRANJA HORARIA

CAUDAL VAP

(Kg/h)

DEMANDA TÉRMICA

VAP SÓLIDOS

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

SECADERO (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

ABSORCIÓN (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

DEST 1-2-3 (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

TOTAL (kWht)

08:00 a 09:00 1566 1484 1434 1600 4518 2700 7218 09:00 a 10:00 1566 1484 1422 1600 4506 2700 7206 10:00 a 11:00 1566 1484 1258 1600 4342 2700 7042 11:00 a 12:00 1816 1810 1205 1600 4615 2700 7315 12:00 a 13:00 1996 1872 1205 1800 4877 2700 7577 13:00 a 14:00 1934 1880 1171 1800 4851 2700 7551 14:00 a 15:00 1863 1809 1155 1800 4764 2700 7464 15:00 a 16:00 1877 1812 1154 1800 4766 2700 7466

Tabla 1 Horas punta, llano y valle según tipo 4 de discriminación horaria (Región de Murcia) M i )MESES PUNTA LLANO VALLE

INVIERNO 17-23 8-17,23-0 0-8 VERANO 10-16 8-10,16-0 0-8



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Tabla 2b Demandas térmicas de la fábrica 16-24h

FRANJA HORARIA

CAUDAL VAP

(Kg/h)

DEMANDA TÉRMICA

VAP SÓLIDOS

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

SECADERO (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

ABSORCIÓN (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

DEST 1-2-3 (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

TOTAL (kWht)

16:00 a 17:00 1860 1800 1176 1800 4776 2700 7476 17:00 a 18:00 1816 1700 1193 1600 4493 2700 7193 18:00 a 19:00 1964 1823 1189 1600 4612 2700 7312 19:00 a 20:00 1900 1843 1245 1600 4688 2700 7388 20:00 a 21:00 1826 1740 1262 1500 4502 2700 7202 21:00 a 22:00 2059 1887 1277 1500 4664 2700 7364 22:00 a 23:00 1566 1484 1277 1500 4261 2700 6961 23:00 a 24:00 1566 1484 1277 1500 4261 2700 6961

En las tablas anteriores se muestran los valores de demanda térmica de los distintos equipos para un día cualquiera, estos datos se han obtenido realizando media horaria a lo largo del año. La planta trabaja sólamente entre las 8 de la mañana y las 12 de la noche, de ahí que sólo se den estos valores. Entre las 12 de la noche y las 8 de la mañana, las demandas térmicas de la fábrica son las siguientes:

Tabla 2c Demanda térmica de la fábrica 0-8h

FRANJA HORARIA

CAUDAL VAP

(Kg/h)

DEMANDA TÉRMICA

VAP SÓLIDOS

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

SECADERO (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

ABSORCIÓN (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

DEST 1-2-3 (kWht)

DEMANDA TÉRMICA

TOTAL (kWht)

00:00 a 01:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 01:00 a 02:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 02:00 a 03:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 03:00 a 04:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 04:00 a 05:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 05:00 a 06:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 06:00 a 07:00 1566 584 1277 0 1861 0 1861 07:00 a 08:00 1566 584 1390 0 1974 0 1974

Durante estas horas la cogeneración no funciona y son los equipos convencionales los encargados de satisfacer las demandas térmicas de la fábrica. El agua fría se produce mediante una serie de plantas enfriadoras convencionales, por lo que no hace falta cubrir la demanda del equipo de absorción. Por otra parte, la destilación tiene lugar por ósmosis inversa así que tampoco hay que cubrir la demanda de las destiladoras. El aire para el secadero se calienta mediante el quemador situado a la entrada del mísmo, que antes servía únicamente para ajustar la temperatura hasta los 290ºC.



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Así pues, la demanda térmica de las destiladoras 1, 2 y 3 y la de la planta de absorción son nulas durante estas horas. La del vaporizador de sólidos se reduce ya que no es necesario generar vapor para calentar la cuarta destiladora, pues toda la destilación se lleva a cabo con equipos de ósmosis inversa. Por el contrario, la demanda asociada a la producción de aire caliente para el secadero es la misma. En el gráfico siguiente se representa la demanda térmica total durante las 24 horas del día:

Demanda térmica

0

2000

4000

6000

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Q (k

Wht

)

Figura 5. Demanda térmica de la fábrica. 2.1.4 Demanda eléctrica La tabla siguiente corresponde a la demanda eléctrica de la fábrica y de los servicios auxiliares de la planta de cogeneración durante las horas de funcionamiento de la cogeneración:

Tabla 3a Demanda eléctrica de la fábrica y aux. 8-24h

FRANJA HORARIA

DEMANDA ELÉCTRICA

FÁBRICA (kWhe)

DEMANDA ELÉCTRICA SERVICIOS

AUX. (kWhe)

DEMANDA ELÉCTRICA

TOTAL (kWhe)

08:00 a 09:00 2266 392 2658 09:00 a 10:00 2184 389 2573 10:00 a 11:00 2153 398 2551 11:00 a 12:00 2174 468 2642 12:00 a 13:00 2159 472 2631 13:00 a 14:00 1936 472 2408 14:00 a 15:00 1774 475 2249 15:00 a 16:00 1838 472 2310 16:00 a 17:00 1899 471 2370 17:00 a 18:00 1926 469 2395 18:00 a 19:00 1998 469 2467 19:00 a 20:00 1919 472 2391 20:00 a 21:00 1974 473 2447 21:00 a 22:00 1956 476 2432 22:00 a 23:00 1838 476 2314 23:00 a 24:00 1849 457 2306



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Para las horas en las que no funciona la cogeneración, las demandas eléctricas son:

Tabla 3b Demanda eléctrica de la fábrica y aux. 0-8h

FRANJA HORARIA

DEMANDA ELÉCTRICA

FÁBRICA (kWhe)


AUX (kWhe)

DEMANDA ELÉCTRICA

TOTAL (kWhe)

00:00 a 01:00 2109 0 2109 01:00 a 02:00 2139 0 2139 02:00 a 03:00 2135 0 2135 03:00 a 04:00 2117 0 2117 04:00 a 05:00 2114 0 2114 05:00 a 06:00 2139 0 2139 06:00 a 07:00 2435 0 2435 07:00 a 08:00 2513 0 2513

Demanda eléctrica

0500

10001500200025003000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

kWhe

Figura 6. Demanda eléctrica de la fábrica y de los servicios auxiliares. 2.1.5 Cogeneración 24 horas En caso de funcionar las 24 horas del día la planta de cogeneración, estas demandas se verían modificadas en lo que se refiere al período entre las 12 de la noche y las 8 de la mañana, ya que:

• El agua destilada sería producida en cuatro destiladoras de vacío; las tres primeras calentadas por el agua de refrigeración de los motores y la cuarta por parte del vapor producido en el vaporizador de sólidos. Así pues, tanto la demanda térmica del vaporizador como la de las destiladoras 1, 2 y 3 se verían incrementadas. Puesto que la cantidad de agua destilada a producir se mantiene constante durante todo el día y se reparte igualmente entre las cuatro destiladoras, la demanda de cada una sería de 900 kWht.



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• La producción de agua fría se haría en la planta enfriadora de absorción; por

tanto la demanda térmica del vaporizador por absorción no sería nula en este caso sino la necesaria para satisfacer la potencia frigorífica requerida (el COP de planta de absorción es 0,5). En cambio la potencia eléctrica se vería reducida puesto que las enfriadoras de absorción no necesitan del funcionamiento de compresores (el COP de las máquinas enfriadoras por compresión es 3).

La nueva tabla de demandas se muestra a continuación:

Tabla 4 Demandas térmicas y eléctricas de la fábrica y aux. en cogeneración 0-8h

FRANJA HORARIA

DEMANDA TÉRMICA

VAP SÓLIDOS

(KWht)

DEMANDA TÉRMICA

DEST 1,2,3

(KWht)

DEMANDA FRIGORÍFICA

(kWht)

DEMANDA TÉRMICA

VAPORIZADOR ABSORCIÓN

(kWht)


AUX. (kWhe)

DEMANDA ELÉCTRICA

TOTAL (kWh)

00:00 a 01:00 1484 2700 650 1300 98 1990 01:00 a 02:00 1484 2700 650 1300 37 1959 02:00 a 03:00 1484 2700 650 1300 80 1998 03:00 a 04:00 1484 2700 650 1300 112 2012 04:00 a 05:00 1484 2700 650 1300 130 2027 05:00 a 06:00 1484 2700 650 1300 129 2051 06:00 a 07:00 1484 2700 800 1600 125 2293 07:00 a 08:00 1484 2700 800 1600 224 2470

Demanda térmica

6000

6500

7000

7500

8000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Figura 7. Demanda térmica de la fábrica con cogeneración las 24 horas.



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Demanda eléctrica

0

1000

2000

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

kWhe

Figura 8. Demanda eléctrica de la fábrica y auxiliares con cogeneración las 24 horas. 2.1.6 Motores Los grupos son WÄRTSILÄ 18V34SG, con una potencia mecánica de 5 098 kWm. y eléctrica de 4.920 kWe (rendimiento del alternador: 97%), de 4 tiempos, ciclo “Otto” de mezcla pobre de gas, turboalimentados y postenfriados por “intercooler” con 2 etapas de enfriamiento. La velocidad de sincronismo es de 750 r.p.m., por lo que cada alternador dispone de 4 pares de polos. El rendimiento eléctrico a plena carga es del 40,7%. 2.1.7 Venta de la electricidad Actualmente la empresa se acoge al RD2366/1994. El contrato de venta es con potencia garantizada, por lo que factura tanto por energía como por potencia. Además hay que tener en cuenta los complementos por reactiva y discriminación horaria. En la tabla siguiente se muestran diferentes datos correspondientes a la tarifa de venta de energía eléctrica:

Se da una garantía de potencia para los períodos punta y llano, pero no para el período valle en el cual la planta de encuentra fuera de funcionamiento. Los coeficientes Ci corresponden al tipo 4 de discriminación horaria, al cual se acoge la planta. Los términos de potencia y energía son los de la tarifa 3.2 de alta tensión, según indica el RD2366/1994 para las plantas de cogeneración de menos de 15 MVA. Por otra parte, puesto que la energía exportada a la red apenas tiene componente reactiva, el factor de potencia es prácticamente la unidad. El coeficiente “Kc” correspondiente a la facturación de la energía vendida vale 0,85 al ser este el quinto año desde la puesta en marcha de la planta.

Tabla 5 Venta de electricidad Punta Llano Valle

Pg (kW) 12 800 12 800 0 d 0,95 0,95 0

DH (Ci) 100 0 -43 Tp (€/kWe/mes) 10,036 313

Te (€/kWhe) 0,045 444 cos(φ) 1



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2.1.8 Mercado eléctrico Se han calculado los precios horarios medios anuales de la electricidad vendida en el mercado diario durante el año 2004. Los resultados se muestran en las siguientes tablas:

Tabla 6 Precios medios del mercado eléctrico

HORA PRECIOS (c€/kWhe) HORA PRECIOS

(c€/kWhe) 1 2,700 07 13 3,545 98 2 2,353 46 14 3,342 48 3 2,086 57 15 2,996 28 4 2,014 59 16 3,058 49 5 1,933 85 17 3,151 93 6 1,979 61 18 3,355 32 7 2,327 37 19 3,512 82 8 2,822 33 20 3,555 77 9 2,955 37 21 3,451 54 10 3,199 49 22 3,401 90 11 3,383 55 23 3,045 82 12 3,504 02 24 2,782 63

Precios medios horarios 2004

2,702,35

2,09 2,01 1,93 1,982,33

2,82 2,963,20 3,38 3,50 3,55

3,343,00 3,06 3,15

3,36 3,51 3,56 3,45 3,403,05

2,78

0,0000,5001,0001,5002,0002,5003,0003,5004,0004,500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

c€/k

Wh

Figura 9. Precios medios horarios de la electricidad vendida en el mercado diario durante el año 2004. 2.1.9 Compra de energía eléctrica Para la compra de energía, la fábrica tiene una potencia contratada de 2 000 kWe en el período de valle, mientras que en el resto no tiene contratada ninguna potencia. Sí tiene establecidas unas potencias máximas de 2 400 kWe para todos los períodos, que es la máxima potencia que puede absorber de la red. La tarifa de compra es la 1.2, el factor de potencia medio en la compra es aproximadamente igual a la unidad y el tipo de



20

discriminación horaria el 4, ya que según RD 2366/1994 debe ser el mismo para la compra y para la venta de electricidad. 2.1.10 Compra de gas natural La compra de gas se lleva a cabo con una comercializadora. El contrato se basa en la tarifa 2.5 de suministro a 16 bares, con una energía contratada anual de 155 842 000 kWht. La comercializadora garantiza además un descuento mínimo del 15% sobre el término de energía. Los precios de los términos fijo y variable de la tarifa 2.5 para suministros entre 4 y 60 bares son:

• TF = 0,038654 (€/kWht/día)/mes. • TV = 0,014167 €/kWht.

