apuntes y prácticas de tecnología energética

E S C U E L A P O L I T É C N I C A S U P E R I O R D E E L C H E

U N I V E R S I D A D M I G U E L H E R N Á N D E Z

T E C N O L O G Í A E N E R G É T I C A

5◦ Curso. Titulación Ingeniero IndustrialAsignatura 2◦ Cuatrimestre. 6 créditos (3 CT + 3 CP)

Profesor responsable: Pedro G. Vicente Quiles

Área de Máquinas y Motores Térmicos

Departamento de Ingeniería de Sistemas Industriales

Universidad Miguel Hernández

PROGRAMA

DESCRIPTOR DE LA ASIGNATURA

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 0: PRESENTACIÓN [2/12]

Fuentes de energía. Gestión energética industrial.

PROGRAMA

INTRODUCCIÓN A LA TECNOLOGÍA ENERGÉTICA


Consideraciones:

• La energía juega un papel fundamental en la conformación tecnológica, económicay social de un país y por extensión del planeta.

• La energía es un bien escaso del que carecemos y su uso produce unos efectos per-judiciales que en la actualidad únicamente podemos tratar de minimizar.

El problema energético se analiza desde dos puntos de vista:

1. Estudio de las fuentes de energía primaria. El sistema energético debe poner adisposición del consumidor energía fiable, segura, limpia y barata.

2. Estudio de la gestión energética en el ámbito de la industria. La energía es unamateria prima fundamental para el funcionamiento de la actividad industrial cuyoconsumo se debe optimizar.

PROGRAMA



Importancia de la energía en una región. Objetivos:

• Importancia del suministro energético. Necesario para el funcionamiento de todaactividad cotidiana e industrial, debe ser garantizado.

• El sistema energético debe aprovisionar a su tejido industrial de energía fiable y abajo coste.

Análisis del problema energético: búsqueda de un modelo de desarrollo sostenible

• Fomento del aumento de la eficiencia energética en los distintos sectores: industrial,residencial, servicios y transporte.

• Mejora del rendimiento global en la producción de energía eléctrica.

• Fomento de la generación distribuida (mayores rendimientos globales).

• Fomento del empleo de Energías Renovales.

• Fomento de la mentalización de ahorro energético.

PROGRAMA



Importancia de la energía en la industria. Objetivos:

1. Garantizar el suministro energético imprescindible para su funcionamiento.

2. Minimizar el consumo de energía por unidad de producto para:

(a) Reducir costes de fabricación. En algunos sectores industriales el coste energéti-co es una parte fundamental de los costes de fabricación, debiéndose minimizarpara asegurar la competitividad de la industria.

(b) Reducir emisiones contaminantes. Actualmente se considera que contaminar escaro y pone en riesgo la propia continuidad de la actividad industrial.

Para ello puede realizar la siguientes funciones:

1. Análisis y selección de las energías empleadas en la industria.

2. Estudio de la eficiencia energética de los distintos equipos que forman la instalaciónasí como el análisis de las posibles mejoras a realizar.

3. Análisis de las distintas posibilidades de autoabastecimiento: cogeneración.

PROGRAMA

OBJETIVOS GENERALES DE LA ASIGNATURA


• El estudiante que curse la asignatura, deberá conocer las fuentes bibliográficas másimportantes de la materia.

• Ser consciente de la necesidad de la energía y de los problemas de su consumo.

• Ser consciente de que existen multitud de posibilidades de aplicar medidas de ahorroenergético cuya rentabilidad justifica su ejecución.

• Conocer el funcionamiento actual de los mercados energéticos en España.

• Comprender que la energía se conserva pero se degrada y que la optimización de lossistemas debe focalizarse a darle el mayor aprovechamiento útil a la energía.

• Conocer distintas soluciones tecnológicas para mejorar la eficiencia energética enequipos y procesos industriales.

• Conocer las posibilidades de la cogeneración.

• Conocer el funcionamiento de las centrales de producción de energía eléctrica deforma convencional: térmica, nuclear e hidroeléctrica.

• Aprender el funcionamiento de los distintos tipos de energías no renovables emplea-das en la actualidad.

PROGRAMA

OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE LA ASIGNATURA


• El alumno o alumna deberá ser capaz de determinar económicamente los costes ener-géticos de una industria.

• Realizar un diagrama de Sankey de energía y exergía de un proceso, determinandola localización y magnitud de las pérdidas energéticas y exergéticas

• Evaluar económicamente el coste de las pérdidas energéticas y exergéticas.

• Realizar una auditoría energética de forma correcta desde los puntos de vista técnico,de procedimiento y de forma.

• Evaluar económicamente los costes energéticos por unidad de producto de una in-dustria.

• Analizar la viabilidad económica de proyectos energéticos planteados con el objetivode mejorar la eficiencia energética de una industria.

• Determinar las posibilidades de ahorro energético y beneficios económicos que su-pone la cogeneración.

• Realizar el esquema de una instalación solar térmica forzada para una vivienda uni-familiar.

PROGRAMA

PROGRAMA DE TEORÍA RESUMIDO


BLOQUE TEMÁTICO I. INTRODUCCIÓNLección 1. Introducción a la tecnología energéticaLección 2. Transformaciones energéticasLección 3. Análisis exergético

BLOQUE TEMÁTICO II. GESTIÓN ENERGÉTICALección 4. CombustiblesLección 5. Aprovisionamiento de energía. MercadosLección 6. TermoeconomíaLección 7. Gestión energética. Auditorías

BLOQUE TEMÁTICO III. COMBUSTIÓNLección 8. Combustión I. Aspectos estequiométricosLección 9. Combustión II. Aspectos energéticosLección 10. Hogares y chimeneasLección 11. Quemadores. Emisiones de la combustión

PROGRAMA

PROGRAMA DE TEORÍA RESUMIDO


BLOQUE TEMÁTICO IV. EQUIPOS TÉRMICOSLección 12. CalderasLección 13. HornosLección 14. SecaderosLección 15. Equipos de producción de frío

BLOQUE TEMÁTICO V. COGENERACIÓNLección 16. Cogeneración. Aspectos tecnológicosLección 17. Cogeneración. Aspectos legales y económicos

BLOQUE TEMÁTICO VI. ENERGÍAS CONVENCIONALESLección 18. Centrales térmicasLección 19. Centrales nuclearesLección 20. Centrales hidráulicas

BLOQUE TEMÁTICO VII. ENERGÍAS NO CONVENCIONALESLección 21. Energía solar térmicaLección 22. Energía eólicaLección 23. Otras energías renovables

PROGRAMA

PRÁCTICAS


PROGRAMA DE PRÁCTICAS

• Práctica 1. Aprovisionamiento de combustibes gaseosos (2h, aula)

• Práctica 2. Aprovisionamiento de combustibes líquidos (2h, aula)

• Práctica 3. Rendimiento de una instalación de bombeo (2h, laboratorio)

• Práctica 4. Rendimiento de una instalación frigorífica (2h, laboratorio)

• Práctica 5. Cálculo del rendimiento de una caldera (2h, laboratorio)

• Práctica 6. Aprovechamiento energético de colectores solares (2h, laboratorio)

• Práctica 7. Cogeneración (2h, aula informática)

• Práctica 8. Visita a una instalación industrial (4h, optativa)

PROGRAMA

EVALUACIÓN


EVALUACIÓN DE LA ASIGNATURA

• Examen escrito

– Teoría: Seis-ocho ejercicios teórico/prácticos (50%)

– Problemas: Dos-tres problemas (50%)

Las prácticas son optativas pero forman parte de la materia de examenEs necesario un mínimo de 3,5 puntos en cada parte del examen escrito para hacer mediaEs necesario un mínimo de 5,0 puntos en la nota del examen para aprobar

PROGRAMA

BIBLIOGRAFÍA RECOMENDADA


• Manuales Técnicos y de Instrucción para Conservación de energía. C. E. de la Ener-gía, ISBN: 84-500-9285-X.

• Calor y Frío Industrial I, Juan A. de Andrés y Rodriguez Pomatta. UNED, ISBN84-362-1597-4.

• Manual de Eficiencia Energética Térmica en la Industria, L.A. Molina Igartua y G.Molina Igartua, Ente Vasco de la Energía, ISBN 84-8129-022-X.

• Tecnología Energética, Bermúdez, V., Servicio de Publicaciones de la UPV, 1997.

• La combustión. Miranda Barreras, A. L., Oliver Pujol, R., (1996), Ed. CEAC, ISBN:84-329-6550-2.

• Fundamentos de Termodinámica Técnica, M.J. Morán y H.N. Shapiro, Editorial Re-verté, ISBN 84-291-4171-5.

• Manuales de energías renovables: Minicentrales hidroeléctricas, energía eólica, ener-gía de la biomasa, incineración de resíduos sólidos urbanos, energía solar térmica,energía solar fotovoltaica. Madrid: IDAE.

• Técnicas de Conservación Energética en la Industria. Tomos 1 y 2. Centro de Estu-dios de la Energía, ISBN: 84-7474-168-8.

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 1: INTRODUCCIÓN [1/26]

LECCIÓN 1. INTRODUCCIÓN

Índice de Contenidos:

1.1 Introducción1.2 Fuentes de energía1.3 Consumos de energía primaria y final en España y Europa1.4 Planificación energética1.5 Usos industriales de la energía

Pedro G. Vicente Quiles





LECCIÓN 1. INTRODUCCIÓN

Objetivos de la lección:

1. Conocer las fuentes de energía más importantes.

2. Enumerar las fuentes energéticas de las que se aprovisiona España y conocer la im-portancia de cada una de ellas.

3. Ser consciente del problema energético y de las medidas a tomar para reducirlo.

4. Conocer las necesidades energéticas más importantes de la industria.

INTRODUCCIÓN



Consideraciones:

• La energía juega un papel fundamental en la conformación tecnológica, económicay social de un país y por extensión del planeta.

• La energía es un bien escaso del que carecemos y su uso produce unos efectos per-judiciales que en la actualidad únicamente podemos tratar de minimizar.

El problema energético se analiza desde dos puntos de vista:

1. Estudio de las fuentes de energía primaria. El sistema energético debe poner adisposición del consumidor energía fiable, segura, limpia y barata.

2. Estudio de la gestión energética en el ámbito de la industria. La energía es unamateria prima fundamental para el funcionamiento de la actividad industrial cuyoconsumo se debe optimizar.

INTRODUCCIÓN

PROBLEMA ENERGÉTICO. VISIÓN GLOBAL


Aspectos a considerar:

• Importancia del suministro energético. El sistema energético debe aprovisionar a sutejido industrial de energía fiable y a bajo coste.

Análisis del problema energético: búsqueda de un modelo de desarrollo sostenible

• Fomento del aumento de la eficiencia energética en los distintos sectores: industrial,residencial, servicios y transporte.

• Mejora del rendimiento global en la producción de energía eléctrica.

• Fomento de la generación distribuida (mayores rendimientos globales).

• Fomento del empleo de Energías Renovales.

• Fomento de la mentalización de ahorro energético.

INTRODUCCIÓN

PROBLEMA ENERGÉTICO. VISIÓN DE LA INDUSTRIA


Importancia de la energía en la industria. Objetivos:

1. Garantizar el suministro energético imprescindible para su funcionamiento.

2. Minimizar el consumo de energía por unidad de producto para:

(a) Reducir costes de fabricación. Competitividad de la industria.

(b) Reducir emisiones contaminantes. Contaminar es caro y pone en riesgo la pro-pia continuidad de la actividad industrial.

Para ello puede realizar la siguientes funciones:

1. Análisis y selección de las energías empleadas en la industria.

2. Estudio del funcionamiento de los distintos equipos que forman la instalación.

3. Análisis de posibilidades para mejorar la eficiencia energética.

INTRODUCCIÓN

DEFINICIONES


Energías primarias Tambien denominadas fuentes de energía, son las sustancias o fe-nómenos capaces de suministrar energía utilizable por las personas directamente odespues de una transformación.

Energías finales. Son aquellas formas de energía que los consumidores gastan en su for-ma final: combustibles líquidos, butano, propano, gas natural, electricidad, carbón,etc. Proceden de las fuentes de trabsformación primaria por transformación de éstas.

Autoabastecimiento energético. Relación entre la producción propia de una fuente deenergía primaria y el consumo total de esta fuente de energía.

Demanda energética. Cantidad de energía gastada en un país. Se puede referir bien alconsumo de energías primarias o bien al consumo de energías finales.

Recurso energético. Es la cantidad de una fuente energía disponible para su uso, en fun-ción de las mayor o menor facilidad para obtenerla.

Reserva energética. Es el recurso energético que ha sido medido cuya extracción es eco-nómicamente factible

INTRODUCCIÓN

CLASIFICACIÓN DE LAS FUENTES DE ENERGÉTICA


FUENTES DE ENERGÍA PRIMARIA:

• Combustibles fósiles: carbón, petróleo, gas natural

– Producción de electricidad en centrales térmicas o grupos de cogeneración

– Transporte terrestre, marítimo y aéreo (generalemente comb. líquidos)

– Generación de energía térmica en la industria: calderas, hornos, secaderos.

• Energía nuclear

– Producción de electricidad en centrales nucleares

• Energía hidráulica

– Producción de electricidad en centrales hidráulicas

Energías renovables: solar, eólica, biomasa, geotérmica

– Producción de electricidad mediante energía eólica, fotovoltaica, solar termo-eléctrica o biomasa.

– Producción de calor mediante energía solar térmica o biomasa.

INTRODUCCIÓN

F. DE ENERGÍA: CONVENCIONALES O NO, RENOVABLES


Comparación entre las diferentes fuentes de energía.ENERGÍA CONVENCIONAL RENOVABLECARBÓN SI NOPETRÓLEO SI NOGAS NATURAL SI NONUCLEAR SI NOHIDRÁULICA SI SISOLAR NO SIEÓLICA NO SIBIOMASA NO SI

Consideraciones con respecto a las distintas fuentes de energía primaria:

• Las fuentes de energía primaria convencionales son no renovables, a excepción de laenergía hidráulica cuyo uso está limitado.

• Todas las energías primarias producen cierto impacto ambiental.

• La contaminación de la combustión de los combustibles sólidos y del uso de la ener-gía nuclear tiene consecuencias a nivel planetario.

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA EN ESPAÑA, 2004


CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA POR FUENTES, 2004 -ESPAÑA-

Gas natural 17,4%

Biogás 0,2%

Biocarburantes 0,2%

Solar Fotovoltaica 0,003%

Solar Térmica 0,04%

R.S.U. 0,3%

Geotermia 0,01%

Hidráulica 1,9%

Eólica 0,9%

Biomasa 2,9%

Petróleo 50,0%

Carbón 14,8%

Nuclear 11,7%

Saldo eléctrico -0,2%

Renovables 6,4%

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA EN ESPAÑA, 2004


ktep 2004 2003 2002 2001 2000 1999

Carbón 21.035 14,8% 20.462 15,0% 21.891 16,5% 19.528 15,3% 21.635 17,3% 20.519 17,2%

Petróleo 71.055 50,0% 69.313 50,7% 67.647 51,1% 66.721 52,2% 64.663 51,7% 63.041 52,8%

Gas natural 24.672 17,4% 21.254 15,6% 18.757 14,2% 16.405 12,8% 15.223 12,2% 13.535 11,3%

Hidráulica* 2.714 1,9% 3.533 2,6% 1.988 1,5% 3.528 2,8% 2.535 2,0% 2.246 1,9%

Resto Renovables 6.294 4,4% 5.834 4,3% 5.326 4,0% 4.823 3,8% 4.460 3,6% 4.243 3,6%

Nuclear 16.576 11,7% 16.125 11,8% 16.422 12,4% 16.602 13,0% 16.211 13,0% 15.337 12,8%

Saldo eléctrico -261 -0,2% 109 0,1% 458 0,3% 298 0,2% 382 0,3% 492 0,4%

TOTAL 142.085 100,0% 136.630 100,0% 132.490 100,0% 127.905 100,0% 125.109 100,0% 119.413 100,0%

* Incluye minihidráulica. Fuente: Ministerio de Industria, Turismo y Comercio / IDAE.

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA EN EUROPA, 2003


CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA POR FUENTES, 2003 –UNIÓN EUROPEA-15 –

Gas natural 24,2%

Solar Térmica 0,04%

Geotermia 0,3%

Hidráulica 1,6%

Biomasa 3,9%

Petróleo 39,4% Carbón 14,8%

Nuclear 15,3%

Saldo eléctrico 0,2%

Renovables 6,1%

Eólica 0,3%

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA EN EUROPA, 2003


CONSUMO DE ENERGÍA PRIMARIA EN LOS 25 ESTADOS MIEMBROS DE LA UE, 2002 (ktep)

0 50.000 100.000 150.000 200.000 250.000 300.000 350.000 400.000

ktep

Alemania

Francia

Reino Unido

Italia

España

Polonia

Holanda

Bélgica

Suecia

República Checa

Finlandia

Austria

Grecia

Portugal

Hungría

Dinamarca

Eslovaquia

Irlanda

Lituania

Eslovenia

Estonia

Letonia

Luxemburgo

Chipre

Malta

Fuente: EUROSTAT.

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA FINAL EN ESPAÑA, 2003


CONSUMO DE ENERGÍA FINAL, 2003 –ESPAÑA–

Carbón (2,6%)

Petróleo (56,3%)

Gas (16,6%)

Electricidad (20,5%)

Renovables (4,0%)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

Industria (31,3%)

Transporte (39,1%)

Residencial (16,8%)

Servicios (8,6%)

Agricultura* (4,2%)

0%

20%

40%

60%

80%

100%

POR FUENTES POR SECTORES

Nota: Excluidos consumos

no energéticos.

Fuente: Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio / IDAE.

Nota: Excluidos consumos

no energéticos.

Fuente: Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio / IDAE.

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA FINAL EN EUROPA, 2003


CONSUMO DE ENERGÍA FINAL, 2003 –UNIÓN EUROPEA-15 –

0%

20%

40%

60%

80%

100%

0%

20%

40%

60%

80%

100%Calor (3,3%)Renovables (3,9%)

Electricidad (20,3%)

Gas (24,0%)

Petróleo (44,7%)

Carbón (3,9%)

Agricultura (2,2%)Servicios (12,5%)

Residencial (26,1%)

Transporte (31,6%)

Industria (27,7%)

POR FUENTES POR SECTORES

Nota: Gases de coquería y horno alto

incluidos bajo la categoría “Carbón”.

Fuente: EUROSTAT.Fuente: EUROSTAT.

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA FINAL EN EUROPA, 2003


2003CONSUMO ENERGÉTICO TOTAL CONSUMO CONSUMO NO TOTAL CONSUMO

Carbón Petróleo Gas Electricidad Renovables ENERGÉTICO ENERGÉTICO FINAL

Industria 2.377 5.024 11.625 8.458 1.343 28.827 8.248 37.075

Transporte 0 35.410 0 441 184 36.034 338 36.372

Residencial 47 5.836 2.935 4.664 2.026 15.508 0 15.508

Servicios 12 2.629 337 4.922 74 7.973 0 7.973

Agricultura (*) 0 2.994 424 435 20 3.872 28 3.901

TOTAL 2.436 51.891 15.321 18.919 3.647 92.215 8.614 100.829

INTRODUCCIÓN

ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN ESPAÑA,


ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN 2004 – ESPAÑA –

Gas natural 20,0%

Biomasa 0,8%

Biogás 0,3%

Solar Fotovoltaica 0,02%

R.S.U. 0,4%

Hidráulica 12,4%

Eólica 5,4%

Petróleo 8,6% Carbón 29,0%

Nuclear 23,0%

Renovables 19,4%

INTRODUCCIÓN

ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN EUROPA,


ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN 2002 –UE-15

Otras energías renovables 3,6%

Nuclear 33,4%

Hidráulica 11,6%

Gas natural 18,3%

Carbón 26,6%

Petróleo 6,5%

ESTRUCTURA DE GENERACIÓN ELÉCTRICA EN 2002 –UE-25

Otras energías renovables 3,3%

Nuclear 31,9% Gas natural 17,0%

Carbón 30,6%

Petróleo 6,2%

Hidráulica 10,9%

INTRODUCCIÓN

EMISIONES POR LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRI


Generación de energía eléctrica en España y en la UE, 2002.

% ESPAÑA UE CO2 NOx SO2

Carbón 33,6 26,6 1058,2 2,986 2,971Petróleo 11,6 6,5 802,1 1,3 2,9Gas Natural CCTG 13,1 18,3 350 1,2 0,007Nuclear 25,6 33,4 8,6 0,034 0,029Hidráulica 9,0 11,6 6,6 0 0Otras EE.RR. 7,1 3,6 6 0 0TOTAL TWh 245,7 2678,3

Producción de energía eléctrica en TWh (109 kWh). Emisiones en g/kWh.

INTRODUCCIÓN

ENERGÍAS PRIMARIAS Y FINALES EN ESPAÑA


INTRODUCCIÓN

PLANIFICACIÓN ENERGÉTICA


”Un país o región debe realizar una planificación energética que asegure elabastecimiento energético de su población”

Medidas a realizar

• Asegurar la fiabilidad del suministro energético.

• Limitar el impacto ambiental del empleo de la energía.

• Incentivar el ahorro energético mediante un uso racional de la energía.

• Incentivar el I+D+I (investigación, desarrollo e innovación) para mejorar el sistemaenergético.

• Favorecer las fuentes de energía con mayor grado de autoabastecimiento.

INTRODUCCIÓN



El empleo de fuentes de energía convencionales produce entre otros efectos la emisión ala atmósfera de gases que producen el efecto invernadero

En el Protocolo de Kioto, España se comprometió a no incrementar las emisiones de gasesde efecto invernadero por encima del 15% en el año 2010, con respecto a las emisionestotales de 1990. En el año 2000 el crecimiento de las emisiones ya era del 33% sobre lascifras de 1990, lo que refuerza el argumento de incrementar el esfuerzo en:

1. Mejorar la Eficiencia Energética. Minimizar el consumo energético en todos lossectores.

2. Mejorar el rendimiento global en la producción de energía eléctrica. Nuevas cen-trales de ciclo combinado con rendimientos del 52%.

3. Fomentar la generación eléctrica distribuida. Primas a la plantas de cogeneración.

4. Fomentar el empleo de Energías Renovales. Objetivo de alcanzar en el 2010 que almenos el 12% de la energía primaria consumida sea de origen renovable.

INTRODUCCIÓN



Planificación energética en España en el horizonte 2010-12

• Plan de Fomento de las Energías Renovables 2000-2010. Objetivo: 12% de consu-mo de energías renovables en el año 2010.

• Planificación de los sectores de electricidad y gas: Desarrollo de la red de trans-porte. Objetivo: asegurar suministro.

• Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en España 2004-2012. Objetivo: redu-cir la intensidad energética un 7,5%.

INTRODUCCIÓN

USOS INDUSTRIALES DE LA ENERGÍA


NECESIDADES ENERGÉTICAS

• MEDIANTE ELECTRICIDAD. Conexión en alta o baja tensión a la empresa distribui-dora bien mediante tarifa regulada o bien mediante tarifa de acceso. Desde un puntode vista global se debe considerar que la energía eléctrica se produce principalmenteen centrales térmicas o nucleares. De forma general se suele tomar que sólo el 34%de la energía primaria consumida en la central llega al consumidor final.

• MEDIANTE COMBUSTIBLES. Generalmente combustibles comerciales líquidos co-mo gasóleos o fuelóleos o gaseosos como gas natural o propano. La Autogeneraciónconsiste en instalar un grupo de cogeneración en la industria para autogenerarse laenergía eléctrica a partir de un combustible. Mediante este sistema se llega a apro-chevar hasta un 90% de la energía consumida en el grupo de generación eléctrica.

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA EN LA INDUSTRIA


OBJETIVOS:

• Alumbrado.

• Generación de energía mecánica: fuerza motriz para accionamiento de maquinaria,máquinas herramientas, bombas hidráulicas, ventiladores.

• Usos térmicos. Hornos eléctricos, producción de frío o de calor.

EQUIPOS:

• Lámparas. Se emplean lámparas incandescentes o fluorescentes.

• Motores eléctricos. Se emplean para la producción de energía mecánica.

• Resistencias eléctricas. El empleo de resistencias eléctricas para la producción deenergía térmica es poco eficiente.

• Producción de frío o calor por compresión. Este tipo de transformaciones se producecon un rendimiento (COP) superior a la unidad (1,5 - 3).

• Transformadores eléctricos. Son necesarios para adaptar la tensión eléctrica a loscorrespondientes a los distintos equipos eléctricos de la industria.

INTRODUCCIÓN

CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA EN LA INDUSTRIA


OBJETIVOS:

• Generación de vapor y/o fluidos térmicos.

• Calentamiento directo en hornos, secado.

• Calefacción ambiental.

• Generación de energía mecánica bien para transporte, para producción de electrici-dad o para accionamiento de equipos.

EQUIPOS:

• Calderas. Equipos destinados a incrementar la energía térmica de los fluidos.

• Hornos y secaderos. Equipos destinados a producir una transformación físico-químicaen una carga.

• Turbinas de vapor y de gas. Producción de energía mecánica.

• Motores alternativos. De igual forma se emplean motores alternativos de gas natural,gasóleo o fuelóleo.

INTRODUCCIÓN

BIBLIOGRAFÍA


Bibliografía recomendada:

Bermúdez, V., 2000, capítulos 1 y 2.

Esquerra Pizá, P., 1988, pp. 9 - 20.

Boletín IDAE no7, pp. 19 - 51.

Boletín Estadístico de Hidrocarburos: Resumen año 2004.

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 2: TRANSFORMACIONES ENERGÉTICAS [1/26]

LECCIÓN 2. Transformaciones Energéticas


2.1 Interconexiones de energía2.2 Análisis energético. Formulación2.3 Análisis energético. Ejemplos2.4 Pérdidas por transporte2.5 Rendimiento global de una transformación energética






LECCIÓN 2. Transformaciones Energéticas

Objetivos de la lección:

1. Conocer las distintas transformaciones energéticas que se producen en el uso de laenergía

2. Conocer de forma somera las tecnologías que producen las transformaciones ener-géticas de mayor interés práctico

3. Realizar análisis energéticos sencillos en equipos y sistemas

TRANSFORMACIONES ENERGÉTICAS

Introducción


La energía ni se crea ni se destruye, sólo se transforma, y a lo largo de su transformaciónse degrada hasta transferirse al medio ambiente en forma de calor

La energía aparece en distintas formas y puede transformarse en energías de distintostipos para su mejor aprovechamiento.

• Energías primarias: energía química (carbón, petróleo, gas natural), energía nuclear(uranio), energía solar (solar térmica, fotovoltaica, eólica) y energía gravitacional(hidráulica, maremotriz).

• Energías secundarias: energía eléctrica, energía mecánica, energía térmica.

• Energías de uso final: energía mecánica, energía térmica.

En cada transformación energética se pierde parte de la energía puesta en juego.Además de las pérdidas en los equipos, deben considerarse las pérdidas por transporte.


Transformaciones energéticas entre distintas energías



Análisis energético. Formulación


Primer principio de la termodinámica: principio de conservación de la energía

SISTEMAS CERRADOS:

∆E = −W12 +Q12

∆E = E2−E1: Variación de la energía del sistemaQ12: Calor recibido por el sistemaW12: Trabajo realizado por el sistema

Un sistema termodinámico tiene energía en forma de energía interna U , energía cinéticac2/2 o energía potencial gz. La variación de energía en un sistema entre dos estados deequilibrio resulta

∆E = E2−E1 = (U2−U1)+(Ec2−Ec1)+(Ep2−Ep1) = −W12 +Q12

En términos de potencia resulta

dEdt

=dUdt

+dEc

dt+

dEp

dt= −W12 + Q12




Primer principio de la termodinámica: principio de conservación de la energía

SISTEMAS ABIERTOS:

∆Evc = Q−W +Ee−Es

∆Evc: Variación de la energía del volumen de controlQ12: Calor recibido por el sistemaW12: Trabajo realizado por el sistemaEe: Energía que entra en el volumen de controlEs: Energía que sale del volumen de controlEn términos de energía por unidad de tiempo (potencia)

dEvc

dt= Q−W + me

(ue +gze +

c2e

2

)− ms

(us +gzs +

c2s

2

)

W = Wvc + ms(psvs)− me(peve)

dEvc

dt= Q−W + me

(ue + peve +gze +

c2e

2

)− ms

(us + psvs +gzs +

c2s

2

)




SISTEMAS ABIERTOS ESTACIONARIOS:

0 = Qvc−Wvc + me

(ue + peve +gze +

c2e

2

)− ms

(us + psvs +gzs +

c2s

2

)

h = u+ pv

0 = Qvc−Wvc + me

(he +gze +

c2e

2

)− ms

(hs +gzs +

c2s

2

)

Sistemas con una entrada y una salida me = ms = m

Qvc−Wvc = m

[(ps− pe)+(psvs− peve)+g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

]

Qvc−Wvc = m

[hs−he +g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

]


Análisis energético. Válvulas de expansión


ANÁLISIS ENERGÉTICO:

Q−W = m

[us−ue +

ps

ρs−

pe

ρe+g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

]

Q−W = m


c2s − c2

e

2

]

Proceso adiabático. Transferencia de calor despreciable

hs = he


Análisis energético. Bombas y turbinas



Q−W = m

[us−ue +

ps

ρs−

pe

ρe+g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

]

W = m

[ps

ρs−

pe

ρe+g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

]

Se define la altura manométrica como:

gHm =ps

ρs−

pe

ρe+g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

W = Mω= mgHm = ρV gHm


Análisis energético. Bombas y turbinas


Pérdidas:

1. En el rodete por fricción y por choque del fluido.

2. Pérdidas volumétricas internas y externas.

3. Pérdidas mecánicas por fricción en el eje.


Análisis energético. Compresores y Turbinas



Q−W = m

[us−ue +

ps

ρs−

pe

ρe+g(zs− ze)+

c2s − c2

e

2

]

W = m


c2s − c2

e

2

]

Los términos de energías cinética y potencial se suelen despreciar, resultando:

W = m [hs−he]


Análisis energético. Compresores y Turbinas


Pérdidas:

1. En el rodete por fricción y por choque del fluido.

2. Pérdidas volumétricas internas y externas.

3. Pérdidas mecánicas por fricción en el eje.


Análisis energético. Cambiador de calor


Pérdidas:

• Pérdidas en las paredes por radiación y convección.

Rendimiento:

η=m f2 (h f2,s−h f2,e)

m f1 (h f1,e−h f1,s)

Eficiencia térmica:

ε =Qreal interc.

Qmaxinterc.


Análisis energético. Cámara de combustión


Pérdidas:

1. Pérdidas por inquemados.

2. Pérdidas en las paredes por conducción, convección y radiación.


Análisis energético. Calderas


Pérdidas:

1. Pérdidas por inquemados.

2. Pérdidas en los gases de escape.

3. Pérdidas en las paredes por conducción, convección y radiación.

4. Pérdidas por purgas.


Análisis energético. Hornos


Pérdidas:

1. Pérdidas en los gases de escape.

2. Pérdidas en las paredes por radiación y conducción.

3. Pérdidas de calor sensible de la carga.


Análisis energético. Motor y generador eléctrico


Pérdidas:

1. En el devanado eléctrico. Por efecto Joule.

2. En el entrehierro. Por corrientes parásitas de Foucalt y reluctancia.

3. En las pártes móviles. Se trata de pérdidas orgánicas por fricción.


Análisis energético. Transformador


Pérdidas:

1. En el devanado eléctrico. Se produce una pérdidas por efecto Joule al pasar lacorriente eléctrica por los conductores que forman los arrollamientos. Dependende la resistencia del conductor y del cuadrado de la intensidad circulante.

2. En el entrehierro. Por corrientes parásitas de Foucalt al cerrarse líneas del campomagnético en el aire y por la propia reluctancia del núcleo magnético. Se trata depérdidas prácticamente constantes e independientes de la potencia suministrada.


