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estudio técnico económico para sustitución de una caldera de gas por una planta de cogeneración
 

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    estudio técnico económico para sustitución de una caldera de gas por una planta de cogeneración estudio técnico económico para sustitución de una caldera de gas por una planta de cogeneración Document Transcript

    • ESTUDIO TECNOLÓGICO YECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DELA ACTUAL CALDERA DE GAS DEUNA GRANJA, POR UNA PLANTADE COGENERACIÓN.Jose Manuel Almendros Ulibarri 20 10
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Resumen trabajo fin de curso Título del trabajo Empresa(*): Granja Porcina Casas Ibáñez Especialidad(*):NACE 2009:01.46 Raising of pigs Productos/servicios(*): Pig meat Número de empleados(*): 15 Nombre del participante: Jose Manuel Almendros Ulibarri Número del participante en el proyecto EUREM: 58 Contacto: jmalmendros@mityc.es: +34645904129Descripción del trabajoIn a first stage, the aim of this project is to study from both technological and economical points of view, thereplacement of the current steam boiler in a farm by a cogeneration plant fed by natural gas supplied, in thisstage by a gas company. The main outcomes are expressed below in the box “Resultados”.Provided that the results obtained are satisfactory, the following step will be the assessment of a possiblesubstitution of the gas input feeding the cogeneration module by biogas generated from the organic excretions ofthe animals, getting as spin offs of the digestion treatment, on the one hand, biofertilizers capables of beingtraded in local market and, on the other hand, water with enough quality as to be used for irrigation or in the farm´s slaughter house.El presente proyecto es la primera fase de un proyecto más ambicioso consistente en implementar medidas deeficiencia energética en una granja de cerdos como medio de conseguir ahorros, obteniendo energía térmica yeléctrica mediante un proceso de cogeneración a partir de biogás producido mediante la degradación anaeróbicade los desechos orgánicos (purines) generados por los animales, resolviendo además el problema de sueliminación.Por tanto, esta fase del proyecto tiene como objetivo principal el estudio tecnológico y económico desustitución de la actual caldera de gas de la granja, por una planta de cogeneración con alimentación de gasnatural contratado, en esta primera fase, a un comercializador.Si en esta fase del proyecto dicha sustitución resulta viable se acometerá la segunda fase consistente endeterminar si también es técnica y económicamente rentable instalar una planta de depuración de purines(pretratamiento, digestor anaerobio, balsa aeróbica, y sistemas auxiliares) de forma que el biogás que se generepueda alimentar, reemplazando total o parcialmente el abastecimiento de gas natural, la cogeneración demanera que se consiga en la mayor proporción posible el autoabastecimiento energético tanto de la planta dedepuración como de la granja en la práctica totalidad de su actividad productiva.Fotografías o gráficos relacionados con el trabajo: Resultados:Ahorro de energía posible [kWh/a]: 108.000 kWh/a Costes de inversión [Euros]: 183.055 eurFuente de energía: cogeneration, gasPosible ahorro de costes [Euros/año]: 30.452 eur/year Periodo de retorno [años]: 3,8 yearsToneladas de CO2 [t/a] evitables: more emissions = 82 ton Oportunidad de implementación:CO2/year () alta ( x) media ( ) baja Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 2
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010ÍNDICE1. OBJETO DEL PROYECTO.................................................................................................................52. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS...............................................................................................53. MEMORIA JUSTIFICATIVA.............................................................................................................6 3.1 CONSUMO Y ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO ACTUAL................................................. 6 3.1.1 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA..................................................................................6 3.1.2 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA..............................................................................7 3.1.3 PERFIL DEL CONSUMO ENERGÉTICO............................................................................ 9 .............................................................................................................................................................. 9 3.2. CURVAS DE DEMANDA ENERGÉTICA................................................................................. 9 3.2.1 CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDAD................................................................... 9 3.2.2 CURVA DE DEMANDA DE TÉRMICA............................................................................ 12 3.3 ELECCIÓN DEL EQUIPO.......................................................................................................... 13 3.3.1 TECNOLOGÍA A UTILIZAR.............................................................................................. 13 3.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO...................................................................................15 3.4. ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO ...................................................................................19 3.5. EMISIONES................................................................................................................................ 24 3.6. CONSIDERACIONES LEGALES Y ADMINISTRATIVAS....................................................254. DESCRIPCIÓN FASE II PROYECTO..............................................................................................26 4.1 POTENCIAL DE GENERACIÓN DE BIOGÁS.........................................................................26 4.2 DEMANDA DE LA PLANTA DE BIOGÁS ............................................................................. 27 4.3 SOLUCIÓN.................................................................................................................................. 27 4.4 CURVA DE DEMANDA.............................................................................................................275. CONCLUSIONES..............................................................................................................................28ANEXO I................................................................................................................................................ 30volver...................................................................................................................................................... 31 ........................................................................................................................................................... 31ANEXO II...............................................................................................................................................32Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 3
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010ABSTRACT.In a first stage, the aim of this project is to study from both technological and economicalpoints of view, the replacement of the current steam boiler in a farm by a cogeneration plantfed by natural gas supplied, in this stage by a gas company.As far as the results obtained are satisfactory, the following step will be the assessment of apossible substitution of the gas input feeding the cogeneration module by biogas obtainedfrom the organic excretions of the animals, getting as spin offs of the digestion treatment, onthe one hand, biofertilizers capables of being traded in local market and, on the other hand,water with enough quality as to be used for irrigation or in the farm´s slaughter house.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 4
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 20101. OBJETO DEL PROYECTO.El presente proyecto es la primera fase de un proyecto más ambicioso consistente enimplementar medidas de eficiencia energética en una granja de cerdos como medio deconseguir ahorros, obteniendo energía térmica y eléctrica mediante un proceso decogeneración a partir de biogás producido mediante la degradación anaeróbica de losdesechos orgánicos (purines) generados por los animales, resolviendo además el problemade su eliminación.Por tanto, esta fase del proyecto tiene como objetivo principal el estudio tecnológico yeconómico de sustitución de la actual caldera de gas de la granja, por una planta decogeneración con alimentación de gas natural contratado, en esta primera fase, a uncomercializador.Si en esta fase del proyecto dicha sustitución resulta viable se acometerá la segunda faseconsistente en determinar si también es técnica y económicamente rentable instalar unaplanta de depuración de purines (pretratamiento, digestor anaerobio, balsa aeróbica, ysistemas auxiliares) de forma que el biogás que se genere pueda alimentar, reemplazandototal o parcialmente el abastecimiento de gas natural, la cogeneración de manera que seconsiga en la mayor proporción posible el autoabastecimiento energético tanto de la plantade depuración como de la granja en la práctica totalidad de su actividad productiva.Además se resuelve el problema de su eliminación pues en la actualidad, la granja nodispone de un sistema específico de tratamiento de los purines, salvo la excepción dealmacenarlos en una balsa a la espera de su recogida por agricultores de la zona que lousan directamente como fertilizante.Además, como subproducto de la degradación, el proceso proporciona lodos residuales quepueden usarse como biofertilizantes de excelente calidad y de más rápida producción asícomo agua para riego de los terrenos cultivados existentes en la granja con lo que seráconveniente realizar un estudio de mercado de biofertilizantes a nivel local, pudiéndoseutilizar el agua en las propias instalaciones de la granja.2. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS.La granja se encuentra ubicada en el término municipal de Casas Ibáñez, provincia de Albacete a 649 metros sobre el nivel del mar, y la temperatura media a los largo del año oscila los 15ºC. Las precipitaciones apenas sobrepasan los 400 mm anuales. La densidad media de población es en torno a 25 hab./km2. No cabe pasar por alto el dato de la altitud en que está situada la planta, topográficamente a un poco menos de 700 m, cosa que afectará en una disminución de potencia para los motores con ciclo Otto.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 5