2.1.11 Derechos de emisión Para el trienio 2005-2007 el Ministerio de Medio Ambiente asignó a LINASA una cantidad total de derechos de emisión de CO2 de 27 742 Tn/año. En caso de superarlo, habría que comprar la diferencia a otras empresas que emitan por debajo del límite asignado. Aunque el precio de compra no se conoce todavía, se estima que esté entre 5 y 10 € por tonelada de CO2 equivalente. 2.2 Ensayos realizados 2.2.1 Ensayo de los grupos de cogeneración Para la obtención de las curvas de comportamiento de los grupos cogeneradores se llevaron a cabo diferentes mediciones. Se realizaron ensayos de 5 minutos en cada uno de ellos para diferentes grados de carga, desde el 40% hasta el 100% de su potencia eléctrica máxima, ya que por debajo de estos valores no es recomendable que trabajen. Para cada grado de carga se midió el caudal volumétrico de combustible (gas natural) consumido de dos formas diferentes:

Tabla 7 Compra de electricidad Período Punta Llano Valle

PM (kWe) 2 400 2 400 2 400 Pc (kWe) 0 0 2 000 DH(Ci) 100 0 -43

Tp(€/kWe/mes) 1,873 273 Te(€/kWhe) 0,062 274

cos(φ) 1



21

• mediante un caudalímetro colocado a la entrada del motor, que da el valor medio del caudal de entrada durante el período de medición (Vcb).

• a partir de los consumos que marca el contador de gas natural antes (Vcbo) y

después del ensayo (Vcbf). En función de la forma empleada para medir el combustible consumido se obtuvieron resultados diferentes. En el primer caso, el gasto másico de combustible se obtiene de la siguiente expresión:

273082,016⋅⋅

= cbcb

VM (Eq.1)

Mcb = gasto másico de gas natural (kg/h). Vcb = caudal volumétrico medio de combustible (Nm3/h). En el segundo caso, el gasto másico se obtiene de:

273082,0

16'

⋅

⋅

−

=t

VV

M

cbocbf

cb (Eq.2)

M’cb = gasto másico de gas natural (kg/h). Vcbo = volumen de gas natural inicial (Nm3). Vcbo = volumen de gas natural final (Nm3). t = tiempo del ensayo (h). En ambos casos se supone que el gas natural se encuentra en condiciones normales de presión y temperatura y tiene comportamiento de gas ideal. El consumo de combustible (kg/h) que se considera para el modelo de la planta es el valor medio (Mcbmedio) de Mcb y M’cb. También se llevaron a cabo medidas de la energía eléctrica producida por cada grupo durante el período de ensayo y para cada grado de carga. En realidad, estos valores se obtuvieron a partir de los registros del contador de electricidad antes y después del ensayo. Conocida la energía eléctrica producida, el rendimiento eléctrico del grupo para cada grado de carga se puede obtener de la siguiente expresión:

cb

eloelf

QEE −

=η (Eq.3)

Eelo = energía eléctrica registrada por el contador antes del ensayo (kWhe). Eelf = energía eléctrica registrada por el contador después del ensayo (kWhe).



22

Qcb = energía térmica asociada al combustible consumido durante el ensayo, medida según PCI (kWht). η = rendimiento eléctrico del grupo. Según la forma empleada para medir el consumo de combustible el valor de Qcb será diferente y, en consecuencia, el rendimiento eléctrico. Así, si se toma el valor del caudal volumétrico medio (caudalímetro), el rendimiento eléctrico se calculará a partir de:

PCItVEE

cb

eloelf

⋅⋅

−=η (Eq.4)

mientras que si se tienen en cuenta los valores registrados en el contador de gas natural, se calculará según:

PCIVV

EE

cbocbf

eloelf

⋅−

−=

)('η (Eq.5)

PCI = poder calorífico inferior (kWht/Nm3). El valor del rendimiento que se considera para el modelo de la planta es el valor medio (ηmedio) según los dos procedimientos de cálculo llevados a cabo (Eq. 4 y Eq.5). Otros resultados obtenidos son los gastos específicos de combustible, aceite y operación y mantenimiento, resultado de dividir el gasto de cada uno de ellos durante el ensayo entre la energía eléctrica producida. El gasto específico de combustible se obtiene de la siguiente expresión:

eloelf

cbcbcb EE

PPCItVc

−⋅⋅⋅

=)(

(Eq.6)

ccb = gasto específico de combustible (c€/kWhe). Vcb = caudal volumétrico de combustible medido por el caudalímetro (Nm3/h). t = duración de cada ensayo (h). PCI = poder calorífico inferior (kWht/Nm3). Pcb = precio del combustible (c€/kWht). Eelo = energía eléctrica registrada por el contador antes del ensayo (kWhe). Eelf = energía eléctrica registrada por el contador después del ensayo (kWhe). Los gastos específicos de aceite y operación y mantenimiento no se tuvieron que calcular durante el ensayo pues eran conocidos con anterioridad.



23

Los resultados obtenidos para cada uno de los grupos se muestran a continuación: Grupo1:

Tabla 10 Rendimiento G1 Carga Eelo (kWhe) Eelf (kWhe) η η' ηmedio 40,00% 77 286 421 77 286 528 21,15% 23,58% 22,37% 50,00% 77 286 755 77 286 898 24,35% 19,88% 24,35% 60,00% 77 287 159 77 287 402 36,47% 35,41% 35,94% 70,00% 77 287 598 77 287 879 38,35% 38,47% 38,41% 80,00% 77 288 128 77 288 459 39,55% 39,87% 39,71% 90,00% 77 288 741 77 289 119 41,34% 38,81% 40,08%

100,00% 77 289 424 77 289 836 40,84% 42,30% 41,57% En la tabla siguiente se muestran los costes asociados a la actividad de cogeneración: combustible, aceite y operación y mantenimiento, dados por unidad de potencia eléctrica generada:

Tabla 8 Medidas del consumo de combustible

Carga Pel (kWhe) Vcb (Nm3/h) Vcbo (Nm3) Vcbf (Nm3)

40,00% 1 968 549 10 376 924 10 376 965 50,00% 2 460 637 10 377 012 10 377 077 60,00% 2 952 722 10 377 114 10 377 176 70,00% 3 444 794 10 377 220 10 377 286 80,00% 3 936 907 10 377 348 10 377 423 90,00% 4 428 992 10 377 485 10 377 573 100,00% 4 920 1094 10 377 643 10 377 731

Tabla 9 Consumo de combustible G1 Carga Mcb (kg/h) M’cb (kg/h) Mcbmedio (kg/h)

40,00% 392 352 372 50,00% 455 557 506 60,00% 516 532 524 70,00% 568 566 567 80,00% 649 643 646 90,00% 709 755 732 100,00% 782 755 768



24

Tabla 11 Gastos específicos G1 c€/kWhe Carga

Gas natural Aceite-Otros O&M Totales 40,00% 6,804 0,068 0,136 7,008 50,00% 6,251 0,068 0,136 6,455 60,00% 4,235 0,068 0,136 4,439 70,00% 3,963 0,068 0,136 4,167 80,00% 3,833 0,068 0,136 4,037 90,00% 3,797 0,068 0,136 4,001 100,00% 3,661 0,068 0,136 3,865

PCI = 11,068 kWht/Nm3. Coste del gas = 1,522 c€/kWht (PCI). A continuación se representan gráficamente el rendimiento, el coste específico y el consumo de combustible frente a la potencia eléctrica del grupo. En cada caso se ha realizado un ajuste:

Rendimiento eléctrico-Potencia eléctrica G1

22,3

7% 24,3

5%

35,9

4% 38,4

1%

39,7

1%

40,0

8%

41,5

7%

y = -3E-08x2 + 0,0003x - 0,2119R2 = 0,9368

20%

25%

30%

35%

40%

45%

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

P eléctrica (kWe)

Ren

dim

ient

o el

éctr

ico

Figura 10. Rendimiento eléctrico de G1 en función de la potencia eléctrica.



25

Coste específico-Potencia eléctrica G1

7,0086,455

4,439 4,167 4,037 4,001 3,865

y = 6E-07x2 - 0,0052x + 15,111R2 = 0,9345

2,0

3,0

4,0

5,0

6,0

7,0

8,0

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

P eléctrica (kWe)

Cos

te e

spec

ífico

(c€/

kWhe

)

Figura 11. Coste específico de G1 frente a la potencia eléctrica.

Consumo CB-Potencia eléctrica G1

y = -4E-06x2 + 0,1541x + 105,95R2 = 0,9695

0

200

400

600

800

1000

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000Potencia eléctrica (kWe)

Con

sum

o C

B (k

g/h)

Figura 12. Consumo de combustible de G1 frente a la potencia eléctrica. Grupo2:

Tabla 13 Medidas del consumo de combustible


40,00% 1 968 547 10 377 956 10 378 004 50,00% 2 460 622 10 378 040 10 378 093 60,00% 2 952 706 10 378 128 10 378 198 70,00% 3 444 807 10 378 242 10 378 304 80,00% 3 936 894 10 378 344 10 378 414 90,00% 4 428 992 10 378 467 10 378 551 100,00% 4 920 1 075 10 378 590 10 378 683



26

Tabla 12 Consumo de combustible de G2 Carga Mcb (kg/h) Mcb' (kg/h) Mcb media (kg/h) 40,00% 391 412 401 50,00% 445 455 450 60,00% 505 600 552 70,00% 576 532 554 80,00% 639 600 620 90,00% 709 720 715 100,00% 768 798 783

Tabla 14 Rendimiento de G2 Eelo (kWhe) Eelf (kWhe) η (%) η' (%) ηmedio (%) 77 016 789 77 016 953 31,39% 30,87% 31,13% 77 017 135 77 017 339 34,83% 34,78% 34,81% 77 017 484 77 017 709 33,85% 35,66% 35,66% 77 017 850 77 018 144 39,23% 37,95% 37,95% 77 018 306 77 018 637 39,84% 48,24% 39,84% 77 018 835 77 019 205 40,43% 40,28% 40,28% 77 019 473 77 019 882 40,67% 40,17% 40,67%

Rendimiento eléctrico-Potencia eléctrica G2

31,5

0% 35,5

1% 38,2

1%

38,3

3%

39,6

4%

39,5

8%

40,6

5%

y = -1E-08x2 + 0,0001x + 0,1438R2 = 0,9533

20%

25%

30%

35%

40%

45%

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000

Potencia eléctrica (kWe)

Ren

dim

ient

o el

éctr

ico


Tabla 15 Costes específicos de G2 c€/kWhe Carga




27

Coste específico- Potencia eléctrica G2

5,0364,490 4,187 4,175 4,044 4,049 3,948

y = 2E-07x2 - 0,0015x + 7,2375R2 = 0,9424

0,01,02,03,04,05,06,07,08,0

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000


Cos

te e

spec

ífico

(c

€/kW

he)


Consumo CB-Potencia eléctrica G2

y = 9E-06x2 + 0,0627x + 247,38R2 = 0,9785

0200400600800

1000

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000Potencia eléctrica (kWe)

Con

sum

o C

B (k

g/h)

Figura 15. Consumo de combustible de G2 frente a la potencia eléctrica. Grupo3:

Tabla 16 Medidas del consumo de combustible G3


40,00% 1 968 566 10 378 991 10 379 039 50,00% 2 460 635 10 379 088 10 379 141 60,00% 2 952 721 10 379 176 10 379 233 70,00% 3 444 813 10 379 264 10 379 334 80,00% 3 936 901 10 379 377 10 379 439 90,00% 4 428 992 10 379 497 10 379 580 100,00% 4 920 1 090 10 379 638 10 379 730



28

Tabla 17 Consumo de combustible de G3 Carga Mcb (kg/h) Mcb' (kg/h) Mcbmedia (kg/h) 40,00% 405 412 408 50,00% 454 455 454 60,00% 515 489 502 70,00% 581 600 591 80,00% 644 532 588 90,00% 709 712 711 100,00% 779 789 784

Tabla 18 Rendimiento de G3

Eelo (kWhe) Eelf (kWhe) η (%) η' (%) ηmedio (%) 77 016 789 77 016 953 31,39% 30,87% 31,13% 77 017 135 77 017 339 34,83% 34,78% 34,81% 77 017 484 77 017 709 33,85% 35,66% 35,66% 77 017 850 77 018 144 39,23% 37,95% 37,95% 77 018 306 77 018 637 39,84% 48,24% 39,84% 77 018 835 77 019 205 40,43% 40,28% 40,28% 77 019 473 77 019 882 40,67% 40,17% 40,67%

Rendimiento eléctrico- Potencia eléctrica G3

31,1

3% 34,8

1%

35,6

6%

37,9

5%

39,8

4%

40,2

8%

40,6

7%

y = -9E-09x2 + 1E-04x + 0,1592R2 = 0,9834

20%

25%

30%

35%

40%

45%

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000


Ren

dim

ient

o el

éctr

ico


Tabla 19 Costes específicos de G2 c€/kWhe Carga




29

Coste específico-Potencia eléctrica G3

5,093

4,576 4,4724,215 4,024 3,983 3,946y = 1E-07x2 - 0,0013x + 7,1258

R2 = 0,97963,03,54,04,55,0

5,56,0

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000


Cos

te e

spec

ífico

G3

(c€/

kWhe

)


