TEMA 2. COGENERACIÓN (C.H.P.)

TEMA 2. COGENERACIÓN (C.H.P.) 1 Índice (I) Introducción. Parámetros característicos. Clasificación. Según secuencia de generación y consumo. Según conexión generador eléctrico. Según motor empleado. Turbina de vapor. Turbina de gas. Ciclo combinado. M.A.C.I. 2

Índice (II) Ámbito de la cogeneración. Sector industrial. Sector terciario. Aplicaciones especiales. Marco legal. Modo de operación. Aspectos económicos. Ejemplos de cogeneración. Bibliografía. 3 Introducción (I) Industria y Servicios: consumen energía eléctrica (motores eléctricos para accionar máquinas e iluminación) y térmica (procesos industriales, calefacción y a.c.s.). Situación normal: energía eléctrica de la red (central eléctrica) y energía térmica de combustibles fósiles (horno, caldera). Rendimiento de centrales térmicas convencionales (fuel-oil, carbón, nuclear): 35%. Rendimiento de centrales de ciclo combinado (gas natural): 55%. 4

Introducción (II) Rendimientos en centrales bajos por pérdidas, fundamentalmente en condensador (50%). Alternativa: producción conjunta de ámbas energías por consumidor. Gogeneración: producción y utilización simultánea de energía mecánica (eléctrica) y calor. Comparación de rendimientos y pérdidas entre generación convencional, de ciclo combinado y cogeneración mediante diagramas de Sankey: pizarra. 5 Introducción (III) Ventajas para el cogenerador: Ahorro factura energética: diferencia precio electricidad frente a combustibles fósiles. Incremento competitividad al reducir costes. Independencia, seguridad y fiabilidad en el suministro eléctrico. Venta de excedentes a la red. Incovenientes para el cogenerador: Riesgos de cambio de legislación. Riesgo económico: recuperación de inversión. Preocupaciones ajenas al proceso productivo. 6

Introducción (IV) Ventajas para el Sistema Energético de un país: Ahorro de energía primaria. Menor contaminación. Industrialización de zonas alejadas. Eliminación de pérdidas de transporte y distribución. La importancia de la cogeneración se debe a las normativas introducidas con el PEN 1991-2000. Diversificación del consumo energético nacional (gas natural en vez de petróleo). 7 Parámetros característicos (I) Nomenclatura: F: energía del combustible. W: energía eléctrica producida (consumida por usuario+vendida). Q m : calor producido por el motor. Q u : calor útil (la parte que se aprovecha). Q demandado : calor requerido por el ususario. P: pérdidas. Se cumple que: Q Q u m 8

Parámetros característicos (II) Rendimiento eléctrico y rendimiento térmico: h W e = Q h u t = F F Rendimiento global o factor de utilización de la energía: W + Qu P h G = = 1- = he + ht F F Relación calor electricidad (RCE): Importante a la hora de definir el motor de cogeneración. Hay una demandada y otra producida. Q Qu ht Q motor RCE RCEcogen = = RCE demandada = motor = W W h W e demandado demandado 9 Parámetros característicos (III) Ahorro porcentual de energía primaria (APEP): Normativa de 1982. CE cogen F = cogeneración W (2,895 - APEP = 2,895 - F cogeneración CE cogen sin cogeneración ) 100 > 45% Fsin cogen[ kcal] [ kwh ] 2500[ kcal kwh] Ø Fcogen - ø APEP = Œ1 - œ 100 > 45% º Wcogen ß 10