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010La granja cuenta con casi 25.000 cabezas de cerdo ibérico, entre los que podemos distinguirvarios tipos de animales, respecto a su situación en la actividad, es decir, cerdas de cría(preñadas), cerdas que se encuentran criando, cerdos destinados a engorde, sementales ycrías.La granja funciona durante los 365 días al año, pues la dependencia de los cuidados de losanimales no se pueden descuidar durante periodos espaciosos de tiempo. Por lo que lagranja estará en funcionamiento durante todo el año, traduciéndose en un consumoenergético casi permanente.3. MEMORIA JUSTIFICATIVA3.1 CONSUMO Y ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO ACTUAL.En este punto, se divide el consumo en: -Consumo de energía térmica y eléctrica en sistema de producción. -Consumo de energía térmica y eléctrica en resto del establecimiento (casa de familia, casa de peón y oficina).La matriz Input-output de ABASTECIMIENTO-CONSUMO ENERGÉTICO actual es lasiguiente lactaciónpartos y Proceso productivo otros (*) casas, oficinas post destete matadero ENERGÍA ENERGÍA FINAL engorde PRIMARIA TÉRMICA Calefacción + AC(S) X X X X X Luz X X X X X Ventilación X X X X X ELÉCTRICA Aireadores de silos (2) X Herramientas eléctricas X Bombas X3.1.1 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA.Esta demanda se evaluará mediante los datos que se han obtenido del registro de la granjadurante el ejercicio de 2009, referida a la facturación de gas combustible consumido duranteeste año. Se puede ver desglosada en meses en la tabla siguiente:Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 6
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Mes Consumo (m3/mes) Consumo (Mcal/mes) Consumo (kWh/mes) Enero 9.778,0 88.002,0 102.327,9 Febrero 9.576,1 86.185,3 100.215,4 Marzo 9.770,4 87.933,6 102.248,4 Abril 9.197,4 82.776,5 96.251,8 Mayo 8.667,8 78.010,2 90.709,5 Junio 8.156,6 73.409,8 85.360,3 Julio 8.141,5 73.273,1 85.201,3 Agosto 8.036,2 72.325,7 84.099,6 Septiembre 8.302,1 74.718,6 86.882,1 Octubre 8.591,8 77.326,5 89.914,5 Noviembre 9.303,7 83.733,7 97.364,8 Diciembre 10.733,0 96.597,0 112.322,1 TOTAL 108.254,7 974.292,0 1.132.897,7El volumen total facturado de combustible resulta 108.254,7 m3 al año. Teniendo en cuentaque el combustible consumido es gas natural, con un PCI de 9.000 kcal/m3 tendremos elcalor total facturado de 974.292,0 Mcal/año.La capacidad global de la caldera instalada es de 200 Mcal/h (230 kW), con un rendimientoglobal que se estima en 0,9. En términos monetarios: consumo Tarifa unit Coste anual Coste del suministro de gas 230 kW 7,0 (€/kW/a) 1.610,0 Consumo de combustible 1132,9 MWh 43,0 (€/MWh) 48.714,6 TOTAL 50.325,0(€/año) Coste kWht = 50.325(€/año) / 1.132.897,7 kWh = 44,42 €/MWhtLa demanda de energía térmica es cubierta mediante gas natural, almacenado en dosdepósitos que cumplen las especificaciones que se hacen respecto a este tipo deinstalaciones en el Reglamento de Aparatos a Presión.El abastecimiento de energía se lleva a cabo mediante transporte específico en camionescisterna. La frecuencia del suministro se produce 4 veces al mes para cada uno de losdepósitos.3.1.2 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.Esta demanda al igual que la anterior se evaluará teniendo en cuenta los datos de 2009 delregistro de la granja pero referente a los consumos de energía eléctrica, desglosadoigualmente por meses. Los datos se visualizan en la tabla siguiente en kWh y su equivalenteen energía térmica (Mcal) facturados.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 7
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Mes kWh/mes Mcal/mes Enero 44.926,0 38.636,4 Febrero 31.658,9 27.226,6 Marzo 56.103,0 48.248,6 Abril 57.429,2 49.389,1 Mayo 67.180,0 57.774,8 Junio 87.676,6 75.401,9 Julio 106.495,8 91.586,4 Agosto 108.857,6 93.617,5 Septiembre 99.147,1 85.266,5 Octubre 83.581,6 71.880,2 Noviembre 67.229,2 57.817,1 Diciembre 47.067,0 40.477,6 TOTAL 857.352,0 737.322,7La potencia instalada es de 150 kW. 2. Demanda de energía eléctrica, cubierta por laCompañía IBERDROLA, mediante conexión a la red nacional, con la que se tiene contratadoel suministro. En términos monetarios consumo Tarifa unit Coste anual Coste de reserva de potencia 150 kW 50,0 (€/kW/a) 7.500,0 Consumo de electricidad 857,4 MWh 11,54 (c€/kWh) 98.938,4 TOTAL 106.438,4(€/año)Por tanto la factura anual de la granja por ambos tipos de energía es factura Gas 50.325,0 Electricidad 106.438,4 TOTAL 156.763,0 (€/año)Y el coste del kWht demandado por el proceso será = 156.763,0/1.132.897,7 = 13,83c€/kWhtProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 8
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 20103.1.3 PERFIL DEL CONSUMO ENERGÉTICO. COMBUSTIBLE FACTURADO (Mcal/m es ) 200.000,0 150.000,0 100.000,0 50.000,0 0,0 Febrer Septie Octubr Noviem Diciem Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agos to o m bre e bre bre electrica 38.636,4 27.226,6 48.248,6 49.389,1 57.774,8 75.401,9 91.586,4 93.617,5 85.266,5 71.880,2 57.817,1 40.477,6 térm ica 88.002,0 86.185,3 87.933,6 82.776,5 78.010,2 73.409,8 73.273,1 72.325,7 74.718,6 77.326,5 83.733,7 96.597,0 té rm ica e le ctrica3.2. CURVAS DE DEMANDA ENERGÉTICA.Para realizar las curvas de demanda tendremos en primer lugar, en cuenta los datos deconsumo que se dan en el apartado anterior, donde se nos da los datos de consumodesglosado en meses tanto de energía eléctrica como térmica.El negocio funciona durante los 365 días al año y 24 horas al día traduciéndose en unconsumo energético casi permanente. Para realizar las curvas de demanda debemos fijarlos días tipo de la instalación, que nos servirán como referencia para dilucidar elfuncionamiento de la granja. Podemos verlos en la siguiente tabla. Días tipo 1 2 3 4 5 Nº días año 28 108 62 31 134- DIA TIPO 1.Se considerará periodo vacacional: Mes de febrero con 28 días.