Gasto CB-Potencia eléctrica G3

587,77502,00

408,29454,21

784,23710,52

590,60

y = 2E-05x2 + 0,0132x + 322,51R2 = 0,9772

0100200300400500600700800900

1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000


Gas

to C

B (k

g/h)

Figura 18. Consumo de combustible de G3 frente a la potencia eléctrica. Además de las medidas realizadas en los tres grupos y descritas anteriormente, para uno de ellos (grupo2) se llevaron a cabo otras medidas con el objetivo de determinar la relación aire combustible, la energía de los gases de escape y las necesidades de refrigeración. Para cada grado de carga se midieron el caudal (Mg) y la temperatura de los gases de salida del motor (Tsg), así como el consumo de combustible (Mcb). Los resultados se muestran a continuación:



30

De los resultados obtenidos de las medidas del consumo de gas natural y del caudal de gases de escape se conoció que la relación aire/combustible(A) con la que trabaja el motor no es constante sino que varía según el grado de carga, tal y como se muestra en la tabla:

Tabla 21 Relación aire-cb Carga Aire/CB 40,00% 31 50,00% 35 60,00% 34 70,00% 40 80,00% 41 90,00% 40

100,00% 40

Aire/CB

y = -31,389x2 + 59,466x + 12,359R2 = 0,8805

25

30

35

40

45

0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00

carga (%)

A (k

gaire

/kgc

b)

Figura 19. Relación aire-combustible según el grado de carga. Por otra parte, a partir de la energía asociada al consumo de combustible (Qcb), de la energía de los gases de escape (Qg) y de la potencia mecánica del motor se obtuvieron las necesidades de refrigeración (Qref) del motor en función del grado de carga:

Tabla 20 Caudal de gases y temperatura de salida Carga Pel (kWe) Mg (kg/h) Mcb (kg/h) Tsg (ºC) 40,00% 1 968 12 960 401 434 50,00% 2 460 16 200 450 452 60,00% 2 952 19 440 552 456 70,00% 3 444 22 680 554 454 80,00% 3 936 25 920 620 454 90,00% 4 428 29 160 715 456 100,00% 4 920 32 400 783 456



31

)º25( CTcMQ sgpgg −= (Eq.7)

Qg = potencia térmica asociada a los gases de escape (kWt). cp = capacidad calorífica de los gases (kWht/kg/K).

alt

elmec

PPη

= (Eq.8)

El rendimiento del alternador es un dato de partida: ηalt = 0,97. Qref se obtiene de realizar un balance de energía en el motor:

mecgcbref PQQQ −−= (Eq.9)

Tabla 22 Balance energético del motor Carga Qcb (kWt) Qg (kWt) Pmec (kW) Qref (kWt) 40,00% 6221 1662 2029 2530 50,00% 6970 2169 2536 2265 60,00% 8563 2627 3043 2893 70,00% 8589 3050 3551 1988 80,00% 9607 3486 4058 2063 90,00% 11076 3940 4565 2571 100,00% 12136 4378 5072 2686

A continuación de muestran las gráficas correspondientes a la energía contenida en los gases de escape (Qg) y a la refrigeración de los motores (Qref):

Potencia térmica gases escape

y = 4482,3x - 93,158

0

1000

2000

3000

4000

5000

0,40 0,50 0,60 0,70 0,80 0,90 1,00Carga (%)

Qg

(kW

t)

Figura 20. Potencia térmica de los gases de escape en función del grado de carga del motor.



32

Refrigeración

y = 3876,5x2 - 5338,3x + 4110,4

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

40% 50% 60% 70% 80% 90% 100%Carga(%)

Qre

f (kW

t)

Figura 21. Calor de refrigeración del motor en función del grado de carga. Se observa como el calor de refrigeración es muy variable con el grado de carga del motor. 2.2.2 Ensayo de los economizadores En los ensayos realizados en el grupo 2 se obtuvo también el calor intercambiado en el economizador correspondiente (Qt) a partir de la medida de la temperatura de los gases de salida del motor (entrada del economizador) Tsg, según la siguiente expresión:

9,0)230( ⋅−⋅⋅= sgpgt TcMQ (Eq.10) Mg = caudal másico de gases de escape (kg/h). Tsg = temperatura de entrada de los gases en el economizador o de salida del motor (ºC). El coeficiente 0,9 (Eq.10) se debe a las pérdidas de calor en el intercambiador que se estiman iguales al 10% del toral intercambiado por los gases. El valor 230 (Eq.10) corresponde a la temperatura de salida de los gases del economizador (ºC), que se mantiene siempre en torno a este valor.

Tabla 23 Economizador Carga Mg (kg/h) Tsg (ºC) Tsgeco (ºC) Qt (kWt) 40,00% 12 960 434 230 746 50,00% 16 200 452 230 1 015 60,00% 19 440 456 230 1 240 70,00% 22 680 454 230 1 433 80,00% 25 920 454 230 1 638 90,00% 29 160 456 230 1 859 100,00% 32 400 456 230 2 066



33

En el dibujo siguiente aparece un esquema de la salida de los gases del motor y el paso por el intercambiador:

M3

ECO3

Teg

Tsg

220ºC

Tseco

Figura 22. Esquema del intercambiador. En el ensayo, el 100% de los gases a la salida del motor se hizo pasar por el economizador para obtener el máximo calor intercambiado. En la realidad se lleva a cabo una regulación a partir de una válvula de 3 vías, de forma que no todos los gases que salen del motor pasan por el economizador. Por último cabe destacar que, debido a la similitud observada en el comportamiento de los tres grupos de cogeneración y con objeto de simplificar en cierto modo el análisis, se decidió tomar las mismas curvas para todos ellos a la hora de realizar el estudio (las del grupo 2). 2.3 Hipótesis de partida El objetivo del estudio es la determinación del régimen de funcionamiento más adecuado para la planta de cogeneración, tanto desde el punto de vista económico como desde el punto de vista energético. En el aspecto económico, los ingresos corresponden únicamente a los derivados de la venta de energía eléctrica, mientras que los gastos corresponden principalmente a:

• Combustible consumido por motores, caldera de apoyo, secadero (quemador) y calderas convencionales.

• Operación y mantenimiento de la planta de cogeneración.

• Aceite y otros recambios para los grupos de cogeneración y equipos de ósmosis

inversa.

• Energía eléctrica comprada a la compañía distribuidora.



34

Así pues, se trata de satisfacer las demandas térmicas y eléctricas de la fábrica, obteniendo además los mayores beneficios económicos posibles con el mayor rendimiento energético posible para la planta. El rendimiento energético se define como:

F

QWe

+=η (Eq.11)

W = energía eléctrica (kWhe). Q = demanda térmica de la fábrica (kWht). F = consumo de combustible (kWht). Cuando funciona la cogeneración, W será la energía eléctrica total producida por los grupos, Q la demanda térmica de la fábrica y F el consumo de combustible de los grupos, de la caldera de apoyo y del quemador del secadero. Durante las horas en las que la cogeneración no se encuentra en funcionamiento, W es la energía eléctrica demandada por la fábrica, Q la demanda térmica de la fábrica y F el consumo de combustible de los equipos convencionales (calderas y quemador del secadero) así como el asociado al suministro de electricidad (se supone un rendimiento global del 30% entre la central y las línea de transporte). El rendimiento energético se evalúa teniendo en cuenta valores de W, Q y F diarios. Para obtener las condiciones de funcionamiento más adecuadas se han ido variando tanto los regímenes de funcionamiento de los motores (número de motores y grado de carga) y de la caldera de apoyo (introducida para el estudio) como otros aspectos relativos a la compra y venta de la energía eléctrica (RD1994 y RD2004). También se ha estudiado el caso en el que la cogeneración está en funcionamiento durante las 24 horas del día (actualmente el funcionamiento de los motores es únicamente entre las 8 de la mañana y las 12 de la noche). Por otra parte, con objeto de simplificar en cierto modo el estudio pero sin alejarnos demasiado de la realidad se han tomado una serie de hipótesis y consideraciones que se resumen a continuación:

• La fábrica opera de lunes a viernes durante las 24 horas del día. Así pues, no se tienen en cuenta los días festivos ni los sábados por la mañana.

• El funcionamiento de la planta de cogeneración y de la fábrica se supone igual

para todos los días (laborables) del año. De hecho las demandas térmicas y eléctricas de la fábrica son muy constantes de unos días a otros. Por tanto lo que se hará es un estudio para un día cualquiera, teniendo en cuenta valores medios de las demandas de energía y de los precios de la electricidad en el mercado.

• Los grupos de cogeneración que funcionan en un período determinado lo hacen

en paralelo; así por ejemplo si en un instante dado los grupos 1 y 2 están en



35

funcionamiento mientras que el tercero se encuentra parado, los grupos 1 y 2 deben trabajar en las mismas condiciones, con el mismo grado de carga. Ésta es la forma en la que se trabaja en la realidad.

• Se supone el mismo comportamiento para los tres grupos. En los ensayos

realizados se obtuvieron resultados similares para los tres grupos, de hecho se trata de motores de la misma marca y modelo. Con esto se simplifica notablemente el análisis puesto que no hay que particularizar para cada grupo.

• La caldera de apoyo distribuye los gases de escape de manera que llegan en la

misma cuantía a la salida de aquellos grupos que estén en ese momento en funcionamiento.

• La caldera de apoyo trabaja con una relación aire-combustible de 17-1, que es la

relación estequeométrica, con la posibilidad de añadir posteriormente aire adicional, bien para aumentar el caudal, bien para reducir la temperatura de los gases. En aquellos casos en los que la caldera esté en funcionamiento pero no produzca agua caliente para la destilación, la temperatura de salida de la mísma se situaría por encima de los 2500ºC, por lo que se haría necesaria la introducción de aire adicional para bajar la temperatura hasta valores tolerables por los materiales.

• La temperatura de salida del agua de la caldera es similar a la del agua de

refrigeración de los grupos (90ºC); de este modo, si queremos que la caldera suministre un porcentaje determinado del calor para la destilación no habrá más que regular el caudal de salida en relación con el de refrigeración de los motores.

• El combustible, gas natural, se supone constituido únicamente por metano

(CH4), si bien en la realidad este componente supone un 95% del total, siendo el resto etano (C2H6), propano (C3H8), butano (C4H10), dióxido de carbono (CO2) y nitrógeno (N2). La reacción de combustión viene dada por:

OHCOOCH 2224 22 +→+ (Eq.12)

• Como consecuencia de lo anterior, las emisiones de CO2 resultan:

cbMCO ⋅=1644

2 (Eq.13)

CO2 = emisiones de CO2 en kg/h. Mcb = caudal másico de gas natural en kg/h.

• El coste de cada derecho de emisión no se recoge en el Plan Nacional de Asignación de Derechos de Emisión (PNA). En el estudio se considera igual a 10 €/TnCO2, que es el valor estimado por los expertos.

• Los grupos no trabajan por debajo del 60% de la carga, según aconseja el

fabricante para su buen funcionamiento.



36

• El caudal y la temperatura de los gases que entran en el economizador deben ser

los adecuados para que éste sea capaz de transferir el calor requerido. De los ensayos realizados sobre los economizadores se obtuvo la potencia térmica máxima que se puede transferir al aceite en función del régimen de los motores, ya que éste determina la temperatura y el caudal de los gases. La potencia térmica máxima se obtiene de la siguiente expresión:

9,0)230(max ⋅−⋅⋅= egpg TcMQ (Eq.14)

Mg = caudal de gases que salen del motor (kg/h). Teg = temperatura (ºC) de los gases que salen del motor.

El coeficiente 0,9 hace referencia a las pérdidas de calor en el intercambiador, es decir, el 10% del calor intercambiado por los gases va al ambiente.

Así, si los motores se encuentran al 90% de la carga máxima, la temperatura es de 456ºC y el caudal 29 160 kg/h, y la máxima cantidad de calor que podrán transferir los gases de escape en el economizador es de 1 862 kWt, que corresponde a la situación en la que el 100% de los gases pasa por el economizador. La temperatura de salida de los gases del economizador se supone igual a 230ºC en todos los casos. En la tabla siguiente aparecen los calores máximos que pueden transferirse en cada economizador para cada grado de carga de los grupos de cogeneración:

En caso de que la potencia requerida sea inferior a la máxima, una válvula de 3 vías situada a la entrada de la caldera actuará de manera que distribuya hacia el economizador la cantidad de gases necesaria. Así el caudal de gases que pasa por el economizador en este caso vendrá dado por:

ggeco MQ

QM ⋅=max

(Eq.15)

Q = calor a transferir (kWt).