Análisis energético. Ciclos de potencia


Rendimiento del sistema

η=Pe

mPC


Análisis energético. Ciclos de potencia


1. Ciclos Baryton (Turbinas de gas)

2. Ciclos Otto (MCIA MEP)

3. Ciclos Diesel (MCIA MEC)

Rendimiento del sistema

η =Pe

mPC


Análisis energético. Ciclos de refrigeración


Máquina frigoríficaCoeficiente de eficiencia energética:

CEE =Qe

Pot. consumida

Bomba de calorCoeficiente de prestación de un sistema:

COP =Qc

Pot. consumida


Pérdidas por transporte de energía


• Pérdidas por transporte de la energía eléctrica:

Pot = RI2

• Pérdidas por transporte de fluidos:

∆P =

(λ

LD

+ΣK

)12ρv2

Potper = Q∆P

• Pérdidas térmicas por transporte de fluidos caloportadores:

Qper = U A(∆T )


Rendimiento global de una transformación energética



Consumo de energía térmica en la industria


• Punto de vista local.

– Comprobar el buen estado de funcionamiento del motor y de la bomba.

– Comprobar que el punto de funcionamiento de la bomba está cerca su puntonominal de máximo rendimiento.

– Comprobar que el caudal bombeado es el de diseño. Si la instalación funcionacon un mayor caudal, aumentarán las pérdidas de carga con Q2 y la potencia debombeo con Q3.

– Analizar las pérdidas de presión de la instalación. Se debe comprobar que laspérdidas del circuito son las de diseño y si son susceptibles de reducirse.

• Punto de vista global.

– Posibilidad de autogeneración de la electricidad para minizar pérdidas por trans-porte.

– Posibilidad de conectar la bomba a un motor de combustión interna realizandode forma más directa la conversión energía química del combustible a energíadel fluido.


Rendimientos típicos de transformaciones energéticas


Rendimientos típicos de las transformaciones energéticas.Equipo transformador Rendimiento (%)Motor Eléctrico 70-92Generador Eléctrico 90-96Transformador Eléctrico 95-99Bomba hidráulica 60-85Turbina hidráulica 70-90MCIA. Encendido provocado 25-32MCIA. Encendido por compresión 45-50Turbina de gas 25-30Turbina de vapor 40-50Intercambiador de calor 94-96Lámpara fluorescente 20Lámpara incandescente 5


Bibliografía



Moran, M.J., Shapiro, H.N., 2004, capítulo 4.

Cengel, Y.A., Boles, M.A., 2002, capítulo 4.

Bermúdez, V., 2000, capítulo 1.

Agüera Soriano, 1999, capítulo 2.

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 3: ANÁLISIS EXERGÉTICO [1/14]

LECCIÓN 3. ANÁLISIS EXERGÉTICO


3.1 Introducción

3.2 Análisis exergético. Formulación

3.3 Sistemas cerrados

3.4 Sistemas abiertos

3.5 Rendimiento exergético





INTRODUCCIÓN

Objetivos de la lección


1. Repasar los conceptos básicos de la termodinámica para ser capaces de realizar aná-lisis exergéticos de sistemas abiertos y cerrados.

2. Realizar análisis exergéticos sencillos en equipos y sistemas de interés práctico.3. Calcular el rendimiento exergético de una transformación energética.4. Determinar analíticamente cuanto se degrada la energía en las distintas transforma-

ciones energéticas.

ANÁLISIS EXERGÉTICO

Introducción


La energía ni se crea ni se destruye, sólo se transforma, y a lo largo de su transformaciónse degrada hasta transferirse al medio ambiente en forma de calor

En los análisis de sistemas térmicos se emplea:

• Conservación de la masa

• Primer principio de la termodinámica (conservación de la energía)

• Segundo principio de la termodinámica (degradación de la energía)

Importancia de desarrollar sistemas térmicos que hagan uso efectivo de los recursos ener-géticos no renovables: combustibles fósiles

Uso más eficiente de los recursos energéticos pues permite determinar la localización,tipo y magnitud de las pérdidas energéticas: optimización de los sistemas térmicos.


Exergía termomecánica


La exergía es la máxima cantidad de trabajo que puede realizar un sistema cuando evolu-ciona desde el estado considerado hasta el estado muerto.

Ex = (E −Uo)−To(S−So)+ po(V −Vo)

ex = (e− eo)+ po(v− vo)−To(s− so)

La exergía termomecánica es una función de estado,la variación sólo depende del estado inicial y finaldel proceso y por ello puede establecerse unaecuación de balance de exergía.


Balance de exergía termomecánica


Se analiza la máxima cantidad de trabajo que se puede obtener de:

• De la energía mecánica

• Del calor

• Del flujo




EXERGÍAS DE LAS ENERGÍAS CINÉTICA Y POTENCIAL

En el caso de las energías cinética y potencial toda la energía puede ser exergía, conta-bilizada a partir de un estado muerto donde la velocidad sea nula y la cota de referencia(z = 0) esté definida.

Exergía de la energía cinética:

exec = ec = c2/2

Exergía de la energía potencial:

exep = ep = gz




EXERGÍA DEL TRABAJO

El trabajo realizado por un sistema no siempre es útil.

El trabajo de frontera Walr realizado para expulsar el aire atmosférico viene dado por.

Walr = po(Vo−V )

La transferencia de exergía por trabajo es directamente el trabajo que se realiza sobre elsistema.

Exw = Wu = W −Walr = W − po(Vo−V )

El ejemplo típico en la termodinámica de la expansión de un gas en un pistón, parte deltrabajo realizado por el gas se emplea para empujar el aire atmosférico.




EXERGÍA DEL CALOR

Para evaluar la máxima cantidad de trabajo que se puede obtener del calor se supone quese instala un ciclo de Carnot entre este sistema y el estado muerto a po y to.

La transferencia de exergía por transferencia de calor está asociada a la temperatura delsistema.

El máximo trabajo que se puede realizar mediante calor viene dado por el rendimiento deCarnot y depende de la temperatura de los focos caliente y frío.

ExQ =

(1−

To

T

)Q

En el caso de que la transferencia de calor Q se produjera a una temperatura T no unifor-me, se empleará:

ExQ =∫ 2

1

(1−

To

T

)dQ




VARIACIÓN DE EXERGÍA DE UN SISTEMA CERRADO

Sistema cerrado que pasa del estado 1 al estado 2 mediante un proceso π

Ex2−Ex1 = (E2−E1)−To(S2−S1)+ po(V2−V1)

Con la primera ley:

E2−E1 = Q−W

Con la segunda ley:

S2−S1 =∫ 2

1

dQT

+Sgen

Resultando:

Ex2−Ex1 =

∫ 2

1

(1−

To

Tf

)δQ− [W − po(V2−V1)]−Exd




EXERGÍA DEL FLUJO

La exergía de flujo específica es:

ex f = (h−ho)−To(s− so)+c2

2+g(z)

En el caso de despreciar las energías cinética y potencial se obtiene:

ex f = (h−ho)−To(s− so)




BALANCE DE EXERGÍA DE UN SISTEMA ABIERTO

Conservación de la energía en un sistema estacionario

0 = Q−W + m

((he−hs)+

c2e − c2

s

2+g(ze− zs)

)

Segundo principio:

0 =

∫dQT

+Sgen + m(se− ss)

La ecuación de la exergía para sistemas abiertos en flujo estacionario resulta:

0 =∫ (

1−To

Tj

)dQ j −W + m

((he−hs)−To(se− ss)+

c2e − c2

s

2+g(ze− zs)

)−Exd




BALANCE DE EXERGÍA DE UN SISTEMA ABIERTO

La variación de la exergía del flujo es el término

m

((he−hs)−To(se− ss)+

c2e − c2

s

2+g(ze− zs)

)

En el caso de despreciar las energías cinética y potencial se obtiene:

exe− exs = (he−hs)−To(se− ss)

En el caso de una entrada y una salida, la ecuación del balance de exergía termomecánicaresulta:

0 =∑j

(1−

To

Tj

)Q j −Wvc + m(exe− exs)− Exd


Rendimiento exergético


Del análisis exergético se obtiene:

Exe: flujo de exergía entranteExu: flujo de exergía útilExr: flujo de exergía recuperableExp: flujo de exergía perdido

Una definición de rendimiento exergético sería:

ηex =flujo de exergía utilizado

flujo de exergía consumido

Rendimiento exergético:

ηex =Exu

Exe= 1−

Exr +Exp

Exe

Factor de calidad:

νex =Exu

Exe−Exr= 1−

Exp

Exe−Exr


Bibliografía


1. Agüera J., 1999, capítulo 3.

2. Gómez, J.L., Monleón, M., Ribes, A., 1990, capítulos 1 a 8.

3. Moran, M.J., Shapiro, H.N., 2004, capítulo 7.

4. Cengel, Y.A y Boles, M.A., 2002, capítulo 7.

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 4: COMBUSTIBLES [1/22]

LECCIÓN 4. Combustibles


3.1 Clasificación de los combustibles

3.2 Combustibles naturales

3.3 Combustibles artificiales comerciales

3.4 Propiedades del los combustibles





COMBUSTIBLES



OBJETIVOS ESPECÍFICOS DE LA LECCIÓN

Al finalizar la lección, el estudiante deberá ser capaz de:

1. Conocer los combustibles naturales y artificiales convencionales

2. Conocer la explotación del carbón, petróleo y gas natural

3. Conocer las propiedades más importantes de los combustibles artificiales

COMBUSTIBLES

Introducción


Los combustibles suponen actualmente el 80% de la energía primaria consumida en España

Consumos de energía primaria mediante combustibles en España: 52% petróleo,13% gas natural y 15% carbón.

Consumos de energía final mediante combustibles en España: 61% derivados delpetróleo, 14 % gas natural y 3 % carbón.

En el año 2000, el 65 % de la energía final consumida por la industria española fue a partirde combustibles:

Consumos industriales de combustibles: 24 % productos petrolíferos, 38 % gas natu-ral y 3 % carbón.

Además la industria consume el 30 % de la energía eléctrica, (60 % producida encentrales térmicas que queman combustibles fósiles).

COMBUSTIBLES

Clasificación de los combustibles


TIPO COMB. NATURALES COMB. ARTIFICIALESSólido Biomasa (madera, res. vegetales) Coque y menudos de coque

Turbas Alquitrán de carbónLignitos Carbón molido/pulverizadoHullas Carbón vegetalAntracitas Corteza, serrín, etc.

Briquetas y aglomeradosLíquido Crudo de petróleo Gasolina

KerosenoGasóleos A, B y CFuelóleos n◦1, n◦2, y BIA

Gaseoso Gas natural Gas de refineríaGas de horno de coque y altoGas pobre, gas de aguaGas de gasógenoGas de regeneradorG.L.P.’s (butano, propano)

COMBUSTIBLES

El Carbón. Características


Combustible fósil de origen vegetal, formado a partir de los restos de grandes ex-tensiones de bosques, arbustos y plantas de hace 250 a 450 millones de años. Estosrestos quedaron enterrados y bajo la acción biológica en determinadas condicionesde presión y temperatura forman los actuales yacimientos de carbón.

El proceso de carbonización es, en términos químicos, un enriquecimiento progresi-vo del contenido en carbono. El proceso de carbonización aumenta con la presión, latemperatura y el tiempo, en un proceso anaeróbico en el cual se produce una pérdidade oxígeno y un incremento de la aromatización.

Todos los carbones, independientemente de su origen, edad o tipo, se pueden agruparsegún su contenido en carbono, y forman la denominada serie del carbón: Turba ⇒Lignito ⇒ Hulla Subbituminosa ⇒ Hulla Bituminosa ⇒ Antracita.

COMBUSTIBLES

Composición de los distintos tipos de carbón natural


Combustible C H O N S( % Peso) (% Peso) ( % Peso) (% Peso) ( % Peso)

Antracita 93,7 2,4 2,4 0,9 0,6BituminosoAlta Volatilidad 90,5 4,7 2,8 1,3 0,7BituminosoMedia Volatilidad 88,4 5,0 4,1 1,7 0,8BituminosoBaja Volatilidad 76,4 5,3 15,8 1,6 0,9Subbituminoso A 75,8 5,3 15,5 1,9 1,5Subbituminoso B 75,3 5,1 17,4 1,5 0,7Subbituminoso C 73,7 5,3 19,1 1,3 0,6Lignitos 70,2 5,6 20,8 1,4 2,0Turbas 55,0 6,0 30,0 1,0 1,3Madera 49,9 6,0 43,9 0,2 -

COMBUSTIBLES

El carbón. Consideraciones a tener en cuenta


Fuente de energía fósil más antigua y sus reservas estimadas de 200 años.

El carbón constituyó el 15% de la energía primaria consumida en España en el año2001, con un grado de autoabastecimiento del 40 %.

El coste de explotación del carbón depende fundamentalmente de las característicasde la mina de explotación. En muchos casos los costes de explotación hacen inviablesla explotación de ciertos yacimientos, cuyas reservas sólo serán utilizables cuandosuban considerablemente los precios.

La combustión del carbón ha sido tradicionalmente muy contaminante siendo res-ponsable de fuertes contaminaciones en ciudades y lluvias ácidas. En la actualidadlos aspectos medioambientales son muy importantes y el nivel de azufre en el carbóndebe estar limitado a ciertos valores.

COMBUSTIBLES

El petróleo. Introducción


El crudo de petróleo se forma a partir de animales y plantas terrestres y marinas.Este material se licúa en las denominadas rocas madre y posteriormente se acumulaen los poros de las denominadas rocas almacén.

El crudo se forma durante un millón de años en las rocas madre en unas condicionesde temperatura y presión producidas a profundidades entre 1 y 4 km.

La composición del petróleo varía de forma significativa entre distintos yacimientos,e incluso en un mismo yacimiento. Las propiedades del crudo son asimismo muyvariables.

La extracción del petróleo se realiza desde 1859, tradicionalmente en tierra firme,aunque comienza a tener importancia creciente la perforación en el mar.

El transporte se realiza mediante oleoductos y buques petroleros cuando se transportael petróleo entre continentes.

COMBUSTIBLES

Tipos de crudo de petróleo


Tipo de Crudo Características1. Convencional o crudo ligero ρ < 934 kg/m3 (> 20◦ API)

2. Crudo pesado 934 < ρ < 1000 kg/m3 (20◦ a 10◦ API)Viscosidad máxima 10.000 mPa s

3. Crudo extra pesado ρ > 1000 kg/m3 (< 10◦ API)(p.e. > 340◦C) Viscosidad máxima 10.000 mPa s

4. Arenas de alquitrán o ρ > 1000 kg/m3 (< 10◦ API)asfalto natural (p.e. > 510◦C) Viscosidad mayor de 10.000 mPa s

COMBUSTIBLES

El petróleo. Consideraciones a tener en cuenta


El petróleo es con diferencia la fuente de energía más empleada a nivel mundial.Se trata de un combustible relativamente barato fácil de transportar, almacenar yconsumir.

El petróleo representó durante 2001 en España algo más del 50 % de la energía pri-maria consumida y sus derivados el 60% de la energía final consumida.

España tiene una fuerte dependencia de petróleo, cuyo grado de autoabastecimientoes casi nulo.

Los inconvenientes del empleo del petróleo son:

◦ Cotización muy variable y suministro dependiente de paises inestables.

◦ Necesidad de garantizar el suministro almacenando crudo.

◦ Participación elevada en la estructura de la demanda energética nacional: fuertedependencia.

COMBUSTIBLES

El gas natural. Introducción


El gas natural es una mezcla de hidrocarburos gaseosos formado principalmente pormetano y en menor medida etano y propano.

El gas natural se encuentra bien junto al crudo en campos asociados o independiente-mente. En principio el gas natural de los campos asociados a petróleo, el gas naturales reinyectado, destruido o licuado.

El gas natural ha sido considerado durante mucho tiempo como un combustible me-nos rico que el petróleo debido a las dificultades de aprovechamiento: separación delpetróleo en campos asociados y en todo caso transporte en estado gaseoso mediantegaseoductos o en estado líquido a menos de 115 K.

El 3 % del gas natural asociado extraido se quema, aunque cabe decir que en losúltimos años existe una creciente tendencia a reinyectarlo o aprovecharlo.

COMBUSTIBLES

El gas natural. Composición


Componentes Símbolo Libia A. Saudí Irán M. Norte MedioMetano CH4 66,8 62,24 74,9 85,9 86,0Etano C2H6 19,4 15,07 13,0 8,1 7,6Propano C3H8 9,1 6,64 7,2 2,7 2,4Butanos C4Hx 3,5 2,40 3,1 0,9 1,0Pentanos C5Hx 1,2 1,12 1,5 0,3 -Dióxido de C CO2 - 9,20 0,3 1,6 -Nitrógeno N2 - - - 0,5 3,0

COMBUSTIBLES

El gas natural. Consideraciones a tener en cuenta


Bajo contenido en azufre. Permite una menor temperatura de los humos de escape,mejorando el rendimiento.

Excelente mezcla con el aire que permite trabajar con bajo exceso de aire (mejorrendimiento). Además se producen niveles muy reducidos de óxidos de nitrógeno.

Cuando la combustión se realiza correctamente, los humos no tienen efectos nocivossobre los productos a calentar, por lo que es posible utilizarlos directamente.

Hay una práctica ausencia de cenizas que permite mantener limpias las superficiesde intercambio, mejorando el rendimiento. Se reduce asimismo el mantenimiento yse prolonga la vida de los refractarios.

COMBUSTIBLES

Combustibles comerciales. Tipos


Se van a describir los combustibles más utilizados para su combustión en una plantaindustrial como fuente de energía final. Estos combustibles son:

Combustibles sólidos: carbón pulverizado.

Combustibles líquidos: fuelóleos n◦1, n◦2, y BIA, gasóleo C.

Combustibles gaseosos: gas natural y propano comercial.

COMBUSTIBLES

Combustibles sólidos: carbón pulverizado


Carbón natural al que se le han realizado los siguientes tratamientos:

◦ Reducción y control del tamaño. Tamaño uniforme de 20-25 mm.

◦ Limpieza. Eliminación de materia mineral extraña.

◦ Secado. Cantidad de agua limitada al 1 %.

◦ Pulverización. Molienda hasta tamaño de grano inferior a 0,02 mm.

En aplicaciones de baja potencia el carbón pulverizado se quema en hogares provis-tos de parrillas mecánicas y alimentación en contínuo mediante cintas transportado-ras desde los silos de almacenamiento.

Combustión del carbón pulverizado en quemadores de forma similar a la combus-tión de combustibles líquidos o gaseosos. Gran superficie en contacto con el aire,obteniéndose una combustión más rápida lo que requiere menor exceso de aire conla consiguiente reducción de pérdidas energéticas en los gases de escape.

COMBUSTIBLES

Combustibles líquidos: Gasóleos y Fuelóleos


Gasóleo A. Carburante indicado para la utilización en los motores diésel de com-bustión interna (automóviles y vehículos industriales). Este gasóleo soporta unosimpuestos elevados.

Gasóleo B. Carburante indicado para tractores y máquinas que utilizan los profesio-nales del campo así como para combustible en embarcaciones dedicadas a las laboresde pesca.

Gasóleo C. Carburante para calefacción. Indicado asimismo para aplicaciones indus-triales.

Fuelóleo n◦1. Fuelóleo con una viscosidad cinemática a 100◦C de 25 mm2/s y uncontenido máximo de azufre del 2,7%. Se comercializa asimismo con la etiqueta”BIA” que supone limitar el contenido de azufre al 1 %.

Fuelóleo no2. Fuelóleo con una viscosidad cinemática a 100◦C de 37 mm2/s y uncontenido máximo de azufre del 3,5%.

COMBUSTIBLES

Combustibles gaseosos: GLP’s y gas natural


GLP’s. En aplicaciones industriales se emplea principalmente el propano comercialconstituido por: C3H8 (92%), butano C4H10 (4 %), etano C2H6 (2 %) y nitrógeno N(2%). Los consumos de este producto se reparten en distribución a granel (30%) yenvasado (70%).

Gas natural. Constituido por: propano C3H8 (2,4%), butano C4H10 (1%), etanoC2H6 (7,6 %), metano CH4 (86%), y nitrógeno N (3 %). El gas natural presenta laventaja de carecer prácticamente de resíduos. El suministro de gas natural se realizacanalizado donde únicamente de debe instalar una estación de regulación y medida(ERM), evitándose la instalación de depósitos de almacenamiento.

◦ Desarrollo de infraestructuras de transporte y distribución.

◦ Sustitución de combustibles en industriales y centrales térmicas.

◦ Construcción de una gran cantidad de nuevas centrales de ciclo combinado.

COMBUSTIBLES

Propiedades: I Composición


Composición en peso de combustibles líquidos comerciales ( % peso).Composición Gasóleo C Fuelóleo no1 Fuelóleo no2Carbono C 86,0% 84,6 % 83,7 %Hidrógeno H 11,1% 9,70 % 9,2 %Nitrógeno N 1 % 1 % 1 %Azufre S 0,8 % 2,7 % 3,6 %Agua H2O 1 % 1,5 % 2 %Cenizas 0,1 % 0,5 % 0,5 %

Composición en volumen de combustibles gaseosos comerciales ( % vol).Composición Propano Gas NaturalMetano CH4 - 86 %Etano C2H6 2,0 % 7,6 %Propano C3H8 92,0% 2,4 %Butano C4H10 4,0 % 1,0 %Nitrógeno N2 2,0 % 3,0 %

COMBUSTIBLES

Propiedades: II Poder Calorífico


El Poder Calorífico es el calor cedido por unidad de combustible.

Poder calorífico superior (PCS). Es el poder calorífico determinado en un calorí-metro, donde el vapor de agua producido en la combustión se condensa cediendoaproximadamente 2510 kJ/kg, 600 kcal/kg.

Poder calorífico inferior (PCI). Es el poder calorífico determinado en un caloríme-tro, donde el vapor de agua no condensa. Este poder calorífico se emplea normal-mente en aplicaciones como calderas u hornos donde la temperaturas de los gases deescape suele estar por encima de 150◦C y el vapor de agua no condensa.

Poder calorífico inferior seco (PCI)s. Es la cantidad de calor correspondiente alpeso de combustible seco contenido en 1 kg de producto combustible, expresado enPCI en las condiciones en que se introduce en el hogar de combustión.

Poder calorífico superior seco, (PCS)s. Tambien denominado poder calorífico útil,es la cantidad de calor que resulta de restar del poder calorífico inferior, el calornecesario para evaporar la humedad del combustible.

COMBUSTIBLES

Propiedades: III Parámetros de la combustión


Temperatura de inflamación Es la temperatura del combustible a la que se inflamanpor primera vez los vapores emitidos por el combustible al ponerse en contacto conuna llama.

Temperatura de combustión Es la temperatura del combustible, superior a la de infla-mación a la que se produce la combustión de los vapores del combustible, al menosdurante 5 segundos, al ponerse en contacto con una llama.

Límites de inflamabilidad Proporciones relativas de combustible y comburente debenestar cercanas a la relación de la proporción estequiométrica. Siendo L el porcentajede combustible en la mezcla combustible comburente, se define:

◦ Límite inferior de inflamación Li, por debajo del cual no existe suficiente com-bustible para realizarse la combustión.

◦ Límite superior de inflamación Ls, por encima del cual no existe suficiente com-burente.

Por tanto la combustión únicamente se realiza si Li < L < Ls. Los de inflamabilidaddependen de la temperatura y presión de la mezcla así como de la presencia de gasesinertes y vapor de agua.

COMBUSTIBLES

Características de los combustibles gaseosos


Gas Símbolo P.C.S. P.C.I. Peso esp.kcal/m3N kcal/m3N kg/m3N

Hidrógeno H2 3050 2570 0,090Metano CH4 9530 8570 0,717Etano C2H6 16 860 15 400 1,356Propano C3H8 24 350 22 380 2,019Butano C4H10 31 800 29 300 2,703Pentano C5H12 40 600 37 500 3,458Benceno C6H6 36 220 34 740 3,581Propano comercial 23 957 20 700 1,85Gas natural 10 347 9300 0,83

Lección 4. Combustibles

Bibliografía


Molina L.A. y Molina, G.M. (1993), capítulo 7.Barquin, J. (2004), capítulos 3, 4 y 5.Lapuerta, M. y Hernández, J.J. (1998), capítulos 2 y 3.Miranda A.L. y Oliver R. (1996), capítulo 1.Bermúdez, V. (2000), Tecnología Energética. ISBN: 84-7721-868-4, Servicio de publi-

caciones de la Universidad Politécnica de Valencia.

LECCIÓN 5. APROVISIONAMIENTO DE ENERGÍA

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 5: APROVISIONAMIENTO DE ENERGÍA [1/18]

1. Elección de la energía

2. Aprovisionamiento de energía eléctrica

3. Aprovisionamiento de gas natural

4. Aprovisionamiento de productos derivados del petróleo

5. Costes energéticos





APROVISIONAMIENTO





1. Conocer los factores a tener en cuenta en la elección de los vectores energéticos

2. Conocer el funcionamiento del sector eléctrico

3. Conocer el funcionamiento del sector gasístico y de hidrocarburos

APROVISIONAMIENTO

Introducción al aprovisionamiento energético


• El aprovisionamiento energético analiza los distintos factores a considerar para se-leccionar la energía más adecuada.

• Las soluciones a adoptar para garantizar el suministro pueden ser: almacenamiento,duplicación de fuentes o aumento de la disponibilidad.

– Aprovisionamiento de Combustibles.

∗ Sólidos. Carbón, residuos forestables agrícolas e industriales.

∗ Líquidos. Gasóleo C, Fuelóleos no 1, no2 y BIA.

∗ Gases. Gas natural, GLP (butano y propano).

– Aprovisionamiento de Energía Electrica.

∗ De terceros con contrato a tarifa regulada.

∗ De terceros mediante contrato negociado en el mercado eléctrico.

∗ Autoproducción mediante cogeneración o energías renovables.

APROVISIONAMIENTO

Elección de combustibles y electricidad


• Disponibilidad de suministro. La fiabilidad del aprovisionamiento se consigue me-diante un almacenamiento de combustible en las propias instalaciones de la industriaen función de la fiabilidad del suministro exterior.

• Condiciones de suministro. Depende fundamentalmente del combustible. El tipode combustible y la forma de suministro obliga a disponer de unas determinadasinstalaciones de almacenamiento, tratamiento y manipulación.

• Costes actuales y tendencia de los precios. El coste engloba las instalaciones demanipulado, almacenamiento y tratamiento necesarias, así como el coste de man-tenimiento y tratamiento. El precio de los combustibles es un dato conocido en laactualidad pero muy difícil de estimar a medio o largo plazo.

• Potencial contaminante. De menor a mayor potencial contaminante se puede realizarel siguiente orden: gas natural, GLP, biogás, gasóleos, fuelóleos, biomasa, carbón yresiduos sólidos industriales.

• Riesgos de almacenamiento y manipulación. De mayor a menor: combustibles ga-seosos, líquidos y sólidos.

APROVISIONAMIENTO

Mercado eléctrico. Ley 94/1997


1. Se abandona la noción de servicio público, tradicional en nuestro ordenamiento, don-de el Estado no se reserva el ejercicio de ninguna de las actividades que integran elsuministro eléctrico. La misión del Estado es la regulación del sector eléctrico paraque funcione bajo los principios de objetividad, transparencia y libre competencia.

2. Se liberaliza el sector eléctrico para lo cual se realiza una segmentación vertical delas distintas actividades necesarias para el suministro eléctrico: producción, trans-porte, distribución y comercialización.

3. La producción de energía eléctrica se desarrolla en un régimen de libre competenciabasado en un sistema de ofertas de energía eléctrica realizadas por los productores yun sistema de demandas.

4. El transporte y la distribución se liberalizan a través de la generalización del accesode terceros a las redes. La propiedad de las redes no garantiza su uso exclusivosiendo fijada administrativamente la retribución del transporte y la distribución.

5. Se liberaliza la comercialización de la energía eléctrica de forma que todos los con-sumidores son cualificados, esto es, que pueden pactar libremente las condicionescontractuales (precio, suministro, etc.,) con una empresa comercializadora.

APROVISIONAMIENTO

Mercado eléctrico. Sujetos (I)


1. Productores de energía eléctrica en régimen ordinario. Tienen la función de generarenergía eléctrica, así como las de construir, operar y mantener las grandes centralesde producción.

2. Productores de energía eléctrica en régimen especial. Emplean centrales de produc-ción de menor tamaño, que utilizan en general combustibles renovables (hidráulica,eólica o solar) o forman parte de procesos de recuperación de energía (autoproduc-tores).

3. Importadores. Quienes adquieren energía eléctrica de sistemas exteriores incorpo-rándola a las redes de transporte y distribución nacional.

4. El operador del mercado (OMEL). Sociedad mercantil responsable de la gestióneconómica del sistema.

5. El operador del sistema (REE). Sociedad mercantil responsable de la gestión técnicadel sistema. Desarrolla actividades de gestión técnica y de transporte con la adecuadaseparación contable.

APROVISIONAMIENTO

Mercado eléctrico. Sujetos (II)


6. Los transportistas. Son aquellas sociedades mercantiles que tienen la función detransportar energía eléctrica, así como construir, mantener y maniobrar las instala-ciones de transporte (tensiones iguales o superiores a 220 kV).

7. Los distribuidores. Son aquellas sociedades mercantiles que tienen la función dedistribuir energía eléctrica, así como construir, mantener y operar las instalacionesde distribución.

8. Los comercializadores. Son aquellas personas jurídicas que, accediendo a las redesde transporte o distribución, tienen como función la venta de energía eléctrica a losconsumidores que tengan la condición de cualificados o a otros sujetos del sistema.

9. Los consumidores. Desde Enero de 2003 todos son consumidores cualificados, pu-diendo adquirir la energía eléctrica bien a tarifa regulada o bien pactando librementelas condiciones contractuales (precio, suministro, etc.,) con la empresa comerciali-zadora.

10. Comisión Nacional del Sistema Eléctrico. Actualmente integrada en la ComisiónNacional de la Energía, es el organismo encargado de arbitrar en los conflictos sus-citados entre los sujetos del sistema.

APROVISIONAMIENTO

Funcionamiento del sistema eléctrico


Separación de las actividades de: (1) producción (2) transporte, (3) distribución y (4)comercialización de electricidad.

APROVISIONAMIENTO



APROVISIONAMIENTO



APROVISIONAMIENTO

Mercado gasístico. Ley 34/1998


1. Se abandona la noción de servicio público por la consideración de actividad de in-terés general. Se considera que las actividades no requieren de la presencia y res-ponsabilidad del Estado para su desarrollo, reservándose la misión del Estado de laregulación del sector.

2. Para velar por la seguridad y continuidad de suministro, se justifica las obligacionesde mantenimiento de existencias mínimas de seguridad que afectan a los productospetrolíferos y al gas.

3. Se liberaliza el sector gasístico realizándose una segmentación al menos contable delas distintas actividades: regasificación, el almacenamiento, transporte, distribucióny comecialización. La regasificación, el almacenamiento estratégico, el transporte yla distribución tienen carácter de actividades reguladas, mientras que la comerciali-zación se ejercerá libremente.

4. Los consumidores podrán adquirir el gas a los comercializadores en condicioneslibremente pactadas o directamente, o bien adquirirlo a los distribuidores en régimende tarifa.

APROVISIONAMIENTO

Mercado gasístico. Sujetos


1. Los transportistas. Son aquellas personas jurídicas titulares de instalaciones de al-macenamiento, regasificación o gasoductos de transporte (Pmax ≥ 16 bar).

• Red básica. Gaseoductos de presión máxima de diseño Pmax ≥ 60 bar, plantasde regasificación.

• Redes de transporte secundario. Gasoductos de Pmax = 16−60 bar.

2. El Gestor Técnico del Sistema. Será aquel transportista que sea titular de la mayoríade las instalaciones de la red básica de gas natural. Actualmente ENAGAS

3. Los distribuidores. Son aquellas personas jurídicas titulares de instalaciones de dis-tribución (presión menor o igual de 16 bares o que alimenten a un sólo consumidor).

4. Los comercializadores. Son las sociedades mercantiles que, accediendo a las insta-laciones de terceros, adquieren el gas natural para su venta a los consumidores o aotros comercializadores.

5. Los consumidores. Todos los consumidores son actualmente "cualificados", teniendola posibilidad de elegir entre adquirir el gas a su distribuidor a la tarifa establecidareglamentariamente, o adquirir el gas a cualquier comercializador.