Parámetros característicos (IV) Rendimiento eléctrico equivalente (REE): Normativa de 1994. W W / F he REE == = = Qu F Qu ht F - - 1-0,9 F 0,9F 0,9 Ahorro de combustible (energía primaria) frente a sistema convencional con h e = 35% y h t = 85%: A = ( Qu / 0,85) + ( W / 0,35) - A = [ ] F [( Qu / 0,85) + ( W / 0,35) ]- [( Q / 0,85) + ( W / 0,35) ] u F 100 % [ ] 11 Parámetros característicos (V) Todos los parámetros se calculan en base a datos energéticos anuales, no de potencia. La normativa de 1994 establece unos valores mínimos del REE para conceder el régimen de productor en régimen especial : COMBUSTIBLE TECNOLOGÍA REE (%) Caldera 49 Líquido M.A.C.I. 56 Sólido Caldera 49 M.A.C.I. 55 Gaseoso Turbina de gas 59 Otras tecnologías o combustibles 59 12

Clasificaciones (I) Según secuencia de generación y consumo: Sistemas de cabecera o topping : Combustible convencional + Cogeneración Electricidad + Calor útil. Más común. Sistemas de cola o bottoming : Calor residual de proceso + Cogeneración Electricidad + Calor útil. Esquemas: pizarra. 13 Clasificaciones (II) Según la conexión del generador eléctrico: Sistemas aislados o en isla. No conectados a la red. Regulación de potencia y frecuencia generada a través del régimen de giro del grupo generador. Sistemas integrados o interconectados. En paralelo a la red. Doble seguridad de suministro. Regulación más sencilla. Cumplimiento de condiciones técnicas y de rendimiento. Esquemas: pizarra. 14

Clasificaciones (III) Según el motor utilizado: Turbina de vapor. Turbina de gas. Ciclo combinado. Motor alternativo de combustión interna (M.A.C.I.). 15 Turbina de vapor (I) Empleadas por grandes usuarios. Utilizan vapor a media-alta presión como calor útil. Se instalan para sustituir calderas obsoletas, cuando hay calor residual o el combustible disponible no se puede usar en otro tipo de motor. Potencias altas (decenas de MW). RCE altas (4 a 12). Costes de instalación y mantenimiento altos pero coste por potencia instalada menor que MACI y similar a Ciclo Combinado. 16

Turbina de vapor (II) Duración instalación: 20 años. Sistemas auxiliares: tratamientos de aguas, combustibles, humos. Rentabilidad económica: consumos de vapor de 5,5 kg/kwh consumido y W 300 kw durante 5.000 h/año. Idóneo para marcha continua y con carga elevada (a plena carga). Fiabilidad suministro eléctrico elevada. 17 Turbina de vapor (III) Trabajan a menor P y T que centrales eléctricas: Q residual aprovechado y no hace falta h e elevado. P = 40-120 bar; T = 400-450º C más baratos. No usan regeneradores. Dos tipos: Materiales Turbina de vapor de contrapresión. Turbina de vapor de condensación con extracción. 18

Turbina de vapor (IV) Turbina de contrapresión: Calor útil: vapor expansionado en turbina hasta P (baja o media) de usuario. Esquema: pizarra. Sistema más sencillo y más utilizado. Regulación de h e y h t según valor de P salida. h G permanece constante. Únicas pérdidas en caldera. h e = 10-20%. h G = 80-90%. RCE = 8-12. Para trabajar a plena carga. 19 Turbina de vapor (V) Turbina de condensación con extracción: P condensador menor que atmosférica para aumentar h e. Q útil obtenido de extracciones de vapor de la turbina. Esquema: pizarra. Calor del condensador no aprovechable. Instalación más compleja por condensador y refrigeración del agua del condensador. h e = 20-30%. h G = 50-70%. RCE = 4-8. Regulación de RCE con caudal de extracción (P y T). 20

Turbina de vapor (VI) Ejemplo instalación tipo: F = 100; W = 10; Q u = 75; Pérdidas chimenea = 10; Pérdidas varias = 5. h G = 10 + 75 = 85%. RCE = 75/10 =7,5. REE = 60%. % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con h e = 35% y h t = 85%: A = [(75/ 0,85) + (10/ 0,35) ]- [(75 / 0,85) + (10/ 0,35) ] 116,8-100 A = 100 = 14,4% 116,8 100 100 21 Turbina de vapor (VII) 22