- DIA TIPO 2. Fines de semana (sábados y domingos) + festivos: 96 + 12 =108 días.- DIA TIPO 3. Dos meses de verano, meses de julio y agosto con 62 días donde el consumoeléctrico se eleva por ventilación.- DIA TIPO 4.Temporada de mayor actividad: mes de diciembre con 31 días.- DIA TIPO 5.Días laborables normales con un total de 134 días.3.2.1 CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDADEn primer lugar calcularemos la energía consumida a través de la fracción del total depotencia instalada que está funcionando simultáneamente según el tipo de día y franjahoraria, porcentaje que se muestra en la siguiente tabla.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 9
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Potencia instalada 150 kW Días tipo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5 Nº días año 28 108 62 31 134 Intervalo horario (% POT (% (% (% (% inst) POT POT POT POT inst) inst) inst) inst) 0-2 30 30 50 30 30 2-4 35 35 50 30 30 4-6 35 35 50 35 35 6-8 35 35 50 45 40 8-10 40 45 45 45 40 10-12 45 65 50 50 50 12-14 45 65 90 65 60 14-16 45 45 90 65 60 16-18 40 40 65 65 60 18-20 40 40 50 60 50 20-22 35 35 45 45 40 22-24 30 30 40 30 30Dichos porcentajes sobre el total de potencia instalada se traducen en kW físicos depotencia necesarios por día tipo y franja horaria como se muestra a continuación. Intervalo POT POT POT POT POT horario 0-2 45 45 75 45 45 2-4 52,5 52,5 75 45 45 4-6 52,5 52,5 75 52,5 52,5 6-8 52,5 52,5 75 67,5 60 8-10 60 67,5 67,5 67,5 60 10-12 67,5 97,5 75 75 75 12-14 67,5 97,5 135 97,5 90 14-16 67,5 67,5 135 97,5 90 16-18 60 60 97,5 97,5 90 18-20 60 60 75 90 75 20-22 52,5 52,5 67,5 67,5 60 22-24 45 45 60 45 45Con ello calculamos el total de horas anuales que la granja demanda un determinado rangode potencia expresados en forma tabular y gráfica (curva de demanda de potencia). Potencia media (kW) Frecuencia (h/año) Frecuencia acum (h/año) 135 248 248 97,5 742 990 90 866 1856 75 1342 3198 67,5 1034 4232Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 10
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Potencia media (kW) Frecuencia (h/año) Frecuencia acum (h/año) 60 1528 5760 52,5 1418 7178 45 1534 8712 8712 Frecuencia acum (h/año) 150 100 kW 50 0 248 990 1856 3198 4232 5760 7178 8712 Frecuencia acum (h/año)A continuación se determina si los datos de partida para la construcción de esta curva dedemanda de potencia eléctrica es congruente con la facturación por adquisición de energíaeléctrica. Día tipo Demanda energética Diaria (kWh) Anual (MWh) DT1 2275 38,22 DT2 2500 162 DT3 3375 209,25 DT4 2825 87,575 DT5 2625 351,75 848,795La relación entre la estimación de consumo y la realidad es 848,795 / 857,352 = 99%que es menor del 10% por lo que puede darse por buena la estimación realizada.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 11
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 20103.2.2 CURVA DE DEMANDA DE TÉRMICAPara la construcción de la curva de carga térmica seguimos el mismo procedimiento que elutilizado para el caso de la demanda eléctrica por lo que se obvia la explicación. Días tipo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5 Nº días año 28 108 62 31 134 Intervalo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5 horario 0-2 50 50 35 50 55 2-4 50 50 35 50 55 4-6 50 50 35 50 55 6-8 55 65 40 65 65 8-10 55 65 40 80 65 10-12 55 65 40 95 80 12-14 50 55 40 80 80 14-16 50 55 40 80 65 16-18 50 55 50 75 55 18-20 40 50 35 50 50 20-22 40 40 35 50 50 22-24 40 40 35 50 50 Intervalo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5 horario 0-2 100 100 70 100 110 2-4 100 100 70 100 110 4-6 100 100 70 100 110 6-8 110 130 80 130 130 8-10 110 130 80 160 130 10-12 110 130 80 190 160 12-14 100 110 80 160 160 14-16 100 110 80 160 130 16-18 100 110 100 150 110 18-20 80 100 70 100 100 20-22 80 80 70 100 100 22-24 80 80 70 100 100 Potencias (kW) Horas/año Frecuencia acumulada 190 62 62 160 722 784 150 62 846 130 1514 2360 110 1888 4248 100 2500 6748 80 1220 7968 70 744 8712Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 12
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Frecuencia acumulada 200 150 Mcal/h 100 50 0 62 784 846 2360 4248 6748 7968 8712 Frecuencia acumulada Día tipo Demanda energética Diaria (Mcal) Anual (Mcal) DT1 2340 65520 DT2 2560 276480 DT3 1840 114080 DT4 3100 96100 DT5 2900 388600 940.780Teniendo en cuenta el rendimiento global de la caldera que es 0,9 la energía facturada será 940.780/0,9 = 1.045.311,111 McalLa relación entre las dos estimaciones1.045.311,111 / 974.292,0 = 1,07También es menor del 10% por lo que puede darse por buena la estimación.3.3 ELECCIÓN DEL EQUIPO.3.3.1 TECNOLOGÍA A UTILIZAR.La mayoría de las unidades de cogeneración a pequeña escala son motores de combustióninterna que funcionan con los mismos principios que sus equivalentes de vehículos degasolina y diésel. Será por tanto, la tecnología a utilizar. Los motores funcionan concombustibles líquidos o gaseosos, como el gasóleo, gas natural o biogás, y hay disponiblesdesde 5 kWe a más de 1.000 kWe.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 13