APROVISIONAMIENTO

Funcionamiento del sistema gasístico


Separación de las actividades similar al del sistema eléctrico

APROVISIONAMIENTO



APROVISIONAMIENTO



APROVISIONAMIENTO

Sector de los hidrocarburos líquidos


1. Explotación y producción. La producción de petróleo en España es muy reducida(≈ 0,5%).

2. Refino. Se trata de una actividad liberalizada definida como el conjunto de procesosque convierten el crudo en productos terminados. REPSOL-YPF (58% del Mercado)CEPSA (32% del Mercado), BP (10% del Mercado).

3. Logística. Almacenamiento y transporte de crudo y productos petrolíferos desde loscentros de producción hasta los puntos de consumo. Se distingue entre la logísticabásica: buques tanque y la red de poliductos (CLH) y la capilar: Camiones cisterna.

4. Almacenamiento Estratégico. La constitución, mantenimiento y gestión de las re-servas estratégicas se realiza a través de la corporación de reservas estratégicas (CO-RES).

5. Distribuidores al por menor de productos petrolíferos. Se trata de una actividad queconsiste en el conjunto de actividades destinadas al suministro de los productos de-rivados del petróleo al consumidor final. Se contemplan dos canales de distribución:

• Estaciones de servicio (gasolinas y gasóleo A).

• Ventas directas (gasóleo A, B y C, querosenos y fuelóleos).

APROVISIONAMIENTO

Sector de gases licuados del petróleo (GLP’s)


Sector que presenta ciertas características que lo hacen realmente peculiar:

• Consumo estancado y previsiones de futuro a la baja debido a la extensión del gasnatural.

• Precios máximos fijados administrativamente para el GLP envasado de peso superiora 8 kg y para el GLP canalizado. El PVP en España es el más bajo de la UE, a pesarde incluir el reparto a domicilio.

• Sólo dos operadores con presencia en todo el territorio nacional, donde REPSOLBUTANO es la compañía líder con una cuota del 93 % del envasado y del 85% engranel.

Se trata por tanto de un contexto adverso para la entrada de más compañías operadorasque harían que el sector se rigiera por las reglas de la pura competencia empresarial. Todoindica por tanto que al menos a medio plazo seguirán estableciéndose precios máximos.

APROVISIONAMIENTO

Bibliografía


Esquerre Pizá, P. (1988), Dispositivos y Sistemas para el Ahorro de Energía. ISBN:84-267-0722-x, Marcombo.

Miranda Barreras, A. L., Oliver Pujol, R., (1996), La combustión. ISBN: 84-329-6550-2,Ediciones CEAC.

Bermúdez, V. (2000), Tecnología Energética. ISBN: 84-7721-868-4, Servicio de publi-caciones de la Universidad Politécnica de Valencia.

LECCIÓN 6. TERMOECONONOMÍA

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 6: TERMOECONOMÍA [1/37]


6.1 Introducción

6.2 Cálculo de costes

6.3 Actualización de costes

6.4 Herramientas de evaluación económica

6.5 Cálculo de costes de productos energéticos

6.6 Gestión energética en la industria

6.7 Contabilidad energética

6.8 Auditoría energética

6.9 Proyectos energéticos





TERMOECONOMÍA. GESTIÓN ENERGÉTICA

Objetivos


Conocer la formulación necesaria para realizar estudios de viabilidad económica

Determinar la viabilidad económica de proyectos de ahorro energético

Realizar cálculos de costes de productos energéticos

Conocer los consumos y usos de las distintas fuentes de energía

Plantear mejoras energéticas sin apenas inversiones, demostrando las posibilidadesde la gestión energética

Lograr ahorros energéticos con inversiones rentables que se paguen por sí mismas:propuesta de proyectos energéticos

TERMOECONOMÍA

Introducción


Se trata de una herramienta que combina los principios de la Ingeniería Térmica yde la Economía.

Permite tomar decisiones racionales en el desarrollo y aplicación de sistemas térmi-cos.

Puede aplicarse directamente a los análisis energéticos sin considerar los aspectos depotencial de producir trabajo, pero en este caso el análisis no es completo.

Lo correcto es introducir el concepto de exergía o disponibilidad, ponderando con-juntamente pérdidas e irreversibilidades.

TERMOECONOMÍA

Cálculo de costes


Estructura típica de costes de una instalación energética:

Costes fijos. No cambian con la cantidad producida: gastos de amortización, intere-ses, alquileres, seguros ,impuestos, mantenimiento, gestión.

Costes variables. Por simplicidad se suelen asumir lineales con la cantidad de pro-ducto: energía (eléctrica y combustibles) mano de obra, transporte, almacenamiento,parte variable de mantenimiento y gestión.

TERMOECONOMÍA

Costes fijos


Costes fijos en proyectos energéticos:

Amortización

Impuestos

Mantenimiento

Gestión

TERMOECONOMÍA

Costes Variables


Costes variables en proyectos energéticos:

Materiales

Energía

Mantenimiento

TERMOECONOMÍA

Actualización de costes


Parámetros a considerar:

Intereses. Tasa anual i por disponer de un capital ajeno para realizar las adquisicionesiniciales

Inflación. Tasa de aumento en el tiempo (anual) I del valor medio de bienes y servi-cios

Prima de riesgo. Aplicación de una tasa adicional por riesgo

Rentabilidad exigida a una inversión cuando hay inflacción:

i′ = i+ I(1+ i)

Rentabilidad exigida a una inversión cuando hay inflacción y se considera la prima deriesgo r:

k = i+ I(1+ i)+ r

donde k es la rentabilidad exigida, tipo calculatorio o tipo de actualización

TERMOECONOMÍA



VALOR ACTUAL DE UNA INVERSIÓNEl valor actual indica el valor de hoy de una inversión a recibir en el futuro.

VA =VF

(1+ i)n

VF es el valor futuro de la inversión, n el número de años de la inversión (1,2,...,n) e i latasa de descuento.

TERMOECONOMÍA



COSTE ANUALIZADO DE UN PROYECTO ENERGÉTICO

C =

[Co−VAn(VRm)+

m

∑n=1

VAn(Cn)

]FRCm

Co es la inversión inicial de los bienes de equipoVRm es el valor residual de los bienes de equipo al cabo de m años VRm = Co(1−D)m

Cn son los costes variables asociados a las actividades en el año nVAn(x) es el valor actual de un coste asumido n años despues con la tasa de interés iFRC es el factor de recuperación de capital:

FRC =1

1− (1+ i)−n

TERMOECONOMÍA

Herramientas de evaluación económica


PARÁMETROS DE PRIMER ORDEN O ESTÁTICOS

Criterio del flujo de caja por unidad monetaria comprometidaSe calcula la rentabilidad r de un proyecto comparando el flujo neto de caja total con lacantidad inicial que requiere la inversión.

r =∑n

i=1 Fi

I

El parámetro r debe ser mayor que 1. Cuanto mayor sea r más rentable será la inversión.

Criterio del plazo de recuperación o pay-backSe trata de uno de los criterios más utilizados; calcula el número de años que tarda enrecuperar una inversión. Si los flujos de caja son constantes: F1 = F1 = ... = Fn = F , elpay-back, P, será

TRS =IF

TERMOECONOMÍA



PARÁMETROS DE SEGUNDO ORDEN O DINÁMICOS

Valor Actual Neto (VAN)

VAN = −I +F1

(1+ k)1+

F2

(1+ k)2+ ...+

Fn

(1+ k)n= −I +

n

∑i=1

Fi

(1+ k)i

donde I es la inversión inicial, Fn es el flujo de caja producido por el ahorro correspon-diente al año n.

TERMOECONOMÍA



PARÁMETROS DE SEGUNDO ORDEN O DINÁMICOS

Tasa Interna de Retorno (TIR)Se define como la tasa de descuento o tipo de interés que iguala el VAN a cero.

VAN = −I +[A1/(1+ i)1]+ [A2/(1+ i)2]+ ...+[An/(1+ i)n] = 0

TERMOECONOMÍA

Cálculo de costes de productos energéticos


ENERGÍA. UNA SALIDA (PRODUCTO) Y UNA ENTRADA (COSTE)

Cprod = Ccomb +Csis

Los costes se pueden basar en la energía o en la disponiblidad (exergía)Coste anual del producto, Cprod = cprodEprod

Coste anual del combustible, Ccomb = ccombEcomb

Coste anual de crear y mantener el sistema, Csis

Considerando una eficiencia energética (rendimiento):

η=Eprod

Ecomb

cprod =ccomb

η+

Csis

Eprod

TERMOECONOMÍA



EXERGÍA. UNA SALIDA (PRODUCTO) Y UNA ENTRADA (COSTE)

Cprod = Ccomb +Csis

Los costes se pueden basar en la energía o en la disponiblidad (exergía)Coste anual del producto, Cprod = cprodExprod

Coste anual del combustible, Ccomb = ccombExcomb

Coste anual de crear y mantener el sistema, Csis

Considerando una eficiencia exergética:

ε =Exprod

Excomb

cprod =ccomb

ε+

Csis

Exprod

TERMOECONOMÍA



ENERGÍA. DOS SALIDAS (PRODUCTOS) Y UNA ENTRADA (COSTE)

Cprod1 +Cprod2 = Ccomb +Csis

cprod1Eprod1 + cprod2Eprod2 = ccombEcomb +Csis

El producto 1 es trabajoEl producto 2 puede se por ejemplo vapor o gases de escapeCoste anual de crear y mantener el sistema, Csis

cprod1 =ccombEcomb− cprod2Eprod2

Eprod1+

Csis

Eprod1=

ccomb

ηe+

Csis

Eprod1

Siendo ηe la eficiencia energética equivalente dada por:

ηe =Eprod1

Ecomb−Eprod2(cprod2/ccomb)

TERMOECONOMÍA



EXERGÍA. DOS SALIDAS (PRODUCTOS) Y UNA ENTRADA (COSTE)

Cprod1 +Cprod2 = Ccomb +Csis

cprod1Exprod1 + cprod2Exprod2 = ccombExcomb +Csis

El producto 1 es trabajoEl producto 2 puede se por ejemplo vapor o gases de escapeCoste anual de crear y mantener el sistema, Csis

cprod1 =ccombExcomb− cprod2Exprod2

Exprod1+

Csis

Exprod1=

ccomb

εe+

Csis

Exprod1

Siendo εe la eficiencia energética equivalente dada por:

εe =Exprod1

Excomb−Exprod2(cprod2/ccomb)

GESTIÓN ENERGÉTICA

Introducción


”La gestión energética es el conjunto de esfuerzos organizado y estructurado paraobtener la máxima eficiencia en suministro, conversión y utilización de la energía”

Organización estructurada interesante para empresas con un alto consumo energéti-co.

Racionalizar el uso de la energía sin perjuicio para el confort, producción o calidadde servicios.

Necesaria especialización del personal propio.


Objetivos de la gestión energética


El objetivo principal de la gestión energética es el de aumentar al máximo el rendimientode la energía que se utiliza: disminuir el consumo de energía por unidad de producto.Otros objetivos:

Optimizar la calidad de las energías empleadas. A cada aplicación le correspondeuna energía de calidad óptima.

Conocer los consumos y usos de las distintas fuentes de energía.

Obtener mejoras energéticas sin apenas inversiones, demostrando las posibilidadesde la gestión energética.

Lograr ahorros energéticos con inversiones rentables que se paguen por sí mismas:propuesta de proyectos energéticos.


Fases de la Gestión Energética





Fase 1. Planificación de la gestión. Compromiso de la dirección de la empresa, paraponer los medios humanos y económicos para iniciar un programa de gestión ener-gética, garantizando su ejecución, calidad y duración con el tiempo.

Fase 2. Diagnóstico energético o auditoría. Es la base para el desarrollo del Progra-ma de Ahorro de Energía. El diagnóstico energético contempla:

◦ Realizar una base de datos completa y detallada de los consumos energéticos.

• Consumos totales de cada energía.

• Datos sobre producción de la empresa así como de las distintas áreas pro-ductivas.

• Datos sobre costes de los combustibles.

◦ Identificar los procesos productivos o equipos que deben analizarse en profun-didad para proponer medidas de ahorro.

◦ Determinar las posibles actuaciones que pueden realizarse para lograr ahorrosde energía estableciendo un orden de prioridades en función de la rentabilidad.




Fase 3. Plan de actuación. Se establece a partir del diagnóstico o auditoría energéti-ca:

◦ Medidas sin apenas coste de inversión. Pueden realizarse por el personal del de-partamento de mantenimiento con su presupuesto, p.e. ajuste de la combustiónde una caldera.

◦ Inversiones de coste medio. Éstas deberán esperar a la planificación del presu-puesto anual para conseguir los recursos necesarios.

◦ Inversiones de alto coste. En este caso se debe contratar a una ingeniería especia-lizada que efectúe un estudio más objetivo, p.e. implementación de un sistemade cogeneración.

Fase 4. Implantación de medidas. Los proyectos de ahorro energético están pararealizarse.

Fase 5. Seguimiento y control. Feedback del impacto real de las medidas de ahorrosobre los costes de producción.


Beneficios de la Gestión Energética


Mejora de los niveles de seguridad y salud laboral. La medición y control de losprocesos también contribuye a mejorar los niveles de seguridad.

Mejora de la competitividad de la empresa. El ahorro energético sirve para mejorarla competitividad de la empresa.

Mejora del ambiente interno de la empresa. El ahorro o al menos de no despilfarro dela energía aumenta el optimismo del personal de cara al futuro propio en la empresa.

Recompensa al personal. Esfuerzos de conservación y ahorro cooperativos donde elpersonal debe aportar mucho mediante sugerencias y actuaciones directas.


Organización Empresarial de la Gestión Energética


Para implantar un plan de ahorro energético, la empresa deberá elegir entre buscaruna asesoría externa o crear una organización dentro de la estructura de la propiaempresa.

La organización empresarial para la implantación de un Plan de Ahorro Energéticoen la empresa consiste en la creación de un Comité de Energía y la designación deun Gestor Energético.

En empresas de pequeño tamaño únicamente existirá la figura del Gestor Energético.En este caso las actividades de medición y auditoría las suelen realizar empresasconsultoras o ingenierías especializadas

El Comité de Energía será el responsable de la gestión energética de la industria esdecir, del Aprovisionamiento Energético, de la Contabilidad Energética y del Plande Ahorro.

El Comité de Energía deberá estar formado por personas pertenecientes a los distin-tos departamentos de la empresa: mantenimiento, producción, ingeniería, control decalidad y administración.


Funciones del Comité de la Energía


Controlar el aprovisionamiento de energía. Mantener al día los datos de consumo,existencia y compras de productos energéticos.

Responsabilizarse de la Contabilidad Energética de la industria: identificar las áreasque requieran de mayor estudio y decidir si estos estudios se realizan con mediospropios o mediante una Auditoria externa.

Promover las recomendaciones para blackucir o evitar las mayores pérdidas.

Encargarse del feedback de resultados, así como de la revisión de planes y objetivos

Asesora permanente a los distintos departamentos y a la Dirección sobre cualquierinformación referente a conservación y empleo eficiente de la energía en la industria.


Medios Humanos y Materiales Necesarios


Medios propios. Se trata del personal propio que puede realizar trabajos más o me-nos esporádicos a las órdenes del Gestor Energético.

◦ Efectuar la Contabilidad Energética de la industria.

◦ Estudiar la viabilidad técnica y económica de posibles mejoras.

◦ Inspeccionar los distintos sistemas energéticos

◦ Organizar campañas informativas, cursillos de formación.

Medios externos. Se trata de la subcontratación de personal, servicios o equiposexternos. Entre los medios externos se puede citar:

◦ Realización de auditorias energéticas (subcontratación externa).

◦ Realización de un mantenimiento especial.

◦ Asistencia técnica muy especializada.

◦ Aparatos excepcionales de medida para control periódico.

◦ Análisis de combustibles

CONTABILIDAD ENERGÉTICA

Introducción


”De igual forma que toda empresa tiene implantada su contabilidad económica, lasindustrias con alto consumo energético deben implantar una contabilidad energética”

Contabilidad energética interna. Facturas de electricidad y combustibles, Contado-res en equipos de gran consumo.

Auditorías Energéticas. Generalmente se trata de un estudio energético detalladorealizado por una empresa externa.


Objetivos y funciones de la contabilidad energética


Objetivos

1. Conocer los consumos globales y consumos específicos, actualmente y su evoluciónen el tiempo.

2. Ser capaces de asignar adecuadamente los costes energéticos al producto final.

3. Poder comparar los consumos específicos propios con: datos históricos propios, da-tos estándar tecnológicos, equipos similares de otras industrias o datos sectoriales.

Funciones

1. Mantener una estadística de consumos energéticos anuales (consumos globales).

2. Relacionar la energía empleada con la producción (consumos específicos).

3. Controlar de forma sistemática el consumo energético por líneas de producción.

4. Determinar las relaciones entre los diferentes combustibles a efectos de realizar com-paraciones energéticas y económicas entre ellos.


Sistemas de contabilidad


Sistema Simple. En este sistema se contabiliza únicamente la energía consumida portipo (electricidad y por tipo de combustible). Se trata de un sistema de contabilidadque no tiene en cuenta la producción. Los datos de interés sirven principalmente decomparación con datos históricos.

Consumos Específicos Globales. En este sistema se contabiliza tanto la energía con-sumida como la producción. Se trata de un sistema sencillo y eficaz para estudiarla eficiencia energética. Se calcula la relación entre energía consumida con la pro-ducción. Los consumos específicos calculados se comparan con valores históricos,teóricos y estadísticos.

Rendimientos. El cálculo de los rendimientos de los equipos requiere de una medidasde diagnóstico distintas del mero cálculo energético. El estudio de rendimientos exi-ge de la realización de materia y energía. Se determina la relación entre las pérdidasenergéticas y la energía consumida.


Consumo anual y mensual de combustibles


PERIODO E. ELE. FUELO. GASOL. GAS NAT. PROP. BUTA. TOTAL

EneroFebreroMarzoAbrilMayoJunioJulioAgostoSeptiembreOctubreNoviembreDiciembreTOTAL

AUDITORÍA ENERGÉTICA

Etapas de la Auditoría Energética


Paso 1. Planificación de la auditoría. Se realiza antes de la primera visita de campo,incluye:

◦ Identificación detallada de tareas a realizar.

◦ Cronograma de la auditoría.

◦ Presupuesto de cada tarea.

◦ Posibles medios (p.e. instrumentación) necesaria para realizar las tareas.

Paso 2. Recopilación y revisión de datos. Incluye:

◦ Información sobre el funcionamiento de la instalación, incluyendo informaciónsobre tamaño de la planta, líneas de producción e identificación de los principa-les equipos consumidores de energía.

◦ Producción durante los últimos 12 meses.

◦ Consumos energéticos mensuales durante el último año, costes energéticos.

◦ Proyectos de futuro, cambios de proceso o incrementos en la capacidad de pro-ducción.

◦ Copia de las posibles auditorías energéticas realizadas anteriormente.




Paso 3. Completar el trabajo preparatorio. Revisar los siguientes aspectos:

◦ Análisis de la instrumentación a emplear. Verificación de la instrumentación.

◦ Asegurar que los puntos de medida sean accesibles y estén preparados.

◦ Prever que las mediciones no afecten al funcionamiento de la industria.

Paso 4. Trabajo de campo y mediciones. Consta de:

◦ Entrevistas. Previamente deben definirse los distintos puntos a tratar.

◦ Inspección de la planta. Verificar información relativa a:

• Flujos de materias primas y energía en la planta.

• Sistemas de mayor consumo de energía.

• Instrumentación fija ya instalada.

• Determinar posibilidades evidentes de ahorro de energía.

◦ Mediciones. Toma de datos realizada con instrumentación propia e instrumen-tación fija implementada en la planta. Ejemplos: análisis de la combustión encalderas y hornos, temperatura de pablackes y tubos, temperaturas de gases deescape y fluidos de producto y servicio, factor de potencia, potencia eléctrica.




Paso 5. Revisión y análisis de datos. Antes de terminar el trabajo en campo, es con-veniente revisar los datos recopilados y repetir cualquier serie de medidas donde seencuentren inconsistencias o imprecisiones importantes.

Paso 6. Identificación, análisis de mejoras y medidas de ahorro. El análisis de la in-formación obtenida, junto con los datos medidos, deben conducir a la identificaciónde oportunidades y medidas para el ahorro de energía. Cada oportunidad detecta-da debe analizarse, estableciéndose su coste de implementación y rentabilidad. Lasmedidas se clasifican en tres grupos:

◦ Medidas sin apenas coste de inversión.

◦ Inversiones de coste medio.

◦ Inversiones de alto coste.




Paso 7. Revisar conclusiones con personal de la empresa.Las conclusiones realizadas en la auditoría energética deben comentarse con el per-sonal de la empresa para confirmar la disposición de la empresa para llevarlas a cabo.Esta revisión debe realizarse antes de realizar el informe final.

Paso 8. Elaborar informe definitivo.El informe de la auditoría energética es el paso final y sumamente importante en laauditoría energética: el informe final es el producto final del Diagnóstico Energéticoo Auditoría.


Informe de la Auditoría Energética


1. Introducción

2. Descripción de la instalación

Identificación

Funcionamiento

Proceso productivo

Producción

3. Consumos de energía

Factores de conversión (se pasa todo a energía primaria)

Energía eléctrica

Energía térmica

Energía total


Informe de la Auditoría Energética


4. Análisis de la situación actual

Energía eléctrica

Energía térmica

5. Propuestas de ahorro

Análisis técnico

Inversión

Amortización

Viabilidad

Finalmente se puede incluir un punto 0 con un resumen de las conclusiones destinado ala dirección

PROYECTOS ENERGÉTICOS

Partes de un proyectos energético


La realización del proyecto energético suele tener las siguientes partes:

Introducción, objetivos y descripción del proyecto. Se debe realizar un planteamientoinicial del objetivo de ahorro energético buscado.

Balance energético y estudio económico de la situación actual. Se deben realizarcon datos y medidas fiables y actuales para evitar un planteamiento erróneo desde labase.

Balance energético y estudio económico de las distintas alternativas. Deben reali-zarse con previsiones de costes futuros lo más justificados posible.

Conclusiones finales. Propuesta final de la opción recomendada a tomar detallando elahorro energético y económico, el coste de la inversión y el periodo de amortización.

PROYECTOS ENERGÉTICOS

Bibliografía


Técnicas de Conservación Energética en la Industria. Tomo 2: Ahorro en procesos. Cen-tro de Estudios de la Energía, ISBN: 84-7474-168-8.

Esquerre Pizá, P., 1988, Dispositivos y Sistemas para el Ahorro de Energía. ISBN: 84-267-0722-x, Marcombo.

Molina Igartúa, L.A. y Molina Igartúa, G.,1993, Manual de Eficiencia Energética Tér-mica en la Industria, Ente Vasco de la Energía, ISBN 84-8129-022-X. Cap 7, pp.361-404.

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 7: COMBUSTIÓN. ASPECTOS ESTEQUIOMÉTRICOS [1/25]

LECCIÓN 7. COMBUSTIÓN. ASPECTOS ESTEQUIOMÉTRICOS

7.1 Introducción: aire de combustión y humos7.2 Combustión completa de combustibles líquidos y sólidos7.3 Combustión completa de combustibles gaseosos7.4 Combustión incompleta. Diagramas de Ostwald y Bunte





COMBUSTIÓN

OBJETIVOS


1. Escribir el significado de conceptos relacionados con la combustión como: relaciónaire-combustible, aire estequimétrico y combustión completa

2. Calcular analíticamente el aire mínimo necesario para la combustión completa de uncombustible comercial.

3. Calcular analíticamente la composición de los humos en la combustión completa deun combustible comercial.

4. A partir de un análisis de humos y empleando el diagrama de Ostwald, determinarlas características y calidad de una combustión.

COMBUSTIÓN

INTRODUCCIÓN


La combustión es una transformación energética donde se transforma la energía químicadel combustible en energía térmica bien para su aprovechamiento final o bien para laproducción de energía mecánica.

APLICACIONES

Aplicaciones domésticas: Calefacción y agua caliente sanitaria.

Producción de electricidad en centrales térmicas y de cogeneración.

Propulsión en motores alternativos, y turbinas de gas y vapor.

Aplicación directa del calor en procesos industriales mediante calderas, hornos ...

COMBUSTIÓN

INTRODUCCIÓN


La combustión es una reacción química exotérmica de oxidación-reducción entre dos omás sustancias. La combustión comienza mediante la aplicación de una chispa eléctrica ouna fuente de calor, realizándose a gran velocidad y manifestándose en forma de llama.

Comburente es la sustancia oxidante de la combustión. El comburente más empleadoes el oxígeno contenido en el aire (23% en peso y 21% en volumen).

Combustible es la sustancia reductora de la combustión.

COMBUSTIÓN

REACCIONES DE LA COMBUSTIÓN


Las reacciones químicas que se emplean para análisis prácticos de la combustión completade un combustible con aire son las siguientes:

C+(O2 +3,76N2) →CO2 +3,76N2

CO+1/2(O2 +3,76N2) →CO2 +3,76/2N2

H2 +1/2(O2 +3,76N2) → H2O+3,76/2N2

S+(O2 +3,76N2) → SO2 +3,76N2

CaHb +(a+b/4)(O2 +3,76N2) → aCO2 +b/2H2O+(a+b/4)3,76N2

El análisis de la combustión se diferencia en

Combustibles sólidos y líquidos: Composición en tanto por uno en peso de carbonoPC, hidrógeno PH2, oxígeno PO2, azufre PS, agua PW y cenizas PA.

Combustibles gaseosos: Composición en tanto por uno en volumen (o molar) dehidrógeno [H2], anhídrido carbónico [CO], nitrógeno [N2] hidrocarburos [CaiHbi], yagua [H2O].

COMBUSTIÓN

PARÁMETROS PARA RELACIÓN AIRE-COMBUSTIBLE


Exceso de aire.

Exceso de aire = VAreal −VAmin ó mAreal −mAmin

Coeficiente de exceso de aire n

n =VAreal

VAminó

mAreal

mAmin

Relación aire-combustible F

F =VA

Vfó

mA

mf

Dosado. Es la relación combustible-aire 1/F

Dosado =1F

=Vf

VAó

mf

mA

Dosado relativo φ

φ=1n

=VAmin

VArealó

mAmin

mAreal

COMBUSTIÓN

COMBUSTIBLES GASEOSOS


COMBUSTIÓN DE UN HIDROCARBURO

CaHb +(a+b/4)O2 +3,76(a+b/4)N2 → aCO2+b/2H2O+3,76(a+b/4)N2

Volumen de oxígeno mínimo teórico o estequiométrico:

VO2mín = (a+0,25b) m3N/m3N de combustible

Volumen de aire mínimo teórico o estequiométrico:

VAmín = VO2mín/0,21 m3N/m3N de combustible

Masa de oxígeno mínimo teórico o estequiométrico:

mO2mín = VO2mín32

22,4kg/m3N de combustible

Masa de aire mínimo teórico o estequiométrico:

mAmín = mO2mín/0,23 kg/m3N de combustible

COMBUSTIÓN



COMBUSTIÓN DE UNA MEZCLA DE HIDROCARBUROS

[H2]H2 +1/2[H2]O2 → [H2]H2O

[CO]CO+1/2[CO]O2 → [CO]CO2

[CaiHbi]CaiHbi +(ai +bi/4)[CaiHbi]O2 → ai[CaiHbi]CO2 +bi/2[CaiHbi]H2O

m3N/m

3N kg/m

3N

CO 0,00 CO + 1/2O2 = CO2 0,00 0,00

H2 0,00 H2 + 1/2O2 = H2O 0,00 0,00

C1H4 86,0 C1H4+2O2=CO2+2H2O 1,72 2,46

C2H6 7,60 C2H6+3,5O2=2CO2+3H2O 0,27 0,38

C3H8 2,40 C3H8+5O2=3CO2+4H2O 0,12 0,17

C4H10 1,00 C4H10+6,5O2=4CO2+5H2O 0,07 0,09

N2 3,00 0,00 0,00

Volumen de O2 2,17 3,10

Volumen de Aire 10,34 13,33

% Volumen

COMBUSTIÓN




[H2]H2 +1/2[H2]O2 → [H2]H2O

[CO]CO+1/2[CO]O2 → [CO]CO2

[CaiHbi]CaiHbi +(ai +bi/4)[CaiHbi]O2 → ai[CaiHbi]CO2+bi/2[CaiHbi]H2O

La composición de los humos resulta:

VH2O = [H2]+bi/2[CaiHbi], VCO2 = [CO]+ai[CaiHbi].

VO2humos = (n−1)VO2mín, VN2humos =7921

nVO2mín+[N2]

COMBUSTIÓN




CO2 H2O N2 O2 TOT

CO 0,00 CO + 1/2O2 = CO2 0,00

H2 0,00 H2 + 1/2O2 = H2O 0,00

C1H4 86,0 C1H4+2O2=CO2+2H2O 0,86 1,72

C2H6 7,60 C2H6+3,5O2=2CO2+3H2O 0,15 0,23

C3H8 2,40 C3H8+5O2=3CO2+4H2O 0,07 0,10

C4H10 1,00 C4H10+6,5O2=4CO2+5H2O 0,04 0,05

N2 3,00 0,03

N2 Aire de Combustión (n=1,2) 9,80

O2 Aire de Combustión (n=1,2) 0,43

Volumen de humos húmedos 1,12 2,09 9,83 0,43 13,48

Volumen de humos secos 1,12 0,00 9,83 0,43 11,38

% Volumen

El volumen de humos secos y de humos húmedos se calcula mediante:

VHH = [H2]+bi/2[CaiHbi]+ [CO]+ai[CaiHbi]+ [N2]+ ((n−1)+79/21n)VO2mín

VHS = [CO]++ai[CaiHbi]+ [N2]+ ((n−1)+79/21n)VO2mín

COMBUSTIÓN

COMBUSTIBLES LÍQUIDOS Y SÓLIDOS


C+O2 → CO2

H2 +1/2O2 → H2O

S+O2 → SO2

PCC+32/12PC O2 → 44/12PCCO2

PH2 H2 +32/4PH2 O2 → 18/2PH2 H2O

PS S+32/32PSO2 → 64/32PSSO2

MASA DE OXÍGENO MÍNIMO Y DE AIRE MÍNIMO:

mO2mín =

(32PC

12+

32PH2

4+

32PS

32−

PO2

1

)kg O2 /kg de comb.

mAmín =10023,3

mO2mín

% Peso O2

PC=86,0 86,00 C + O2 = CO2 2,29

PH2=11,1 11,10 H2 + 1/2O2 = H2O 0,89

PS=0,8 0,80 S + O2 = SO2 0,01

PW=1 1,00

PA=0,1 0,10

Masa de O2 kg/kg 3,19

Volumen de O2 m3N/kg 2,23

Masa de Aire kg/kg 13,69

Volumen de Aire m3N/kg 10,64

COMBUSTIÓN



C+O2 → CO2

H2 +1/2O2 → H2O

S+O2 → SO2

PCC+32/12PC O2 → 44/12PCCO2

PH2 H2 +32/4PH2 O2 → 18/2PH2 H2O

PS S+32/32PSO2 → 64/32PSSO2

COMPOSICIÓN MÁSICA DE LOS HUMOS:

mCO2 =44PC

12, mH2O =

18PH2

2+PW , VSO2 =

64PS

32

mO2humos = 0,233(n−1)mAmin, mN2humos = 0,766nmAmin +PN2

% Peso

PC=86,0 86,00 C + O2 = CO2 CO2

PH2=11,1 11,10 H2 + 1/2O2 = H2O H2O

PS=0,8 0,80 S + O2 = SO2 SO2

PN2=1 1,00 N2

PW=1 1,00 H2O

PA=0,1 0,10

Aire de combustión, n=1 n=1 n=1,4

PO2 0,000 1,276 O2

PN2 10,500 14,698 N2

Masa de humos húmedos kg/kg 14,69 20,63

Masa de humos secos kg/kg 13,67 19,15

0,010

kg/kg

0,010

3,153

0,999

0,016

COMBUSTIÓN



C+O2 → CO2

H2 +1/2O2 → H2O

S+O2 → SO2

PCC+32/12PC O2 → 44/12PCCO2

PH2 H2 +32/4PH2 O2 → 18/2PH2 H2O

PS S+32/32PSO2 → 64/32PSSO2

COMPOSICIÓN VOLUMÉTRICA DE LOS HUMOS:

VCO2 = 22,4PC

12, VH2O = 22,4

PH2

2+22,4

PW

18, VSO2 = 22,4

PS

32

VO2humos = (n−1)VO2mín, VN2humos =7921

nVO2mín+22,4PN2

28

% Peso

PC=86,0 86,00 C + O2 = CO2 CO2

PH2=11,1 11,10 H2 + 1/2O2 = H2O H2O

PS=0,8 0,80 S + O2 = SO2 SO2

PN2=1 1,00 N2

PW=1 1,00 H2O

PA=0,1 0,10

Aire de combustión, n=1 n=1,4

PO2 0,000 0,894 O2

PN2 8,404 11,774 N2

Volumen de humos húmedos m3N/kg 11,28 15,53

Volumen de humos secos m3N/kg 10,02 14,28

0,008

0,013

m3N/kg

1,606

1,256

0,006

COMBUSTIÓN

TEMPERATURA DE ROCÍO DE LOS HUMOS


En la combustión de un combustible se produce agua que, dada la alta temperatura delos gases de escape se encuentra en forma de vapor.La temperatura de rocío se determina a partir de la presión parcial del vapor de agua:

pv = yv p

donde p es la presión a la que se encuentran los humos e yv es la fracción molar o volu-métrica del vapor de agua en los productos de combustión

yv =VH2O

VH

yv =VH2O

VHS +VH2O.