Tabla 24 Calor máximo eco. Carga Qmax (kWt)

40,00% 746 50,00% 1 015 60,00% 1 240 70,00% 1 433 80,00% 1 638 90,00% 1 859 100,00% 2 066



37

• Si la caldera de apoyo está en funcionamiento, el calor máximo que se puede

transferir en cada economizador es mayor, ya que a la potencia térmica disponible en los gases de escape del motor se une la aportada por la caldera. Puesto que el economizador está diseñado para una temperatura de entrada de los gases en torno a 450ºC, la mezcla de los gases del motor y de la caldera debe estar próxima a este valor. La soplante situada a la salida de la caldera juega en este caso un papel importante, ya que debe introducir la cantidad de aire necesaria para ajustar la temperatura de entrada al economizador a valores admisibles (en torno a 450ºC). El valor de Qmax en este caso se obtiene de la misma forma que en el apartado anterior (Eq.14).

• El contrato actual con la comercializadora de gas natural está basado en la tarifa 2.5 de suministro a 16 bares, si bien garantiza un descuento mínimo anual del 15% en el término variable. Como no es posible conocer el descuento exacto hasta concluido el año, se supone el descuento mínimo posible a la hora de realizar los cálculos, es decir el 15% en el término variable. Este contrato es para la planta de cogeneración, no para los equipos de la fábrica. Sin embargo, en el estudio se supondrá que el contrato incluye el consumo de gas natural del resto de equipos que, por otra parte, es muy pequeño en comparación con el de la planta de cogeneración.

2.4 Estudio teórico de planta 2.4.1 Balances de masa y energía en los grupos Balance de masa:

Motor

Aire , Ma

CB , M cb

Gases escape , Mg

Figura 23. Balance de masa en el motor.

acbg MMM += (Eq.16)



38

El consumo de combustible (Mcb) y el gasto de aire (Ma) dependen del grado de carga con el que trabajen los grupos. La relación Ma/Mcb también es variable con el punto de funcionamiento. Balance de energía:

MotorFcb

Qref

P mec

Q ,Tg g

Figura 24. Balance de energía en el motor.

(Eq.17) (Eq.18) (Eq.19)

En función del grado de carga con el que trabajen los motores éstos tendrán un consumo de combustible determinado (Fcb), al igual que una potencia mecánica en el eje del alternador (Pmec) y una potencia térmica en los gases de escape (Qg). Todo esto se obtuvo en los ensayos que se realizaron en los grupos. El balance térmico nos sirve para obtener las necesidades de refrigeración del motor (Qref). La temperatura de los gases de escape (Tg) puede conocerse despejando de la tercera ecuación (Eq.19), donde la temperatura de referencia (Tref) es 25ºC. Las pérdidas en el alternador (Palter) son del 3%. Así, de toda la potencia mecánica que llega al alternador (Pmec), el 97% se transforma en potencia eléctrica (Pel) y el resto se pierde en forma de calor:

)( refgpggg

cbcbcb

grefmeccb

TTcMQPCIMF

QQPF

−⋅⋅=⋅=

++=



39

AlternadorPmec Pel

Pallter

Figura 25. Balance de energía en el alternador.

(Eq.20) (Eq.21)

2.4.2 Balances de masa y energía en la caldera Balance de masa:

C

CB ,Mcbc

Aire,Mac

Aire , Mas SMgc

Gases , Mgs

Figura 26. Balance de masa en el conjunto caldera-soplante.

(Eq.22) (Eq.23)

mecalter

alterelmec

PPPPP⋅=

+=03,0

gsasgc

gcaccbc

MMM

MMM

=+

=+



40

En la caldera reaccionan aire (Mac) y combustible (Mcbc) en una proporción de 17:1. El aire exterior introducido posteriormente por la soplante (Mas) se mezcla con los gases de salida de la caldera para reducir su temperatura hasta valores por debajo de los 700ºC. Balance de energía:

C+ S

Fcbc

Qgs

Qc

Figura 27. Balance de energía en el conjunto caldera-soplante.

(Eq.24) (Eq.25) (Eq.26)

Las ecuaciones anteriores corresponden a un balance realizado en el conjunto caldera-soplante. La energía introducida con el combustible (Fcb) se transforma en energía térmica en los gases de escape (Qgs) y en calor para el calentamiento del agua para destilación (Qc). 2.4.3 Balances de masa y energía en el punto de mezcla Los gases de salida de la soplante se distribuyen de igual forma a la salida de aquellos grupos que se encuentren en funcionamiento. Por tanto, el caudal de gases que se mezcla con los gases de escape de cada motor es el total dividido entre el número de grupos en funcionamiento.

)( refgspggsgs

cbcbccbc

cgscbc

TTcMQPCIMF

QQF

−⋅⋅=⋅=

+=



41

Balance de masa:

M

M /Ngs

MgMgeco

Figura 28. Balance de masa en el punto de mezcla.

gecoggs MM

NM

=+ (Eq.27)

El caudal de gases que pasa por el economizador (Mgeco) es la suma del caudal de salida del motor (Mg) y del de salida de la soplante hacia cada motor (Mgs/N). Balance de energía:

M

Q /Ngs

QgQ ,Tgec o geco

Figura 29. Balance de energía en el punto de mezcla.

(Eq.28) (Eq.29)

La potencia térmica de los gases que entran en el economizador (Qgeco) es la suma de la potencia térmica de los gases de escape del motor (Qg) y la de los gases de la soplante dividida entre el número de grupos en marcha (Qgs/N). La temperatura de entrada al economizador (Tgeco) se obtiene de la tercera ecuación.

refpggeco

gecogeco

gecoggs

TcM

QT

QQN

Q

+⋅

=

=+



42

2.4.4 Balances de masa y energía en el economizador. Balance de masa: La regulación que tiene lugar en el economizador hace que no todos gases que llegan al economizador pasen por el intercambiador. Una válvula de tres vías colocada a la entrada distribuye los gases entre el intercambiador de aceite (Mgi) y la salida hacia la chimenea (Mgbp), según las necesidades térmicas que tenga la fábrica en cada momento. Ambos caudales se unen posteriormente y salen hacia la chimenea (Mgch).

Motor

ECO

MgecoMgi

Aceite M gbp

Mgch

Figura 30. Balance de masa en el economizador.

(Eq.30) (Eq.31)

Balance de energía:

Motor

ECO3

TgecoTgi

Aceite220ºC

300ºC

Tgbp

Tgch

Figura 31. Balance de energía en el economizador.

gchgeco

gbpgígeco

MM

MMM

=

+=



43

(Eq.32) (Eq.33) (Eq.34)

La temperatura de los gases de salida del intercambiador se mantiene en 230ºC para los caudales y temperaturas de entrada habituales. En cada momento, el calor máximo que se puede transferir en el intercambiador (Qmax) debe ser igual o superior al que hay que transferir (Qi). 2.4.5 Balances en el sistema de refrigeración.

M1

M2

M3

C

C

Ref ace ite, I2Ref agua, I1

Aero refrigerado res

Vapor destiladora

D1

D2

D3

Sp D1D2D3

90ºC

C2

M1 M2 M390ºC

90º C

90º C

Mwm iMwc i

Mwi

Mwbp i

MWMI Tsw

Mwc

Teaero

Tsaero

Figura 32. Balances en el sistema de refrigeración.

gbpgecogi

gipgii

gipgeco

TTT

CTcMQ

CTcMQ

==

−⋅⋅=

−⋅⋅=

)º230(

)º230(max



44

Balance de masa: En este caso no se conocen los caudales que circulan por el circuito de refrigeración de los grupos para cada grado de carga, ya que en los ensayos no se realizaron estas medidas. De todas formas, el sistema de refrigeración funciona básicamente tal como se explica a continuación: El agua de salida de los motores y de la caldera se encuentra siempre a 90ºC de temperatura, por lo que la forma de regulación en las destiladoras es a partir del caudal que circula a través de ellas. El control se realiza mediante válvulas situadas a la salida de los motores y de la caldera. De cada motor sale una cantidad de agua de refrigeración (MMWI), que se distribuye bien hacia la destiladora correspondiente (Mwmi), bien hacia los aerorefrigeradores a través de una válvula de by-pass (Mwbpi). El caudal de agua que circula hacia la destiladora se mezcla con el agua procedente de la caldera de apoyo (Mwci) antes de entrar en la destiladora:

(Eq.35) (Eq.36)

Una de las suposiciones que se hacen en el estudio es que todos los grupos que funcionan lo hacen en las mismas condiciones. Por tanto las temperaturas y caudales serán iguales para todos los grupos en marcha en un instante dado. El caudal de agua de la caldera también se distribuye de igual forma hacia la salida de cada grupo que esté en funcionamiento. El caudal de agua que sale del motor (MWMI) varía según las necesidades de refrigeración, ya que las temperaturas de entrada y salida del mísmo se suponen constantes. Balance de energía: Puesto que la cantidad de agua destilada a producir varía a lo largo del día, la cantidad de calor a transferir en las destiladoras será diferente y, por tanto, el caudal de agua caliente que pasa a través de ellas. Es posible controlar el reparto del calor a transferir entre la caldera y la refrigeración de los motores. Así, si en un instante dado hace falta que en las destiladoras entren pe 100 kg/h de agua a 90ºC, según la cantidad de agua que introduzca procedente de uno u otro lado habrá un reparto diferente de las necesidades de calor.

wbpiwmiWMI

wciwmiwi

MMMMMM+=+=



45

Las ecuaciones correspondientes al balance térmico se muestran a continuación:

(Eq.37)

(Eq.38) (Eq.39) (Eq.40) (Eq.41) (Eq.42)

Qdes = requerimientos térmicos para la destilación (kWt). Qdesi = requerimientos térmicos en cada destiladora (kWt). Qdesmi = parte de la demanda térmica de la destiladora “i” que aportan los motores(kWt). Qdesci = parte de la demanda térmica de la destiladora “i” que aporta la caldera (kWt). Teaero = temperatura de entrada a los aerorefrigeradores (ºC). Tsaero = temperatura de salida de los aerorefrigeradores (ºC). Qrefmi = potencia térmica de refrigeración de cada motor (kWe). Qaeromi = refrigeración de cada motor que tiene lugar en los aerorefrigeradores (kWe). Tsw =temperatura de salida del agua de las destiladoras (ºC). N = número de grupos en funcionamiento. En el estudio realizado no se van a calcular los caudales y temperaturas del sistema de refrigeración, ya que no se conocen algunos valores como son el caudal de agua que sale del motor (MWMI), el caudal de agua necesario para la destilación (Mwi) o la temperatura de salida de los aerorefrigeradores (Tsaero) que es la de entrada del motor. Si se tendrá en cuenta la siguiente relación:

refiaeromidesmi QQQ =+ (Eq.43) Según la expresión anterior, el calor de refrigeración de un motor, que depende del régimen de carga al que se encuentre funcionando, es la suma de del calor intercambiado en la destiladora y del disipado en el aerorefrigerador.

)(

)(

)90()(

)º90(

)º90(

)º90(

eaerosaeropwWMIaeromi

aeromidesmirefmi

refeaeropwWMI

refpwwbpirefswpwwmi

wcwci

wci

wmi

desci

desmi

swpwwcidesci

swpwwmidesmi

swpwwides

desi

TTcMQ

QQQ

TTcMN

TcMNTTcMNN

MM

MM

QQ

TCcMQ

TCcMQ

TCcMN

QQ

−⋅⋅=

+=

−⋅⋅⋅=

−⋅⋅⋅+−⋅⋅⋅

=

=⇒

−⋅⋅=

−⋅⋅=

−⋅⋅==



46

2.5 Casos analizados 2.5.1 Estudios iniciales En el estudio realizado se han ido variando diferentes parámetros del conjunto de la planta de cogeneración y de los equipos de la fábrica satisfaciendo siempre los requerimientos térmicos y eléctricos de ésta. Se ha partido de la situación de funcionamiento actual y, a partir de ella, se han ido variando las condiciones de trabajo. Los casos analizados inicialmente son los siguientes:

1. Situación actual: RD2366/1994, cogeneración 16 horas/día (8-24h), 3 grupos 100%.

2. RD 2366/1994, cogeneración 24 horas, 3 grupos 100%. 3. RD 436/2004 venta mercado eléctrico, cogeneración 16 horas/día, 3 grupos

100%. 4. RD 436/2004 venta tarifa regulada, cogeneración 16 horas/día, 3 grupos 100%. 5. RD 436/2004 venta mercado eléctrico, cogeneración 24 horas/día, 3 grupos

100%. 6. RD 436/2004 venta tarifa regulada, cogeneración 24 horas/día, 3 grupos 100%. 7. RD2366/1994, cogeneración 16 horas/día (8-24h), 3 grupos 80%.