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010Los motores de combustión interna tienen una eficiencia eléctrica superior a las turbinas, pero la energía térmica que producen es generalmente de temperaturas inferiores como lo son las requeridas en el caso que nos ocupa. Además no necesitamos vapor. El cuadro siguiente enumera las tecnologías: "++" significa que la tecnología es muy adecuada para producir el calor que necesita, y "+" significa menos adecuada. Ninguna anotación significa que la tecnología no puede producir el calor que necesita.Por último, los costes unitarios de inversión son menores que usando turbinas de gas.Su esquema de funcionamiento se muestra a continuación:Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 14
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 20103.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPOHabiendo calculado las curvas de demanda de calor y electricidad, se procede con laelección del equipo más adecuado para la instalación. Para determinar el tamaño óptimo dela unidad de cogeneración, las necesidades de calor son, en general, el factor másimportante al definir la potencia correcta.Elegiremos entre dos posibles opciones basándonos en las siguientes consideracionesEl ejemplo A muestra una unidad de cogeneración que calcula el tamaño de modo quepermite muchas horas de funcionamiento. La cantidad total de 6.800 horas defuncionamiento significa que la unidad funciona durante más de nueve meses al año. Solocuando la demanda de calor es más baja (normalmente en verano) está desconectada lamáquina. La base lógica de este estudio es que una inversión en cogeneración se amortizamás rápido, cuanto más tiempo funcione la unidad.Sin embargo, en este caso solo una parte relativamente pequeña de la demanda de calor seproporciona mediante la unidad de cogeneración. El resto lo suministrarán las calderas uotros sistemas adicionales.El ejemplo B muestra otra posibilidad para determinar el tamaño correcto de la unidad decogeneración. Aquí, la planta funciona solo durante un cierto periodo de tiempo, más cortoque en el ejemplo A. Por consiguiente, la potencia puede ser mayor, incluso si lasnecesidades de calor son idénticas al caso anterior. Esta opción se escoge en casos en losque el funcionamiento en horas nocturnas no es económico.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 15
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010Para abastecer la demanda de energía eléctrica cuando la generación eléctrica no laalcance se seguirá adquiriéndola a la compañía eléctrica suministradora a la tarifa habitualde 11.54 c€/kWh (precio medio de 2009 incluyendo impuestos) con una potencia contratadade 150 kW a coste de 50 €/kW.Para cubrir la demanda de energía térmica durante los períodos en que no funcione lacogeneración dejaremos el equipo antiguo funcionando.También en ambos casos, en primer lugar, utilizaremos el programa easyCOGEN.xls quenos permite realizar un primer cálculo aproximado sobre si la instalación de la planta decogeneración es una buena opción o no.Como breve descripción de este algoritmo de cálculo cabe mencionar que en función deunos parámetros de entrada, ya calculados y expuestos anteriormente como son: - Localización del proyecto - demanda de calor neto - factura anual de gasóleo/gas - consumo anual de electricidad - factura anual de electricidad - perfil térmico específico - tecnología de la cogeneración a utilizarCon ello el programa calcula: - precio de electricidad medio - beneficios anuales debidos a la - producción propia de energía tanto térmica como eléctrica - precio medio de combustible - valor del calor producido con la unidad de cogeneración - cantidad anual de combustible consumido por la planta de cogeneración - costes de mantenimiento anuales - Inversión total inicial que es la suma de la unidad de cogeneración (72%), los costes de instalación (7%), costes adaptación del edificio (7%), costes del estudio (5%), costes de conexión de red (3%), y otros costes (6%) aunque son Valores aproximados que dependen del proyecto y tecnología a utilizar.Con ello determina la rentabilidad del proyecto de cogeneración. Si las "conclusiones" deuna determinada opción son positivas pasaremos a realizar un análisis técnico y económicomás exhaustivo de dicha opción.En ambos casos se considera que la cogeneración funcionará los 365 días al año y como yase ha calculado, la curva de carga térmica viene definida por la siguiente tabla.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 16
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Potencias (Mcal/h) Potencias (kW) Frecuencia acumulada (h) 190 221 62 160 186 784 150 174 846 130 151 2360 110 128 4248 100 116 6748 80 93 7968 70 81 8712OPCIÓN A.La cogeneración funciona 365 días al año, las 24 h, es decir, 8760 h. En este caso el equipoa instalar tendría una potencia térmica de 81 kWt térmicos.Accediendo al catálogo del proveedor de equipos elegido escogemos el modelo HPC 50 Bcon las características señaladas.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 17
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010El estudio realizado por easycogen se detalla en el ANEXO I dando resultado negativo.OPCIÓN B.La cogeneración funciona 365 días al año, 16 h, es decir, 5840 h, parando desde las 22.00p.m a las 6.00 a.m. CALDERA COGENERACIÓN CALDERAEn este caso el equipo a instalar tendría una potencia térmica de 120 kWt térmicos.Accediendo al catálogo del proveedor de equipos elegidos escogemos el modelo que ofreceuna potencia nominal térmica inmediatamente superior que es el HPC 100 B de 128 kWt.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 18