Temp ρ cp µ × 103 k β × 103 pv◦C kg/m3 J/kg K kg/m s W/m K K−1 kPa0 999,8 4218 1,7910 0,5619 0,55 0,6110 999,8 4193 1,3080 0,5820 0,082 1,2320 998,3 4182 1,0030 0,5996 0,207 2,3430 995,7 4180 0,7978 0,6150 0,306 4,2440 992,3 4179 0,6531 0,6286 0,389 7,3850 988,0 4182 0,5471 0,6405 0,462 12,360 983,1 4186 0,4668 0,6507 0,529 2070 977,7 4191 0,4044 0,6594 0,590 3280 971,6 4195 0,3550 0,6668 0,647 5090 965,1 4203 0,3150 0,6727 0,702 70100 958,1 4215 0,2822 0,6775 0,755 100

COMBUSTIÓN INCOMPLETA

INTRODUCCIÓN


La combustión puede estar realizándose:

1. Con defecto de aire n < 1. En este caso se producen inquemados de forma inevitable.

2. Con demasiado exceso de aire. En este caso aumentan las pérdidas energéticas pormayor cantidad de humos y por tanto mayor energía perdida en los humos.

3. Con el exceso de aire correcto pero con demasiados inquemados. Mal funcionamien-to de los quemadores.

La combustión debe realizarse con una relación de aire dada y además debe asegurarseque la misma se realiza de forma correcta. Para ello se emplea un analizador de gases:

1. El exceso (o defecto) de aire con el que se está produciendo la combustión.

2. La presencia de inquemados: carbono C, hidrógeno H2, hidrocarburos inquemadosCaHb, monóxido de carbono CO procedente del carbono del combustible y que noha pasado a CO2. o procedente de la propia composición del combustible.

Análisis de la combustión sobre humos secos de la combustión.




Únicamente se tendrá en cuenta la presencia de inquemados por formación de CO.

xC+ xO2 → xCO2

(1− x)C+(1− x)/2O2 → (1− x)CO

H2 +1/2O2 → H2O

S+O2 → SO2

Composición volumétrica de los gases de combustión en m3N/kg:

VCO2 = 22,4xPC

12, VCO = 22,4(1− x)

PC

12,

VH2O = 22,4PH2

2+22,4

PW

18, VSO2 = 22,4

PS

32,

VO2humos = 22,4(1− x)12

PC

12+0,21(n−1)VAmin,

VN2humos = 0,79nVAmin +22,4PN2

28.




Despreciando el volumen de SO2 los volúmenes de CO2, CO, O2 y N2 en tanto por unoen peso sobre la masa de humos secos resulta:

vCO2 = 22,4x

VHS

PC

12

vCO = 22,4(1− x)VHS

PC

12

vO2 = 22,4(1− x)VHS

12

PC

12+0,21

n−1VHS

VAmin

vN2 = 0,79n

VHSVAmin +

22,4VHS

PN2

28

Siendo el volumen de humos secos

VHS = 22,4

(xPC

12+(1− x)

PC

12+(1− x)

PC

24+

PN2

28

)+

+ (0,21(n−1)+0,79n)VAmin m3N/kg de comb.

Cumpliéndose además: vCO2 + vCO + vO2 + vN2 = 1.


DIAGRAMA DE OSTWALD DEL GASÓLEO


0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 200

2

4

6

8

10

12

14

16

%O

%C

O

2

2

P1: %O =0, %CO =16,03

P2: %O =7,42,%CO =0

P3: %O =21,0,%CO =0

COMPOSICIÓN ENPESO DEL GASÓLEO

P = 86,0% P = 11,1%

P = 1,0% P = 0,8%

P = 1,0% P = 0,1%

C H

N S

w A

2 2

2 2

2 2

P3P2

P1

n=1

n=1.

05n=

1.1

n=1.

15n=

1.2

n=1.

25n=

1.3

n=1.

4n=

1.5

n=1.

6

n=1.

8n=

2.0

n=2.

5

n=3.

0

LÍNEA COMBUSTIÓN COMPLETA

LÍNE

A C

OM

B. E

STE

QU

IOM

ÉTR

ICA

n=0,9

n=0,8

CO=1% 2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

CO=10%


DIAGRAMA DE OSTWALD DEL FUELÓLEO N◦2


0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 200

2

4

6

8

10

12

14

16

%O

%C

O

2

2

P1: %O =0, %CO =16,44

P2: %O =7,6, %CO =0

P3: %O =21,0,%CO =0

COMPOSICIÓN ENPESO DEL FUELÓLEO n2

P = 83,7% P = 9,2%

P = 1,0% P = 3,6%

P = 2,0% P = 0,5%

C H

N S

w A

2 2

2 2

2 2

P3P2

P1 n=1

n=1.

05n=

1.1

n=1.

15n=

1.2

n=1.

25n=

1.3

n=1.

4n=

1.5

n=1.

6

n=1.

8n=

2.0

n=2.

5

n=3.

0


LÍNE

A C

OM

B. E

STE

QU

IOM

ÉTR

ICA

n=0,9

n=0,8

CO=1% 2%

3%

4%

5%

6%

7%

8%

9%

CO=10%


ANALIZADOR DE HUMOS





H2 +1/2O2 → H2O

CO+1/2O2 →CO2

CaHb +(a+b4−

a+b2

)O2 → (a−x)CO2 + xCO+(b/2−y)H2O+ yH2

El volumen de los productos de combustión en m3N/m3N de combustible resulta:

VCO2 = (a− x)[CaHb]+ [CO],

VCO = x[CaHb],

VH2O = (b/2− y)[CaHb]+ [H2],

VH2 = y[CaHb],

VO2 =a+b

2[CaHb]+ (n−1)VO2mín,

VN2 = [N2]+7921

nVO2mín.

Volumen de humos secos: VHS = VhCO2 +VhCO +VhH2 +VhO2 +VHN2.




La proporción en volumen de cada compuesto resulta:

vCO2 =VCO2

VHS, vCO =

VCO

VHS, vH2 =

VH2

VHS, vO2 =

VO2

VHS, vN2 =

VN2

VHS.

vCO2 + vCO + vO2 + vN2 = 1.

Resultando un sistema de 6 ecuaciones con 9 incógnitas: vCO2, vCO, vH2, vO2, vN2, VHS, n,x y y.Suponiendo: x = y y por tanto vH2 = vCO, resultan 5 ecuaciones con 7 incógnitas con elque se construye el denominado diagrama de Kissel.


DIAGRAMA DE KISSEL DEL PROPANO


0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 200

2

4

6

8

10

12

14

COCO

%O

%C

O

2

2

2

P1: %O =0, %CO =13,75

P2: %O =21,0,%CO =0

COMPOSICIÓN ENVOLUMEN DEL PROPANO

V = 2,0% V = 92,0%

V = 4,0% V = 2,0%C H C H

C H N

2 6 3 8

4 10 2

2 2

2 2

P2

P1 n

=1,0

n=1

,1

n=1

,2

n=1

,3 n

=1,4

n=1

,5

n=1

,8 n

=2,0

n=2

,5

n=3

,0

n=4

,0

n=6

,0 n

=10,

0

n=0,7

n=0,8

n=0,9

n=1,0


0,0

0,1

0,20,30,40,50,6

1,0

1,5

3,0


DIAGRAMA DE KISSEL DEL GAS NATURAL


0 2 4 6 8 10 12 14 16 18 200

2

4

6

8

10

12

14

COCO

%O

%C

O

2

2

2

P1: %O =0, %CO =12,06

P2: %O =21,0,%CO =0

COMPOSICIÓN ENVOLUMEN DEL GAS NATURAL

V = 86,0%V = 7,6%

V = 2,4% V = 1,0%V = 3,0%C H C H

C H C H N

1 4 2 6

3 8 4 10 2

2 2

2 2

P2

P1

n=1

,0

n=1

,1

n=1

,2

n=1

,3 n

=1,4

n=1

,5

n=1

,8 n

=2,0

n=2

,5

n=3

,0

n=4

,0

n=6

,0 n

=10,

0

n=0,7

n=0,8

n=0,9

n=1,0


0,0

0,10,20,30,40,50,6

1,0

1,5

3,0

5,0

COMBUSTIÓN

BIBLIOGRAFÍA


Bibliografía:

Miranda A.C. y Oliver R, capítulos 2 y 3.

Molina L.A. y Alonso J.M, capítulo 3.

de Andrés y Rodriguez-Pomatta, J.A., capítulo 18.

Molina L.A. y Molina, G.M., capítulo 7.

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 8: COMBUSTIÓN. ASPECTOS ENERGÉTICOS [1/16]

LECCIÓN 8. COMBUSTIÓN. ASPECTOS ENERGÉTICOS

8.1 Balances de energía en procesos de combustión8.2 Poder calorífico de combustibles líquidos y sólidos8.3 Poder calorífico de combustibles gaseosos8.4 Entalpía de los gases de combustión8.5 Tempearatura de rocío de los humos8.6 Temperatura adiabática de llama





COMBUSTIÓN

OBJETIVOS



1. Escribir el significado de conceptos relacionados con la combustión como: entalpíade formación, poderes caloríficos o temperatura abiadática de llama.

2. Aplicar balances de energía a los sistemas que incluyen reacciones químicas.

3. Calcular la temperatura adiabática de llama en una combustión completa.

4. Calcular la exergía química de hidrocarburos combustibles

5. Realizar análisis exergéticos incluyendo la exergía química.

COMBUSTIÓN

INTRODUCCIÓN


La combustión es una reacción química exotérmica de oxidación-reducción entredos o más sustancias.

Se produce una ruptura de los enlaces de las moléculas de los reactivos y los átomosy electrones se reagrupan para formar los productos.

Se trata de una oxidación rápida de los elementos reactivos del combustible produ-ciéndose una liberalización rápida de la energía, manifestándose en forma de llama.

Reactivos:

◦ Combustible es la sustancia reductora de la combustión.

◦ Comburente es la sustancia oxidante de la combustión (oxígeno contenido en elaire: 23% en peso y 21% en volumen).

Productos: CO2, CO, H2O, SO2

COMBUSTIÓN

INTRODUCCIÓN


Las reacciones químicas que se emplean para análisis prácticos de la combustión completade un combustible con aire son las siguientes:

C+(O2 +3,76N2) →CO2 +3,76N2

CO+1/2(O2 +3,76N2) →CO2 +3,76/2N2

H2 +1/2(O2 +3,76N2) → H2O+3,76/2N2

S+(O2 +3,76N2) → SO2 +3,76N2

CaHb +(a+b/4)(O2 +3,76N2) → aCO2 +b/2H2O+(a+b/4)3,76N2

El análisis de la combustión se diferencia en

Combustibles gaseosos: Composición en tanto por uno en volumen (o molar) dehidrógeno [H2], anhídrido carbónico [CO], nitrógeno [N2] hidrocarburos [CaiHbi], yagua [H2O].

Combustibles sólidos y líquidos: Composición en tanto por uno en peso de carbonoPC, hidrógeno PH2, oxígeno PO2, azufre PS, agua PW y cenizas PA.

COMBUSTIÓN

CONSERVACIÓN DE LA ENERGÍA


ENTALPÍA DE FORMACIÓN hof

Necesidad de establecer un estado de referencia estándarTre f = 298,15K, pre f = 1atm.

Se asigna h = 0 a las formas estables de los elementos C, H2, N2, O2.

Entalpía de un compuesto (o de un elemento):

h(T, p) = hof +[h(T, p)−h(Tre f , pre f )] = h

of +∆h

COMBUSTIÓN



ENTALPÍA DE FORMACIÓN hof

Compuesto Símbolo h f h f Peso Molec.kJ/kmol kcal/kmol kg/kmol

Monox. carbono CO -110 530 - 26 442 28Diox. carbono CO2 -393 520 - 94 144 44Agua H2O - 285 830 - 68 380 18Diox. azufre SO2 - 296 991 - 71 050 64Metano CH4 - 74 850 - 17 906 16Etano C2H6 - 84 680 - 20 258 30Propano C3H8 - 103 850 - 24 844 44Butano C4H10 - 126 150 - 30 179 58

COMBUSTIÓN



BALANCE DE ENERGÍA

EXPRESIÓN DEL BALANCE DE ENERGÍA

Qvc−Wvc =∑P

nP(hof +∆h)P−∑

RnR(h

of +∆h)R

COMBUSTIÓN



BALANCE DE ENERGÍA

ENTALPÍA DE COMBUSTIÓN hcomb

nchocomb =∑

PnP(h

of )P−∑

RnR(h

of )R

EXPRESIÓN DEL BALANCE DE ENERGÍA

Qvc−Wvc = nchocomb +∑

PnP(∆h)P−∑

RnR(∆h)R

COMBUSTIÓN



BALANCE DE ENERGÍA

TEMPERATURA ADIABÁTICA DE LLAMA

∑P

nP(∆h)P = nchocomb +∑

RnR(∆h)R

COMBUSTIÓN

PODER CALORÍFICO


El poder calorífico de un combustible es el valor absoluto de su entalpía de combustión.

La definición del poder calorifico de un combustible no es única:

Poder calorífico superior (P.C.S.). Es el poder calorífico determinado en un calo-rímetro, donde el vapor de agua producido en la combustión se condensa cediendoaproximadamente 2510 kJ/kg, 600 kcal/kg.

Poder calorífico inferior (P.C.I.). Es el poder calorífico determinado en un calo-rímetro, donde el vapor de agua no condensa. Generalmente se emplea este podercalorífico se emplea ya que la temperaturas de los gases de escape suele estar porencima de 150◦C y el vapor de agua no condensa.

COMBUSTIÓN

PODER CALORÍFICO DE COMBUSTIBLES GASEOSOS


Poder calorífico de un combustible formado por fracciones volumétricas de:[H2], [CO], [CaiHbi], [H2O] y [N2].

(PCS)h = [H2]PCSH2 +[CO]PCSCO +∑[CaiHbi]PCSCaiHbi +2018 [H2O]

(PCI)h = [H2]PCIH2 +[CO]PCICO +∑[CaiHbi]PCICaiHbi

(PCS)s = [H ′

2]PCSH2 +[CO′]PCSCO +∑[CaiH′

bi]PCSCaiHbi

(PCI)s = [H ′

2]PCIH2 +[CO′]PCICO +∑[CaiH′

bi]PCICaiHbi.

PCS(kJ/m3N)

CO 0,00 CO + 1/2O2 = CO2 12624 0

H2 0,00 H2 + 1/2O2 = H2O 12749 0

C1H4 86,0 C1H4+3O2=CO2+2H2O 39835 34258

C2H6 7,60 C2H6+3,5O2=2CO2+3H2O 70475 5356

C3H8 2,40 C3H8+5O2=3CO2+4H2O 101783 2443

C4H10 1,00 C4H10+6,5O2=4CO2+5H2O 132924 1329

N2 3,00 0,00 0

Poder calorífico de combustión PCS (kJ/m3N) 43387

% Volumen

COMBUSTIÓN

PODER CALORÍFICO DE COMB. LÍQUIDOS Y SÓLIDOS


Para un combustible de composición en tanto por uno en peso de carbono PC, hidrógenoPH2, oxígeno PO2, azufre PS, agua PW y cenizas PA, las reacciones quedarían:

C+O2 → CO2−393520 kJ

H2 +1/2O2 → H2O−285830 kJ

S+O2 → SO2−296991 kJ

PCC+32/12 PC O2 → 44/12 PCCO2−32793PC kJ

PH2 H2 +16/2 PH2 O2 → 18/2 PH2 H2O−142915PH2 kJ

PS S+32/32 PS O2 → 64/32 PS SO2−9281PS kJ

Poder calorífico superior e inferior del combustible:

PCS = 32793PC +142915PH2 +9281PS kJ/kg de comb.

PCI = (PCS)h− (9×2512)PH2 −2512PW

COMBUSTIÓN



TERCER PRINCIPIO DE LA TERMODINÁMICA

La entropía de una sustancia pura critalina a 0 K es nula.

ENTROPÍA DE UN GAS IDEAL

s(T, p) = s(T, pre f )+ [s(T, p)− s(T, pre f )] = so(T )−R lnp

pre f

ENTROPÍA DE LA COMPONENTE i DE UNA MEZCLA DE GAS IDEAL

si(T, pi) = soi (T )−R lnyippre f

COMBUSTIÓN



BALANCE DE ENTROPÍA

EXPRESIÓN DEL BALANCE DE ENTROPÍA

0 =Qvc

To+∑

PnP(s(T, p))P −∑

RnR(s(T, p))R + σvc

COMBUSTIÓN



EXERGÍA QUÍMICA

EXPRESIÓN DEL BALANCE DE ENERGÍA Y ENTROPÍA

0 = Qvc−Wvc +∑R

nRhR−∑P

nPhP

0 =Qvc

To+∑

RnRsR−∑

PnPsP + σvc

EXERGÍA QUÍMICA

exq =∑R

nR(hR−TosR)−∑P

nP(hP−TosP)

COMBUSTIÓN

BIBLIOGRAFÍA


Bibliografía:

Miranda A.C. y Oliver R, capítulos 2 y 3.

Molina L.A. y Alonso J.M, capítulo 3.

de Andrés y Rodriguez-Pomatta, J.A., capítulo 18.

Molina L.A. y Molina, G.M., capítulo 7.

LECCIÓN 9. HOGARES Y QUEMADORES

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 9: HOGARES Y QUEMADORES [1/28]

9.1 Hogares9.2 Quemadores9.3 Pérdidas energéticas en la combustión





HOGARES Y QUEMADORES

OBJETIVOS DE LA LECCIÓN




1. Conocer las características de los hogares empleados en equipos térmicos

2. Conocer los elementos que forman un hogar

3. Conocer las características que debe reunir un quemador

4. Conocer la tipología de los quemadores de combustibles sólidos, líquidos y gaseosos

5. Calcular las pérdidas que se producen en un hogar

HOGARES

INTRODUCCIÓN


Se denomina hogar o cámara de combustión al lugar donde se produce la combustión

En combustibles líquidos, gaseosos y sólidos pulverizados la mezcla aire-combustiblese realiza en los quemadores, siendo el hogar el lugar donde se desarrolla la llama yse producen los gases calientes.

En combustibles sólidos el hogar se complementa con la parrilla que sirve de soportedel combustible y del cenicero que es el lugar donde se recogen las cenizas y resíduosde la combustión.

HOGARES

DISEÑO DEL HOGAR


El diseño del hogar se realiza de forma que en ningún caso la llama toque las paredes delhogar debido a:

En paredes frías de hogares refrigerados o haces de tubos en calderas, la llama sufreun enfriamiento brusco parándose la combustión en esta zona y produciendo unaserie de compuestos sin quemar o a medio quemar denominados inquemados.

En paredes calientes formadas generalmente por materiales refractarios, el problemaes la reacción química del combustible con la pared con la posible erosión de lamisma.

HOGARES

DISEÑO DEL HOGAR


Clasificación:

En función su posición relativa: Inferiores, delanteros o interiores.

En función del estado físico del combustible: gaseosos, líquidos o sólidos.

En función de la presión en el hogar: depresión, ligeramente presurizados y presuri-zados.

HOGARES

COMPONENTES DE UN HOGAR


Sistema de alimentación y sustentación del combustible. Depende principalmentedel tipo de combustible

◦ Quemadores. Combustibles gaseosos, líquidos y sólidos pulverizados.

◦ Parrillas fijas o móviles y cenicero. Combustibles sólidos.

Sistema de alimentación de aire. En el caso de combustibles sólidos se inyecta elaire mediante ventiladores al interior del hogar. En combustibles gaseosos, líquidoso sólidos pulverizados, se alimenta en el quemador.

Paredes. Están generalmente formadas por una capa interior de material refractario(generalmente ladrillo refractario) y una exterior de aislamiento térmico.

Tiro y chimenea. El tiro produce al mismo tiempo la evacuación de los productos decombustión y la entrada del aire de combustión previsto. El tiro puede ser natural oforzado.

HOGARES



HOGARES



HOGARES



QUEMADORES

INTRODUCCIÓN


Los quemadores son equipos preparados para producir la combustión completa y optimi-zada. Condiciones básicas que debe reunir un quemador son:

Debe tener un margen de regulación adecuado.

◦ El límite de presión máxima se establece por el despegue de la llama

◦ El límite de presión mínima ocurre por el retroceso de la llama

Debe producir una adecuada estabilidad de funcionamiento. Para estabilizar la lla-ma se puede recurrir a los siguientes métodos:

◦ Aumentar la turbulencia en la mezcla aire-combustible.

◦ Precalentar el aire de combustión.

◦ Recircular gases parcialmente quemados.

Debe controlarse la forma y dimensiones de la llama.

Debe seleccionarse en función de la cámara de combustión.

Debe estar dotado de sistemas de protección y automatismos.

QUEMADORES

QUEMADORES PARA COMBUSTIBLES GASEOSOS


Son los más sencillos ya que la combustión se realiza en una sola fase.

Quemadores con llamas de difusión. El gas y el aire penetran sin mezclar en lacámara, y la mezcla se efectúa por difusión turbulenta en el hogar.

Quemadores con premezclado parcial. El gas se premezcla con una parte de aire yel resto necesario para la combustión se aspira más adelante, ya en el hogar.

Quemadores con llamas y premezclado total. El gas combustible y todo el aire de lacombustión se mezclan antes de que tenga lugar la combustión.

QUEMADORES

QUEMADORES PARA COMBUSTIBLES GASEOSOS


QUEMADORES

QUEMADORES PARA COMBUSTIBLES LÍQUIDOS


Los quemadores de combustibles líquidos pueden ser:

De gasificación. El combustible se vaporiza para su combustión como gas.

De pulverización. Pulverización del combustible en pequeñas gotas que por el calorde la llama se evaporan durante su combustión.

QUEMADORES



QUEMADORES



QUEMADORES

QUEMADORES PARA COMBUSTIBLES SÓLIDOS PULVERIZ


Se trata de quemadores empleados en la combustión de carbón o madera en forma degránulos o polvo. El diseño de los quemadores se realiza para producir una cambusiónrápida que genere una llama corta y estable.En el funcionamiento de estos quemadores se deben tener en cuenta estas dos condiciones:

Formación de llama estable con una distancia mínima de encendido.

Realización de una combustión rápida, para reducir la longitud de la llama.

El sistema se realiza retrasando la entrada de aire secuandario para favorecer el encendi-do. La posterior combustión se realiza a una temperatura de mezcla de 1500− 1600◦C,controlada por una solución de compromiso de la velocidad de mezcla: cuanto mayor esesta velocidad más concentración de O2 que facilita la combustión, pero disminuye latemperatura de la combustión lo cual es perjudicial.

QUEMADORES

QUEMADORES MIXTOS Y ESPECIALES


Quemadores mixtos Se trata de quemadores que pueden funcionar con dos combus-tibles en distinta fase

◦ Quemadores mixtos carbón pulverizado - fuel-oil o gas

◦ Quemadores mixtos líquido - gas

Quemadores especiales. Cabe mencionar:

◦ Quemadores de alta velocidad.

◦ Quemadores recuperativos.

◦ Quemadores de combustión sumergida.

ANÁLISIS DE LA COMBUSTIÓN

PÉRDIDAS DE ENERGÍA EN UN HOGAR


PÉRDIDAS POR COMBUSTIÓN INCOMPLETA

Producción de inquemados. Definición de un rendimiento de la combustión.

Pérdidas por inquemados sólidos Qis.

Pérdidas por hidrocarburos inquemados QCH .

Pérdidas por CO y H2 inquemados.

PÉRDIDAS DEBIDAS AL HOGAR

Son las pérdidas debidas a la propia configuración del hogar

Pérdidas por las paredes del hogar por radiación y conducción

Pérdidas en aberturas

Pérdidas por precalentamiento




PÉRDIDAS POR INQUEMADOS SÓLIDOS Pis

Inquemados sólidos producen opacidad de los gases de combustión. Medida medianteÍndice de Bacharrach.

Bacha- Pérdidas Característicasrrach ( % PCI) de la combustión

1 0,8 Excelente. Ausencia de Hollín2 1,6 Buena. Hollín poco perjudicial3 2,4 Mediana. Cierta cantidad de hollín. Limpieza anual4 3,5 Pobre. Humo visible. Moderado a rápido ensuciamiento5 4,6 Muy pobre. Ensuciamiento seguro. Varias limpiezas al año6 5,7 Pobrísima

Relación Pis(%) y la lectura de la opacidad OP( %)

Pis(%) =21

21−O2×

(OP(%)

65

)% del calor total

Se producen principalmente en combustibles sólidos y en menor medida en combustibleslíquidos y pueden ser entre el 2 y el 3% del total.




PÉRDIDAS POR HIDROCARBUROS INQUEMADOS PCH

En los combustibles líquidos y gaseosos es habitual que no se queme una parte de loshidrocarburos produciéndose pérdidas por hidrocarburos inquemados PCH . Estas pérdidasse pueden determinar de forma aproximada mediante:

PCH(%) =21

21−O2×

(CH1000

)

siendo O2 el % de O2 en los gases y CH las ppm de hidrocarburos.




PÉRDIDAS POR CO Y H2 INQUEMADOS PCO

No todo el carbono y/o todo el hidrógeno contenido en el combustible se transforma enCO2 y en H2O.

QCO = 32800− (32800x+9200(1− x))kJ/kg de C

De igual modo, si se supone de solamente se transforma el y por uno de H2 a H2O, lapérdida por hidrógeno inquemado resulta:

QH2= 120900(1− y)kJ/kg de H

Habitualmente se considera que los inquemados de H2 con iguales a los inquemadosde CO (que sí de miden). Adicionalmente a las expresiones indicadas anteriormente, laspérdidas por inquemados de CO y H2 se pueden calcular de forma aproximada mediante

PCO(%) =21

21−O2×

(CO3100

)

siendo O2 el % de O2 en los gases y CO las ppm de CO en los gases.




PÉRDIDAS TOTALES POR INQUEMADOS

Pinq = PCO +PH2 +PIS +PCH % del calor total

De forma aproximada se pueden calcular mediante:

Pinq(%) =21

21−O2×

(CO3100

+CH1000

+OP(%)

65

)

Por convenio se suele considerar CH = CO, ya que generalmente los aparatos se medidaúnicamente miden CO.

RENDIMIENTO DE LA COMBUSTIÓN

Definido debido a que la combustión no es completa.El calor liberado por el combustible no es Qc = mPCI. Definición:

η(%) = 100−Pinq(%)




VALORES ÓPTIMOS DE LOS PARÁMETROS DE COMBUSTIÓN

Fuelóleo Gasóleo Gas naturalExceso de aire % 15 a 20 10 a 15 5 a 10O2 % 3 a 4 2 a 3 1 a 2Bacharrach 2 1 a 2 -CO ppm 400 <400 <400CH ppm 400 <400 <400




PÉRDIDAS POR LAS PAREDES Pp

Las pérdidas de calor por las paredes suelen ser inferiores al 2 %, siendo posible emplearun método de cálculo simplificado. En el caso de conocer la distribución de temperaturasde las paredes exteriores, las pérdidas se pueden hallar mediante:

Qp =i=n

∑i=1

Ai hi (tpi− ta)

donde Ai son las i áreas con una temperatura exterior tpi y hi es el coeficiente global detransmisión de calor debido a radiación y convección natural o forzada (hi = hR + hC).Para diseño se recomienda emplear el coeficiente de mayoración 1,05.




ENERGÍA DE LOS GASES DE COMBUSTIÓN I

Calor sensible y latente de los humos

Qh = mh(hh−hre f )

mh = mc +nma,min

Las entalpías de los gases de escape a la temperatura de salida hge y a Tre f :

hh(T ) =i=n

∑i=1

xi hi(T ) kJ /kg

La entalpía de cada componente a una temperatura dada hi(T ) está tabulada.




ENERGÍA DE LOS GASES DE COMBUSTIÓN II

De forma más simple, la energía de los humos puede determinarse mediante:

Qh = mh cp,h (th− tre f ),

donde el calor específico de los gases de escape cp,h se determina a (th− tre f )/2.A partir de la composición de los humos se puede obtener:

cp,h =i=n

∑i=1

xi cp,i kJ /kg K

De forma alternativa el calor específico se puede hallar mediante una expresión del tipo

cp,h = M +Ntg, para cálculos aproximados cp,h ≈ 1,1 kJ/kg K)

A la salida de la chimenea, la energía de los humos se trata como una pérdida. Expresadaen % del poder calorífico:

Ph(%) = 100×mh(hh−hre f )

mc PCI


RENDIMIENTO ENERGÉTICO DEL HOGAR


RENDIMIENTO ENERGÉTICO DEL HOGAR

Relación entre la energía de los humos y el calor total del combustible

ηh = 100×Qu

QT,

donde QT es el calor total del combustible dado por QT = mP.C.I., Qu es el calor útildado por Qu = QT −P, y P la suma de las pérdidas presentadas en el apartado anterior.Cuando el dato conocido son las pérdidas producidas en lugar del calor útil, el rendimientodel hogar se puede calcular mediante

ηh = 100×

(1−

PQT

).

LECCIÓN 9. HOGARES Y QUEMADORES

BIBLIOGRAFÍA


Esquerre Pizá, P. (1988), Dispositivos y Sistemas para el Ahorro de Energía. ISBN: 84-267-0722-x, Marcombo.

Miranda Barreras, A. L., Oliver Pujol, R., (1996), La combustión. ISBN: 84-329-6550-2,Ediciones CEAC.

Bermúdez, V. (2000), Tecnología Energética. ISBN: 84-7721-868-4, Servicio de publi-caciones de la Universidad Politécnica de Valencia.

LECCIÓN 10. CHIMENEAS

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 10: CHIMENEAS [1/14]

10.1 Tiro en chimeneas

10.2 Diseño de chimeneas

10.3 Cálculo de chimeneas





CHIMENEAS

OBJETIVOS DE LA LECCIÓN




1. Conocer las características de los hogares empleados en equipos térmicos

2. Conocer los elementos que forman un hogar

3. Conocer el funcionamiento de las chimeneas y sus requisitos de diseño

4. Calcular la chimenea necesaria para una aplicación dada

CHIMENEAS

TIRO


FUNCIÓN DE LAS CHIMENEAS:

Producir el tiro necesario que permita la entrada del aire de combustión y la salidade los humos

EL TIRO SE PUEDE PRODUCIR POR:

Diferencia de densidades de los humos calientes respecto al aire exterior

Por diferencia de presiones producida por un ventilador

CHIMENEAS

TIRO


TIPOS DE TIRO

Tiro natural. Producido por la diferencias de densidades

Tiro artificial. Apoyo de ventilador. Tipos:

◦ Tiro forzado. El tiro forzado puede ser asimismo:

• Forzado puro. Un ventilador impulsa el aire al interior del hogar.

• Aspirado. El ventilador se instala entre el hogar y la chimenea.

• Equilibrado.

◦ Tiro inducido. Efecto venturi. Tipos:

• Inducido con gases de escape.

• Inducido con aire ambiente.