En todos los casos anteriores funcionan los tres grupos de cogeneración, mientras que la caldera de apoyo se encuentra fuera de servicio. Las modificaciones realizadas se basan en el grado de carga de los motores, el número de horas de funcionamiento y el reglamento al cual se acogen. Posteriormente se analizarán otros casos. Situación actual: Actualmente la planta de cogeneración está en funcionamiento de 8 de la mañana a 12 de la noche. Durante este período, los grupos trabajan al 100% de la carga máxima, satisfaciendo toda la demanda térmica y eléctrica de la fábrica y de los servicios auxiliares de la cogeneración. Como la energía eléctrica producida en estas circunstancias es muy superior a la demandada, la diferencia se vende a la red según RD2366/1994 al cual se acoge la planta. Como la caldera de apoyo no está en funcionamiento, la demanda térmica de las destiladoras es cubierta al 100% por la refrigeración de los motores. La planta tiene actualmente una cantidad de gas natural contratado de 155 842 000 kWht/año, lo cual supone un consumo diario máximo de unos 630 000 kWht (resultado de dividir la cantidad inicial por el número de días de funcionamiento al año). Puesto que en el estudio se ha supuesto que la planta trabaja también en los días festivos, el consumo máximo diario de reduce a 597 750 kWht, por lo que es posible que se rebase esta cantidad si hacemos trabajar los grupos a plena carga. En las tablas siguientes se resumen las condiciones de trabajo en las que actualmente se funciona la planta:



47

Tabla 25 Funcionamiento de los grupos Horario cogeneración 8-24h Nº motores/régimen 3/100%

Mcb caldera/aire suplementario 0/0 kg/h Gas natural contratado 155 842 000 kWht

Destilación 1,2,3-refrigeración 100%

Tabla 26 Venta de electricidad venta

Pgp/dp Pgll/dll Pgv/dv DH RD 2366/1994 12 800 kWe/0,95 12 800 kWe/0,95 0 kWe/0 4

Tabla 27 Compra de electricidad compra

Tarifa DH PCp PCll PCv PMp PMll PMv RD

2366/1994 1.2 4 0 kWe 0 kWe 2 000 kWe 2 400 kWe 2 400 kWe 2 400 kWe Un esquema de la planta de cogeneración en las condiciones de funcionamiento anteriormente descritas de muestra a continuación:

Figura 33. Esquema de funcionamiento del caso actual.



48

En los gráficos siguientes se representan una serie de valores que ilustran el funcionamiento de la planta en estas condiciones: calor intercambiado en cada economizador, temperatura de los gases que salen por chimenea, balance energético etc. Hay que tener en cuenta que durante las 8 primeras horas del día la cogeneración no funciona de manera que las demandas térmica y eléctrica se satisfacen mediante equipos convencionales y mediante la compra a la compañía eléctrica.

Calor economizador

0

500

1000

1500

2000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Q(k

Wht

)

Figura 34. Calor intercambiado en cada economizador.

Temperatura de los gases

0100200300400500

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

T (º

C)

Tª gases salida caldera Tª gases salida motorTª gases entrada economizador Tªgases salida economizadorTª gases chimenea

Figura 35. Temperatura de los gases del motor, economizador, caldera y chimenea.



49

Energía eléctrica

02000400060008000

10000120001400016000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

W (k

Whe

)

Demanda eléctrica Producción eléctrica

Figura 36. Producción eléctrica de la planta y demanda eléctrica de la fábrica. En el gráfico siguiente se representan las pérdidas energéticas que tienen lugar en la planta:

Pérdidas energéticas

0

2000

4000

6000

8000

10000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

kWh

Gases chimenea AerorefrigeradoresAlternadores Economizadores

Figura 37. Pérdidas energéticas. Del total de energía aportada por el combustible cada hora (aprox. 36 MWht referida al PCI), una parte se transforma en energía eléctrica (aprox. 15 MWhe), otra se aprovecha para satisfacer la demanda térmica de la fábrica (unos 7 MWht) y el resto son pérdidas de la planta. En las condiciones de funcionamiento actual, estas pérdidas suponen el 40% de la energía total aportada por el combustible. El rendimiento energético de una planta de cogeneración (ηep), también llamado “FUE” (factor de utilización de energía), es el cociente entre la energía aprovechada y la energía asociada al combustible consumido:



50

FWQ

FUE+= (Eq.44)

Q = energía térmica demandada por la fábrica (kWht/día). W = energía eléctrica producida (kWhe/día). F = energía térmica asociada al combustible consumido evaluada según PCI. En el siguiente gráfico se representa el rendimiento energético o FUE de la planta para cada una de las horas de funcionamiento:

FUE

0,59

0,60

0,61

0,62

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 38. Factor de utilización de energía (FUE) de la planta de cogeneración. En el gráfico se observa que el factor de utilización de la planta (FUE) de mantiene muy constante a lo largo del día; esto es debido a que la planta trabaja siempre al mismo régimen (F y W permanecen constantes) y a que la demanda térmica varía poco durante estas horas. Es posible también obtener un rendimiento energético para el resto de las horas del día Entre las 12 de la noche y las 8 de la mañana la electricidad se compra a la compañía; suponiendo un rendimiento total del 30% entre producción y pérdidas de transporte, la cantidad de energía primaria asociada a la electricidad comprada es:

3,0

' WF = (Eq.45)

cantidad que habrá que sumar a la energía primaria consumida por los equipos convencionales de la fábrica (calderas y quemador del secadero) para obtener el valor del combustible consumido y con ello el rendimiento energético .



51

En el gráfico siguiente se representa el valor del rendimiento energético (ηe) entre las 12 de la noche y las 8 de la mañana:

Rendimiento energético

0,42

0,43

0,43

0,44

0,44

0,45

1 2 3 4 5 6 7 8hora

Figura 39. Rendimiento energético en funcionamiento sin cogeneración. En este caso el rendimiento se mantiene también aproximadamente constante, aunque con una ligera caída en las dos últimas horas debido a variaciones en las demandas térmica y eléctrica. Habitualmente el rendimiento energético asociado a una planta de cogeneración esta en torno al 85% ya que casi toda la energía térmica de los motores se aprovecha. Sin embargo, en nuestro caso, con los motores funcionando al 100% de la carga máxima la energía térmica de los gases de escape y de refrigeración es muy superior a la demandada, por lo que el rendimiento no supera el 60%. En el siguiente gráfico se representan el consumo de combustible y las emisiones de CO2 a lo largo del día:

Consumo de CB y Emisiones de CO 2

0100020003000

40005000

60007000

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

kg/h

emisiones CO2 consumo de CB

Figura 40. Consumo de combustible y emisiones de CO2.



52

Se observa que las emisiones de CO2 son muy superiores en el caso del funcionamiento en cogeneración ya que el consumo de combustible también lo es. La razón es que el combustible consumido en la planta de cogeneración se emplea no sólo para satisfacer la demanda térmica de la fábrica sino también la demanda eléctrica e incluso exportar a la red. La tabla siguiente recoge los resultados económicos anuales de la planta en las condiciones de funcionamiento del “caso actual”. También se muestra el valor del rendimiento eléctrico equivalente de la planta como media anual:

El rendimiento eléctrico equivalente (REE) no alcanza el valor mínimo de 0,55 por lo que, en estas condiciones, la planta no podría acogerse a régimen especial. Caso2: En el caso 2 se estudia la posibilidad de que los grupos de cogeneración trabajen durante todo el día. En las tablas siguientes se resumen las condiciones de funcionamiento consideradas en este caso:

Tabla 29 Funcionamiento de los grupos Horario cogeneración 24h Nº motores/régimen 3/100%

Mcb caldera/aire suplementario 0/0 kg/h Gas natural contratado 155 842 000 kWt



Pgp/dp Pgll/dll Pgv/dv DH RD 2366/1994 12 800 kWe/0,95 12 800 kWe/0,95 12 800 kWe/0,4 4

REE 0,52

Tabla 28 Resultados económicos anuales Ingresos venta electricidad (€/año) 4 200 717

CB 2 383 393O y M 83 736

Aceite y otros 51 879 Compra electricidad 184 324

Gastos (€/año)

Derechos de emisión 0 Beneficio (€/año) 1 497 385



53

Tabla 31 Compra de electricidad

compra Tarifa DH PCp PCll PCv PMp PMll PMv

RD 2366/1994 1.2 4 0 kWe 0 kWe 0 kWe 2 400 kWe 2 400 kWe 2 400 kWe

Figura 41. Esquema de funcionamiento caso 1 Con respecto al caso anterior, ahora se vende electricidad en horas valle, por lo que se da una garantía de potencia para dicho período. La potencia garantizada es de 12 900 kWe, igual que en el resto de períodos; sin embargo, la disponibilidad debe ser menor teniendo en cuenta que durante gran parte de las horas valle la planta no va a funcionar (sábados y domingos), en caso contrario no se cumpliría la garantía de potencia. Es cierto que una mayor disponibilidad conllevaría una mayor facturación por potencia, pero no hay que olvidar el posible recargo por incumplimiento de potencia. Así pues, se trata de dar una disponibilidad lo mayor posible siempre que no se incurra en un incumplimiento de potencia.

Calor economizador

0

500

1000

1500

2000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1112 1314 1516 1718 1920 2122 2324hora

Q(k

Wht

)

Figura 42. Calor transferido en el economizador.



54

Temperatura gases chimenea

260

270

280

290

300

310

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

T(ºC

)

Figura 43. Temperatura de los gases de salida de la chimenea.

Energía eléctrica

0

5000

10000

15000

20000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

W (k

Whe

)


Figura 44. Producción eléctrica de la planta y demanda eléctrica de la fábrica.

Pérdidas

02000400060008000

10000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

kWh

Chimenea AerorefrigeradoresEconomizadores Alternadores

Figura 45. Pérdidas de la planta.



55

FUE

0,580,590,590,600,600,610,610,620,62

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 46. Factor de utilización de energía de la planta de cogeneración. Las variaciones del rendimiento energético de la planta son pequeñas y se deben a variaciones en la demanda de energía térmica de la fábrica.

Consumo de CB y emisiones de CO 2

01000200030004000500060007000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

kg/h

Consumo CB Emisiones de CO2

Figura 47. Consumo de combustible y emisiones de CO2 de la planta. El rendimiento eléctrico equivalente (REE) no alcanza el valor mínimo de 0,55 por lo que, en estas condiciones, la planta no podría acogerse a régimen especial.

REE 0,52


CB 3 750 243O y M 125 603


Gastos (€/año)

Derechos de emisión 125 217 Beneficio (€/año) 705 966



56

Caso3: La modificación con respecto al funcionamiento actual se basa en este caso en el reglamento sobre producción en régimen especial. Actualmente la planta funciona acogida al antiguo RD 2366/1994 y se plantea la posibilidad de pasar a funcionar bajo el nuevo RD 436/2004, vendiendo la electricidad en el mercado eléctrico.

Tabla 33 Funcionamiento de los grupos Horario cogeneración 8-24h Nº motores/régimen 3/100%



Tabla 34 Venta de electricidad venta RD 436/2004 Mercado eléctrico


Tarifa FP DH PCp PCll PCv RD 436/2004 1.2 4 3 0 kWe 0 kWe 2 000 kWe

Figura 48. Esquema de funcionamiento de la planta.



57

El funcionamiento es idéntico al “caso actual”, con la salvedad del Real Decreto al cual se acoge la planta como productora en régimen especial. En este caso sigue el RD436/2004, que permite la venta de electricidad al mercado eléctrico con la recepción de una prima y un incentivo adicionales. El RD 436/2004 no exige, por otra parte, el cumplimiento de una garantía de potencia como ocurría con el anterior. Los resultados del funcionamiento en estas condiciones se muestran en la siguiente tabla: El rendimiento eléctrico equivalente (REE) no alcanza el valor mínimo de 0,55 mientras que el autoconsumo si supera el valor mínimo del 10%. En estas condiciones la planta no podría acogerse a régimen especial. Caso4: Si funcionando como en el caso anterior se vende la energía eléctrica según la tarifa regulada (3,96c€/kWhe), cediendo la energía a la compañía distribuidora, los resultados serán diferentes desde el punto de vista económico:

Tabla 37 Funcionamiento de la planta Horario cogeneración 8-24h Nº motores/régimen 3/100%



Tabla 38 Venta de electricidadventa RD 436/2004 Tarifa regulada

REE 0,52

Autoconsumo (%) 16,75


CB 2 389 111O y M 83 736


Gastos (€/año)

Derechos de emisión 0 Beneficio (€/año) -14 783



58


Tarifa FP DH PCp PCll PCv RD 436/2004 1.2 4 3 0 kWe 0 kWe 2 000 kWe

Figura 49. Esquema de funcionamiento de la planta

Los resultados obtenidos son los siguientes:

Dado que el funcionamiento es igual que en el caso anterior (sólo varía la forma de venta de la electricidad), los valores del REE y del autoconsumo son los mismos. Los beneficios de la actividad de cogeneración son, sin embargo, mucho menores ya que el precio de venta es inferior al resultante del mercado eléctrico, la prima y el incentivo.

REE 0,52


CB 2 389 111O y M 83 736


Gastos (€/año)





59

Caso5: Funcionando en cogeneración durante las 24 horas del día y acogida la planta al RD 436/2004 con venta en el mercado eléctrico, los resultados son los siguientes:

Tabla 41 Funcionamiento de la planta Horario cogeneración 24h Nº motores/régimen 3/100%



Tabla 42 Venta de electricidad venta RD 436/2004 Mercado eléctrico


Tarifa FP DH PCp PCll PCv RD 436/2004 1.2 4 3 0 kWe 0 kWe 0 kWe




60

Los resultados son los siguientes: El rendimiento eléctrico equivalente (REE) no alcanza tampoco en este caso el valor mínimo requerido del 55%, auque si el autoconsumo. Los beneficios (pérdidas) reflejan que el funcionamiento de la cogeneración durante las 24 horas del día no resulta rentable económicamente. Esto es debido principalmente al bajo precio de la electricidad durante las horas valle (12 de la noche a 8 de la mañana). Caso6: El caso 6 es el mismo que el anterior con una modificación en la forma de venta de la electricidad, ya que ahora la venta es a tarifa regulada.