Turbina de gas (I) Tres maneras de obtener el Q útil: Directamente de gases de escape (T = 500-600º C). Gases de escape usados para producir vapor de media o baja P en una caldera de recuperación. De gases de escape tras una postcombustión. Esquema: pizarra. h e = 18-35%. h G = 85-90%. RCE = 2-6. Pérdidas en humos de escape de caldera de recuperación. Postcombustión: posible debido a excesos de aire elevados (300%). 23 Turbina de gas (II) Combustible normal: gas natural. Puesta en marcha y en carga rápidas. Pero paradas limitadas por reducción vida útil. Para procesos continuos: difícil regulación y bajos rendimientos a carga parcial. Costes de instalación por potencia instalada y de mantenimiento los más bajos. Problemas de ruidos y emisión de NO x. Dos tipos: Turbinas aeroderivadas. Turbinas de gas industriales. 24

Turbina de gas (III) Turbinas aeroderividas: De propulsión aérea reconvertidas. Buenos rendimientos debido a álabes cerámicos y refrigerados T elevadas (1.500 ºC). Potencias de hasta 50 MW. Arranque rápido pero vida útil menor. Turbinas de gas industriales: Con mejoras para alcanzar eficiencias similares a las anteriores a menor T. Inversión inicial más cara pero mantenimiento más barato. Potencias de hasta 250 MW. Pueden usar fuel como combustible. 25 Turbina de gas (IV) Ejemplo instalación tipo: F = 100; W = 25; Q u = 60; Pérdidas chimenea = 10; Pérdidas varias = 5. h G = 25 + 60 = 85%. RCE = 60/25 = 2,4. REE = 75%. % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con h e = 35% y h t = 85%: A = [(60/ 0,85) + (25/ 0,35) ]- [(60/ 0,85) + (25/ 0,35) ] 142-100 A = 100 = 29,6% 142 100 100 26

Turbina de gas (V) 27 Turbina de gas (VI) 28

Ciclo combinado (I) Turbina de gas + turbina de vapor. Objetivo: aumentar h e (50%). Turbina de vapor puede ser de contrapresión o de condensación con extracción. Q útil: escape turbina contrapresión, extracción turbina condensación o gases de escape turbina de gas. h G inferiores a T.V. y T.G. (70-80%) y RCE pequeños (0,5-1). 29 Ciclo combinado (II) Esquema de funcionamiento: con o sin postcombustión Q u Q u 30

Ciclo combinado (III) Esquema de funcionamiento: W Q u 31 Ciclo combinado (IV) Esquema de funcionamiento: 32

Ciclo combinado (V) Comportamiento muy flexible y buena eficiencia a cargas parciales. Combustible: gas natural o ciclos de gasificación de carbón. Calderas de recuperación más grandes que conveccionales (5 veces) pues sólo hay convección. Calderas acuotubulares, con circulación natural, con economizador, generador de vapor y sobrecalentador (tres niveles de P). Riesgo de corrosión ácida en economizador. 33 Ciclo combinado (VI) Ejemplo instalación tipo: F = 100; W = 50; Q u = 25; Pérdidas chimenea = 10; Pérdidas varias =15. h G = 50 + 25 = 75%. RCE = 25/50 = 0,5. REE = 69%. % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con h e = 35% y h t = 85%: A = [(25/ 0,85) + (50/ 0,35) ]- [(25/ 0,85) + (50/ 0,35) ] 172,3-100 A = 100 = 41,95% 172,3 100 100 34

M.A.C.I. (I) Generador eléctrico accionado por el cigüeñal del motor de combustión. El calor va al sistema de refrigeración del motor y a los gases de escape recuperación complicada y a T menor. Q útil: sistema refrigeración motor (100º C), sistema refrigeración aceite (110º C), refrigeración aire de sobrealimentación (150º C) y gases de escape (400º C). Esquema: pizarra. h e alto (30-50%). RCE baja (0,5-1). h G bajo (50-70%). 35 M.A.C.I. (II) Combustibles líquidos o gaseosos de baja calidad. Arranque fácil y sin límites de vida instalaciones con parada diaria. Buenas eficiencias a carga parcial. Poco volumen e inversión en equipos auxiliares baja. Precio por potencia instalada y de mantenimiento el más caro. Motores: evolución de los de propulsión marina. 36