CHIMENEAS

TIRO


CHIMENEAS

DISEÑO DE CHIMENEAS


REQUERIMIENTOS DE DISEÑO

1. Deben soportar altas temperaturas

2. Deben soportar la presencia de ácido sulfúrico condensado y

3. Deben evitar el enfriamiento de los humos

CHIMENEAS

DISEÑO DE CHIMENEAS


MATERIALES

Metálicas. Se fabrican con aleaciones como acero al molibdeno o al cromoniquel,que soportan el ácido sulfúrico. Además las chimeneas metálicas se aíslan para evitarel enfriamiento de los humos.

Hormigón. Bien de hormigón armado o bien de obra con protección interior porrevestimiento antiácido. En algunas ocasiones las chimeneas llevan un tubo metálicointerior separado de la pared de hormigón mediante una capa de aire que actúa deaislante. En este caso el tubo suele sobresalir 0,5 m por encima de la obra para evitarremolinos.

CHIMENEAS

DIMENSIONADO DE CHIMENEAS


DATOS DE PARTIDA:

Características del equipo. Potencia nominal, combustible, temperatura de salida delos humos, coeficiente de exceso de aire.

Tiro necesario. Positivo (depresión), neutro o negativo (presión positiva a la salidadel equipo)

REQUISITOS DE DISEÑO:

Velocidad de los humos. Generalmente entre 1,5 y 15 m/s. En equipos industrialessuele estar comprendida entre 3 y 4 m/s.

Altura. Debe proporcionar el suficiente tiro, sobresaliendo 1 m de los edificios cer-canos.

CHIMENEAS



CAUDAL DE HUMOS

Gasto másico de combustible

m f =Pequipo/ηequipo

P.C.I.kg/s

Caudal de humos en condiciones normales:

Qhumos,N = m fQesp,gases m3N/s

Caudal de humos para otras condiciones:

Qhumos = Qhumos,NT (K)

273+0m3/s

CHIMENEAS



TIRO DE LA CHIMENEA

∆ptiro,real = ∆ptiro,teo −∆pR

∆ptiro,teo es el tiro natural producido por la chimenea∆ptiro,real es el tiro real proporcionado por la chimenea∆pR es la pérdida de presión en el circuito de humos dada por:

∆pR = ∆p f +∆pac +∆pd

∆p f la pérdida de presión por fricción en la chimenea∆pac la pérdida de presión por accesorios∆pd es la pérdida de presión a la salida por la presión dinámica de los humos

CHIMENEAS



TIRO DE LA CHIMENEA

El tiro ∆ptiro,teo se produce por la diferencia entre la densidad del aire exterior y la de loshumos de la chimenea.

∆ptiro,teo = gH ρaire,Text

(1−

Text

Thumos,m

)donde

g, gravedad (9,8 m/s2)

H, altura de la chimenea

ρaire,Text , densidad del aire a la temperatura exterior

Text , temperatura exterior en Kelvin

Thumos, temperatura humos en Kelvin

CHIMENEAS



TEMPERATURA DE LOS HUMOS

En la chimenea se producen pérdidas de calor que producen el enfriamiento de los humoscon la consiguiente pérdida de tiro.

Qp,ch = Ui Ai(Thumos,m−Text)

Qp,ch = mh cp,h (Thumos,e −Thumos,s)

Material Ui, W/m2KTubo metálico sin aislar 7,4Tubo de cemento-asbesto 6,8Tubo de acero negro o pintado 6,8Tubo de acero galvanizado 5,7Chimenea de ladrillo 5,7Doble tubo con cámara de aire de 6 mm 3,4Doble tubo con cámara de aire de 12 mm 2,3Chimenea prefabricada aislada 1,7

CHIMENEAS



PÉRDIDAS DE CARGA

Pérdidas de carga por fricción ∆p f . Se determinan mediante

∆p f = ρhumosλLDh

v2humos

2

Pérdidas de carga por accesorios ∆pac. Se determinan mediante

∆pac =∑i

Kiρhumosv2humos

2

Pérdida de carga por presión dinámica ∆pd.

∆pd = ρhumos

(v2humos,s

2

)

LECCIÓN 10. CHIMENEAS

BIBLIOGRAFÍA


Molina L.A., Molina G. (1993), Manual de Eficiencia Energética Térmica en la Indus-tria. ISBN: 84-8129-022-X, Ente Vasco de la Energía, capítulo 1.

de Andrés y Rodriguez-Pomatta J.A. (1990), Calor y Frío Industrial. ISBN: 84-362-1597-4, Simancas Ediciones, capítulos 19 y 20.

Manual ASHRAE (1988), Equipos, capítulo 26.

Norma UNE 123-001-94. Chimeneas. Cálculo y Diseño.

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 11: CALDERAS [1/25]

LECCIÓN 11. CALDERAS

11.1 Clasificación11.2 Funcionamiento de una caldera acuotubular y pirotubular11.3 Pérdidas energéticas en calderas11.4 Balance energético en una caldera. Rendimiento energético11.5 Balance exergético en una caldera. Rendimiento exergético





CALDERAS

Objetivos


1. Conocer los distintos tipos de calderas así como su clasificación.

2. Conocer el principio de funcionamiento de las calderas acuotubulares y pirotubularespara identificar los flujos energéticos útiles y las pérdidas energéticas.

3. Realizar un balance energético y exergético en una caldera, determinando la locali-zación y magnitud de las pérdidas energéticas y exergéticas.

CALDERAS

Definición, Introducción


Los fluidos a altas temperaturas se emplean:

Como materia prima del proceso.

Como fuente de energía térmica para el proceso o calefacción.

Como fuente para producir trabajo, Ej. en una turbina de vapor.

CLASIFICACIÓN DE LAS CALDERAS

En función de la aplicación


Calderas de calefacción y agua caliente sanitaria.

Calderas industriales.

Calderas para producción de energía.


Clasificación en función de la disposición


De tubos de agua (acuotubulares).

◦ Compactas. Se trata de calderas que requieren de poca obra de albañilería parasu instalación.

◦ No compactas. Requieren de gran parte de obra civil.

De tubos de humo (pirotubulares).

◦ Calderas pirotubulares de carbón.

◦ Calderas pirotubulares de combustibles líquidos o gaseosos.

• De hogar integral

• De tubo hogar.


Clasificación según Norma UNE 9.002 (I)


Por la transmisión del calor:

◦ De convección.

◦ De radiación.

◦ De radiación y convección.

Por el combustible utilizado:

◦ De carbón (de parrilla mecánica o pulverizado).

◦ Para combustibles líquidos.

◦ Para combustibles gaseosos.

◦ Para combustibles especiales (lejías, resíduos vegetales o agrícolas, etc.).

◦ Para combustibles variados (calderas policombustibles).

Por la presión de trabajo:

◦ Subcríticas: baja (p≤1 bar), media (1<p<13 bar) y alta presión (p>13 bar).

◦ Supercríticas.


Clasificación según Norma UNE 9.002 (II)


Por el tiro:

◦ De tiro natural. El tiro se produce por la diferencia de densidad de los humos delos gases de combustión y el aire exterior.

◦ De tiro forzado: con hogar en sobrepresión, depresión o equilibrado.

CALDERAS PIROTUBULARES

Funcionamiento.


Los gases pasan por el interior de tubos sumergidos en el interior de un volumen de agua,todo ello rodeado por una carcasa interior. Diseño limitado a 25 bar.


Esquema tridimensional



Fotografía de la caldera en fabricación



Fotografía caldera pirotubular



Ventajas e inconvenientes


VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LAS CALDERAS PIROTUBULARES:

Ventajas:

◦ Gran volumen de agua.

◦ Menores fluctuaciones de presión.

◦ Alto rendimiento η≥ 90◦C.

◦ Menor coste inicial y bajos costes de mantenimiento.

Inconvenientes:

◦ Limitaciones en presión y potencia.

◦ Riesgo de fuerte explosión.

◦ Problemas frecuentes cuando se instala sobrecalentador.

◦ Circulación de agua interior sin definir.


Instalación de economizador y sobrecalentador


CALDERAS ACUOTUBULARES

Diseño


El diseño de las calderas permite que puedan trabajar a altas presiones.


Clasificación según Norma UNE 9.002


Por la circulación de los fluidos: de circulación natural, forzada, asistida o combinada.


Disposición haz tubular



Ventajas e inconvenientes.


VENTAJAS E INCONVENIENTES DE LAS CALDERAS ACUOTUBULARES:

Ventajas:

◦ Bajo riesgo de fuerte explosión por bajo volumen de agua.

◦ Circulación de agua interior definida.

◦ Instalación sencilla de sobrecalentador.

Inconvenientes:

◦ Alto coste.

◦ Poca energía acumulada: funcionamiento variable.

CALDERAS

Pérdidas energéticas en Calderas


1. PÉRDIDAS POR LOS GASES DE ESCAPE

Expresión de las pérdidas de calor en los gases de escape:

Pgases(%) = 100× mg cp,g (tg,s− tre f )

m f PCI

El calor específico medio, cp,g se puede tomar bien el correspondiente al aire seco(1,1 kJ/kg◦C) o bien determinarlo a partir de su composición.

cp,g =i=n

∑i=1

COMPi cp,i kJ/kg◦C

Asimismo se puede emplear la expresión del tipo

cp,g = M +Ntg,

donde los coeficientes M y N dependen del combustible, y del exceso del aire de la com-bustión.

CALDERAS



2. PÉRDIDAS POR INQUEMADOS

Se producen inquemados porque no todo el carbono y/o todo el hidrógeno contenido enel combustible se transforma en CO2 y en H2O respectivamente. Además, aparecen laspérdidas por inquemados sólidos PIS o por hidrocarburos inquemados PCH .Las pérdidas totales por inquemados resultan:

Pinq = PCO +PH2 +PIS +PCH

Las pérdidas por inquemados se pueden calcular mediante esta expresión teórico-experimental.

Pinq(%) =21

21−O2×

(CO3100

+CH1000

+OP65

)

siendo O2 el % de O2 en los gases, CO las ppm de CO en los gases, CH las ppm de CHen los gases (hidrocarburos) y OP la opacidad de los gases ( %).

CALDERAS



3. PÉRDIDAS POR LAS PAREDES

Ppar =i=n

∑i=1

Ai he(tp,ext − tamb)

donde Ai están a tp,ext y he = he,R +he,C.

Convección natural. Caldera en interior de edificio

◦ Pared horizontal: he,C = 2,8 4√

tp,ext − tamb

◦ Pared vertical: he,C = 1,18 4√

(tp,ext − tamb)/H

◦ Pared cilíndrica: he,C = 1,13 4√

(tp,ext − tamb)/de

Convección forzada. Caldera al aire libre.

◦ he,C = 4,88+3,6V , donde V es la velocidad del viento en m/s.

Radiación.

◦ he,R =[4,96×10−8ε(tp,ext +273)4− (tamb +273)4

]/(tp,ext − tamb).

CALDERAS



4. PÉRDIDAS POR PURGAS

Se realiza un balance entre los sólidos disueltos (SD) en el agua de purga y de aporte

mpurSDcaldera = (mv− mc)SDaporte + mpurSDaporte

mpur =SDaporte

SDcaldera −SDaporte(mv− mc)

CALDERAS



4. PÉRDIDAS POR PURGAS

El gasto másico de purga en % del vapor que no retorna resulta:

Purga(%) = 100× mpur

mv− mc= 100× SDaporte

SDcaldera −SDaporte

La pérdida de energía se calculará mediante:

Ppur(%) = 100× mpur(hpurg−haporte)

m f PCI

En calderas de alta presión, el caudal de purgas se calcula

CALDERAS

Balance energético. Rendimiento energético


RENDIMIENTO ENERGÉTICO DE UNA CALDERA

Rendimiento η(%) = 100× Energía útilEnergía consumida

Método directo del cálculo del rendimiento. Si se dispone de la instrumentaciónadecuada, se puede calcular directamente el rendimiento

η(%) = 100× m1(hv1,s−hag,e)+ m2(hv2,s −hag,e)

m f PCI

Método indirecto o de separación de pérdidas. Empleando el concepto de energíaútil, el rendimiento de la caldera será:

η(%) = 100×[1− Pérdidas

Energía consumida

]

= 100−Pgas(%)−Pinq(%)−Ppur(%)−Ppar(%).

CALDERAS

Balance exergético. Rendimiento exergético


RENDIMIENTO EXERGÉTICO DE UNA CALDERA

Rendimiento exergético ηex(%) = 100× Exergía útilExergía consumida

Método directo del cálculo del rendimiento. Si se dispone de la instrumentaciónadecuada, se puede calcular directamente el rendimiento

η(%) = 100× m1(hv1,s−hag,e)+ m2(hv2,s −hag,e)

m f PCI

Método indirecto o de separación de pérdidas. Empleando el concepto de energíaútil, el rendimiento de la caldera será:

η(%) = 100×[1− Pérdidas

Energía consumida

]

= 100−Pgas(%)−Pinq(%)−Ppur(%)−Ppar(%).

LECCIÓN 11. CALDERAS

Bibliografía



Molina, L.A., Molina, G., 1993, capítulo 2.

Molina, L.A., Alonso J.M., 1996, capítulo 2.

Hernández, J.J., Lapuerta, M, 1998, capítulos 5 y 7.

CEE, Libro II. Generación de Vapor, 1983, capítulos 2, 3 y 4.

CEE, Tomo 1, Fundamentos y ahorro en operaciones, 1982, pp. 133-175.

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 12: HORNOS INDUSTRIALES [1/27]

LECCIÓN 12. HORNOS INDUSTRIALES

12.1 Características de los hornos. Clasificación

12.1 Tipos de hornos

12.1 Pérdidas de calor en los hornos.

12.1 Balances de masa y energía en hornos. Rendimientos





HORNOS INDUSTRIALES

Objetivos




1. Conocer las características de los hornos industriales más empleados

2. Conocer el principio de funcionamiento de distintos hornos para identificar los flujosenergéticos útiles y las pérdidas energéticas que se producen.

3. Realizar un balance energético y exergético en un hormo, determinando la localiza-ción y magnitud de las pérdidas energéticas y exergéticas.

HORNOS INDUSTRIALES



Aplicaciones de los hornos industriales:

Cambiar las propiedades físicas del producto:

◦ Fundición de acero, aluminio, cobre, polímeros.

◦ Tratamientos térmicos: recocido, normalizado, temple.

Preparar la carga para un posterior tratamiento a alta temperatura:

◦ Ablandar para un posterior conformado en caliente, estampación o laminación.

◦ Recubrimientos térmicos: galvanizado, esmaltado, pinturas.

HORNOS INDUSTRIALES



Los hornos producen transformaciones energéticas mediante:

Calor sensible. Calentamiento de la carga (fácilmente recuperable).

Calor latente. Cambios de estado.

Calor de reacción. Reacciones endotérmicas o exotérmicas.

HORNOS INDUSTRIALES

Aplicaciones industriales


Industria metalúrgica. Principalmente fundición de aceros, aluminio o cobre, en pro-cesos como colada, conformado, templado, recocido o revenido.

Sector cerámico. Cocción de refractarios, porcelanas, ladrillos, bovedillas, gres, oazulejos.

Sector vídrio. Fundición de la materia prima.

Sector automoción, auxiliares y productos manufacturados: aplicaciones muy varia-das donde se incluyen una gran cantidad de tratamientos térmicos y superficiales.

Sector químico. Procesos de cristalización.

HORNOS INDUSTRIALES

Elementos de los hornos


Los hornos industriales se pueden clasificar en primer lugar en hornos de llamas y hornoseléctricos. En cualquier caso los hornos suelen contener los siguientes elementos:

Precalentador. Es un intercambiador gas-gas para aprovechar la energía residual delos gases de escape.

Hogar o quemadores. Lugar donde se produce la combustión.

Laboratorio o solera. Elemento donde se sitúa la carga a tratar.

Carcasa aislante. Es la envolvente del horno que minimiza las pérdidas de calor.

HORNOS INDUSTRIALES

Clasificación de los Hornos


Por la naturaleza de la carga: sólida (Pulverulenta, granulada o conformada), líquidao gaseosa

Por el objetivo del calentamiento: secado, fusión, vaporización, recristalización

Por la fuente de energía: combustibles (sólidos, líquidos o gaseosos), energía eléc-trica, mixtos.

Por la temperatura del horno: baja (T <500 ◦C), media (500 <T <1000 ◦C), alta (T>1000 ◦C), variable según un ciclo previamente programado.

Por el soporte de la carga: con o sin solera, solera fija o móvil.

HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de fusión. Horno de arco


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de fusión. Horno de arco


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de inducción


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de crisol


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de reverbero


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos rotatorios


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de cuba


HORNOS INDUSTRIALES

Altos hornos


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos continuos


HORNOS INDUSTRIALES

Hornos de trat. térmicos. De tipo canal


HORNOS INDUSTRIALES

Balance energético en hornos


APORTES DE CALOR

Calor de combustión:

Q f = m f PCI

Calor sensible del aire precalentado:

Qa = ma cp,a (ta− tre f )

Calor sensible del combustible precalentado:

Qs f = m f cp, f (t f − tre f )

Calor de reacciones exotérmicas.

Qex = mes hox

En el caso de la industria siderúrgica, se produce una masa de escorias mes queproduce un calor de hox = 5650 kJ/kg.

HORNOS INDUSTRIALES



ABSORCIÓN DE CALOR

Calor para aumentar el calor sensible de la carga:

Qc = mc (cp,cs tc,s− cp,ce tc,e)

donde cp,cs es el calor específico medio entre tre f y la temperatura de salida de lacarga tc,s, y cp,ce es el calor específico medio entre tre f y la temperatura de entradade la carga tc,e.En su caso se le añadirá el calor de fusión. Idem con el calor de reacciones endotér-micas, cambios de fase o recritalizaciones Qen.

HORNOS INDUSTRIALES



PÉRDIDAS ASOCIADAS AL PROCESO DE COMBUSTIÓN

Pérdidas de calor en los humos:

Phumos(%) = 100×mg cp,g (tg− ta)

m f PCI= 100×

m f (1+nF)cp,g (tg− ta)

m f PCI

Phumos(%) = 100×(1+nF)cp,g (tg− ta)

PCI

Pérdidas por inquemados:

Pinq(%) =21

21−O2×

(CO3100

+CH1000

+OP65

)

siendo O2 el % de O2 en los gases, CO las ppm de CO en los gases, CH las ppm deCH en los gases (hidrocarburos) y OP la opacidad de los gases ( %).

HORNOS INDUSTRIALES



PÉRDIDAS ASOCIADAS AL HORNO

PÉRDIDAS POR LAS PAREDES:

1U

=1hi

+∆x23

k23+∆x34

k34+

1he

.

Si se conoce t1 y t5, la pérdidade calor se puede hallar mediante:

Ppar = U A(t1− t5),

HORNOS INDUSTRIALES




PÉRDIDAS POR LAS PAREDES:

Ppar =i=n

∑i=1

Ai he(tp,ext − tamb)

Muro de obra de fábrica: horizontal he = 9,4+0,057t4vertical he = 7,1+0,057t4

Pared color aluminio: horizontal he = 8,6+0,039t4vertical he = 6,3+0,039t4

Expresión adicional para determinar Ppar en W/m2:

Ppar = K (t4− t5)1,25 +5,67ε

[(t4 +273

100

)4

−

(t5 +273

100

)4]

,

HORNOS INDUSTRIALES




PÉRDIDAS POR CALOR EN EL REVESTIMIENTO:En hornos con funcionamiento intermitente, todo el calor acumulado en el revestimientose pierde.

Prev = mrevcp,rev(tm,rev− text)

donde mrev es la masa del revestimiento del horno, cp,rev el calor específico medio de losmateriales que componen el horno, tm,rev la temperatura media del revestimiento y text latemperatura exterior (en el caso de que ésta sea la temperatura final del revestimiento delhorno).

HORNOS INDUSTRIALES




PÉRDIDAS POR ESCORIAS:Las pérdidas por escorias en un horno de fusión son:

Pesc = mesc cp,esc (tesc,s − tre f )

OTRAS PÉRDIDAS EN EL HORNO (Presto):

Pérdidas por agua de refrigeración

Pérdidas por aberturas

Cuando existe incertidumbre en el cálculo de pérdidas, se mayoran un 10%.

HORNOS INDUSTRIALES



El balance energético de los flujos de energía entrantes y salientes resulta:

m f PCI + m f cp, f (t f−tre f )+ ma cp,a (ta−tre f )+ mc cp,ce (tce−tre f )+

Qex = mge cp,ge (tge−tre f )+ mc cp,cs (tcs−tre f )+Qen +∑P.

HORNOS INDUSTRIALES

Rendimiento en Hornos


Rendimiento de la combustión:

ηcomb =Qaporte − Pcombustion

Q f=

Q f + Qa + Qs f − Phumos− Pinq

Q f

Se denomina rendimiento interno del horno ηi,horno

ηi,horno =Qc

Qc + Qen + Pesc + Ppar + Prev + Presto

ηi,horno =Qc

Q f + Qa + Qs f +Qex− Phumos− Pinq

El rendimiento total del proceso será:

ηhorno = ηcombηi,horno

LECCIÓN 12. HORNOS INDUSTRIALES

Bibliografía


Manuales Técnicos y de instrucción para Conservación de Energía. Tomo 11 HornosIndustriales.

CEE. Hornos industriales, capítulo 12.

Molina L.A. y Molina G. (1993), capítulo 3.

ASHRAE Handbook Fundamentals, capítulo 17.

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 13: SECADEROS INDUSTRIALES [1/16]

LECCIÓN 13. SECADEROS INDUSTRIALES

13.1 Tipos de secaderos industriales

13.2 Funcionamiento de los secaderos de convección

13.3 Balance de masa y energía en secaderos de aire caliente

13.4 Balance de masa y energía en secaderos de gases calientes





SECADEROS

Objetivos


1. Conocer las características de los secaderos industriales más empleados

2. Conocer el principio de funcionamiento de los secaderos industriales para identificarlos flujos energéticos útiles y las pérdidas energéticas.

3. Realizar un balance de masa y energía en secaderos de convección, determinando lalocalización y magnitud de las pérdidas energéticas.

SECADEROS

Introducción


Instalaciones o equipos cuyo objetivo es la extracción parcial de aguao de otro líquido disolvente como alcohol o eter

APLICACIONES:

1. Industria papelera. Fabricación de pasta, concentrado y papel

2. Industria agroalimentaria. Preparación de azúcar, cereales, forrajes, deshidrataciónen general.

3. Industria química. Secaderos continuos o parciales para distintos procesos.

4. Industria del cemento. Hornos de cocción con secciones de secado.

5. Minería. Operaciones extractivas y de preparación de los minerales.

SECADEROS

Introducción


La humedad del producto puede ser:

1. Superficial. Cuando está simplemente adherida

2. Capilar. Si está entre los poros

3. Constitucional. Cuando impregna toda la masa

SECADEROS

Introducción


PROCEDIMIENTOS DE DESECACIÓN:

Desecación natural. Cuando se realiza al aire ambiente o mediante ventilación.

Desecación artificial. Se puede realizar mediante diferentes métodos:

◦ Mecánicamente, por prensado, aspiración, centrifugado o filtración.

◦ Por procesos físico-químicos donde la humedad es absorbida por sustancias hi-droscópicas.

◦ Térmicamente con aire o gases. Calentamiento directo por contacto superficialo en contacto con aire seco o radiación.

◦ Térmicamente sin aire. Evaporación al vacío o por calentamiento dieléctrico.

SECADEROS

Tipología. Secador de tambor por vapor


SECADEROS

Tipología. Secador de tambor por gases calientes


SECADEROS

Tipología. Armario de secado por circulación de aire caliente


SECADEROS

Tipología. Secadero de banda por radiación infrarroja


SECADEROS

Tipología. Secadero de papel


SECADEROS

Funcionamiento de secaderos de convección


FENÓMENOS FÍSICOS EN EL SECADO:

Movimiento interno de la humedad.

Eliminación externa de la humedad.

Tiempos de secado. Se realiza en 3 etapas:

◦ Periodo A-B. Calentamiento inicial.

◦ Periodo B-C. v de secado constante.

◦ Periodo C-D. Secado condicionado por el movimiento interno de la humedad

Humedad crítica.

Humedad de equilibrio.

SECADEROS

Eficiencia en secaderos de convección


EFICIENCIA DE UN SECADERO DE CONVECCIÓN:

E f =Calor utilizado en el secado

Calor utilizado en el secado + Calor perdido a la salida del secadero

SECADERO DE CONVECCIÓN SIMPLE:

E f =T1−T2

T1−Ta

SECADERO DE CONVECCIÓN SIMPLE:

E f =T1−T2

(T1−T2)+(1− x)(T2−Ta)

SECADEROS

Balance de masa y energía en un secadero de aire


SECADEROS

Secadero de aire caliente en varias cámaras


SECADEROS

Balance de masa y energía en un secadero de gases


SECADEROS

Bibliografía


CEE. Hornos industriales. Capítulo 12.

Molina L.A. y Molina G. (1993), capítulo 4.

ASHRAE Handbook Fundamentals. Capítulo 22.

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 14: EQUIPOS DE PRODUCCIÓN DE FRÍO [1/19]

LECCIÓN 14EQUIPOS DE PRODUCCIÓN DE FRÍO


14.1 Introducción14.2 Interdependencia de los distintos componentes de la máquina frigorífica14.3 Funcionamiento global del sistema. Mejoras14.4 Incidencia de los parámetros sobre el funcionamiento14.5 Ejemplo de análisis de la instalación





PRODUCCIÓN DE FRÍO

Objetivos


1. Calcular numéricamente cómo afectan distintos parámetros en la potencia del equipofrigorífico y por tanto en el coste energético de funcionamiento.

2. Ser consciente de que los errores en el diseño, ejecución y mantenimiento de unainstalación frigorífica repercuten considerablemente en el consumo energético de lamisma.

3. Determinar dónde se producen las irreversibilidades del ciclo y cuantificarlas.


Introducción


”El diseño de cualquier sistema industrial debe realizarsebajo un criterio de máxima calidad ”

Satisfacer las necesidades del usuario:

Cumpliendo la legislación vigente.

Produciendo el frío necesario.

Consumiendo el mínimo de energía.

Se requiere formación de los técnicos proyectistas:

Conocimientos técnicos y de la legislación.

Formación en ”Ahorro Energético”.


Introducción


Una instalación frigorífica se puede definir de modo global como un equipo de pro-ducción de frío a partir de energía eléctrica.

Que una instalación frigorífica funcione con un bajo consumo energético dependede:

◦ Del correcto diseño de la instalación.

◦ De la correcta selección de los equipos.

◦ Del correcto diseño de los distintos equipos.

◦ De una adecuada ejecución de la obra.

◦ De cómo de hace funcionar la instalación.


Estudio de medidas de eficiencia energética


Medidas de ahorro energético. El ahorro energético se entiende como inherente aldiseño de la instalación. Se deben ponderar los costes de inversión con los costes defuncionamiento.

Medidas de eficiencia energética. Se trata de medidas a tomar para conseguir uncorrecto funcionamiento de la instalación. Evitar despilfarros de energía por:

◦ Mal funcionamiento o ajuste de alguno de los equipos.

◦ Mal ajuste o regulación de la instalación.

◦ Deficiencias en los aislantes.

◦ Deficiencias en la propia operación.


Estudio de medidas de eficiencia energética


El coste de la energía eléctrica en la producción de frío es una parte muy importanteen los costes de funcionamiento de empresas como las dedicadas a la conservaciónde alimentos.

La reducción de estos costes redunda de forma positiva en la propia competitividadde la empresa.

Es deseable proponer medidas de ahorro y eficiencia energética que se vayan a adop-tar lleven asociado un ahorro económico que justifique su ejecución.


Funcionamiento de una instalación frigorífica


TIPOS DE MEJORAS:

Mejorar el COP:Conseguir la misma potencia frigoríficacon menor potencia eléctrica

Disminuir la demanda:Reducir la potencia frigorífica demandada


Mejorar del COP


DISMINUCIÓN DE LA TEMPERATURA DE CONDENSACIÓN:A menor temperatura de condensación tC, menor presión de condensación pC, menorpotencia de compresión y mayor rendimiento del compresor.

Condensación agua vs. condensación aire.

◦ En condensación por aire: ∆t = 15K (∆t = ta,con − taire).

◦ Condensación por agua y torre: ∆t = 15K (∆t = ta,con− tbulbo,hum).

◦ Condensador evaporativo: ∆t = 10K (∆t = ta,con − tbulbo,hum).

Tamaño del condensador (∆tC), grado de subenfriamiento.

Límite por mal funcionamiento de la válvula de expansión.


Mejorar del COP


AUMENTO DE LA TEMPERATURA DE EVAPORACIÓN:A menor temperatura de evaporación tE , menor presión de evaporación pE , mayor poten-cia de compresión y menor rendimiento del compresor.

Tamaño del evaporador. ∆tC.

Límite por mal funcionamiento de la válvula de expansión.


Mejorar el COP


GRUPO DE COMPRESIÓN:Se debe analizar el número de compresores idóneo para cada régimen de trabajo. Se debenconseguir los siguientes objetivos:

Capacidad de regulación. Funcionamiento eficiente a distintos regímenes de funcio-namiento.

Fiabilidad. La instalación debe funcionar aunque se produzca la parada de un com-presor.

Rendimiento. La selección del tipo de compresor debe realizarse en base al rendi-miento del mismo.

Estudiar para cada régimen de funcionamiento la relación de compresión Pc/Pe, a laque se va a hacer trabajar cada compresor. A menor Pc/Pe mayor C.O.P.

Velocidad del compresor. A mayor velocidad de los compresores más capacidadfrigorífica pero mayores costes de mantenimiento y menor vida útil.


Mejorar el COP


PÉRDIDAS DE CARGA:Las pérdidas de carga de las líneas frigoríficas afectan negativamente al COP


Disminución de la carga térmica.


GENERALIDADES

Reducir la carga térmica reduce el consumo energético y por tanto los costes deoperación.

El punto de diseño de la instalación es el punto correspondiente a la carga pico.

Debe asegurarse que la instalación funcionará eficientemente durante todo el año:

◦ Correcta selección del número y control de compresores.

◦ Correcta selección de evaporadores y condensadores.

◦ Evaluación de ahorros mediante variaciones de la carga o almacenemiento deenergía.




EN CÁMARAS FRIGORÍFICAS:

Cargas del producto:

◦ Calor sensible, latente, de reacción y de evaporación.

◦ Estudio de las posibilidades de enfriamiento por freecooling. Evitar sobreenfria-mientos.

Cargas auxiliares:

◦ Transmisión de calor a través de cerramientos.

◦ Infiltraciones. Puertas (10 - 20%). Cámara de −28◦C: puerta abierta vs. cortinade aire vs. doble puerta con cortina de lamas.

◦ Desercarches. Eficiencia del desercarche según tipo.

◦ Ventiladores. Potencia proporcional al caudal al cubo.

◦ Iluminación. Incandescentes 14 lm/W, fluorescente 60 lm/W.




EN CLIMATIZACIÓN DE EDIFICIOS:

Calor a través de los cerramientos: muros y ventanas

Infiltraciones a través de puertas y ventanas.

Renovación del aire interior.

Condiciones interiores de confort.

Zonificación.

Iluminación y motores.

Ventiladores y bombas. Potencia proporcional al caudal al cubo.


Análisis del funcionamiento de una instalación


EJEMPLO CICLO SIMPLE R22

Temperatura ambiente: To = 30◦CTemperatura de la cámara: TR = −10◦CCarga de refrigeración: Qe = 7kWPotencia del compresor: Pc = 2,5kW

PUNTO T (ºC) P (kPa) h (kJ/kg) s (kJ/kg K)

1 -10 310 402,2 1,781

2 -4 304 406,4 1,799

3 82 1450 454,8 1,819

4 70 1435 444,9 1,791

5 34 1410 241,9 1,142

6 33 1405 240,6 1,138

7 -12,8 320 240,6 1,158




EJEMPLO CICLO SIMPLE R22

Temperatura ambiente: To = 30◦CTemperatura de la cámara: TR = −10◦CCarga de refrigeración: Qe = 7kWPotencia del compresor: Pc = 2,5kW

PUNTO T (ºC) P (kPa) h (kJ/kg) s (kJ/kg K) ex (kJ/kg)

1 -10 310 402,2 1,781 33,84

2 -4 304 406,4 1,799 32,71

3 82 1450 454,8 1,819 75,17

4 70 1435 444,9 1,791 73,61

5 34 1410 241,9 1,142 67,47

6 33 1405 240,6 1,138 67,45

7 -12,8 320 240,6 1,158 61,31




150 200 250 300 350 400 450 5003x101

102

103

104104

h [kJ/kg]

P [

kP

a]

60°C

25°C

-4,21°C

-30°C

0,2 0,4 0,6 0,8

1,7

1,8

1,9

2

2,1

kJ/k

g-K

R22

1

2

3456

7


Conclusiones finales de la lección


TIPOS DE MEJORAS:

Mejorar el COP:Conseguir la misma potencia frigoríficacon menor potencia eléctrica

Disminuir la demanda:Reducir la potencia frigorífica demandada

LECCIÓN 14. PRODUCCIÓN DE FRÍO

Bibliografía



Bermúdez, V., 2000, capítulo 7.