Tabla 45 Funcionamiento de la planta Horario cogeneración 24h Nº motores/régimen 3/100%



Tabla 46 Venta de electricidadventa RD 436/2004 Tarifa


Tarifa FP DH PCp PCll PCv RD 436/2004 1.2 4 3 0 kWe 0 kWe 0 kWe

REE 0,52



CB 3 750 243O y M 125 603

Aceite y otros 62 802 Compra electricidad 0

Gastos (€/año)

Derechos de emisión 125 217 Beneficio (€/año) -310 669



61

Figura 51. Esquema de funcionamiento de la planta. Los resultados obtenidos se resumen a continuación:

Las pérdidas de la actividad de cogeneración son superiores al caso anterior, en el que de vendía la electricidad en el mercado eléctrico. El REE no alcanza el valor mínimo requerido pero si el autoconsumo. 2.5.2 Conclusiones Es evidente, según los resultados obtenidos, que lo más adecuado es que la planta de cogeneración funcione de 8 de la mañana a 12 de la noche y acogida al RD 436/2004, pues es el régimen en el que se obtienen los mayores beneficios.

REE 0,52



CB 3 750 243 O y M 125 603

Aceite y otros 62 802 Compra electricidad 0

Gastos (€/año)

Derechos de emisión 125 217 Beneficio (€/año) -869 978



62

La ventaja de trabajar bajo el RD 2366/1994 es que los ingresos por venta de electricidad son mucho más altos que los que se puedan obtener bajo el RD 436/2004, si tenemos en cuenta que en el primer caso no sólo se factura por energía vendida sino también por: potencia, discriminación horaria y reactiva. Si la facturación por potencia supone ya una suma importante, igualmente ocurre con la discriminación horaria puesto que, al estar acogidos al tipo 4, toda la energía producida en período punta se valora la precio de la tarifa 2.2 (media utilización). A continuación se muestra una comparación entre las dos formas de facturar la energía eléctrica:

Tabla 49 Facturación eléctrica cog8-24h RD2366/1994 FP (€) FE (€) DHi (€) CR (€) IP (€) TOTAL (€) 95 431 191 854 89 956 11 491 0 4 200 717

Tabla 50 Facturación eléctrica cog8-24h RD436/2004FE (€) CR (€) TOTAL (€)

213 874 9 125 222 999 Aunque el precio del kWhe sea superior en el segundo caso debido a las primas e incentivos (4,74c€/kWhe de media frente a los 4,52 c€/kWhe de la tarifa 3.2) y, por tanto, la facturación por energía eléctrica, en el primer caso se factura además por discriminación horaria y por potencia, cantidades que son del mismo orden que la facturación por energía. Así pues, es conveniente desde el punto de vista económico trabajar bajo el RD 2366/1994, siempre que no se incumpla la garantía de potencia. Por otra parte, se obtiene otra conclusión de los estudios anteriores, y es que no merece la pena en ningún caso que la cogeneración esté funcionando durante las 24 horas del día. Si está acogida al RD 2366/1994 la razón principal es que la electricidad vendida en período valle está penalizada en el complemento por discriminación horaria en un 43%. Si lo está al RD 436/2004, la causa son los bajos precios de la electricidad en el mercado eléctrico durante las horas de valle (0-8h). En todos los casos contemplados anteriormente el consumo diario de gas natural es superior al contratado, por lo que se está incurriendo en un gasto adicional. Es conveniente, por tanto, ajustar la cantidad de gas natural contratado a lo que se va a consumir. Así, cuando la planta trabaja de 8 de la mañana a 12 de la noche (casos 1,3 y 4), el término fijo de la tarifa de gas resulta:



63

Tabla 51 Término fijo de la tarifa 2.5 de gas natural Gas contratado

(kWht/año) 155 842 000 Gas consumido (kWht/día)

Gas facturado (kWht/día/mes)

Gas max. diario (kWht/día) 597 750 662 063 730 913

y cuando lo hace durante las 24 horas del día (casos 2, 5 y 6):

Tabla 52 Término fijo de la tarifa 2.5 de gas natural Gas contratado



Gas max. diario (kWht/día) 597 750 965 342 1 640 751

La medidas de gas natural vienen dadas en unidades de energía considerando el poder calorífico superior. En ambos casos se observa que se está consumiendo por encima del 105% de la cantidad máxima diaria contratada, más aún con 24 horas de funcionamiento diario. Si se contrata una cantidad anual tal que la cantidad máxima diaria coincida con la demanda diaria, el gas facturado será:

Tabla 53 Término fijo de la tarifa 2.5 de gas natural cog 8-24h Gas contratado




Tabla 54 Término fijo de la tarifa 2.5 de gas natural cog 24horas Gas contratado




Otro aspecto a considerar a la vista de los resultados obtenidos es que en ninguno de los casos se alcanza el Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) mínimo, necesario para que la planta pueda acogerse a régimen especial. El REE debe ser igual o superior al 55%, mientras que en los citados casos se sitúa en torna al 52%.



64

Si tenemos en cuenta la expresión del REE:

9,0VQ

EREE−

= (Eq.46)

sería conveniente modificar el régimen de funcionamiento de los grupos (E y Q), puesto que la demanda térmica de la fábrica (V) no se puede modificar. En el siguiente gráfico se representa el REE en función del grado de carga de los grupos de cogeneración:

REE-grado de carga

0,5200,5250,5300,5350,5400,5450,5500,5550,5600,565

40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90 95 100

carga(%)

REE

Figura 52. Variación del REE con el grado de carga. Por debajo del 40% de la carga los motores no pueden funcionar adecuadamente y por debajo del 60% el fabricante no recomienda que su funcionamiento. Más allá del 83% el valor del REE es cae por debajo del 55%. Por tanto, lo más adecuado es que funcionen entre el 80% y el 83%, que es la además una zona de alto rendimiento:

Tabla 55 REE-carga % carga REE

100 0,52 95 0,53 90 0,54 85 0,54 80 0,55 75 0,55 70 0,56 65 0,56 60 0,56 55 0,56 50 0,56 45 0,56 40 0,55

Tabla 56 Rendimiento-carga % carga η

40 0,32 50 0,36 60 0,38 70 0,38 80 0,40 90 0,40 100 0,41



65

Rendimiento-carga

0,300,320,340,360,380,400,42

40 50 60 70 80 90 100carga (%)

Figura 53. Variación del rendimiento con el grado de carga. Caso 7. Funcionado los grupos al 80% de la carga en las condiciones del caso1:








2366/1994 1.2 4 0 kWe 0 kWe 2 000 kWe 2 400 kWe 2 400 kWe 2 400 kWe



66

Figura 54. Esquema de funcionamiento de la planta. Los resultados son los siguientes:

El beneficio es negativo pues los ingresos por la venta de electricidad son muy negativos. Esto de debe al elevado coste que supone el incumplimiento de la garantía de potencia. Al estar trabajando los grupos al 80%, la potencia eléctrica que se produce y, por tanto, la que se vende a la red es mucho menor, por lo que si mantenemos la misma garantía de potencia estaremos incurriendo en un incumplimiento de la mísma.

REE 0,55

Tabla 60 Resultados económicos anuales Ingresos venta electricidad (€/año) -3 064 169

CB 1 928 076 O y M 66 988


Gastos (€/año)

Derechos de emisión 0 Beneficio (€/año) -5 274 134

Incumplimiento potencia (€) 6 484 907



67

Si reducimos el valor de la potencia garantizada tanto para las horas punta como para las horas valle en las cantidades siguientes: los resultados que se obtienen son: Los beneficios obtenidos en este caso son notablemente inferiores a los del caso 1 ya que ahora la venta de electricidad es menor. Los motores producen menos energía eléctrica al 80%, así que la cantidad que se puede exportar a la red es inferior. A continuación se representan una serie de parámetros de la planta de cogeneración correspondientes al funcionamiento anterior:

Calor economizador

0200400600800

1000120014001600

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Figura 55. Calor transferido en el economizador.



Incumplimiento potencia (€) 0

REE 0,55


CB 1 928 076O y M 66 988


Gastos (€/año)

Derechos de emisión 0 Beneficio (€/año) 936 247



68

La demanda térmica de la fábrica es la misma que en el caso de funcionamiento de los grupos a plena carga, por lo que el calor intercambiado en los economizadores es el mismo también.

Temperatura gases chimenea

0

50

100

150

200

250

300

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

T (º

C)

Figura 56. Temperatura de los gases de salida de la chimenea.

Energía eléctrica

0

2000

4000

6000

8000

10000

12000

14000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

W (k

Whe

)


Figura 57. Demanda eléctrica de la fábrica y energía eléctrica producida.



69


01000200030004000500060007000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

kWh


Figura 58. Pérdidas energéticas de la planta. Las pérdidas energéticas se han reducido con respecto a la situación anterior (3 motores al 100%); los grupos funcionan en este caso al 80% de la carga máxima por lo que el consumo de combustible es inferior, al igual que las pérdidas en los gases de escape y aerorefrigeradores (con un rendimiento energético y una demanda térmica similar en ambos casos, una reducción en el consumo de combustible implica una reducción de las perdidas de energía).

FUE

0,620,63

0,630,64

0,640,65

0,650,66

0,66

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Figura 59. Factor de utilización de energía de la planta de cogeneración.



70

Rendimiento

0,42

0,43

0,43

0,44

0,44

0,45

1 2 3 4 5 6 7 8hora

Figura 60. Rendimiento sin cogeneración. El FUE es ahora superior por trabajar los motores en un punto de mayor rendimiento (η) y por ser menor el consumo de combustible (F), según se deduce de la siguiente expresión:

η+=+

=FQ

FWQFUE (Eq.47)

Consumo de CB y Emisiones de CO2

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

kg/h


Figura 61. Consumo de combustible y emisiones de CO2.



71

Las emisiones siempre van a depender del consumo de combustible, y si este disminuye también lo harán las emisiones; así se refleja en el gráfico en el cual las emisiones de CO2 han pasado de los 6 500 kg/h del funcionamiento a plena carga a 5 200 kg/h cuando funcionan al 80%. 2.5.3 Estudio del funcionamiento de la caldera de apoyo. Este dispositivo que, como se explicó previamente, no se encuentra actualmente en la instalación (se introdujo para realizar el estudio y analizar su conveniencia), tiene la misión de producir agua caliente para las destiladoras 1, 2 y 3, enviando los gases de escape hacia la salida de los grupos de cogeneración. De esta forma, la demanda térmica de las destiladoras puede ser atendida bien por el agua de refrigeración de los grupos, bien por el agua producida en esta caldera. También es posible que exista un reparto de la demanda entre ambos, sin más que regular el caudal de agua que es enviado desde uno u otro sitio. Por otra parte, los gases resultantes de la combustión del gas natural son enviados hacia la salida de los motores, previa mezcla con una cierta cantidad de aire exterior para reducir su temperatura hasta valores tolerables por los materiales (los gases de salida de la caldera pueden alcanzar temperaturas por encima de los 2 000ºC). Después de la mezcla, la energía térmica contenida en los gases de escape aumenta, por lo que la cantidad de calor que se puede transferir en los economizadores es mayor. A continuación se analizan diferentes casos de funcionamiento con la caldera de apoyo: Vamos a suponer inicialmente que los motores funcionan todos al 80% de la carga máxima, y que la cantidad de combustible que se quema en la caldera de apoyo es de 200kg/h. Para reducir la temperatura de los gases de escape de la mísma, se introduce además una cantidad de aire adicional (mediante una soplante) de 3 kg/s. La demanda térmica de las destiladoras 1, 2 y 3 se reparte al 50% entre el agua de refrigeración de los motores y el agua caliente.


Mcb caldera/aire suplementario 200/7 200 kg/h Gas natural contratado 155 842 000 kWt




72

Las condiciones de compra y venta de electricidad son las habituales:









73


0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

T (º

C)


Figura 63. Temperatura de los gases. La temperatura de entrada de los gases al economizador es muy similar a la de salida del motor (sólo 10ºC superior la primera); esto es debido a que, en la mezcla, la cantidad de gases procedentes del motor es muy superior a la cantidad de gases que vienen de la caldera. Como consecuencia de esto, la temperatura de mezcla está más próxima a la temperatura de salida de los gases de los grupos de cogeneración.