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010El estudio realizado por easycogen se detalla en el ANEXO II dando resultado positivo conun período de retorno de 3,9 años.3.4. ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICOPara hacer un análisis más en profundidad de la viabilidad de la OPCIÓN B usaremos elsoftware provisto por EUREM. Para empezar partimos una vez más de la curva de demandatérmica definida por los valores de la tabla. Tiempo Demanda Hora funcionamiento térmica Consumo térmico total 1 1 221 221 62 61 221 13.481 784 722 186 134.292 846 62 174 10.788 2360 1514 151 228.614 4248 1888 128 241.664 5840 1592 128 203.776 6748 908 116 105.328 7968 1220 93 113.460 8712 744 81 60.264 Sum horas kW 1.111.888 kWh Annual load duration curve 250 kW 221 kW Demanda térmica del proceso 200 kW Suma de Demanda térmica 150 kW Q 100 kW 50 kW 0 kW 0 kW 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 [h/a]Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 19
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010A continuación calculamos el output térmico de la OPCIÓN B de cogeneración Tiempo funcionamiento Hora cogeneración Potencia térmica Cogeneration Heat production CHP modul 1 1 1 128 128 62 61 128 7.808 784 722 128 92.416 846 62 128 7.936 2360 1514 128 193.792 4248 1888 128 241.664 5840 1592 128 203.776 6748 0 0 0 7968 0 0 0 8712 0 0 0 Sum horas kW 747.520 kWh Annual load duration curve 250 kW 221 kW Suma de Demanda térmica 200 kW Potencia térmica Cogeneration 150 kW Q 100 kW 50 kW 0 kW 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 [h/a]Con lo que obtenemos los valores de consumo y producción de energía. Caldera CHP 1 puntas Suma Tiempo de operación a plena carga (horas) 5.840 Tipo de combustible Gas=1; Oil=2 1 1 Potencia eléctrica (kW) 104 0 104 Source power (kW) 271 220 Producción de calor (MWh/a) 748 271 1.019 Producción eléctrica (MWh/a) 607 0 607 Consumo de energía (MWh/a) 1.583 302 1.884Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 20
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010Es decir, para abastecer el consumo térmico de la granja y el 70% del eléctrico necesitamosun consumo de energía contenida en el gas de 1.884 MWh/a. El otro 30% (250 kWh) delconsumo eléctrico hay que mantenerlo contratado con el comercializador de energíaeléctrica. Sin embargo puede reducirse la potencia contratada a 75kW, máximo anualnocturno cuando no funciona el motor y que es suficiente para cubrir los 135 kW máximoque se producen durante el día, pues el motor tiene una potencia eléctrica de 104 kW, con loque 135kW < (104+75) kW.El análisis económico se realiza asimismo por el software suministrado. Un resumen semuestra a continuación. Posteriormente luna hoja de con mayor nivel de detalle.Suponiendo que financiamos la inversión con fondos ajenos ya sean propios a ajenos cuyoWCC = 5%, obtenemos un payback de 3,8 años,momento a partir del cual empezaremos atener beneficios, lo que parece bastante coherente con los resultados obtenidos para esteProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 21
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010indicador en su primera estimación con easycogen. Si el contrato con el propietario de lagranja se establece con una validez de 10 años, los beneficios esperados son 6 años x30.452 €/año = 182.700 €,.La rentabilidad del proyecto también puede medirse por el coste anual del kWht, quedisminuye de los 13,83 c€ actuales a los 10,84c€ que costaría con la cogeneración enfuncionamiento. ECONOMIC CALCULATION Accounting interest rate 5,0 % A. Costes relacionados al capital Coste de Inversión Vida útil Amortización anual A.1 Cogen. module 1 174.338 15 a 16.796 €/a A.2 Cogen. module 2 0 15 a 0 €/a A.3 Caldera de puntas 0 20 a 0 €/a A.4 Almacenamiento regulador 0 15 a 0 €/a A.5 Controles de la sala de calderas 0 20 a 0 €/a A.6 MSR/Building control technology 0 15 a 0 €/a A.7 Electricity feed-in 0 30 a 0 €/a A.8 estructuras y Chimenea 0 50 a 0 €/a A.9 Suministro de gas natural 0 50 a 0 €/a A.10 Instalación 0 50 a 0 €/a Total 174.338 A.11 Imprevistos (5%) 8.717 15 a 840 €/a Investment costs 183.055 A.12 Planning costs 0 15 a 0 €/a Total capital costs 183.055 17.636 €/a B. Coste relacionado al consumo Energy consumption Tariff B.1. Coste del suministro de gas 220 kW 7,00 1.540 €/a B.1 Consumo de combustible 1884 MWh 43,00 81.024 €/a B.2 Valor de la electricidad producida 607 MWh 11,54 -7.009 €/a B.3 Reducción de la demanda punta 75,0 kW 0,00 0 €/a B.4. Cargo por reserva de potencia 75,0 kW 50,00 3.750 €/a B.5 consumo electrico 250 MWh 11,54 2.885 €/a Total consumption related costs 76.190 €/a C. Operational related costs Units Cost per unit C.1 Personal 50 25 € 1.250 €/a C.2 Mantenimiento 4 2.000 € 8.000 €/a C.3 Limpieza de calderas 1 500 € 500 €/a C.4 Seguimiento de emisiones 1 400 € 400 €/a C.5 Puesta en marcha 1 500 € 500 €/a Total operational related costs 10.650 €/a E. Miscellaneous costs 110.476 €/a F.1 Producción de energía térmica 1019 MWh/a 108,42 €/MWh 10,84 Ct/kWhProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 22