Torrella, E., 1996, capítulo 2.

ASHRAE Handbook Fundamentals, capítulo 1.

CEE, Tomo 1, Fundamentos y ahorro en operaciones, 1982, pp. 315-345.

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 15: TURBINAS DE VAPOR [1/15]

LECCIÓN 15. TURBINAS DE VAPOR

15.1 Introducción15.2 El ciclo de Rankine15.3 Sobrecalentamiento y recalentamiento15.4 El ciclo de potencia regenerativo





1

TURBINAS DE VAPOR

Objetivos


1. El estudiante será capaz describir el esquema de un ciclo potencia de vapor.

2. Representar el ciclo Rankine en un diagrama T-s.

3. Utilizar las tablas y el diagrama de Mollier para el cálculo de entalpías en la regiónde vapor sobrecalentado.

4. Describir las modificaciones que se realizan al ciclo ideal para aumentar el rendi-miento térmico.

2

TURBINAS DE VAPOR

Introducción


El objetivo de las centrales térmicas es el de realizar una transformación energética entrela energía química de un combustible a energía eléctrica. Transformaciones energéticas:

Energía química - energía térmica - energía mecánica - energía eléctrica

Las centrales térmicas se clasifican:

Centrales de vapor

Centrales de turbinas de gas

Centrales de ciclo combinado

Centrales diesel

3

TURBINAS DE VAPOR

Ciclo de Rankine


4

TURBINAS DE VAPOR

Ciclo de Rankine


5

TURBINAS DE VAPOR

Consideraciones sobre el ciclo de Rankine.


Efectos dePalta y Pba ja.

6

TURBINAS DE VAPOR



Comparación del ciclo de Rankine con el ciclo de Carnot.

7

TURBINAS DE VAPOR



Irreversibilidades y pérdidas

◦ Turbina

◦ Bomba

◦ Irreversibilidades externas

• Combustión

• Transmisión de calor entre los humos y el vapor

• Transmisión de calor al agua de refrigeración

• Pérdidas de calor en equipos y tubería

• Pérdidas de presión en tuberías

8

TURBINAS DE VAPOR

Ciclo de Rankine con sobrecalentamiento


9

TURBINAS DE VAPOR

Ciclo de Rankine con recalentamiento intermedio


10

TURBINAS DE VAPOR

Ciclo de Rankine con precalentamiento regenerativo


11

TURBINAS DE VAPOR



12

TURBINAS DE VAPOR



13

TURBINAS DE VAPOR

Ejemplo de central térmica


14

TURBINAS DE VAPOR

Bibliografía


Bibliografía:

Cengel, Y.A., Boles, M.A., 2003, capítulo 9.

Moran, M.J., Shapiro, H.N., 2004, capítulo 8.

Agüera, J., 1999, capítulo 6.

Wark, K., 1991, capítulo 17.

15

AMMT UMH. TECNOLOGÍA ENERGÉTICA LECCIÓN 16: TURBINAS DE GAS [1/16]

LECCIÓN 16. TURBINAS DE GAS

16.1 Introducción

16.2 Ciclo Braytonsimple(ideal-real)

16.3 Turbina de gas regenerativa

16.4 Turbina de gas regenerativa con recalentamiento y refrigeración

16.5 Turbinas de gas para propulsión aérea

16.6 Ciclos combinados





1

TURBINAS DE GAS

Objetivos


1. El estudiante será capaz describir el esquema de un ciclo potencia de gas.

2. Representar el ciclo Brayton ideal y real en un diagrama h-s.

3. Describir las modificaciones que se realizan al ciclo ideal para aumentar el rendi-miento térmico.

4. Analizar la influencia del rendimiento de compresión y expansión y de la efectividaddel regenerador en el rendimiento térmico del ciclo.

2

TURBINAS DE GAS

Introducción


UTILIZACIÓN

Aeronáutica

Producción de electricidad

Industria

Marina

3

TURBINAS DE GAS

Introducción


VENTAJAS

Alta potencia específica

Pequeño tamaño

Bajo nivel vibratorio

Alta fiabilidad

Bajo mantenimiento

4

TURBINAS DE GAS

Introducción


INCONVENIENTES

Bajo rendimiento térmico (Ciclo simple)

Combustibles: GN, Keroseno

Altas emisiones de NO, NO2

Regulación de la carga

Ruido

5

TURBINAS DE GAS

El ciclo Brayton de aire estándar


6

TURBINAS DE GAS



A IRE ESTÁNDAR

Relación aire-combustible muy alta

El fluido de trabajo es siempre aire y se comporta como gas ideal

El proceso de combustión se sustituye por una transferenciade calor con una fuenteexterna

El proceso de escape se sustituye por una transferencia de calor con una fuente ex-terna

A IRE ESTÁNDAR FRÍO

Aire estándar donde se consideracp constante

7

TURBINAS DE GAS



A IRE ESTÁNDAR

pr2

pr1=

p2

p1

pr4

pr3=

p4

p3

A IRE ESTÁNDAR FRÍO(cp = CTE)

T2

T1=

(

p2

p1

)(k−1)/k

T4

T3=

(

p4

p3

)(k−1)/k

8

TURBINAS DE GAS



Trabajo turbina: Wt

m= (h3−h4)

Trabajo compresor: Wc

m= (h2−h1)

Calor de entrada: Qe

m= (h3−h2)

Calor cedido: Qs

m= (h4−h1)

Relación de trabajos:rw =

Wt

Wc=

h2−h1

h3−h4

Rendimiento térmico:η =

Wt −Wc

Qs=

(h3−h4)− (h2−h1)

(h3−h2)

9

TURBINAS DE GAS



PRINCIPALES IRREVERSIBILIDADES.

Compresor y turbina no adiabáticos

Pérdidas de presión en el combustor

Irrevessibilidades en compresor y turbina

ηt =h3−h4

h3−h4s

ηc =h2s−h1

h2−h1

10

TURBINAS DE GAS

Mejoras en el ciclo de Brayton


TURBINA DE GAS REGENERATIVA. Aprovechamiento de la energía de los humos

11

TURBINAS DE GAS



REFRIGERACIÓN. Compresión multietapa con refrigeración

12

TURBINAS DE GAS



RECALENTAMIENTO. Expansión en varias etapas con recalentamiento intermedio

13

TURBINAS DE GAS



TURBINA DE GAS REGENERATIVA CON

RECALENTAMIENTO Y REFRIGERACIÓN

14

TURBINAS DE GAS

Ciclo combinado


15

TURBINAS DE GAS

Bibliografía


Bibliografía:

Cengel, Y.A. y Boles, M.A., 2003, capítulo 8

Moran, M.J. y Shapiro, H.N., 2004, capítulo 9

Wark, K., 1991, capítulo 16

16

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 17: COGENERACIÓN [1/26]

LECCIÓN 17. COGENERACIÓN


17.1 Introducción

17.2 Beneficios de la cogeneración

17.3 Clasificación de los sistemas

17.4 Tecnologías de los sistemas de cogeneración. Comparación

17.5 Modos de operación

17.6 Aplicaciones





1

COGENERACIÓN

Objetivos


1. Conocer los fundamentos de la cogeneración y su finalidad.

2. Conocer las tecnologías que se aplican en la cogeneracióny las ventajas e inconve-nientes de cada una de ellas.

3. Calcular el rendimiento eléctrico equivalente de un grupo de cogeneración.

4. Seleccionar el grupo de cogeneración más idóneo en función de la aplicación parti-cular.

2

COGENERACIÓN

Introducción


La cogeneraciónes un sistema de producción conjunta de electricidad (o energía mecáni-ca) y de energía térmica útil partiendo de un único combustible, objeniéndose rendimien-tos globales muy elevados.

3

COGENERACIÓN

Ahorros energéticos en la cogeneración


Comparativa de ahorro energía primaria en un sistema de cogeneración frente al sistemaconvencional para 30 ud. de en. eléctrica y 55 ud. de en. térmica.

4

COGENERACIÓN

Beneficios de la cogeneración en el ámbito comunitario


1. Reducción de pérdidas en las redes de transporte y distribución, gracias a su carácterde producción distribuida.

2. Reducción del impacto ambiental debido al ahorro de energía primaria que implica.

3. Ahorros en la balanza de pagos al evitar importaciones de combustibles.

4. Modificación de la estructura del consumo.

5. Aumento de la competencia en el sistema eléctrico por aumento del número de ope-radores.

6. Aumento de la competitividad del sector industrial español al mejorar sus costesenergéticos.

7. Incremento de la actividad económica debido a las inversiones y de la I+D en materiaenergética .

5

COGENERACIÓN

Beneficios de la cogeneración para el usuario


1. Aumento de la competitividad de la industria.

2. Aumento de la garantía de suministro.

Sin embargo, deben tenerse en cuenta los siguientes inconvenientes:

1. Alta inversión inicial

2. Aumento de los gastos de gestión, mantenimiento y operaciónla garantía de sumi-nistro.

3. Aumento de la contaminación local.

6

COGENERACIÓN

Balance de energías en la cogeneración


En todo sistema de cogeneración se pueden distinguir los siguientes tipos de energía:

La energía de entrada del combustible,Q.

La energía eléctrica consumida,E.

La energía térmica consumida,V.

La energía perdida,P.

La figura siguiente muestra de forma esquemática las siguientes relaciones:

Las cuatro magnitudes mencionadas están relacionadas

Q = E +V +P

7

COGENERACIÓN

Rendimientos en los sistemas de cogeneración


Rendimiento eléctrico.

ηe =EQ

Rendimiento térmico.

ηt =VQ

Rendimiento global.

ηG =E +V

Q= 1−

PQ

= ηe+ηt

Relación calor electricidad.

RCE=VQ

=ηt

ηe

Rendimiento eléctrico equivalente.

REE=E

Q− (V/ηt,con)=

ηe

1− (ηt/ηt,con)

8

COGENERACIÓN

Clasificación de los sistemas de cogeneración


Ciclos de cabecera (topping). Generalmente emplean combustibles convencionales,siendo posible en algunos casos emplear resíduos forestales o agrícolas.

Ciclos de cola (bottoming).El sistema funciona mediante un combustible residual opor un calor residual del sistema.

9

COGENERACIÓN



Según la conexión del alternador.

Sistemas aislados (en isla).El alternador trabaja sin conexión a la red.

Sistemas integrados (en conexión).El alternador trabaja en paralelo a la red tomandola frecuencia de la misma una vez conectado.

10

COGENERACIÓN



Según la tecnología del sistema.

Turbina de vapor a contrapresión o de condensación.

Turbina de gas.

Ciclo combinado.

Motor de combustión interna alternativo.

11

COGENERACIÓN

Turbinas de vapor


Las turbinas de vapor se clasifican según la presión del vapora la salida de la turbina:

Turbinas a contrapresión.El vapor se expande a una presión superior a la atmosfé-rica a las condiciones más adecuadas para el proceso industrial.

Turbinas a condensación.La totalidad del vapor producido en la caldera se expan-siona en la turbina hasta la presión de condensación que es inferior a la atmosférica.

12

COGENERACIÓN

Turbinas de gas


Las turbinas de gas empleadas en cogeneración suelen funcionar mediante gas natural,produciéndose unos gases de escape relativamente limpios ycon un alto contenido deoxígeno (≈ 15%). Aplicaciones:

Aplicación directa de los gases calientes a alta temperatura (400−600◦C) a procesosde cocción a baja temperatura, de secado, etc.

Generación de vapor mediante caldera de recuperación.

13

COGENERACIÓN

Cogeneración mediante ciclo combinado


Aplicación conjunta de una turbina de gas y una turbina de vapor a contrapresión para laproducción de energía eléctrica.

Se aprovechan los gases calientes de la TG para producir vapor a alta presión que seexpansiona en una TV.

Mayor rendimiento global en la producción de energía eléctrica (50−55%) en com-paración con las alternativas anteriores.

14

COGENERACIÓN

Cogeneración con motor alternativo


Aplicaciones más frecuentes:

Producción de vapor hasta 15 bar con la energía térmica de losgases

Producción de agua caliente con el calor de refrigeración del motor a 85−90◦C

Recuperación directa de los gases (secado de ladrillos, etc.)

Generación de aire caliente. (energías residuales)

15

COGENERACIÓN

Ventajas e inconvenientes de las turbinas de vapor


Ventajas de las TV:

◦ Rendimiento global alto. En las turbinas de vapor a condensación, el calor decondensación es difícilmente aprovechable. Si las necesidades de vapor de laindustria se ajustan al empleo de una turbina a contrapresión, entonces este sis-tema de cogeneración resulta muy interesante.

◦ Extremadamente segura.

◦ Posibilidad empleo cualquier combustible: carbón o residuos sólidos urbanos,forestales o agrícolas, etc.

◦ Larga vida de servicio. Duración de hasta 30 años.

16

COGENERACIÓN

Ventajas e inconvenientes de las turbinas de vapor


Ventajas de las TV:

◦ Rendimiento global alto. En las turbinas de vapor a condensación, el calor decondensación es difícilmente aprovechable. Si las necesidades de vapor de laindustria se ajustan al empleo de una turbina a contrapresión, entonces este sis-tema de cogeneración resulta muy interesante.

◦ Extremadamente segura.

◦ Posibilidad empleo cualquier combustible: carbón o residuos sólidos urbanos,forestales o agrícolas, etc.

◦ Larga vida de servicio. Duración de hasta 30 años.

Inconvenientes de las TV:

◦ Coste elevado. Se trata en un ciclo compuesto como mínimo porturbina devapor, condensador, bomba de condensados, y caldera.

◦ Baja relación electricidad-calor.RCE= 3 a 10.

◦ Puesta en marcha lenta. Periodo de calentamiento para evitar dilataciones.

16

COGENERACIÓN

Ventajas e inconvenientes de las turbinas de gas


Ventajas de las TG:

◦ Amplia gama de aplicaciones. Potencias entre 1,2 y 200 MW.

◦ Alta fiabilidad y disponibilidad. Se puede tener una disponibilidad entre el 90 yel 95 %.

◦ Elevada temperatura de la energía térmica. Se aprovecha un 75 % de la energíatérmica producida (rendimientos globales superiores al 80%).

◦ Gases con alto contenido en oxígeno. Permiten la postcombustión en una calderade recuperación o su empleo directo en secaderos.

17

COGENERACIÓN

Ventajas e inconvenientes de las turbinas de gas


Ventajas de las TG:

◦ Amplia gama de aplicaciones. Potencias entre 1,2 y 200 MW.

◦ Alta fiabilidad y disponibilidad. Se puede tener una disponibilidad entre el 90 yel 95 %.

◦ Elevada temperatura de la energía térmica. Se aprovecha un 75 % de la energíatérmica producida (rendimientos globales superiores al 80%).

◦ Gases con alto contenido en oxígeno. Permiten la postcombustión en una calderade recuperación o su empleo directo en secaderos.

Inconvenientes de las TG:

◦ Limitación en los combustibles. Necesitan combustibles muy refinados, lo querepercute en su coste.

◦ Limitación en el número de arranques.

◦ Tiempo de vida relativamente corto.

17

COGENERACIÓN

Ventajas e inconvenientes de los motores alternativos


Ventajas de los MCIA:

◦ Elevada relación entre electricidad y calor.RCE= 0,5−1.

◦ Alto rendimiento eléctrico. Se trata de motores de encendido por compresión de2 o 4 tiempos conηE entre el 35 y el 47 %.

◦ Bajo coste. Coste por ud. de potencia inferior al de las turbinas de gas.

◦ Tiempo de vida largo. Generalmente se trata de máquinas generalmente deriva-das de los motores marinos cuyo criterio de diseño inicial esla fiabilidad.

◦ Capacidad de adaptación a variaciones de la demanda. Variación de la cargamuy sencilla. En ciertos sistemas se puede variar la relación electricidad-calor.

18

COGENERACIÓN

Ventajas e inconvenientes de los motores alternativos


Ventajas de los MCIA:

◦ Elevada relación entre electricidad y calor.RCE= 0,5−1.

◦ Alto rendimiento eléctrico. Se trata de motores de encendido por compresión de2 o 4 tiempos conηE entre el 35 y el 47 %.

◦ Bajo coste. Coste por ud. de potencia inferior al de las turbinas de gas.

◦ Tiempo de vida largo. Generalmente se trata de máquinas generalmente deriva-das de los motores marinos cuyo criterio de diseño inicial esla fiabilidad.

◦ Capacidad de adaptación a variaciones de la demanda. Variación de la cargamuy sencilla. En ciertos sistemas se puede variar la relación electricidad-calor.

Inconvenientes de los MCIA:

◦ Energía térmica a baja temperatura. El aprovechamiento energético se realiza abaja temperatura, resultando difícil aprovechar más del 50% del calor generado

◦ Alto coste de mantenimiento. Este coste puede llegar a ser eldoble que el co-rrespondiente a una turbina de gas.

18

COGENERACIÓN

Conclusiones de la elección de la tecnología de cogeneración


Las turbinas de gas son demasiado caras e ineficaces por debajo de 1 MW(19 % Instalaciones).

Entre 1 y 5 MW la aplicación de las TV resulta cuanto menos difícil(49 % Instalaciones).

Entre 5 y 25 MW la decisión es difícil(28 % Instalaciones).

Por encima de 25 MW raramente se empleará uno o varios motoresalternativos(4 % Instalaciones).

Las TV se emplean únicamente en el 4% del total de plantas de cogeneración insta-ladas.

Los MCIA se emplean en el 71 % de las instalaciones y las TG en el25%.

Los ciclos combinados se emplean principalmente en instalaciones de producción deenergía.

19

COGENERACIÓN

Comparación entre tecnologías de cogeneración


TURBINA

GAS

TURBINA

VAPOR

CICLO

COMBINADO

MOTOR

DIESEL

1. Conversión eléctrica (%) 15 a 35 10 a 30 30 a 40 35 a 45

2. Rendimiento global (%) 70 a 85 75 a 90 80 a 90 65 a 75

3. Consumo específico (kWt/kWe) 1,6 1,2 1,6 1,4 a 2

4. Relación calor electricidad RCE 1,5:1 a 5:1 3:1 a 10:1 1:1 a 3:1 0,5:1 a 3:1

5. Rango de potencias (Mwe) 1 a 200 0,5 a 500 10 a 300 0,2 a 20

G. Natural Cualquiera, G. Natural G. Natural

Gasóleo sólido Gasóleo Fuel-oil

Keroseno líquido Keroseno Gasóleo

G. Refinería gas G. Refinería Biogás

7. Inversión total (€/kWe) 530 a 1200 1000 a 1500 450 a 900 770 a 960

8. Coste mantenimiento (€/MWh) 4,6 a 5,4 2,3 a 1,5 4,6 a 5,4 5,8 a 9,2

9. Coste en €/Mwe con recup. térmica (*1) 3 a 30 20 a 15 33 a 30 29 a 26

10. Período simple de retorno en años (*2) 2 a 3 3,5 a 4 2 a 3 2 a 3

11. Vida útil (años) 15 30 15 10(*1) Se considera un precio del combustible de 13,2 €/MWh basado en el PCI

(*2) Cálculo sobre 7.000 h/año suponiendo un precio de la electricidad de 77 €/MWh

6. Combustible

20

COGENERACIÓN

Modos de funcionamiento de un sistema de cogeneración


Funcionamiento sin seguimiento

Demanda térmica

Dem

anda

elé

ctric

a

(1) (2)

(3)

(4)

(A)

Curva funcionamiento motor

Evacuaciónde calor

Calderade Apoyo

ImportaciónElectricidad

ExportaciónElectricidad

21

COGENERACIÓN



Funcionamiento con seguimiento de la demanda eléctrica

Demanda térmica

Dem

anda

elé

ctric

a

(1) (2)

(3)

(4)

(B)

(A)

(C)


Evacuaciónde calor

Calderade Apoyo

Calderade Apoyo

Evacuaciónde calor

Funcionamiento ajustadoa la demanda eléctrica

22

COGENERACIÓN



Funcionamiento con seguimiento de la demanda térmica

Demanda térmica

Dem

anda

elé

ctric

a

(1) (2)

(3)

(4)

(B)

(A)

(C)






Funcionamiento ajustadoa la demanda térmica

23

COGENERACIÓN



Funcionamiento con seguimiento de ambas demandas

Demanda térmica

Dem

anda

elé

ctric

a

(4)(2)

(3)(1)

Curva

func

ionam

iento

motor I

Curva funcionamiento motor II

Curva funcionamiento motor III

Funcionamiento ajustadoa las demandas térmica y eléctrica

24

COGENERACIÓN

Aplicaciones prácticas habituales de cada tecnología


PA

PE

LE

RO

CE

RÁ

MIC

O

L. Y

TE

JAS

AL

IME

NT

AR

IO

TE

XT

IL

QU

ÍMIC

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AU

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N

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PE

TR

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ICA

C.D

IST

RIT

O

DE

PU

RA

DO

RA

S

E. S

ING

UL

AR

ES

Turbina de Gas. Ciclo simple X X X X X X X X X X X

Turbina de Gas. Secado X X X

Turbina Vapor contrapresión X X X

Ciclo Combinado X X X X X

Motor Alternativo. Secado X X

Motor Alternativo. Recuperación X X X X X X

RESID YSERV.INDUSTRIA

CO

MP

AÑ

ÍAS

EL

ÉC

TR

ICA

S

25

COGENERACIÓN

Referencias Bibliográficas


Esquerre Pizá, P. (1988),Dispositivos y Sistemas para el Ahorro de Energía.ISBN: 84-267-0722-x, Marcombo.

Bermúdez, V. (2000),Tecnología Energética.ISBN: 84-7721-868-4, Servicio de publi-caciones de la Universidad Politécnica de Valencia.

Manual de Eficiencia Energética Térmica en la Industria, L.A. Molina Igartua y G. Mo-lina Igartua, Ente Vasco de la Energía, ISBN 84-8129-022-X.Cap 6, pp. 297-359.

26

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 18: COGENERACIÓN. ASPECTOS LEGALES Y ECONÓMICOS [1/17]

LECCIÓN 18.COGENERACIÓN. ASPECTOS LEGALES Y ECONÓMICOS


18.1 Introducción

18.2 Aspectos legales de la cogeneración

18.3 Estudio termo-económico

18.4 Evaluación de los proyectos de cogeneración





1

COGENERACIÓN

Objetivos


1. Seleccionar el grupo de cogeneración más idóneo en función de la aplicación parti-cular.

2. Conocer la situación de régimen especial de producción enla que funcionan losgrupos de cogeneración.

3. Realizar estudios de viabilidad de grupos de cogeneración.

2

COGENERACIÓN

Aspectos legales


OBJETIVOS DEL LEGISLADOR

Ahorro de energía primaria

Disminución de la emisión deCO2 y otros contaminantes

Aumento de sujetos en el POOL→ mayor competencia

3

COGENERACIÓN

Aspectos legales


LEGISLACIÓN APLICABLE

LEY 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector Eléctrico.

REAL DECRETO 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre producción de energía eléc-trica por instalaciones abastecidas por recursos o fuentesde energía renovables, re-siduos y cogeneración.

REAL DECRETO 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establecela metodolo-gía para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de laactividad de producción de energía eléctrica en régimen especial.

4

COGENERACIÓN

Aspectos legales


RÉGIMEN ESPECIAL DE PRODUCCIÓN. GRUPO A

Autoproductoresque utilicen la cogeneración u otras formas de producción deelectrici-dad asociadas a actividades no eléctricas, siempre que supongan unalto rendimientoenergético.

Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración:

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

Subgrupo a.1.2. Resto de cogeneraciones.

Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías residuales proce-dentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial cuya finalidad no seala producción de energía eléctrica.

5

COGENERACIÓN

Aspectos legales


RÉGIMEN ESPECIAL DE PRODUCCIÓN. GRUPO A

Condición de autoproductor: Autoconsuma, al menos, el 30% deE, si la potencia insta-lada es< 25 MW y al menos, el 50% deE, si la potencia instalada es> 25 MW.

Definición dealto rendimiento energético. Rendimiento eléctrico equivalente:

REE=E

Q− (V/ηt,con)=

ηe

1− (ηt/ηt,con)

COMBUSTIBLE REECombustible líquidos en centrales con calderas 49%Combustible líquidos en motores térmicos 56%Combustible sólidos 49%Gas natural y GLP en motores térmicos 55%Gas natural y GLP en turbinas de gas y otras tecnologías 59%

Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) mínimo

6

COGENERACIÓN

Aspectos legales


POTENCIA NOMINAL :La potencia nominal será la especificada en la placa de características del grupo motoro alternador, según aplique, corregida por las condicionesde medida siguientes, en casoque sea procedente:

Carga: 100% en las condiciones nominales del diseño.

Altitud: la del emplazamiento del equipo.

Temperatura ambiente: 15◦C.

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

Pérdidas por ensuciamiento y degradación: 3%.

7

COGENERACIÓN

Aspectos legales


DIRECTIVA EUROPEA.Tipo de combustible η′

E,re f ηT,re f

Gas natural 0,55 0,90Fuel-oil y carbón 0,42 0,85Residuos 0,22 a 0,35 0,80

Fuente: Propuesta de Directiva Europea de Cogeneración.ηE,re f = η′

E,re f/ fp,red, siendofp,red = 1,05−1,15

Consumo de energía primariade referencia:

EPre f =E

ηE,re f+

TηT,re f

Ahorro de energía primaria

AEP= EPre f −Q = E

(

1ηE,re f

−1

REE

)

Se propone un ahorro porcentual de energía primaria superior al 10%, medida según elíndice de calidad (IC):

IC =

[

1−1

ηe/ηE,con+ηt/ηT,con

]

×100

8

COGENERACIÓN

Aspectos legales


AHORRO DE ENERGÍA PRIMARIA POR TECNOLOGÍA DE COGENERACIÓN

TG TV CCGN MCIA1.- Energía total consumida kWh 100 100 100 1002.- Energía eléctrica producida kWh 32 26 55 403.- Energía térmica producida kWh 49 58 33 354.- Energía total producida kWh 81 84 88 755.- Rendimiento eléctrico equivalente 70,2 73.1 86,8 65.56.- En. primaria convencional(1) kWh 148,6 140,9 198,4 156,57.- Ahorro de energía primaria(1) (%) 32,7 29,0 49,6 36.18.- En. primaria convencional(2) kWh 118,4 116,4 146,7 118,99.- Ahorro de energía primaria(2) (%) 15,6 14,1 31,8 15,9

Rendimientos por abastecimiento convencional:ηE,con = 34%ηT,con = 90%.


9

COGENERACIÓN

Aspectos económicos


ESTUDIO DE VIABILIDAD

1. Análisis de consumos.

2. Determinación de los costes actuales y futuros de la energía.

3. Planteamiento de alternativas.

4. Determinación de los costes de la energía de cada una de lasalternativas.

5. Estimación de las inversiones.

6. Estudio de la rentabilidad.

10

COGENERACIÓN



ANÁLISIS DE CONSUMOS

La cogeneración se basa en:

Un buen aprovechamiento de la energía térmica del sistema.

El consumo de un mínimo de la energía eléctrica producida porel grupo.

Aspectos a considerear:

El tamaño del grupo se puede fijar por volumen de inversión (grupo infradimensio-nado).

Se requiere de disponer de sistema de apoyo para las paradas del grupo.

En caso de diseño ajustado al proceso, se debe analizar el funcionamiento variabledel grupo.

El grupo deberá funcionar un mínimo de 5000 h al año por viabilidad económica.

11

COGENERACIÓN



FUNCIONAMIENTO SIN SEGUIMIENTO

Demanda térmica

Dem

anda

elé

ctric

a

(P)Punto func.del grupo

Evacuaciónde calor

Calderade Apoyo

Evacuaciónde calor

Calderade Apoyo





12

COGENERACIÓN



FUNCIONAMIENTO CON SEGUIMIENTO DE LA DEMANDA TÉRMICA

Demanda térmica

Dem

anda

elé

ctric

a

(1) (2)

(3)

(4)

(B)

(A)

(C)






Funcionamiento ajustadoa la demanda térmica

13

COGENERACIÓN



PRIMAS A LA COGENERACIÓN

Instalaciones acogidas al RD 2818/1998:

R= Pm+Pr

siendoR la retribución enC/kWh, Pmel precio de mercado yPr la prima.

◦ Marzo 2005: Precio valle:Pmv = 3,9 C/kWh, Precio punta:Pmp = 5,35C/kWh.

◦ Prima:Pr = 1,41 cent/kWh (P<10MW) en 2005.

Instalaciones acogidas al RD 436/2004:

◦ Opción 1. Grupo a.1.1 (1 a 10 MW). 80 % TRM durante 10 años

◦ Opción 2. Grupo a.1.1 (1 a 10 MW). POOL + 30 % TRM durante 10 años

◦ TRM 2005 = 7,33 cC/kWh.

14

COGENERACIÓN



EJEMPLO

De una turbina de gas se conocen los siguientes datos: Pot: 7700 kWe, Efic. 30,7%, T.gases 545◦C, Flujo 29,8 kg/s. Si consideramos que los gases de escape seemplean paraproducir vapor saturado a 2 bar en una caldera de recuperación (pérdidas de calor despre-ciables), donde los gases de escape se enfrían hasta 140◦C, determinar el ahorro producidomediante el sistema de cogeneración.

15

COGENERACIÓN



EJEMPLO

Convencional Cogeneración1.- Energía primaria consumida GWh 158 (84 CT + 74 IN) 138 IN2.- Coste de la energía MC 3,57 (2.54 E + 1,03 GN) 1,93 GN3.- Emisiones de CO2 32,4 (17,3 CT + 15,1 IN) 28,2 GN


CogeneraciónRendimiento eléctrico equivalente: 66 %Índice de calidad: 13 %Ahorro económico bruto: 1,64 MC (46 %)Coste aproximado del grupo (600C/kW) 4,62 MCTiempo de retorno simple: 2,8 años

16

COGENERACIÓN

Referencias Bibliográficas


BERMÚDEZ, V., Tecnología Energética.Servivio de Publicaciones de la UPV, 2000,ISBN: 84-7721-868-4.

LEY 54/1997, de 27 de noviembre, RD 2818/1998, de 23 de diciembre, RD 436/2004,de 12 de marzo.

MOLINA L.A., MOLINA G., Manual de eficiencia energética térmica en la industria.CADEM (Grupo EVE), Bilbao, 1993, ISBN: 84-8129-022-X.

SALA, J.M., Cogeneración. Aspectos Termodinámicos, tecnológicos y Económicos.Servicio Editorial de la Universidad del País Vasco, Bilbao, 1999, ISBN: 84-7585-571-7.

17

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 19: CENTRALES TÉRMICAS [1/20]

LECCIÓN 19. CENTRALES TÉRMICAS

19.1 Introducción19.2 Esquemas de funcionamiento19.3 Partes de una central térmica19.4 Análisis termodinámico de la central





1

CENTRALES TÉRMICAS

Objetivos


1. Trazar en un diagramaT − s un ciclo de Rankine con sobrecalentamiento, recalenta-miento intermedio y precalentamiento regenerativo.

2. Conocer los elementos principales de las centrales térmicas convencionales que ope-ran actualmente en España.

3. Realizar un análisis energético y exergético de un ciclo de Rankine simplificado deuna central térmica convencional.

2

CENTRALES TÉRMICAS

Introducción


El objetivo de las centrales térmicas de vapor es el de realizar una transformación ener-gética entre la energía química de un combustible a energía eléctrica. Transformacionesenergéticas:

Energía química - energía térmica - energía mecánica - energía eléctrica

Las centrales térmicas se clasifican:

Centrales de vapor

Centrales de turbinas de gas


Centrales diesel

Además, en el siguiente tema se analizarán las centrales nucleares.