M.A.C.I. (III) Tres tipos de motores: Motores diesel: marinos de gran cilindrada sobrealimentados, con h e alto (40-50%) y potencias de 20 MW (4 tiempos) y 50 MW (2 tiempos). Motores de gas: marinos modificados para gas, con h e menores (30-40%) y potencias en torno a 3 MW. Más empleados (gas natural). Motores duales: de gas con encendido de la mezcla por inyección de un chorro de gasóleo. Características intermedias. 37 M.A.C.I. (IV) Ejemplo instalación tipo: F = 100; W = 40; Q u = 25; Pérdidas gases = 20; Pérdidas refrigeración = 10; Pérdidas varias = 5. h G = 40 + 25 = 65%. RCE = 25/40 = 0,625. REE = 55,4%. % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con h e = 35% y h t = 85%: A = [(25 / 0,85) + (40/ 0,35) ]- [(25 / 0,85) + (40/ 0,35) ] 143,7-100 A = 100 = 30,4% 143,7 100 100 38

M.A.C.I. (V) 39 Comparación entre sistemas Sistema h e h G RCE Costes de instalación y mant. Turbina de vapor Turbina de gas Ciclo combinad o 10-30 18-35 M.A.C.I. 30-50 50-90 85-90 50 70-80 50-70 Coste por potencia instalada Tipo de trabajo 4-12 Altos Intermedio Procesos continuos y a plena carga 2-6 Más bajos Más bajo Procesos continuos y a plena carga 0,5-1 Intermedio s Intermedio Procesos discontinu os y carga parcial 0,5-1 Más altos Más alto Procesos discontinu os y carga parcial 40

Ámbito de la cogeneración Cogeneración en el sector industrial Cogeneración en el sector terciario o de servicios. Aplicaciones especiales. 41 Sector industrial (I) Emplea cogeneración por fiabilidad del suministro y por la rentabilidad económica. Características energéticas del sector industrial frente a la cogeneración: Consumos importantes y continuos. RCE elevada. Q útil en forma de vapor o gases de escape. La T del proceso determina el tipo de motor. Tarifas de electricidad y combustibles ventajosas: gran consumo y continuo. En algunos procesos se instalan sistemas de cola. 42

Sector industrial (II) La rentabilidad viene de la diferencia de precio entre la electricidad y los combustibles fósiles. Sectores más adaptables: alimentario, papel, refinerías, químico, textil, cerámico y madera. Turbina de vapor: grandes consumidores de vapor. Turbina de gas: consumidores medios con procesos de secado. Ciclos combinados: grandes consumidores con RCE bajos. M.A.C.I.: consumidores pequeños y medianos con muchas paradas y variaciones de carga. 43 Sector terciario (I) La cogeneración se usa en hospitales, hoteles, centros comerciales, edificios públicos, universidades, polideportivos,... Principal característica: en invierno, necesidades de electricidad y calor (calefacción) y en verano, de electricidad y frío (aire acondicionado). Para que sea rentable el frío ha de producirse a partir de energía térmica: máquina de producción de frío por absorción sistema de trigeneración (producción simultánea de electricidad, calor y frío). 44

Sector terciario (II) Ciclo de absorción: Mezclas: amoniaco-agua y agua-bromuro de litio (refrigerante-absorbente). Se sustituye compresor por sistema de absorción: Generador: se aprovecha el Q útil para evaporar el amoniaco. Rectificador: se elimina el agua por destilación. Condensador, válvula de expansión y evaporador. Absorbedor: se mezclan el NH 3 y la mezcla pobre y la mezcla rica resultante se bombea hacia el generador. Regenerador: intercambio de calor entre las mezclas rica y pobre en NH 3. Válvula de expansión en el ramal de la mezcla pobre. 45 Sector terciario (III) Ciclo de absorción: BrLi rico en agua Agua BrLi pobre en agua 46