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010En relación a la compra de energía eléctrica y combustible que se consuman hay que teneren cuenta que disponer de una unidad de cogeneración puede tener un efecto en el precioque paga por la energía eléctrica. Incluso si la factura eléctrica disminuye después deinstalar una unidad de cogeneración, el precio unitario de la electricidad podríaincrementarse porque compra unidades menores. Este efecto debe tenerse en cuenta en elestudio de viabilidad antes de decidir si instala una unidad de cogeneración o no. El casocontrario se da con la compra del combustible ya que el consumo de éste se incrementará.En este caso consideramos para realizar el estudio económico los mismos precios tantopara electricidad como para gas aunque se debería consultar con un distribuidor decombustible para modificar el contrato.El Rendimiento energético y el Rendimiento eléctrico equivalente REE, vienen dados por lasexpresiones:– RE = (E + V)/Q– REE = E/[Q-(V/ Ref H)],Donde-E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y expresada como energíatérmica, con un equivalente de 1 kWh = 860 kcal.-Q = consumo de energía primaria, medida por el poder calorífico inferior de loscombustibles utilizados (biogás)-V = son las unidades térmicas de calor útil demandado por la instalación para su uso. Seconsiderarán los equipos consumidores de energía térmica a los que abastecerá lainstalación en régimen especial.-Ref H: valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor, deconformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo donde sefija un rendimiento para la producción de calor útil igual al Ref H que podrá ser revisado enfunción de la evolución tecnológica de estos procesos. Para este tipo de combustible Ref H= 90%, tenemos: RE = 85,6 REE = 80,8Como se puede observar, se cumple el REE mínimo (55% en este caso), por lo que lainstalación se podría acoger al grupo a.1.3, de cogeneración tipificado por el RD 661/2007 yvender toda o parte de su energía eléctrica producida, bien a mercado o a tarifa, con elconsiguiente complemento de eficiencia a que tiene derecho por su valor de REE. Sinembargo, por el momento, se prefiere destinar a autoconsumo.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 23
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 20103.5. EMISIONESProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 24
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 20103.6. CONSIDERACIONES LEGALES Y ADMINISTRATIVASComo el análisis técnico y económico es positivo para una planta de cogeneración, sedeben tener en cuenta algunos aspectos y otras cuestiones legales. En nuestro caso al serla totalidad de la producción eléctrica destinada al autoconsumo no nos afectarán gran partede estas consideraciones.En el caso de querer incluir la instalación dentro del registro del régimen especial encategoría de cogenerador, ya que el REE de la planta lo permite el esquema de tramites arealizar previos a la conexión de la instalación a la red se esquematizan a continuación.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 25
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010En cuanto al apartado de conexión de la instalación a la red, los procedimientos para elacceso y la conexión a la red de transporte de instalaciones de generación, consumo odistribución se establecen en el Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan lasactividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos deautorización de instalaciones de energía eléctrica, mientras que los aspectos técnicos dedichos procedimientos se desarrollan en los procedimientos de operación P.O. 12.1 y P.O.12.2 publicados en el BOE de 1 de marzo de 2005. Entre otros aspectos destacables seindica en ese RD que el operador del sistema establecerá la capacidad de acceso en unpunto de la red como la producción total simultánea máxima que puede inyectarse en dichopunto con la red en condiciones de disponibilidad total y el consumo previsto para elhorizonte de estudio.No obstante, como se ha detectado que el procedimiento de conexión a red es una de lasbarreras de tipo administrativo que dificultan las instalaciones de cogeneración, en el Plande Acción 2008-2012 de la referida Estrategia E4 se propone desarrollar una norma deinterconexión a red de cogeneraciones de pequeña potencia. Esta norma modificará yfacilitará y reducirá los trámites necesarios para la obtención del punto de conexión a red dela instalación de cogeneración.Adicionalmente a ello existen una serie de trámites administrativos que hay que tener encuenta a la hora de ejecutar el proyecto. Por último, es conveniente conocer los mecanismosde ayuda existentes para financiar el proyecto.4. DESCRIPCIÓN FASE II PROYECTO4.1 POTENCIAL DE GENERACIÓN DE BIOGÁS.La capacidad necesaria de tratamiento anual de purines es de 278 m3/dia que se obtienende la media ponderada durante un periodo de 6 meses (enero a junio) de 2009. La limpiezade la granja se produce con agua caliente con una frecuencia de 3 veces al día, de 6:30 a8:30, de 14:00 a 16:00 y de 22:00 a 24:00. En términos de peso por día los valoresobtenidos son los siguientes. OFERTA DE MATERIAS PRIMAS (kg)CABEZAS EXCRETAS SÓLIDAS EXCRETAS LÍQUIDAS AGUA DE LAVADO 25.000 25.926 45.206 11.000Por otra parte, los valores usuales para este tipo de instalaciones de tratamiento de purinesson: % de Sustancia Organica Seca (SOS) a partir de excretas sólidas % en peso 20 Cantidad de Sustancia Orgánica Seca (SOS) kg/día 5.185 Volumen de Biogás x Kg de Sustancia Orgánica Seca m3 biogás/kg.SOS 0,45 Biogás producido x día TOTAL m3/día 2.333 Biogás producido x año TOTAL m3/año 851.685Tras los análisis realizados obtenemos que el poder calorífico inferior medio el biogás es de5.600 kcal/m3.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 26