3

CENTRALES TÉRMICAS

Introducción


4

CENTRALES TÉRMICAS

Introducción


5

CENTRALES TÉRMICAS

Esquema de una central térmica


6

CENTRALES TÉRMICAS



7

CENTRALES TÉRMICAS

Circuitos de una central térmica


8

CENTRALES TÉRMICAS

Circuitos de una central térmica


9

CENTRALES TÉRMICAS

Elementos de una central térmica. Caldera


10

CENTRALES TÉRMICAS

Elementos de una central térmica. Calentadores


11

CENTRALES TÉRMICAS

Elementos de una central térmica. Calentadores


12

CENTRALES TÉRMICAS

Elementos de una central térmica. Condensador


13

CENTRALES TÉRMICAS

Elementos de una central térmica. Turbina


14

CENTRALES TÉRMICAS



15

CENTRALES TÉRMICAS

Balance energético


16

CENTRALES TÉRMICAS

Balance exergético


17

CENTRALES TÉRMICAS



EJEMPLO CICLO DE VAPOR

Presión de alta: 60 barTemperatura de alta: 480◦CPresión de baja: 0,04 bar

PUNTO T (ºC) P (kPa) h (kJ/kg) s (kJ/kg K) ex (kJ/kg)

e 182 62 774,7 2,15 146,7

s 490 62 3396 6,83 1396

1 480 60 3375 6,818 1379

2 28,97 0,04 2054 6,818 57,82

3 28,97 0,04 121,4 0,4223 0,4652

4 29,11 66 128 0,4223 7,079

5 120 66 508,3 1,522 65,01

6 188 66 801,3 2,209 156,6

7 247,7 12 2929 6,818 933,2

8 120,2 2 2585 6,818 589

9 188 12 798,6 2,216 151,7

10 120,2 2 798,6 2,277 133,9

11 120,2 2 504,7 1,53 59,05

12 28,97 0,04 504,7 1,691 11,84

18

CENTRALES TÉRMICAS



19

CENTRALES TÉRMICAS

Bibliografía


1. Agüera, J., 1999, capítulo 6.

2. Hernández, J.J., Lapuerta, M, 1998, capítulos 7 y 8.

3. Moran, M.J., Shapiro, H.N., 2004, capítulo 8.

4. Cengel, Y.A., Boles, M.A., 2002, capítulo 9.

5. IBERDROLA, Características de la Central Térmica de Escombreras.

20

AMMT UMH. TEN LECCIÓN 20: CENTRALES NUCLEARES [1/16]

LECCIÓN 20. CENTRALES NUCLEARES

20.1 Introducción.20.2 Reacción de fisión20.3 Elementos de una central nuclear20.4 Tipos de reactores





1

CENTRALES NUCLEARES

Objetivos


1. Conocer los fundamentos del mecanisco físico de la fisión ysu control.

2. Conocer los distintos tipos de centrales nucleares.

3. Realizar un esquema básico de una central nuclear de tipo convencional, identifican-do los distintos sistemas.

4. Ser consciente de la problemática real del uso de la energía nuclear.

2

CENTRALES NUCLEARES

Introducción


El objetivo de las centrales nucleares es el de realizar una transformación energética entrela energía nuclear de un combustible a energía eléctrica.Transformaciones energéticas:

Energía nuclear - energía térmica - energía mecánica - energía eléctrica

El 19 % de toda la electricidad producida lo es en centrales nucleares.

Actualmente en España hay 9 centrales nucleares operativas:

Potencia instalada: 7800 MW

Energía producida: 62 300 GWh (92 % de utilización)

3

CENTRALES NUCLEARES

Reacción de fisión


4

CENTRALES NUCLEARES



COMBUSTIBLE NUCLEAR

Uranio natural:

0,7% de235U y 99,3% de238U .

Combustible nuclear (enriquecimiento):

3% de235U y 97% de238U .

5

CENTRALES NUCLEARES



MODERADOR

La probabilidad de que la fisión ocura es inversamente proporcional a la energía de losneutrones incidentesLos neutrones deben ser frenados: moderadorv = 106 a 102 m/s.Tipos:

AguaH2O: el núcleo moderador es el hidrógeno

Agua pesadaD2O: el núcleo moderador es el deuterioD (un isótopo de hidrógenoformado por un protón y un neutrón)

Grafito: Una forma de carbono puro

6

CENTRALES NUCLEARES



BARRAS DE CONTROL

Es necesario mantener la condición de criticidad de la reacciónMaterial muy absorbente dispuestos en barras de control.Tipos:

Compuestos de boro

Aleación de Cadmio

7

CENTRALES NUCLEARES



REFRIGERANTES

Hay que evacuar el calor que se produce en el reactorRefrigerantes:

C O2

He

H2O ordinaria o pesada

Metales líquidos, Na y K

8

CENTRALES NUCLEARES



9

CENTRALES NUCLEARES



La utilización de la energía nuclear a nivel industrial se basa en el control de la fisiónnuclear.Un reactor nuclear es una instalación donde puede iniciarse, mantenerse y controlarse unareacción nuclear de fisión en cadena, con los medios necesarios para aprovechar el calorgenerado.Elementos:

Combustible. Uranio natural, U-238, enriquecido con U-235.

Moderador. Se emplea para disminuir la energía cinética de los neutrones que segeneran en la fisión

Refrigerante. Extraen de forma rápida la energía generada

Reflector. Reduce la fuga de neutrones de la reacción en cadena

10

CENTRALES NUCLEARES

Control de la fisión


El proceso de fisión debe estar controlado en todo caso debidoa que la actividad del com-bustible varía desde su valor máximo (combustible fresco) asu valor nulo (combustibleagotado).Pueden existir distintos sistemas de control:

Introducir barras de control. Constituidas por metales o aleaciones de cadmio, platao indio de gran sección eficaz. Se obtiene un control rápido pero aparecen puntoscalientes en el combustible por distorsión del flujo neutónico.

Disolviendo un absorbente en el moderador. El control es lento aunque sin producirpuntos calientes.

11

CENTRALES NUCLEARES

Tipos de reactores


Reactores térmicos (usan moderador)

Reactores reproductores rápidos (no usan moderador)

12

CENTRALES NUCLEARES

Tipos de reactores


REACTOR DE AGUA A PRESIÓNPWR

13

CENTRALES NUCLEARES

Tipos de reactores


REACTOR DE AGUA EN EBULLICIÓN BWR

14

CENTRALES NUCLEARES

Tipos de reactores


REACTOR DE URANIO NATURAL, GAS Y GRAFITO

15

CENTRALES NUCLEARES

Bibliografía


1. Agüera, J., 1999, capítulo 6.

2. Barquín, J., 2004, capítulo 9.

3. IBERDROLA, Características de la Central Nuclear de Cofrentes.

16

PROBLEMA 1

Determina el coste actualizado de producción de energía eléctrica en €/kWh si ésta es generada mediante un grupo generador Diesel de 5 kW

Datos:

•Rendimiento del motor diesel 40%

•Inversión en motor 9.000 €

•Vida útil 5 años

•Producción de energía 15000 kWh/año

•Coste actual del gasóleo C 0.95 €/l

•Densidad del gasóleo: ρ= 880 kg/m3

•PCS 43000 kJ/kg

•PCI = 41000 kJ/kg

•Inflación del gasóleo I=6%

•Tasa de descuento K=3%

energi

combi CEICF ⋅−+= )1(

∑ ++−=

+++

++

++

++−=

n

ii

nn

kFI

kF

kF

kF

kFIVAN

13

32

21

1

)1()1(...

)1()1()1(

PROBLEMA 2

La instalación de ACS de un gimnasio consume 4000 litros de agua diarios a una temperatura de referencia de 60ºC. A partir de agua de red a 15ºC, la instalación debe ser capaz de restaurar la temperatura del agua en 1 hora ante un consumo punta de 2000 l/h (60ºC)

• Calcular la potencia calorífica de la caldera (se supone que el sistema tiene unas pérdidas del 10%).

• Si la caldera de gasóleo C que se va a instalar tiene un coste de 15000 € y un rendimiento del 85%, determinar el coste máximo de una caldera de gas de condensación con un rendimiento del 105% para que pueda ser amortizado el sobrecoste en 10 años

Datos:

•Rendimiento caldera gasóleo C 85%

•Coste caldera gasóleo C 15.000 €

•Coste actual del gasóleo C 0.6 €/l

•Densidad del gasóleo: ρ= 880 kg/m3

•PCI gasóleo C 41000 kJ/kg

•Tarifa Gas Natural (Fijo) 42,31 €/mes

•Tarifa Gas Natural (Variable) 0,033259 €/kWh

)(·2 entracumpOH TTcMQ −=

inicialinvCFRCPago ·=

1)1()1(−+

+= n

n

iiiFRC

PROBLEMA 3

Mi vecino del primero propone instalar un sistema de encendido automático de la luz del ascensor por control de presencia. En la actualidad tenemos instalados 2 tubos TLD 18W que con balasto electrómecánico que consumen 45W.

La instalación del sistema automático de encendido consiste en la colocación de un balasto electrónico para alargar la vida de los fluorescentes con sucesivos encendidos y la colocación de un interruptor de presencia. La colocación del balasto electrónico mejorará la eficiencia del conjunto en un 15%.

El coste de la inversión es de 200 €. ¿Debo votar a favor o en contra en la próxima reunión de vecinos?

Coste de la energía: 0.0898 €/kWh

Número de viviendas: 8

Suponemos que el ascensor realiza 128 viajes diarios

Duración de cada encendido 2 minutos

PROBLEMA 4

Se desea instalar un sistema de energía solar térmica para calentamiento de ACS en un gimnasio que consume 4000 litros de agua diarios a una temperatura de referencia de 60ºC. A partir de agua de red a 15ºC. La instalación solar cubrirá la demanda energética en un 70%.

Las pérdidas adicionales de la instalación debidas a recirculación y pérdidas en los depósitos de acumulación auxiliares se estiman en un 10% adicional a la demanda energética de ACS.

La instalación solar térmica está situada en Alicante y el dimensionado de la misma arroja unos valores de superficie de captación de 80m2

La instalación recibe una subvención del 15%

a) El periodo de amortización de la instalación (simple)

b) Realizar estudio de financiación

El coste de la instalación solar es de 675 €/m2 de superficie de captación.

El coste de mantenimiento anual de la misma es de 500€/año

El combustible sustituido es gasóleo C

Coste gasóleo C 0,65 €/l

Densidad del gasóleo 880 kg/m3

Rendimiento de la caldera de gasóleo C 85%

PCI gasóleo C 41000 kJ/kg

Intereses del préstamo 5%

DEPARTAMENT D’ENGINYERIA DE SISTEMES INDUSTRIALS

Àrea de Màquines i Motors Tèrmics

Tecnologia Energètica

Práctica 1

Diseño de una instalación de suministro de propano de un restaurante

Se considerarán a efectos de cálculo los siguientes datos:

Presión de salida del regulador: 1,6 bar.

Presión mínima en consumos: 0,04 bar.

Densidad del propano comercial: 2 kg/Nm³

Tiempo mínimo de suministro 2 semanas.

Capacidad de vaporización de 1 botella de I-350 a 0ºC: 1,3 kg/h.

Tiempo de utilización de equipos:

Armario caliente:3 h.

Cocina de gas: 1 h.

Barbacoa: 1 h.

Freidora de gas: 1,5 h.

Baño maria: 3 h

Horno mixto: 1,5

Longitudes de tramos:

A-B: 12 m

B-F: 8,5 m

B-C: 4.5 m

C-D: 1 m

D-E: 1 m

Dimensionar el depósito de almacenamiento necesario.

Trazado y dimensionamiento de la red de tuberías a instalar.

Calcular el número de botellas de propano del tipo I-350 necesarias.

Tecnología Energética

Práctica 1. Instalaciones de combustibles gaseosos

Tecnologia Energètica. Pràctica 1 2

1 Cálculo de necesidades

El cálculo de necesidades de una instalación de combustibles comienza, como es natural en las potencias demandadas por cada uno de los elementos de consumo. Estos consumos podrán a su vez ser, o no, coincidentes en el tiempo. Por tanto, las necesidades se determinan introduciendo coeficientes de simultaneidad. 1.1 Cálculo de caudales o potencias simultáneas

1.1.1 Instalación individual doméstica

El caudal nominal de cada aparato es función de su potencia nominal y del poder calorífico superior del gas que se trate.

PCSPQ nn /= Siendo: Pn Potencia nominal del aparato (W o kcal/h) Qn Caudal nominal (Nm³/s o Nm³/h) PCS Poder calorífico superior del gas (J/Nm³ o kcal/Nm³) Para determinar en instalaciones domésticas y en algunos pequeños locales los caudales simultáneos o caudales máximos probables, en las instalaciones individuales, se puede aplicar la expresión siguiente:

2/)...( NDCBAQsi +++++= Siendo: A y B Caudales máximos nominales de los dos aparatos de mayor consumo. C,D, ..., N Caudales máximos nominales del resto de los aparatos a instalar.


La potencia nominal de utilización simultánea en las instalaciones individuales se calculará aplicando la siguiente fórmula:

PCSQP sisi ·= Siendo: Psi Potencia nominal de utilización simultánea de la instalación individual (kcal/h). Qsi Caudal máximo probable o de simultaneidad de la instalación individual (Nm³/h). PCS Poder calorífico superior del gas que se trate (kcal/Nm³). Como norma general el Psi resultante no podrá ser inferior al nivel previsto para la gasificación del grado 1, (25.800 kcal/h) según la Instrucción sobre Documentación y Puesta en servicio de las Instalaciones Receptoras de gas. 1.1.2 Agrupaciones de viviendas

Estas instalaciones se ven afectadas por la aplicación de un factor de simultaneidad para evitar el sobredimensionado. En ese caso el caudal del tramo común vendrá dado por:

∑= sisc QSQ ·

Siendo: ΣQsi Suma de los caudales máximos probables de simultaneidad de las instalaciones individuales

alimentadas por la instalación común, expresada en Nm³ /h. S Factor de simultaneidad, que es función del tipo de instalaciones a las que abastece y del modo

de operación de las mismas, principalmente de la existencia de consumo de calefacción. En el caso en el caso de agrupaciones de viviendas, se puede utilizar la siguiente tabla. Tabla I. Factor de simultaneidad para un edificio de viviendas

Nº Viviendas Factor de

SimultaneidadNº Viviendas

Factor de

Simultaneidad

1 1 8 0.45 2 0.70 9 0.45 3 0.60 10 0.45 4 0.55 15 0.40 5 0.50 25 0.40 6 0.50 40 0.40 7 0.50 >50 0.35


Este factor es igualmente válido si el cálculo de simultaneidad se realiza sobre las potencias. En este caso, el caudal tendrá la forma:

∑= sisc PSP ·

Siendo: Qsc caudal simultaneo del tramo Nm³/s o (Nm³/h). Psc potencia nominal de utilización simultánea de la instalación común W o (kcal/h). PCS poder calorífico superior del gas que se trate J/Nm³ o (kcal/(h*Nm³)). El caudal simultáneo de la agrupación de viviendas y la potencia simultánea de la agrupación siguen cumpliendo la relación

PCSPQ scsc /= 1.1.3 Instalaciones de uso comercial o colectivo

Los casos para el cálculo de la simultaneidad pueden ser muy diversos, por lo que debe ser seleccionado por el proyectista, atendiendo a las características concretas del proyecto.


2 Instalaciones de suministro de gas natural

El gas natural se distribuye canalizado y estado gaseoso por parte de las compañías suministradoras. Circula a presiones entre 4000 y 220 mbar en las zonas de red donde el suministro es convencional. Este suministro puede ser en: media presión: P > 0,05 bar (500 mm.c.a) baja presión: P ≤ 0,05 bar (500 mm.c.a) En caso de ser en media presión será necesario colocar uno o más reguladores para conseguir la presión de utilización en los consumos.


2.1 ERM (estación de regulación y medida)

Para grandes consumos de redes de gas natural se utilizan estaciones de regulación y medida como punto de conexión con la red. La las ERM se seleccionan en función de la demanda solicitada y las presiones de la red, no siendo necesario cálculo propiamente dicho. Es necesario incorporar una cantidad importante de elementos esenciales y que están definidos en la normativa. Además de las exigencias de la normativa actual, deberemos contemplar en los casos en los que sea necesario los siguientes aspectos para asegurar el buen funcionamiento de nuestra instalación

• Toda estación de regulación y/o medida deberá ir provista de dispositivos de seguridad para prevenir la elevación de la presión de explotación a lo largo de la canalización en caso de fallo del regulador de presión.

• Deberán instalarse separadores adecuados de líquidos cuando la presencia de vapores

condensables o arrastres de productos líquidos sean previsibles bajo las condiciones de presión y temperatura consideradas, y en cantidades que pudiesen entorpecer el buen funcionamiento de los reguladores, los contadores y los dispositivos de seguridad.

• Deberán instalarse filtros adecuados cuando exista la posibilidad de acumulación de polvo en

cantidades que pudieran entorpecer el funcionamiento correcto de los reguladores, los contadores o los dispositivos de seguridad.

• Cuando exista la posibilidad de formación de hielo o hidrato, deberán disponerse dispositivos

de recalentamiento del gas y anti-hielo u otras medidas apropiadas. En el caso que sean usados intercambiadores de calor para la calefacción del gas, deberá tenerse especial atención en impedir la penetración de gas en el circuito del dispositivo de calefacción.

• Todo el sistema eléctrico situado en el interior de la zona clasificada en con riesgo de

explosión cumplirá lo establecido en la instrucción MIE-BT-26 del Reglamento para Baja Tensión.

• Para evitar la formación de chispas por electricidad estática, se unirán a tierra todas las partes

metálicas de la estación, debiéndose aislar eléctricamente de las canalizaciones de entrada y salida de la misma, a fin de no perturbar la protección catódica de la red.


En el esquema inferior se indican los diferentes elementos, colocados según el sentido del flujo, que suelen componer una ERM.

1 Toma de presión en MPB 2 Llave de seccionamiento de entrada 3 Filtro 4 Regulador con VIS de máxima - VIS de mínima y VES 5 Toma de presión en BP 6 Llave de seccionamiento de salida 7 Recogedor donde se podrá colocar el manómetro 8 8 Recogedor donde se podrá colocar el manómetro 8 Nota: En válvulas de seguridad en gas se distingue entre: VIS Válvula interruptora de seguridad. VES o VAS Válvula de seguridad de escape o de alivio.


2.2 Dimensionado de tuberías

Para el cálculo de tuberías se consideran básicamente dos restricciones. Por un lado la limitación de la presión mínima disponible en el punto de consumo. Y por otro lado un límite de velocidad máxima. Para simplificar los cálculos y uniformizar las presiones, las caídas de presión dependiendo del tramo considerado están limitadas por las compañías suministradoras según el tipo de instalación. Estos dos criterios, junto con las limitaciones de las compañías en cuanto a los límites máximos de las pérdidas de carga serán las herramientas a utilizar para el dimensionado de nuestra instalación. Como es lógico, el criterio más restrictivo será el adoptado para el cálculo del diámetro de nuestra tubería. 2.2.1 Materiales

Las compañías distribuidoras de gas tienen normas por las que se regulan las redes de las que son responsables, debido a lo cual ponen restricciones a los materiales a utilizar, así por ejemplo gas natural permite los siguientes materiales:

Denominación Materiales

Alta presión B (APB) Acero (UNE 60 309)

ALTA PRESIÓN

Alta presión A (APA) Acero (UNE 60 309)

MEDIA PRESIÓN Media presión B / A Acero (UNE 60 309) Polietileno (UNE. 53 333)

BAJA PRESIÓN Baja presión (BP) Acero (UNE 60 309) Cobre (UNE 37 141)

Polietileno (UNE. 53 333)


2.2.2 Criterio de velocidad para el dimensionado de tuberías

En instalaciones de gas convencionales, la velocidad del gas en el tubo se limita a 20m/s, algunos autores amplían ese margen en el caso de tuberías enterradas de distribución hasta velocidades máximas de 30m/s. Se trata sobre todo de evitar altas velocidades en tuberías que pueden producir ruido, arrastre de agua, erosión de las tuberías, etc. Para el cálculo de la misma se suele utilizar la fórmula:

2··378DPZQv =

Donde: V Velocidad del gas (m/s) Q Caudal de gas (Nm³/h) Z Coeficiente de compresibilidad del gas ≈ 1 P Presión absoluta al final del tramo (bar) D Diámetro interior de la tubería (mm) Para las presiones a las que se trabaja habitualmente con los gases combustibles, Z es prácticamente igual a 1. Se define Z como relación entre el volumen que ocupe el gas real con el que ocuparía la misma cantidad de gas perfecto. La bibliografía también suele tomar como factor de compresibilidad o como factor de supercompresibilidad el valor Fpv = 1 2.2.3 Criterio de pérdida de carga

Para el cálculo de las pérdidas de carga en instalaciones de gas se utiliza generalmente la fórmula de Renouard, que es una simplificación de la fórmula de White-Colebrook. Esta formula presenta dos formas, una para presiones superiores a 0,05 bar (AP y MP) y otra para presiones menores (BP). Para presiones superiores a 0,05 bar, se utiliza la siguiente:

82.4

82.122 ··

·6.48D

QLdPP eqs

fi =−

Válida siempre que Q/D <150 y para Re < 2*106 Donde: D Diámetro interior del tubo (mm) ds Densidad ficticia del gas Leq Longitud equivalente (m) Q Caudal (Nm³/h) Pi Presión absoluta al inicio del tramo (bar) Pf Presión absoluta al final del tramo en (bar)


Los valores típicos de la densidad ficticia son: Gas natural = 0,62 Gas ciudad = 0,6 Butano = 1,44 Propano = 1,16 Para presiones inferiores a 500 mm c.a., se considera válida la siguiente:

82.4

82.1··232000

DQLd

PP eqsfi =−

Válida siempre que Q/D <150 y para Re < 2*106 Donde: D Diámetro interior del tubo (mm) ds Densidad ficticia del gas Leq Longitud equivalente (m) Q Caudal (Nm³/h) Pi Presión absoluta al inicio del tramo (mm c.a.) Pf Presión absoluta al final del tramo (mm c.a.) Los valores típicos de la densidad ficticia son: Gas natural = 0,62 Gas ciudad = 0,6 Butano = 1,44 Propano = 1,16 Cálculo de la longitud equivalente En las instalaciones de gas convencionales, suele darse como válido un valor de pérdidas de carga por singularidades no contempladas de 20%, por lo que se considera lo siguiente:

Leq = Lreal x 1,2 2.2.4 Método para el dimensionado de tuberías (pérdida de carga lineal)

La forma de proceder será la siguiente:

1 El primer parámetro que nos tenemos que fijar es la pérdida de carga máxima que podemos tener en nuestra red o bien la presión mínima que debemos asegurar en cada uno de los consumos. Este parámetro bien nos viene impuesto por la compañía o por la presión mínima de funcionamiento de los equipos conectados a nuestra red.

2 Elegimos el punto de consumo más alejado de la instalación que será el más crítico.


3 Suponiendo una pérdida de carga lineal desde el inicio de la instalación hasta el punto más alejado, podemos averiguar la presión teórica que tenemos en cada derivación. Ya podemos dimensionar los conductos con el criterio de pérdida de carga admisible. El criterio de pérdida de carga nos dará unos diámetros que no se corresponden con los comerciales y debemos de ir, como es lógico al diámetro comercial inmediatamente superior. Ya con el diámetro comercial, calcularemos la velocidad del tramo para ver si está por debajo del máximo admisible (20m/s). Se puede volver a recalcular la pérdida de carga real utilizando el diámetro comercial o, como no nos afectará demasiado para el dimensionado podemos utilizar el valor teórico de diseño.

4 Una vez dimensionado el que llamaremos tramo principal y conocidas las presiones en las

derivaciones (bien las teóricas o las reales), pasaremos a calcular los diámetros de las demás ramas utilizando el criterio de pérdida de carga admisible y comprobando que no superamos la velocidad máxima permitida tal y como habíamos hecho con el tramo principal.


3 Instalaciones de suministro de gases licuados del petróleo (GLP)

Los principales gases licuados que se utilizan para suministro energético en instalaciones tanto industriales como domésticas son el butano y el propano. Las instalaciones de GLP constan de un depósito de Gas licuado a presión. Este gas se vaporiza proporcionando el gas a la instalación de distribución. A la salida de los depósitos se sitúa un regulador para conseguir que la presión en la instalación se mantenga constante. La presión de vaporización mínima en el depósito debe ser igual superior a la presión que necesitamos en la instalación mas la pérdida de carga del regulador. En el caso del propano se utilizan presiones típicas de salida después del regulador de 1,6 bar. Antes de los consumos se sitúa un último regulador que reduce la presión a valores de consumo en baja presión aproximadamente 40 mbar. La única diferencia entre una instalación con suministro de red y una instalación con depósito de combustible estriba en que es necesario garantizar una mínima presión en el depósito para que los reguladores funcionen correctamente y puedan así suministrar la presión necesaria en los consumos.


3.1 Cálculo del almacenamiento

El diseño del almacenamiento específico de gases licuados. Esta ligado a dos condicionantes físicos. Uno de ellos es la evidente necesidad de un almacenamiento mínimo. El otro es menos evidente. Se trata de la necesidad de que el depósito presente la superficie suficiente de intercambio térmico, como para poder absorber el calor necesario para la evaporación y poder asegurar al mismo tiempo la presión mínima requerida para poder asegurar el suministro de combustible. En caso de no poder realizarse este intercambio térmico, la temperatura en el depósito disminuirá, por tanto también lo hará la presión de evaporación y como consecuencia, el caudal vaporizado se reducirá, no siendo posible alimentar la demanda solicitada. 3.1.1 Cálculo del depósito por el criterio de velocidad de evaporación

Depósitos Determinaremos la superficie necesaria para garantizar el aporte de calor desde el exterior necesario para producir la evaporación del combustible necesaria sin que la presión nos baje en el depósito del mínimo requerido (1,5 ó 1,6 bar). Para instalaciones de depósitos de propano la fórmula comúnmente utilizada para averiguar la superficie necesaria para la correcta evaporación del GLP es la siguiente:

tcQCE

St

e

∆⋅⋅⋅

=

Donde: S Superficie del depósito, necesaria para evaporar correctamente (m²) E Cantidad de propano a evaporar (kg/h) Ce Incremento de entalpía de vaporización (kcal/kg) QT Coeficiente de transmisión térmica de la chapa del depósito (kcal/h·m·ºC) C Coeficiente de llenado para el 20% = 0,34 ∆T Variación de temperatura (Texterior - Tvaporización ) en ºC o K En la inmensa mayoría de los casos se tomarán los siguientes valores. Para el Propano Ce=92 kcal/kg Para el acero QT = 12 kcal/h·m·ºC Para el propano Tvap = -20 ºC para una presión de 1,5 kg/cm² Instalaciones de botellas En el caso de instalaciones de botellas, es necesario tener los datos de vaporización en función de la temperatura exterior para las bombonas, estos datos dependen del tipo de bombona que use el distribuidor. El número de bombonas necesario será:

psic VQN /=


Donde: NC Número de bombonas en descarga simultánea Qsi Caudal simultáneo (kg/h) Vp Vaporización de una bombona (kg/h) 3.1.2 Cálculo del volumen del depósito por el criterio de tiempo mínimo de autonomía

Depósitos Se debe tener en cuenta que el depósito ha de garantizar un tiempo mínimo de suministro. Y que es necesario calcular la cantidad de propano necesaria que se gastará durante este período de tiempo en función de las utilizaciones de cada uno de los aparatos. Hay que tener en cuenta que según prescribe el reglamento, un depósito no se puede llenar más del 85% del volumen total y tampoco se debe vaciar por debajo del 20%, por lo que el volumen útil a considerar es del 65% del volumen total geométrico. Así pues, según este precepto del reglamento, el volumen útil es:

Tu VV ·65.0= Vu Volumen útil VT Volumen total Normalmente calcularemos los consumos en kg de combustible, por lo que será necesario considerar la densidad del mismo. Si consideramos la densidad del propano comercial líquido es de 510 kg/m³, la carga útil será:

)(5.33151065.0)( 3mVVkgC TTu ⋅=⋅×= Siendo: Cu Carga útil (kg) VT Volumen total del depósito (m3)


Instalaciones de botellas Se da por supuesto que todos los distribuidores de GLP cumplen con los condicionantes respecto a volúmenes máximos de llenado en las botellas que suministran. Básicamente para instalaciones medias se utilizan las botellas de propano con una carga de 35 kg (I-350). En instalaciones más pequeñas pueden usarse botellas de 11 kg (UD-110). En el caso del butano se emplean normalmente la de 12,5 kg (UD-125). Lo que corresponde directamente con la carga útil. Las instalaciones de botellas excepto en pequeñas instalaciones domésticas, se calculan con dos bloques de botellas y cambio automático cuando uno de los bloques se consume. 3.1.3 Dimensionado de tuberías

El sistema de cálculo de las tuberías puede considerarse equivalente al del cálculo expuesto anteriormente para instalaciones de gas natural, cambiando únicamente los valores de presiones típicos y propiedades del gas. Para el propano se toma una presión mínima de 1,6 bar que es la que suministra el regulador a la salida del almacenamiento y se limita la pérdida de carga a lo largo de la canalización (hasta el regulador del consumo) a un 25%, es decir 0,4 bar. Esta caída de presión puede repartirse uniformente (calculando los diámetros mediante la fórmula de Renouard). O elegirse de antemano la caída en cada tramo.


Anexos

Demandas

Tabla 2. Potencias de los principales consumos domésticos.

Aparato Potencia Nominal (kcal/h)

Cocina-horno 10.000

Encimera 5.000

Calentador instantáneo (10 l/min) 20.000

Caldera mixta 20.000

Caldera de calefacción 12.000

Secadora 4.000

Poderes caloríficos

Tabla 3. Poder calorífico de los principales combustibles gaseosos

PCS en Volumen

(kcal/Nm³)

PCS en masa (kcal/kg)

Gas natural De 9000 a 10500

Propano Comercial 11600

Butano comercial 11800


Tuberías

Tubos de acero

Serán de acero estirado sin soldadura o acero soldado helicoidal o longitudinalmente. La calidad de la tubería se ajustará a la norma DIN 1629, grado ST 35.1 o ST 37.0 y sus dimensiones a las normas DIN 2440 o DIN 2448. Los tubos se fabricarán con acero de los tipos indicados en la norma UNE 36.090 u otra de reconocido prestigio. Los tubos soldados se fabricarán por conformación mecánica de una banda y se soldarán con soldadura a tope o mediante soldadura eléctrica por resistencia (contacto o inducción)


Tubos de polietileno

Los tubos se fabricarán de acuerdo con la norma UNE 53.333, pero aplicando las restricciones que se establecen en esta especificación y en el Reglamento de Redes y Acometidas de Combustibles Gaseosos. Cumplirán con las características que se marcan en la siguiente tabla.

SDR DN

(mm)

Espesor

(mm)

Ø INT (1)

(mm)

Ø INT (2)

(mm) MPA-BP MPB

32 3,0 26,0 - 11 11

63 5,8 51,4 - 11 11

90 8,2 73,6 - 11 11

110 10,0 (6,3) 90,0 97,4 17,6 11

160 14,6 (9,1) 130,8 141,4 17,6 11

200 18,2 (11,4) 163,6 177,2 17,6 11

315 18,2 (11,4) - 279,2 17,6 11

(1) Para tubería SDR 11 (2) Para tubería SDR 17,6

Las tolerancias tendrán que cumplir lo indicado en la norma UNE 53.333. Las tuberías tendrán que haber cumplido los ensayos definidos en la norma 53.333. La tubería para diámetros inferiores o iguales a 90 mm podrá ser de tubos rectos de 8 m o de rollos, para diámetros superiores sólo se permitirá la suministrada en tubos de 8 m ó 12 m para diámetros nominales de 110 mm y 160 mm. Se podrá utilizar para MPB, MPA y BP cumpliendo las condiciones de montaje.