Sector terciario (IV) Potencia media de instalaciones menor que en sector industrial. Fluctuaciones en consumo de energía: estacionales y horarias. Esto determina tipo de motor a elegir y que por la noche no funcione por consumo y precio. Rentabilidad: precio de la electricidad mayor que para la industria (menor consumo y en horas punta). Se emplean M.A.C.I. por paradas continuas, variación de carga y RCE baja. 47 Aplicaciones especiales (I) Calefacción de distrito o barrio (District Heating): Canalizaciones de vapor o agua caliente para calefacción. Centro y norte de Europa. Energía eléctrica se vende a red. Energía térmica de baja T. Se emplean M.A.C.I. y para elevadas potencias turbinas de gas. 48

Aplicaciones especiales (II) Estaciones de depuración de aguas residuales (E.D.A.R.): Subproducto de gas combustible. Sistema de cola. Biogás: 60% metano, CO y trazas de ácido sulfídrico modificar motores. Q útil para calentar agua residual y aumentar eficiencia. W consumida en la planta. 49 Aplicaciones especiales (III) Instalaciones de desalinización de agua de mar: Por destilación: Q útil para evaporar el agua. Por ósmosis inversa: W para accionar bombas y Q útil para precalentar agua y aumentar rendimiento. 50

Aplicaciones especiales (IV) Desalinización de agua de mar por ósmosis inversa. 51 Aplicaciones especiales (V) Desalinización de agua de mar por ósmosis inversa. 52

Marco legal (I) Las leyes favorecedoras de la cogeneración surgen con la crisis del petróleo y la necesidad de reducir la dependencia energética en él. Ley 82/1980 de 30 de diciembre: Autogenerador: empresa que produce W sin ser su fin principal y con ahorro energético. El excedente de W se vende a compañías eléctricas distribuidoras a precio prefijado. 53 Marco legal (II) R. D. 907/1982 de 2 de abril: Se amplía el concepto de autogenerador para incluir a las centrales que aprovechan residuos y energías renovables. Clasificación de autogeneradores en función de potencia. Actualización de precios de venta. O. M. de 7 de julio de 1982: Se introduce el concepto de APEP. Se establecen valores > 45%. Muy rentable. 54

Marco legal (III) R. D. 2366/1994 de 9 de diciembre: Autogenerador Productor en régimen especial. Cambio de tarifas menos rentable. Se introduce el REE. Límite de potencia: 100 MW. Normativa para centrales con combustibles residuos. Derechos: conectar en paralelo a la red, vender excedentes y recibir electricidad. Deberes: condiciones técnicas, no vender a terceros y verter a red sólo excedentes. 55 Marco legal (IV) Ley 54/1997 de 27 de noviembre: Autoproductor de energía eléctrica: consumo 30% si W < 25 MW y 50% si W > 25 MW. 3 casos: cogeneración, energías renovables como biomasa o biocarburantes y residuos no renovables. R. D. 2818/1998 de 23 de diciembre: Régimen transitorio entre leyes de 1994 y 1997. Prima para instalaciones > 50 MW que usen energías renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios. 56

Marco legal (V) R. D. 2818/1998 de 23 de diciembre: Precio exportación electricidad: R = Pm + Pr ER. R: retribución en pts/kwh. Pm: precio del mercado. Pr: prima definida para cada caso. ER: complemento por energía reactiva (factor de potencia > 0,9 abono y si no descuento). Se mantienen valores de REE. 57 Marco legal (VI) R. D. Ley 6/2000 de 23 de junio y R. D. 841/2002 de 2 de agosto: Modificaciones a las leyes anteriores sobre la venta de excedentes eléctricos. Nuevos precios de venta en función de la potencia generada. Necesidad de comunicar la programación del ciclo de 24 horas de los excedentes con 30 horas de antelación. R. D. 436/2004 de 12 de marzo: Metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. 58