0

2000

4000

6000

8000

10000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

kWh


Figura 64. Pérdidas energéticas de la planta. Las pérdidas en los gases que salen por chimenea y en los aerorefrigeradores son mayores que en el funcionamiento sin caldera de apoyo. Puesto que en este caso la demanda de las destiladoras se reparte al 50% entre la refrigeración de los motores y el



74

agua de la caldera de apoyo, la cantidad de calor que ha de disiparse en los aerorefrigeradores es mayor. Las pérdidas en los gases que salen por la chimenea también son mayores ya que la energía disponible a la entrada de los economizadores es mayor y, sin embargo, la demanda térmica de la fábrica es la misma. En el gráfico siguiente de representa el factor de utilización (FUE) de la planta durante las horas de funcionamiento:

FUE

0,560,570,570,580,580,590,590,60

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 65. Factor de utilización de la planta (FUE).


0,560,570,570,580,580,590,590,60

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Figura 66. Rendimiento energético del funcionamiento con equipos convencionales. El factor de utilización de energía (FUE) entre las 8 de la mañana y las 12 de la noche se ha reducido con respecto al caso en el que la caldera no funcionaba. La razón es el mayor consumo de combustible (F) sin un aumento en el consumo térmico (Q) o en la producción eléctrica (W):



75

F

WQFUE += ↓⇒

↑

=FUE

FcteWQ .,

(Eq.48)

Consumo de CB y Emisiones de CO2

01000200030004000500060007000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

kg/h


Figura 67. Consumo de combustible y emisiones de CO2 de la planta. Las emisiones de CO2 han aumentado ligeramente como consecuencia del mayor consumo de combustible.

El rendimiento eléctrico equivalente no alcanza el valor mínimo del 55%, por lo que en este caso la planta no podría acogerse a régimen especial.


REE 0,48


CB 2 122 813O y M 66 988


Gastos (€/año)




76

2.5.4 Funcionamiento de dos grupos cogeneradores. Más sentido tendría hacer funcionar la caldera de apoyo en aquellos casos en los que no funcionan todos los grupos a la vez. En este caso se hace indispensable el aporte de los gases de escape de la caldera, puesto que la energía térmica de salida de los motores no es suficiente para satisfacer la demanda térmica de la fábrica. Supongamos por ejemplo que trabajan sólo dos grupos en las siguientes condiciones:


Mcb caldera/aire suplementario 150/10 000 kg/h Gas natural contratado 107 023 064 kWtDestilación 1,2,3-refrigeración 100%

Tabla 68 Venta de electricidad

venta Pgp/dp Pgll/dll Pgv/dv DH RD

2366/1994 5 500 kWe/0,95 5 500 kWe/0,95 0 kWe/0 4




Figura 68. Esquema de funcionamiento de la planta. La garantía de potencia ha debido modificarse en este caso pues la energía eléctrica vertida a la red es mucho menor al trabajar sólo dos grupos.



77

Calor economizador

0500

10001500200025003000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324hora

Q(k

Wht

)

Figura 69. Calor transferido en el economizador. El calor a transferir en cada economizador es mayor puesto que es necesario transferir la misma energía térmica al aceite en sólo dos de ellos.


0

100

200

300

400

500

600

700

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

T (º

C)


Figura 70. Temperatura de los gases.



78

Energía eléctrica

0100020003000400050006000700080009000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

W(k

Wh)




010002000

300040005000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

kWh


Figura 72. Pérdidas energéticas de la planta.

FUE

0,650,660,670,680,690,700,71

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 73. Factor de utilización de la planta.



79


0,42

0,43

0,43

0,44

0,44

0,45

1 2 3 4 5 6 7 8hora

Figura 74. Rendimiento energético del funcionamiento con equipos convencionales.

2.5.5 Compra de electricidad en el mercado eléctrico. Otra de las posibles actuaciones en el funcionamiento de la planta es la modificación de la forma de compra de la electricidad. Actualmente la compra es a tarifa regulada, en concreto la 1.2. Lo que se plantea no es el cambio del tipo de tarifa, para pasar a otra de media o larga utilización, sino realizar la compra en el mercado mayorista de la electricidad. Y es que para el año 2007 las tarifas de alta tensión desaparecerán y será obligatoria la venta en el mercado.


Mcb caldera/aire suplementario 0/0 kg/h Gas natural contratado 141 989 176 kWht/año Destilación 1,2,3-refrigeración 100%


REE 0,56


CB 1 453 270O y M 44 659


Gastos (€/año)




80



2366/1994 9 500kWe/0,95 9 500 kWe/0,95 0 kWe/0 4

Figura 75. Esquema de funcionamiento de la planta. La compra de electricidad en el mercado conlleva el pago de unos peajes o tarifas de acceso por el uso de las redes de transporte y distribución. La tarifa de acceso teniendo en cuenta el nivel de tensión y la potencia eléctrica demandada es la 6.2, con una potencia contratada de 2 608 kWe.


REE 0,55


CB 1 622 756O y M 66 988


Gastos (€/año)




81

2.5.6 Recuperación gases chimenea Otra de las posibilidades para la planta se basa en el aprovechamiento de los gases de salida de los economizadores, que poseen un alto contenido energético debido a las altas temperaturas de salida (230ºC como mínimo). Cuando funcionan los tres grupos a plena carga (sin aporte de la caldera), las pérdidas en los gases que salen por chimenea se sitúan en el entorno de los 8 MWht, como se puede observar en el gráfico siguiente:

Pérdidas gases chimenea

0

2000

4000

6000

8000

10000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324hora

Q (k

Wht

)

Figura 76. Pérdidas en los gases de chimenea. En el siguiente gráfico se representan conjuntamente la energía disponible para cubrir la demanda térmica de la fábrica (gases de salida de los motores, refrigeración, quemadores de las calderas convencionales y secadero) y la demanda térmica total de la fábrica:

Aprovechamiento energético

0

5000

10000

15000

20000

25000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Q (k

Wht

)

Demanda térmica Energía térmica

Figura 77. Aprovechamiento de la energía térmica. Se observa que, en las horas de cogeneración, de toda la energía disponible sólo se aprovecha una tercera parte aproximadamente. Convendría por tanto reducir esta energía disponible con el fin de ajustarla en la medida de lo posible a la demanda de la fábrica.



82

Lo más adecuado desde el punto de vista del ahorro energético sería reducir la cantidad de gases que salen de los grupos (reduciendo la carga y/o el número de grupos en funcionamiento) y aprovechar los gases de salida de los economizadores de alguna forma. Una posibilidad sería desviar parte de estos gases (según los requerimientos térmicos) hacia el secadero, introduciéndolos en este directamente, sin necesidad de intercambiador. Como el aire del secadero debe entrar a 290ºC de temperatura, una soplante y un quemador (instalado actualmente) situados a la entrada se encargarían de ajustar el valor de la temperatura. Una posible forma de aprovechar la energía de estos gases es la que aparece en el siguiente esquema:

Figura 78. Esquema del aprovechamiento de los gases de salida de los economizadores para su utilización en el secadero. Parte de los gases de salida de uno o varios motores se desvían hacia el secadero según los requerimientos térmicos de este. Como la temperatura de entrada al secadero ha de ser de 290ºC, el quemador del secadero o la soplante de encargarían de realizar el ajuste. Así, si la temperatura de salida de los economizadores fuera superior a 290ºC, la



83

soplante haría mezclarlos con la cantidad de aire exterior suficiente para reducir la temperatura hasta los 290ºC. Por el contrario, si la temperatura de salida de los economizadores estuviera por debajo de la temperatura anterior, el quemador situado a la entrada del secadero funcionaría empleando el combustible necesario. Cabe resaltar que, al trabajar los motores con una mezcla pobre, los gases de escape contienen todavía una gran cantidad de oxígeno, por lo cual no sería necesario introducir aire exterior para la combustión en el secadero. Así pues, el circuito de aceite quedaría para transferir el calor al vaporizador de sólidos y al sistema de absorción. También podría transportar la energía térmica hasta el secadero en caso de avería o limpieza del quemador y/o soplante. Del estudio realizado en la hoja de cálculo se concluyó que lo más adecuado sería que funcionaran dos grupos únicamente, ya que los gases de salida de estos tienen energía suficiente para cubrir la demanda térmica de la fábrica (funcionar con un grupo llevaría a la necesidad de arrancar la caldera de apoyo).

Grado de carga (%)

020406080

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 79. Grado de carga de los grupos.

Tabla 74a Grado de carga HORA carga (%)

9 75 10 75 11 75 12 82 13 88 14 89 15 87 16 87 17 87

Tabla 74b Grado de carga HORA carga (%)

17 87 18 80 19 82 20 83 21 78 22 81 23 73 24 73



84

El combustible quemado en el secadero depende de la temperatura de salida de los gases del economizador, como se observa en el gráfico:

Secadero

050

100150200250

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Tª gases salida economizador Combustible quemador

Figura 80. Combustible consumido en el quemador del secadero y temperatura de los gases de salida del economizador. A primeras horas de la mañana, cuando no funciona la cogeneración, el quemador del secadero también tiene que quemar combustible para calentar el aire exterior hasta los 290ºC. El siguiente gráfico representa el caudal de gases de salida de los economizadores que se aprovecha para el secadero y el que sale por chimenea:

Gases salida economizador

0

10000

20000

30000

40000

50000

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

M (k

g/h)

Caudal gases secadero Caudal gases chimenea

Figura 81. Caudal de salida de los economizadores que entra en el secadero.



85

Energía eléctrica

0

2000

4000

6000

8000

10000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

W (k

Whe

)

Demanda eléctrica Energía eléctrica generada


FUE

0,5500,6000,6500,7000,7500,800

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

FUEactual FUErec

Figura 83. Factor de utilización de energía (FUE) en el funcionamiento actual y en el funcionamiento con recuperación de los gases de salida del economizador. Para este régimen de funcionamiento se pueden plantear dos posibilidades: funcionar bajo el actual RD 2366/1994 o hacerlo bajo el nuevo RD 436/2004. Los resultados desde el punto de vista económico son diferentes. En cualquiera de los casos, el régimen de funcionamiento sería el anteriormente descrito y esquematizado en siguiente dibujo:



86

Figura 84. Esquema del funcionamiento de la planta con recuperación de los gases de salida del economizador.

Tabla 75 Funcionamiento de la planta Horario cogeneración 8-24h Nº motores/régimen 2/variable

Mcb caldera/aire suplementario 0/0 kg/h Gas natural contratado 96 929 572 kWtDestilación 1,2,3-refrigeración 100%



2366/1994 5 500kWe/0,95 5 000 kWe/0,95 0 kWe/0 4






87

Si se opta por funcionar bajo el RD 436/2004 con venta de electricidad en el mercado eléctrico:



Tabla 80 Venta de electricidadventa RD 436/2004 Mercado

La compra de electricidad se podría realizar en el mercado eléctrico, según la tarifa de acceso 6.2 con 2 608 kWe de potencia contratada. Los resultados económicos en este caso son:


REE 0,67


CB 1 323 683O y M 45 182


Gastos (€/año)



CB 1 323 683O y M 45 182


Gastos (€/año)




88

2.5.7 Avería de grupos Con respecto al funcionamiento de la caldera de apoyo, ésta no debería funcionar en condiciones normales en las que los grupos se encuentren a plena disposición, ya que se estaría incurriendo en un gasto innecesario. El problema puede surgir cuando alguno de los grupos estuviera fuera de servicio por razones de mantenimiento o avería de alguna clase. Puede ocurrir en estos casos, y de hecho ocurre si tenemos en cuenta los requerimientos térmicos de la fábrica, que la potencia térmica recuperada de los grupos no sea suficiente para cubrir toda la demanda. Para estos casos pueden adoptarse las siguientes medidas:

• Funcionar con los equipos convencionales. • Arrancar la caldera de apoyo.

Supongamos el caso en el que funcionen dos grupos. En el siguiente gráfico de representan la demanda térmica del aceite (calor a transferir en cada economizador) y el calor máximo que se puede transferir en cada economizador, siendo este último:

9,0)230(max ⋅−⋅⋅= egpg TcMQ (Eq.48) Mg = caudal másico de gases de escape. Teg = temperatura de entrada de los gases en el economizador o de salida del motor.

Funcionamiento 2 grupos

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Demanda térmica economizador Calor máximo economizador

Figura 85. Demanda térmica por economizador y calor máximo transferible con dos grupos disponibles. Se observa que durante las horas de funcionamiento de la cogeneración la demanda térmica en cada economizador es superior al calor máximo que se puede transferir. Es decir, los gases de salida de los motores no tienen la potencia térmica suficiente para cubrir los requerimientos térmicos de la fábrica (excluida la destilación).