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010Por tanto, la energía anual disponible contenida en el biogás generado será Energía anual proporcionada por biogás Mcal/año 4.769.434 Energía anual proporcionada por biogás MWh 5.545.84.2 DEMANDA DE LA PLANTA DE BIOGÁSPara plantas con capacidad de tratamiento de 278 m3/dia la demanda de energía eléctricase sitúa en 4000 kWh y mes, abasteciendo a los equipos auxiliares de regulación y controltanto de los parámetros de funcionamiento del reactor como de los equipos de agitación ybombeo.La demanda térmica se centra en forma de agua caliente para la calefacción del digestorpara mantener la temperatura mesófila (35-37º) de funcionamiento para los purines, que seestima en 120 Mcal/h = 140 kW con lo que la energía térmica anual demandada por elproceso será140kW*365*24= 1.226,4 Mwh4.3 SOLUCIÓNInstalar un segundo módulo de cogeneración basada en la tecnología de motor alimentadocon biogas procedente del digestor.Necesitaremos un módulo de 140 kWt de output. Elegimos el modelo HPC 100 N delcatálogo del suministrador de equipos.4.4 CURVA DE DEMANDAProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 27
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 Como el equipo de tratamiento de purines debe estar en funcionamiento permanente la curva de demanda será plana. Necesitaremos un segundo modulo de cogeneración que nos aporte 140 kW de potencia las 8.670 h/año. Junto con la solución (OPCIÓN B) ya estudiada y evaluada como rentable obtenemos la curva de demanda térmica conjunta de la granja propiamente dicha con la planta de tratamiento de purines y unas características que se indican a continuación. Annual load duration curve 400 kW 361 kW 350 kW 300 kW 250 kW Q200 kW 150 kW 100 kW 50 kW 0 kW 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500 [h/a] Suma de Demanda térmica Potencia térmica Cogeneration Heat consumption/year (end-Layout - cogeneration modules: user): 2332 MWh/a Consumo continuo de Potencia Potencia Punta calor de Térmica térmica Module térmica 361 kW procesos Module 1: 128 kW 2: 151 kW Tiempo de Tipo de operación a plena combustible Source Producción de Producción Consumo de carga (horas) Gas=1; Oil=2 Potencia eléctrica power calor eléctrica energíaCHP 1 5.840 h/a 1 104 kW 271 kW 748 MWh/a 607 MWh/a 1583 MWh/aCHP 2 8.670 h/a 1 104 kW 290 kW 1277 MWh/a 880 MWh/a 2453 MWh/a Caldera puntas 1 0 kW 220 kW 307 MWh/a 0 MWh/a 341 MWh/a Suma 208 kW 2332 MWh/a 1487 MWh/a 4377 MWh/a 5. CONCLUSIONES Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 28
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010Tenemos gas suficiente proveniente de los purines como para alimentar a todo el sistemaenergético pues necesitamos 4.377 MWh/a y disponemos de 5.545.8 MWh/a a precio de 0€, aunque necesitaremos mantener la caldera de puntas inicial de 220kW. El excedente degas procedente del tratamiento de purines habría que quemarlo o bien utilizarlo paraproducir electricidad en una turbina de gasNo necesitaremos más electricidad puesto que con los módulos de cogeneraciónproducimos 1.487 MWh/a cuando necesitamos 905 MWh/a para consumo. Por tanto,podemos exportar a la red mínimo 582 MWh puesto que el rendimiento eléctrico equivalentedel conjunto de los módulos es 0,69, superior al mínimo lo que nos permite acogernos alrégimen de cogenerador (a.1.3) de alta eficiencia tipificado en el RD 661/2007 con elcomplemento de eficiencia a que, según él tenemos derecho. Sin entrar en mayor detalle, yvendiendo la electricidad en la opción a tarifa a un valor medio anual de 50 c€/kWh podemosobtener unos ingresos adicionales de 29.100 €/año.Sin tener en cuenta los ahorros (ingresos) derivados de que: a) tendremos 45.206 Kg/día = 16.500 ton/año de excretas líquidas susceptibles de ser comercializadas como biofertilizantes en la zona con sus consiguientes beneficios. b) tendremos un ahorro de agua de 11.000 kg/dia = 4.000 ton/año d agua susceptible de ser utilizada en riego, matadero y lavado de purines con sus consiguientes beneficios. Y teniendo en cuenta que la inversión inicial en los dos motores es de 350.000 €, 16,0 intentaremos hallar los costes de inversión 14,0 que deberá tener la planta de tratamiento 12,0 para obtener una rentabilidad aceptable 10,0 según las consideraciones realizadas. Para 8,0 ello utilizaremos el software ya mencionado y provisto por el curso de 6,0 manera que daremos valores a la inversión 4,0 inicial, sin incluir la inversión en los 2,0 motores, y 0,0 representaremos el payback y los costes 1.000.000 2.000.000 3.000.000 del kWht producido frente a dicha inversión. coste (c/kwt) coste kWht actual Considerando solamente valores dentro de rango obtenemos que si la planta noscuesta del orden de 2.000.000-2.500.000 € la inversión puede tener una rentabilidadrazonable considerando los costes de financiación del 5%, siendo en todo caso rentable lainversión (€) coste (c/kwt) payback (años) 1.000.000 5,1 4,2 2.000.000 9,4 7,2 3.000.000 13,8 10,3instalación de la solución OPCIÓN B aunque no se acometa la segunda fase del proyecto.Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 29
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010ANEXO IProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 30
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 volverProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 31
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010ANEXO IIProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 32
    • III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010 volverProyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 33