Modo de operación (I) Programación de funcionamiento: adecuada al consumo fluctuante de calor y electricidad. Gráfico de W demandada frente a Q u demandada con línea de funcionamiento del motor y posibles puntos de funcionamiento: pizarra. En general habrá una exportación o importación de W y una evacuación o producción de Q u en un equipo de apoyo. 59 Modo de operación (II) Modos de operación más corrientes: Seguir demanda eléctrica: motor elegido (su potencia máxima y su grado de carga) de manera que la W generada coincida con la demandada. No hay importación o exportación de W pero sí evacuación o producción de Q u Cuadrantes 3 y 4. Seguir demanda térmica: motor elegido de manera que Q u generada coincida con la demandada. No hay evacuación o producción de Q u pero sí importación o exportación de W. REE máximo Cuadrantes 2 y 3. 60

Modo de operación (III) Modos de operación más corrientes: Funcionar a carga constante: motor funciona a carga máxima (en P. N.). Siempre faltará o sobrará W o Q u. Ventaja: motor funciona en punto de máximo rendimiento y regulación más sencilla. En la práctica: se varía el modo de operación buscando rentabilidad económica máxima con sencillez técnica. Características del punto de demanda según el cuadrante en que se encuentre: pizarra. 61 Aspectos económicos Javier Irigaray Imaz, Introducción a la Cogeneración, Unicopia (Servicio de Publicaciones de la E.S.I. de San Sebastián), San Sebastián, 2000. Mario Villares Martín, Cogeneración, Fundación Confemetal, Madrid, 2000. José María Sala Lizarraga, Cogeneración. Aspectos termodinámicos, tecnológicos y económicos, Servicio Editorial de la U.P.V., Bilbao, 1994. 62

Ejemplos de cogeneración Ejemplo 1: Energía Demo 54 y Problema 1. Ejemplo 2: Energía Demo 55 y Problema 2. Ejemplo 3: Energía Demo 56 y Problema 3. Ejemplo 4: Energía Demo 37. 63 Ejemplo 1 (I) 64

Ejemplo 1 (II) Cogeneración con motor a gas en hospital: 65 Ejemplo 1 (III) Cogeneración con motor a gas en hospital: Q u W 66

Ejemplo 2 (I) Central de cogeneración en ciclo combinado en una industria papelera: 67 Ejemplo 2 (II) Central de cogeneración en ciclo combinado en una industria papelera: 68

Ejemplo 2 (III) Central de cogeneración en ciclo combinado en una industria papelera: 69 Ejemplo 2 (IV) 70

Ejemplo 2 (V) 71 Ejemplo 2 (VI) 2,2 APEP 72

Ejemplo 3 (I) 73 Ejemplo 3 (II) 74

Ejemplo 3 (III) 75 Ejemplo 4 (I) Central de cogeneración con aprovechamiento directo de gases: 76

Ejemplo 4 (II) 77 Ejemplo 4 (III) 78

Bibliografía (I) Vicente Bermúdez et al., Tecnología Energética, Servicio de Publicaciones de la Universidad Politécnica de Valencia, Valencia, 2000. Javier Irigaray Imaz, Introducción a la Cogeneración, Unicopia (Servicio de Publicaciones de la E.S.I. de San Sebastián), San Sebastián, 2000. 79 Bibliografía (II) Mario Villares Martín, Cogeneración, Fundación Confemetal, Madrid, 2000. José María Sala Lizarraga, Cogeneración. Aspectos termodinámicos, tecnológicos y económicos, Servicio Editorial de la U.P.V., Bilbao, 1994. ICAEN, Instituto Catalán de la Energía, http://www.icaen.es. 80