89

Por lo que respecta a la demanda térmica asociada a las destiladoras 1, 2 y 3 no existe en este caso problema alguno ya que el calor de refrigeración de cada motor es muy superior al calor a transferir en cada destiladora, según de observa en el siguiente gráfico:


0500

10001500200025003000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Demanda térmica destiladora Calor refrigeración motor

Figura 86. Demanda térmica por destiladora y calor de refrigeración de cada motor. Si en estas circunstancias se decidiera trabajar con los equipos convencionales, el gasto diario para cubrir la demanda térmica de la fábrica sería:

Tabla 82 Gastos diarios con equipos convencionales

Gasto CB (€) Gasto

electricidad (€)

Gasto emisiones

CO2(€) Beneficio

(€)

925 3 734 123 -4 782 Sin embargo, si se decidiera funcionar con los dos grupos de cogeneración y con la caldera de apoyo, en las siguientes condiciones:


Mcb caldera/aire suplementario 100/6 000 kg/hDestilación 1,2,3-refrigeración 100%



90

Figura 87. Esquema de funcionamiento de la planta. los gastos e ingresos diarios serían:

y el beneficio diario: La diferencia entre funcionar con dos motores y funcionar con equipos convencionales es por tanto de 5211 €/día. Los gráficos siguientes corresponden al funcionamiento con dos grupos y la caldera de apoyo:

Tabla 84 Gastos e Ingresos diarios

Gasto CB (€)

Gasto OM (€)

Gasto Ac (€)

Gasto emisiones

CO2 (€)

Gastos electricidad

(€)

Ingresos electricidad

(€) 5 720 214 107 760 671 7 901

Beneficio (€) 429



91


0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Calor economizador Calor máximo economizador

Figura 88. Demanda térmica del aceite del economizador y calor máximo transferible.

Gases intercambiador (%)

0

2040

6080

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

Figura 89. Porcentaje de gases del economizador que pasa por el intercambiador.

Temperaturas

0

200

400

600

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Tª (º

C)

Tª gases soplante Tª gases salida motorTª entrada economizador Tª gases salida economizadorTª gases chimenea

Figura 90. Temperatura de los gases de la planta.



92

Energía eléctrica

02000400060008000

1000012000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

W (k

Whe

)

Demanda eléctrica Potencia eléctrica generada

Figura 91. Demanda eléctrica de la fábrica y potencia eléctrica generada. Supongamos ahora el caso en el que sólo un grupo está en condiciones para funcionar. En estas circunstancias podemos elegir igualmente entre trabajar con equipos convencionales o hacer funcionar el motor disponible. Si se trabajara con el único motor disponible, hay que tener en cuenta que en este caso sólo se podría contar con la energía térmica de los gases de salida de ese motor, por lo que se hace necesario el aporte de gases por parte de la caldera de apoyo. En el siguiente grafico se puede observar como el calor máximo que es posible transferir en el economizador es inferior al necesario:

Funcionamiento 1 grupo

0

2000

4000

6000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)


Figura 92. Demanda térmica en el economizador y calor máximo transferible. La demanda térmica de la destiladora es también superior al máximo que se puede transferir (calor de refrigeración del motor), como se puede observar en el siguiente gráfico:



93

Funcionamiento 1 motor

263026402650266026702680269027002710

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Demanda térmica destilación Calor refrigeración motor

Figura 93. Demanda térmica de destilación y calor de refrigeración del motor. Para satisfacer la demanda térmica en este caso sería necesario el funcionamiento de la caldera de apoyo, que además tendría que generar el agua caliente necesaria para la destilación. En las condiciones de funcionamiento siguientes:






94

Tabla 86 Gastos e ingresos diarios de la planta

Gasto CB (€) Gasto OM (€)

Gasto AC (€)

Gasto emisiones

CO2 (€)

Gastos electricidad

(€)


(€) 3 965 107 54 527 671 2 652

El beneficio diario con este funcionamiento sería de:

Beneficio (€) -2 671

Funcionamiento 1 motor

0100020003000400050006000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

calor economizador Calor máximo economizador

Figura 95. Demanda térmica del aceite del economizador y calor máximo

transferible.


0

20

40

60

80

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 96. Porcentaje de gases del economizador que pasa por el intercambiador.



95

Temperaturas

0

200

400

600

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Tª (º

C)

Tª gases soplante Tª gases salida motorTª gases entrada economizador Tª gases salida economizadorTª gases chimenea

Figura 97. Temperatura de los gases de la planta.

Destilación

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Demanda térmica destilaciónCalor calderaRefrigeración motores destilación

Figura 98. Reparto de la demanda térmica de las destiladoras 1, 2 y 3 entre refrigeración de los motores y caldera de apoyo.

Refrigeración motor

0

1000

2000

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)

Calor refrigeración motor Calor refrigeración destilaciónCalor aerorefrigeradores

Figura 99. Refrigeración del motor.



96

Energía eléctrica

0100020003000400050006000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

W (k

Whe

)

Energía eléctrica generadada Demanda eléctrica total

Figura 100. Demanda eléctrica de la fábrica y energía eléctrica generada. Existe también la posibilidad de que la destilación correspondiente a las destiladoras 1, 2 y 3 se realice con los equipos de ósmosis inversa, en lugar de tener que producir agua caliente en la caldera, con lo que se reduciría el consumo de combustible en la caldera:






97

Tabla 88 Gastos e Ingresos anuales de la planta

Gasto CB (€)

Gasto OM (€)

Gasto AC (€)

Gasto emisiones

(€)

Gastos electricidad

(€)


(€) 3800 107 54 505 671 2652

El beneficio diario resultante sería: algo superior al caso anterior y, por supuesto, al caso de funcionamiento con equipos convencionales. Además, al no ser necesario generar agua caliente para destilación, es posible funcionar con una pequeña cámara de combustión, que únicamente se encargaría de aportar gases calientes para aumentar la potencia térmica disponible a la entrada a los economizador. Algunos gráficos representativos de este funcionamiento se presentan a continuación:

Economizador

0100020003000400050006000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Q (k

Wht

)


Figura 102. Demanda térmica del aceite del economizador y calor máximo transferible.

Beneficio (€)

-2484



98


0

20

40

60

80

100

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

Figura 103. Porcentaje de gases del economizador que pasan por el intercambiador.

Temperaturas

0

200

400

600

800

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

T (º

C)

Tª gases salida soplante Tª gases salida motorTª gases entrada economizador Tª gases salida economizadorTª gases chimenea

Figura 104. Temperaturas de los gases de la planta.



99

3. Conclusiones y futuras líneas de actuación A la vista de los resultados obtenidos en el estudio para los casos analizados, el funcionamiento más beneficioso para la planta desde el punto de vista económico es el que se resume en la siguiente tabla:


Mcb caldera/aire suplementario 0/0 kg/h Gas natural contratado 141 989 176 kWht/año Destilación 1,2,3-refrigeración 100%



Es evidente, por los resultados obtenidos en el apartado anterior, que funcionar bajo el antiguo RD 2366/1994 resulta mucho más beneficioso desde el punto de vista económico. Y es que este fue el primer Real Decreto que regulaba la producción en régimen especial y tenía como objetivo el fomento de este tipo de plantas de generación eléctrica. Por tanto otorgaba muchas ventajas económicas para los productores, de forma que resultaban muy rentables. Así, a partir del año 1994 fueron muchas las industrias que incorporaron una planta de cogeneración para abastecer sus requerimientos térmicos y eléctricos y además obtener un beneficio por la venta de la electricidad. En muchos casos los ingresos derivados de la venta de electricidad eran muy superiores a los de su propia actividad industrial. Era común que la potencia eléctrica instalada fuera muy superior a la requerida, ya que en este Real Decreto no existe ninguna limitación en cuanto al autoconsumo que la planta debe tener. Otra práctica habitual era la creación de una demanda térmica ficticia para que el REE definido como:

9,0VQ

EREE−

= (Eq.49)

fuera superior al mínimo permitido (0,55 con gas natural como combustible). Con el RD2818/1998 se intentó acabar con este tipo de prácticas mediante el cumplimiento de

Tabla 91 Compra de electricidad compra de electricidad

mercado libre, TA 6.2, PC 2 608 kWe



100

una autoconsumo de electricidad mínimo (10%). Con el nuevo RD 436/2004 se termina definitivamente con las ventajas del antiguo RD2366/1994, pues el precio de venta de la electricidad es bastante menor. En este caso sólo se cobra por la energía vendida (además de un complemento por reactiva de poca importancia) a un precio que dependerá de la forma de venta: a tarifa regulada o en el mercado libre. La venta en el mercado es más rentable ya que el precio de venta es superior (4,8c€/kWhe de media incluidos prima e incentivo frente a 4c€/kWhe de la tarifa regulada). Por otra parte, el régimen adecuado para el funcionamiento de los grupos está en torno al 80% de la carga máxima, ya que para cargas mayores no se alcanza el REE mínimo establecido, lo cual no excluye que en un momento dado no puedan funcionar a plena carga. Funcionar por debajo del 80% da lugar a REE superiores aunque los beneficios son menores ya que la energía eléctrica producida disminuye considerablemente con el grado de carga. Actualmente se están realizando una serie de modificaciones en la fábrica que van a tener como resultado un incremento de la demanda térmica. Se espera que tras este aumento en la demanda térmica el REE mínimo se supere sobradamente, de forma que se pueda funcionar a pleno régimen. De hecho la planta se encuentra funcionando actualmente con los motores a plena carga a sabiendas de las modificaciones en la demanda térmica que van a ser realidad en poco tiempo. De esta forma, aunque el REE no alcance el mínimo actualmente y al evaluarse este como media anual no existe ningún problema para su cumplimiento a final de año. Teniendo en cuenta todo esto, los beneficios derivados de la actividad de cogeneración serán superiores a los del régimen de funcionamiento propuesto anteriormente (3 grupos al 80%), ya que los ingresos por la venta de la electricidad serán mayores:











101

Los resultados económicos en este régimen de funcionamiento son:

Así pues parece que el actual funcionamiento es el más rentable económicamente. Una modificación en la forma de compra de la electricidad, pasando a comprar en el mercado libre llevaría a una reducción en los gastos derivados de dicha compra. Además para el año 2007 las tarifas de compra deben desaparecer. No obstante, para este tipo de plantas acogidas al antiguo RD2366/1994 las tarifas permanecerán hasta el año 2010, de forma que hasta entonces sólo podrán realizar la compra a tarifa regulada. A partir de ese año, todas las plantas deberán acogerse el nuevo RD436/2004 y realizar la compra en el mercado libre. Por otra parte, si trabajando en estas condiciones se produce una avería en alguno de los grupos, lo más adecuado es seguir funcionando con los grupos disponibles con la ayuda de la caldera de apoyo: En el caso de tener dos grupos disponibles: En caso de tener un sólo grupo:

REE 0,52


CB 2 389 111O y M 83 736


Gastos (€/año)








102

En este último caso, al no ser suficiente la refrigeración de los motores para cubrir los requerimientos térmicos de las destiladoras 1, 2 y 3, las dos plantas de ósmosis inversa se encargan de realizar dicha labor. A partir del año 2010 la planta se verá obligada a pasar al RD 436/2004, mucho menos interesante desde el punto de vista económico. Además es probable que para entonces la normativa acerca de los límites de emisión sea aún más estricta. Todo esto hace plantearse la posibilidad de que, a partir de ese año, la planta funcione de la forma más eficiente posible en términos energéticos reduciendo las emisiones contaminantes. Una de las posibles soluciones consiste en el aprovechamiento de parte los gases de salida de los economizadores para su posterior empleo en el secadero. Esto permitiría funcionar con dos motores únicamente (en torno al 80% de la carga máxima), de forma que se reducirían en gran medida las emisiones contaminantes así como los gastos derivados de éstas:



Tabla 99 Venta de electricidadventa RD 436/2004 Mercado

La compra de electricidad se realizaría en el mercado eléctrico, según la tarifa de acceso 6.2 con 2 608 kWe de potencia contratada. Los resultados económicos en este caso son: En los gráficos siguientes se comparan los rendimientos energéticos y las emisiones que se dan actualmente en la planta con los correspondientes al funcionamiento con recuperación de los gases del economizador.


CB 1 323 683O y M 45 182


Gastos (€/año)




103

FUE

0,550

0,600

0,650

0,700

0,750

0,800

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

hora

FUEactual FUErec

Figura 105. Factor de utilización de energía (FUE) en el funcionamiento actual y en el funcionamiento con recuperación de los gases de salida del economizador.

Emisiones CO 2

01000200030004000500060007000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24hora

MC

O2

(kg/

h)

3 motores 100% 2 motores 80%+recuperación

Figura 106. Comparativa de emisiones de CO2 entre el funcionamiento actual y el funcionamiento con recuperación de los gases de salida del economizador. El rendimiento sería casi un 20% superior y las emisiones en torno al 40 % inferiores a las actuales. En resumen, las futuras líneas de actuación de la planta serán las siguientes:

• Funcionar en las condiciones actuales, es decir, con los tres grupos a plena carga y según el RD2366/1994. Así podría permanecer la planta hasta el año 2010.

• Instalar una pequeña cámara de combustión con capacidad para quemar hasta

300 kg/h de gas natural, que arrancará en caso de avería de algún grupo para ayudar a satisfacer la demanda térmica de la fábrica.



104

• A partir del año 2010 ésta debería acogerse al RD436/2004 y vender la

electricidad en al mercado libre. La planta debería funcionar entre las 8 de la mañana y las 12 de la noche (horas punta y llano); en las horas valle el precio de la electricidad es más bajo y, por tanto, resulta más rentable funcionar con los equipos convencionales y comprar la electricidad en el mercado.

Precios medios horarios 2004

0,0001,0002,0003,0004,000

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23hora

c€/k

Wh

Figura 107. Precios horarios medios del mercado libre en el año 2004.

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