Cobre estirado sin soldadura

Los tubos se fabricarán de acuerdo con la Norma UNE 37.141, pero aplicando las restricciones que se establecen en esta especificación y en el Reglamento de Redes y Acometidas de Combustibles Gaseosos.

Espesor (mm): 0.75 1.0 1.2 1.5 2.0 2.5

Diámetro exterior

(mm)

Diámetro interior

(mm)

6 4,5 4 -- -- -- --

8 6,5 6 -- -- -- --

10 8,5 8 -- -- -- --

12 10,5 10 -- -- -- --

15 13,5 13 -- -- -- --

18 16,5 16 -- -- -- --

22 -- 20 19.6 19 -- --

28 -- 26 25.6 25 -- --

35 -- 33 32.6 32 -- --

42 -- 40 39.6 39 -- --

54 -- -- 51.6 51 -- --

64 -- -- -- 61 60 --

76 -- -- -- 73 72 --

89 -- -- -- -- 85 84

108 -- -- -- -- 104 103


Presiones de vaporización de los GLP

Temperatura

(ºC)

Presión de Vaporización

(aproximada) (bar)

Propano Butano

-40,0 0,09

-34,4 0,38

-28,9 0,74

-23,3 1,15

-17,8 1,62

-12,2 2,16

-6,7 2,81

-1,1 3,56

4,4 4,36 0,2

10,0 5,32 0,5

15,6 6,38 0,8

21,1 7,54 1,1

26,7 8,83 1,5

32,2 10,29 2,0

37,8 11,88 2,6

43,3 13,60 3,2


Botellas GLP

Instalación tipo de botellas de propano I-350 (el número de botellas es variable).


Nº de bombonas

total

Long. (a) de

caseta (m)

Nº de

puertas

Colocación de las botellas

2 1,1

4 1,8

6 2,5

1 En línea

8 3,2 En línea

10 3,9 En línea

12 4,60 ó 3,24

2

Línea o tresbolillo

14 3,7

16 4,06

18 4,48

2 Tresbolillo

20 4,88

22 5,3

24 5,68

26 6,1

28 (Máximo) 6,3

3 Tresbolillo


Depósitos de GLP

Depósitos con capacidad de almacenamiento hasta 36.000 l.


Simbología de instalaciones de gas

Tecnologia Energètica. Pràctica 1

26

Tecnologia Energètica. Pràctica 1

27

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE SISTEMAS INDUSTRIALES Área de Máquinas y Motores Térmicos


Práctica 2

Diseño de una instalación de suministro de gasóleo para una caldera de calefacción

En un edificio industrial que posee un tanque de gasóleo enterrado se quiere instalar una

caldera de calefacción con una potencia nominal de 400kW. Esta caldera se prevé que

funcione ininterrumpidamente durante 24h y con un depósito que alimente por gravedad la

caldera que se encuentra a 1 m por encima del nivel del quemador. Se trata de una empresa

que realiza tres turnos de trabajo y posee un tanque de combustible de 30m3 para alimentar

las calderas destinadas al proceso industrial

Datos del problema: PCI del gasóleo 43.200 kJ/kg Densidad del gasóleo 900 kg/m3 El

depósito nodriza está a una distancia de la caldera de 30m

a) Dimensionar el depósito nodriza (pequeño) para una autonomía de 2 días si dejase

de funcionar la bomba. Considerar un volumen un 20% superior al volumen

resultante.

b) Seleccionar el diámetro de tubería según las tablas que nos da el fabricante de la

caldera.

c) Colocar en la instalación, tanto en el depósito enterrado como en el de alimentación

de la caldera todos los elementos necesarios en la instalación.

d) Tipo de gasóleo a utilizar.


Pràctica 2. Instalaciones de combustibles líquidos

Tecnología Energética. Práctica 2 Combustibles líquidos

2

1 Clasificación de los combustibles líquidos

El reglamento de productos químicos, en una de sus instrucciones técnicas complementarias, ITC-MIE-APQ 001, realiza una clasificación de los productos inflamables en los siguientes grupos: Clase A Productos licuados cuya presión absoluta de vapor a 15 °C sea superior a 98 kPa (1 kg/cm²). (Gas natural, propano, propileno, cloruro de metilo,...). Clase B Productos cuyo punto de inflamación es inferior a 55 °C y no están comprendidos en la clase A (Gasolinas, querosenos, naftas, acetona,...).

Clase C Productos cuyo punto de inflamación está comprendido entre 55°C y 100°C (gasóleos, fuelóleos, fenol, formaldehído,...). Clase D Productos cuyo punto de inflamación es superior a 100°C (Betunes, alquitranes,...). Los combustibles líquidos comerciales utilizados en la industria para producción de calor o alimentación de motores son en su inmensa mayoría líquidos inflamables derivados del petróleo de calidad inferior a las gasolinas y las naftas, es decir gasóleos y fuelóleos. Aunque los fuelóleos presentan una cierta importancia en los grandes transportes transoceánicos, su menor utilización en el resto de la industria, sobre todo de pequeño y mediano tamaño, así como su cada vez menor uso debido a problemas de utilización y medioambientales, va ha hacer que nos centremos en instalaciones de gasóleo, mucho más extendidas. Los gasóleos, en cuanto a composición, son combustibles líquidos destilados del petróleo, formados por mezclas complejas de hidrocarburos de cadena entre 14 y 20 carbonos, cuyo intervalo de ebullición está entre 220 y 390 ºC. Situándose por tanto entre las gasolinas y los fuelóleos. Los gasóleos son productos químicos inflamables de clase C. Pero a su vez los gasóleos se clasifican en tipo A, B y C.


3

Los gasóleos A y B se utilizan para automoción y no hay más diferencias físicas entre ellos que el color. Por el contrario el gasóleo de tipo C es de calefacción y tiene unas restricciones legales distintas en cuanto a sus propiedades.

2 Propiedades de los combustibles líquidos

Los gasóleos son compuestos muy heterogéneos y de composición variable, por lo que su caracterización se basa en el ensayo y medida de las distintas partidas. Siendo muchas de las propiedades y ensayos usados únicamente en este tipo de combustibles. 2.1 Características físicas básicas

Densidad relativa (respecto al agua a 4ºC y 1 atm). Es función (en el campo de uso aproximadamente lineal K=0.00068) de la temperatura y la referencia se suele medir a 15ºC.

Poder calorífico (superior e inferior) 2.2 Características relacionadas con la composición

Contenido en azufre Es importante por causar corrosión y contaminación ambiental. Depende de la composición exacta del combustible.

Contenido en agua y partículas sólidas Estabilidad a la oxidación Resistencia del producto a la oxidación (implica la formación de gomas y polímeros).


4

Contenido en cenizas Es el residuo inorgánico que queda tras calcinación del residuo que queda tras la combustión. 2.3 Características relacionadas con la combustión

Punto de inflamación Temperatura a la cual se emiten suficientes vapores como para inflamarse en presencia de llama. Residuo carbonoso Ramsbottom Tendencia del combustible a producir inquemados. Índice de cetano Se emplea únicamente en motores e indica la rapidez de la combustión mediante la comparación con mezclas de n-cetano con ∝ -cetil-naftaleno. El índice de cetano es el porcentaje de n-cetano en la mezcla equivalente que posee el mismo poder de combustión. 2.4 Características relacionadas con el Transporte

Viscosidad cinemática, en centistokes (mm²/s). Punto de enturbiamiento y punto de obstrucción del filtro en frío (POFF) Indica las temperaturas mínimas de uso del gasóleo, viene limitada por la formación de hidrocarburos de cadena muy larga (parafinas).

Valores típicos medios de ciertas propiedades

Propiedad A - B C

P.C.I. (Kcal/Kg) 10.800 9.800

Residuo Carbonoso 0,3 % 0,35 %

Viscosidad cinemática 2,95 cSt 3,1 cSt

POFF (ºC) - 4 / -20 - 11


5


6


7

3 Instalaciones de combustibles líquidos

3.1 Tanques

Los tanques de almacenamiento de productos líquidos inflamables de la clases B, C y D no se encuentran a presión, ni cumplen más misión que la de almacenar el producto manteniéndolo inalterado. Debido a esto, el único punto de cálculo es el correspondiente al volumen mínimo de acumulación. De todas formas la justificación de la disposición del depósito si está sujeta a múltiples comprobaciones, debido al peligro intrínseco de los combustibles y a la alta toxicidad de sus fugas. Todo esto se encuentra reflejado en la MI-IP-03 Reglamento de instalaciones petrolíferas de uso propio. Las disposiciones permitidas son múltiples: Enterrados

Los tanques se instalarán con sistema de detección de fugas, tal como cubeto con tubo buzo, doble pared con detección de fugas. Se limitará la capacidad total de almacenamiento, en interior de edificaciones, a 30 m³ para líquidos de la clase b y 100 m³ para los de las clases c y d. De superficie

Los tanques, en caso de ser necesario, dispondrán de protección mecánica contra impactos exteriores. Los tanques de simple pared estarán contenidos en cubetos. A menos que contengan menos de 1.000 litros de productos de las clases c o d, en los que se puede usar una bandeja de recogida con una capacidad de, al menos, el 10 por 100 de la del tanque. En el interior de edificios

La capacidad total de almacenamiento dentro de edificaciones se limitará a 3 m³ para los productos de la clase b y a 100 m³ para los productos de las clases c y d. En los almacenamientos con capacidad no superior a 5.000 litros para los productos de las clases c y d, la distancia mínima entre el tanque y la caldera u otro elemento que produzca llama o calor será de


8

1 metro en proyección horizontal o en su defecto 0,5 metros con tabique de separación entre ambos, con una resistencia mínima al fuego de 120 minutos. Todos los almacenamientos de la clase b y los de capacidad superior a 5.000 litros de las clases c y d, deberán estar situados en recinto dedicado exclusivamente a este fin. En el exterior de edificios

La capacidad del cubeto cuando contenga un solo tanque será igual a la de éste, y se establece considerando que tal recipiente no existe; es decir, será el volumen de líquido que pueda quedar retenido dentro del cubeto incluyendo el del recipiente hasta el nivel de líquido del cubeto. En fosa

Cerrada, abierta o semiabierta. Semienterrados

En disposición semienterrada, el depósito se cubre con arena a pesar de estar parcialmente situado por encima de la cota de rasante.

En donde, las dimensiones expresadas deben ser: a) debe estar comprendido entre 0,5 m como mínimo y 1,5 m como máximo. b) debe ser 1 m como mínimo. c) y d), según lo establecido en las normas UNE-EN 976(2) y UNE 109.502 (dependiendo del tipo de tanque).


9

3.2 Tuberías

3.2.1 Materiales

“Las tuberías para las conducciones de hidrocarburos serán de fundición dúctil, acero, cobre plástico u otros materiales adecuados para la conducción del producto petrolífero de que se trate, siempre que cumplan las normas aplicables UNE 19 011, UNE 19 040, UNE 19 041, UNE 19 045, UNE 19 046 y UNE-EN 1057. Para la tubería de cobre el espesor de pared mínimo será de 1 milímetro.” 3.2.2 Tipos de tuberías Tubería de carga, para el llenado del depósito. Tubería de ventilación Permite que el vaciado y el llenado del depósito re realice sin que se produzcan variaciones de presión. Tubería de extracción, o de aspiración, del combustible. Es el encargado de alimentar a los consumos. Tubería de retorno Puede existir o no dependiendo del tipo de instalación realizado. Por ejemplo un retornodel regulador al depósito. 3.2.3 Dimensionado de redes de tuberías

Las tuberías de carga y ventilación vienen determinadas por la norma MI-IP03. Las tuberías de extracción y retorno se dimensionan de acuerdo con las pérdidas de carga, dependiendo de las capacidades de bombeo disponibles y admisibles en los consumos. Se utilizan formulas normales de cálculo de instalaciones de fluidos incompresibles tales como: Darcy – Weisbach Donde: hf = Perdida de carga en el tramo que se estudia. L = Longitud del tramo considerado de una tubería. D = Diámetro de la tubería en el tramo que se considera. f = Factor de fricción determinado en función de la relación entre la rugosidad absoluta del material y el diámetro de la tubería (e/D), así como el número de Reynolds (Re).


10

Cuando el régimen es laminar, el número de Reynolds Re < 2.000, el factor de fricción se puede obtener con la fórmula de Poiseville: Y en general siempre se puede usar la fórmula de White – Colebrook: Siendo la relación que existe entre la rugosidad absoluta y el diámetro de la tubería (ε/D) la llamada rugosidad relativa (εr). Y el número de Reynolds Donde: Re = Número de Reynolds ρ = Densidad del fluido µ= Viscosidad absoluta del fluido v = Velocidad del fluido En las longitudes se emplea la longitud equivalente, mediante la siguiente tabla o aplicando un 20% más de longitud.

Diámetro del

tubo en mm. Codo de 90º Curva de 90º

Válvula de

retención

Válvula de

compuerta

25 2 1 4 2

32 2,5 2 4 2

40 2,5 2 4 2

50 2,5 2 5 2

60 3 2 5 3


11

3.3 La instalación de combustible líquido

3.3.1 Componentes del sistema

Depósito. Boca de carga. Tuberías. Válvulas. De corte. Antiretorno. De seguridad. Reguladoras de presión. Bombeos. Filtros. Depósitos nodriza. Resistencias de calentamiento. Botellas tranquilizadoras.

3.3.2 Componentes adicionales

Protecciones anti-corrosión. Cubetos. Tubos buzos.

Indicadores de nivel. 3.3.3 Tipos de instalación


12


13

Ejemplo extraído del catálogo de un quemador.


14

TECNOLOGÍA ENERGÉTICA PRÁCTICA nº3

Estudio Energético de una

instalación de bombeo de agua

Tecnología Energética.

1

1 Introducción

La mayoría de instalaciones hidráulicas que se realizan suelen estar diseñadas para cubrir unas necesidades ya de por sí holgadas. La selección tanto de bombas como de tuberías la tendencia es a elegir diámetros y bombas comerciales por encima de las características que necesita nuestra instalación. Ello nos lleva a la situación de que el caudal de la mayoría de las instalaciones puede ser excesivo, bien desde el punto de vista energético como desde el punto de vista de confort ya que podemos haber calculado una instalación con unas velocidades en conductos que no superen unos máximos para evitar ruidos y la selección de la bomba nos va a llevar a velocidades excesivas en algún tramo de la instalación. En esta práctica estudiaremos el funcionamiento de una instalación hidráulica y evaluaremos las posibles mejoras para conseguir un ahorro energético de la misma adaptando el caudal a las necesidades de nuestra instalación. 2 Descripción de la práctica

Podemos suponer que nuestra instalación de Laboratorio simula una instalación real donde una bomba impulsa agua a un fan-coil, climatizador o similar desde un depósito de inercia respondiendo al siguiente esquema: 3 Realización de la práctica

3.1 Determinacion de las condiciones iniciales de funcionamiento

Con ayuda de las válvulas del sistema intentaremos conseguir el caudal real al que hemos considerado que pasa a través de nuestro sistema en condiciones reales, es decir 50 l/min. En este punto de funcionamiento determinaremos el punto de funcionamiento de la bomba (P, Q), el consumo de la misma y calcularemos su rendimiento.

Presión (bar) Caudal (l/min) Consumo (W)

La potencia útil comunicada a un fluido es la siguiente:

PQPut ∆⋅= Put (W) ∆P (Pa) Q (m3/s) ( 1 bar = 105 Pa)


2

El tratamiento de los datos de la bomba nos da los siguientes resultados:

Potencia comunicada al fluido (W)

Consumo eléctrico (W)

Rendimiento de la bomba (%)

En la realidad es probable que sólo podamos conocer el dato de presión, por lo que deberemos entrar en la curva de la bomba y obtener el caudal que está circulando.

Si obtenemos el dato de caudal a través de la curva de la bomba: (1 bar = 10,2 m c.a. 1 bar ≅ 10 m c.a.)

Presión (bar) Caudal (l/min) (gráfico)

Potencia comunicada al

fluido (W)

Consumo eléctrico (W) Rendimiento de

la bomba (%)


3

Con estos datos intentaremos averiguar cual es la curva caudal-pérdida de carga del fan coil o climatizador. Si tuviésemos una instalación convencional sin variador de frecuencia podríamos suponer que dentro de un rango de caudales cercanos al punto obtenido la pérdida de carga del climatizador es proporcional al cuadrado del caudal que pasa por ella:

)/(·)( 32 hmQKbarP =∆ ∆P (bar) Q (m3/h)

)/(·)( 32 hmQbarP =∆ Otra forma de obtener la curva utilizando la instalación del laboratorio sería leer la presión que nos suministra la bomba para varios puntos de caudal mediante la variación de velocidad de giro de la bomba. La energía que está degradando la unidad de fan coil se puede obtener utilizando la expresión siguiente:

acacr PQP argargdeg ∆⋅=

Pdegr (W) ∆Pcarga (Pa) Qcarga (m3/s) Una vez tenemos los datos del punto de funcionamiento, intentaremos corregir el caudal de la instalación para adaptar éste al de diseño, que debe ser suficiente para satisfacer las necesidades de nuestra instalación, es decir a 35l/min. Para ello utilizaremos tres sistemas diferentes de regulación del caudal, anotaremos los mismos datos que para el funcionamiento actual y analizaremos cual de los sistemas es energéticamente más conveniente. 3.2 Regulación por válvula serie

La primera consiste en aumentar las pérdidas de carga en la red mediante el cierre de la válvula en serie con la impulsión de la bomba, hasta llegar al caudal de diseño. Anotaremos el punto de funcionamiento de la bomba

Presión (bar) Caudal (l/min) Consumo (W) Rendimiento de la bomba (%)


4

3.3 Regulación por válvula paralelo

La segunda es el derivar parte del caudal de la bomba de nuevo hacia el depósito sin pasar por nuestra red de distribución.

Presión (bar) Caudal (l/min) Consumo (W) Rendimiento de la bomba (%)

3.4 Regulación por variación de frecuencia

Con la ayuda del variador de frecuencia que tiene instalado la bomba, reduciremos las revoluciones de la misma para adaptar la instalación al caudal teórico de diseño.

Presión (bar) Caudal (l/min) Consumo eléctrico (W)

Rendimiento de la bomba (%)

2.4 Cálculos de consumo

Una vez realizados estos ajustes por los diferentes sistemas y anotado el punto de funcionamiento de la bomba, consumo y calculado el rendimiento de la instalación, pasaremos a realizar los cálculos pertinentes para analizar si nos interesa actuar sobre el sistema en caso de tener un circuito sobredimensionado y si fuese así, averiguar el método que nos conviene adoptar para conseguir el máximo ahorro energético y analizar el ahorro los costes que pudiese tener una inversión a la hora de aplicar alguno de los tres sistemas. Con los datos anteriores calcularemos los ahorros en energía que se producen con cada una de las posibilidades (dejarla como está, regular con válvula serie o paralelo, regular con el variador).

Instalación Caudal (l/min)

Potencia consumida

(W)

Consumo anual 3000 h/año

(kWh)

Consumo anual 8760 h/ año

(kWh) Inicial (50l/min) 50

Regulación válvula serie 35

Regulación válvula paralelo 35

Regulación con variador 35 Con estos datos calcularemos la curva resistente del sistema en cada caso y la dibujaremos en la siguiente gráfica, para la situación inicial y cada una de las actuaciones propuestas. Indicando los puntos de funcionamiento inicial y de cada situación.


5

Pres

ión

(bar

)

Cau

dal

(l/m

in)


6

2.4 Estudio de viabilidad de mejoras

Una vez hecho esto evaluaremos la viabilidad económica de las posibles mejoras. Precio de la energía eléctrica 0,0849 €/kWh (Tarifa 4.0; P<15 kW) Precio variador de frecuencia instalado 300€

Instalación Rend. Total

Costes Inversión

Coste anual bombeo 3000 h/año

(€) TSR

VAN a 3 años

(€)

Real

Reg. serie

Reg. paralelo

Variador


Costes Inversión

Coste anual bombeo 8760 h/año

(€) TSR

VAN a 3 años

(€)

Real

Reg. serie

Reg. paralelo

Variador

2.5 Cuestiones

1) ¿Cual sería el ahorro anual frente a la situación inicial, de un sistema que desde el principio se hubiera diseñado conociendo con exactitud la curva resistente y seleccionando una bomba que funcionara exactamente en el punto de diseño y tuviera el máximo de los rendimientos anteriores?.


Cons. Anual 3000 h/año

(€)

Cons. Anual 8760 h/ año

(€)

Costes Inversión

Ahorro anual 3000 h

Ahorro anual 8760 h

Situación inicial

Diseño óptimo

2) ¿En que tipo de instalaciones podemos aplicar estos métodos?, ¿por qué?


7

Modelo Prisma 15 5

CARACTERÍSTICAS ELÉCTRICAS A

P1 (kW) 1~ 3~ 230 V

50Hz 230/400 V

50Hz

230 V 230 V 400 V 1~ 3~

kW HP µF

Prisma15 2M Prisma15 2 2,0 1,8 1,04 0,45 0,46 0,24 0,33 12 Prisma15 3M Prisma15 3 2,74 2,1 1,21 0,61 0,61 0,37 0,5 12 Prisma15 4M Prisma15 4 3,53 2,3 1,3 0,79 0,7 0,55 0,75 12 Prisma15 5M Prisma15 5 4,13 3,3 1,9 0,95 0,94 0,75 1,0 12

CARACTERÍSTICAS HIDRÁULICAS

l/m 10 20 30 35 40 50 60 65 230 V 50Hz

230/400 V 50Hz

m3/h 0,6 1,2 1,8 2,1 2,4 3,0 3,6 3,9 Prisma15 2M Prisma15 2 21 20 16,5 16 14 10,5 7 5 Prisma15 3M Prisma15 3 32 30 26 24 22 17 10,5 7 Prisma15 4M Prisma15 4 43 39 35 32 27 21.5 14 9 Prisma15 5M Prisma15 5 51 47 42 38 34 25 17 12

TECNOLOGÍA ENERGÉTICA PRÁCTICA nº4

Estudio Energético de una

máquina enfriadora de agua

Tecnología Energética. Pràctica 4

1

1 Introducción

En esta práctica estudiaremos el funcionamiento de la máquina de refrigeración del laboratorio. Frente a situaciones de falta de mantenimiento o ubicación inadecuada. Para ello provocaremos una reducción el caudal de aire en una zona del condensador y también dificultaremos el paso del aire en el fan-coil empeorado el intercambio de calor en éste. Esto lo simularemos obstruyendo el paso de aire con unos obstáculos situados en los intercambiadores. 2 Realización de la práctica

La primera parte de la práctica consiste en llevar la enfriadora (bomba de calor) a régimen en la peor situación, es decir con obstáculos tanto en el condensador como en el evaporador que nos simularán una posible falta de mantenimiento en la unidad (tiempo de estabilización: 5-10 min). Una vez alcanzado el régimen estacionario, leeremos los datos de consumo eléctrico tanto del conjunto como del compresor. Así como la temperatura de impulsión y retorno del circuito de agua y su caudal. Con los datos calcularemos la eficiencia energética en refrigeración (EER) de la máquina enfriadora, de nuestra instalación y el rendimiento (ηt) de la instalación en su conjunto. Tendremos que tener en cuenta que la energía útil no es directamente la adquirida por el agua sino la cedida por el aire en el Fan-coil (no son iguales). Con la ayuda de la instrumentación situada en la instalación tomaremos datos de funcionamiento de la instalación. Una vez conseguido el punto de funcionamiento anterior y anotados los datos necesarios, eliminaremos los obstáculos y realizaremos la misma toma de datos que en el caso anterior. Tomaremos medidas eliminando cada uno de los obstáculos por separado y sin ninguno de los dos.

Consumo compresor y bomba recirculación

(kW)

Consumo Ventilador Fancoil

(kW)

Temperatura impulsión agua

(ºC)

Temperatura retorno agua

(ºC)

Caudal agua (l/h)

Obstáculo en condensador y fan-coil

Obstáculo en condensador

Obstáculo en Fan-coil

Sin obstáculos


2

El consumo de la bomba que en la práctica se mide conjuntamente con la potencia del compresor es de 220W. Y las presiones para cada condición de funcionamiento

Presión de Aspiración del

compresor (bar)

Presión de descarga del compresor

(bar)

Presión entrada válvula de expansión

(bar)

Presión de entrada al

evaporador (bar)

Obstáculo en condensador y

fan-coil



Sin obstáculos

1.3 Cálculos

Con los datos anteriores calcularemos las pérdidas de energía primaria que se producen por cada uno de los defectos de caudal de nuestra instalación, suponiendo que el régimen fuera constante, cosa que es difícilmente cierta.

Instalación EER. Enfr. Rend. Total Instalación

Potencia útil térmica

(kW)


(kWh-e)


(kWh-e)

Obstáculo en condensador y

fan-coil



Sin obstáculos

Una vez hecho esto evaluaremos el ahorro económico de las mejoras.


3


Coste Anual 3000 h/año

(€)

Coste. Anual 8760 h/ año

(€)

Ahorro anual 3000h

Ahorro anual 8760h

Obstáculo en condensador y fan-coil



Sin obstáculos

1.4 Cuestiones

1) ¿De que dependerá que se realice o no el mantenimiento de los equipos?, ¿con que criterio lo plantearíamos? Y ¿qué datos nos harían falta? 2) Al reducirse la entrada de aire en el ventiloconvector se reduce el consumo, por lo que aparentemente se ahorra dinero, ¿podrías explicar lo que sucede realmente? 3) Relacionándolo con la práctica anterior (práctica 3) y teniendo en cuenta que muchos equipos aire-agua de pequeña y mediana potencia se venden con un grupo de bombeo estándar, ¿por que piensas que no se hace para grandes potencias?


Práctica 5. Rendimiento de una caldera

RENDIMIENTO DE UNA CALDERA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE SISTEMAS INDUSTRIALESÁrea de Máquinas y Motores Térmicos


PRÁCTICA 5. RENDIMIENTO DE UNA CALDERA

La práctica consiste en medir el rendimiento de la caldera deagua caliente instalada en ellaboratorio. La Figura muestra el esquema de funcionamiento de la caldera. El circuito derecirculación del agua de la caldera se fijará a 1000 l/h, determinándose el rendimiento delsistema cuando produce agua caliente a 45◦C. Para ello Se debe regular el caudal de agua dered a unos 500 l/h.

Determinar en este caso:

1. Rendimiento de la caldera y del sistema por el método directo. Medición de potencia delcombustible y potencia aportada por la caldera.

2. Rendimiento de la caldera y del sistema por el método indirecto. Medición de las pérdi-das en los gases de escape, por inquemados y por las paredes.

3. Determinar pérdidas en las líneas y en intercambiador. Realizar un diagrama de Sankeydel conjunto.

4. Costes de funcionamiento (C/m3 de agua caliente) y comparación con el calentamientode agua mediante electricidad (η = 1). Precio GLP = 60 cC/kg, Precio energía eléctrica= 8 cC/kWh.

Prácticas de Tecnología Energética


FASES DE LA PRÁCTICA

1. Planificación de la práctica: medidas a realizar, instrumentación a emplear y modo derealizar las medidas

La instrumentación empleada es la siguiente:

• 4 sondas de temperatura (sistema de adquisición de datos). Medidas de las temperaturasde impulsión y retorno del circuito de recirculación ti,rec, trr ec, y las temperaturas deentrada y salida del agua caliente te,ac, tsac.

• 1 analizador de humos:%O2, %CO2, COppm y temperatura de los humos ts,ge

• 2 caudalímetros: medida de caudal de recirculación y caudalde agua caliente

• 1 contador de gas y cronómetro: medida de consumo de combustible

• 1 sonda de mano para la medida de temperatura superficial

La potencia del combustible se mide mediante:

Qc = mcPCI (0.1)

donde el gasto másico del combustible se calcula mediante ladiferencia de lecturas del conta-dor de gas en 5 minutos.

El calor aportado por la caldera al circuito de circulación es:

Qrec = mreccp,rec(ti,rec− trrec) (0.2)

El calor útil aportado por la caldera al agua caliente es:

Qac = maccp,ac(ts,ac− teac) (0.3)

Para el método indirecto, se calculan las pérdidas por inquemados, gases de escape, paredesy circuito de recirculación.

Lás pérdidas por inquemados se calculan a partir del análisis de humos mediante:

Pinq(%) =21

21−O2×

(

CO3100

+CH1000

)

(0.4)

Las pérdidas en los gases de escape se calcula mediante:

Pgases(%) = 100×mgcp,g (tg− ta)

mf PCI(0.5)

Las pérdidas por las paredes se calculan siguiendo la formulación mostrada en la lección 8del libro de la asignatura

Ppar =i=n

∑i=1

Ai he(tp,ext− tamb) (0.6)

Para las pérdidas en el circuito de recirculación se emplea una ecuación similar aplicada a lared de tuberías.



2. Toma de datos

3. Cálculos

4. Resultados



Práctica 6. Captadores Solares Térmicos

CAPTADORES SOLARES TÉRMICOS

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA DE SISTEMAS INDUSTRIALESÁrea de Máquinas y Motores Térmicos


PRÁCTICA 6. CAPTADORES SOLARES

Se va a realizar un análisis de la instalación de captadores solares térmicos situada en el labo-ratorio. En primer lugar se va a realizar un esquema de la instalación, situando los distintoselementos y la instrumentación.



ESQUEMA DE LA INSTALACIÓN DE CAPTADORES SOLARES

RENDIMIENTO DEL CAPTADOR

Determinar los puntos de la curva de rendimiento del colector partiendo de los datos medidos.



APROVECHAMIENTO ENERGÉTICO DE LOS CAPTADORES

Partiendo de los datos de consumos y temperaturas de depósito, determinar el grado de utiliza-ción de los colectores.

DATOS COLECTORES

RET IMP RED RED INF_D SUP_D TEXT RAD

12/01/2004 13:17:03 50,1 46,3 23,9 23,9 42 43,4 24,2 54,2

10/01/2004 13:26:55 47 44 23,7 23,6 39,2 40,7 24 51,6

10/01/2004 14:06:39 46,8 44,1 23,8 23,7 41 42,4 24,6 49,9

10/01/2004 14:51:35 45,3 43 21,7 24,8 32,1 44,1 25,3 44

11/01/2004 14:11:28 43,9 43,8 23,3 23,3 42,1 43,7 22,4 42,1

11/01/2004 14:02:21 43,5 43,4 23,3 23,3 42,1 43,6 22,4 41,1

10/01/2004 15:34:13 50,9 43,3 23 26 39,6 44,2 25,6 36,1

11/01/2004 15:51:04 43,2 42,3 22,8 25,2 37,2 44,4 23,2 29,4

12/01/2004 5:32:25 27,6 22,3 22 22,1 30,5 42 13,7 0,1

09/01/2004 8:33:39 25,7 22,9 21,9 23,7 25,9 39,9 18,3 2,3

10/01/2004 8:33:55 25 22,5 22 23,6 25,9 36,9 17,5 1,9

11/01/2004 8:33:48 26,9 22,8 22 24 27,3 41,7 15,1 2,5

12/01/2004 8:34:15 26,2 22,6 21,8 23,7 26,4 41,2 13,7 1,6

09/01/2004 13:06:52 37,5 34,1 23,2 23,3 32 39 21,2 24,9

10/01/2004 13:06:34 45,9 43 23,7 23,6 38,1 39,8 23,2 51,2

11/01/2004 13:06:27 44,8 44,8 23,3 23,3 40,5 42,1 21,2 45,8

12/01/2004 13:05:56 48,7 45,9 23,9 23,9 41,4 42,8 23,1 51,5

09/01/2004 19:19:17 28,8 24,9 23,2 23,2 35,2 38,8 20,2 0,1

10/01/2004 19:18:54 32,2 25,4 23,8 23,8 40,6 44,2 20,9 0,1

11/01/2004 19:18:36 31,3 23,9 22,9 22,9 38 43,9 14,8 -0,1

12/01/2004 19:18:21 33 25,2 24 24 40,9 45,5 18,8 0



Práctica 7. Cogeneración

Tecnologia Energètica. Pràctica 8. Cogeneració 2

1 Antecedentes

Una lavandería que tiene unas necesidades térmicas específicas y que vienen dadas en la tabla adjunta genera vapor y agua caliente a través de una caldera o generador de vapor para cubrir sus necesidades. 2 Objetivo de la práctica

Se pretende instalar un sistema de cogeneración y utilizar la energía térmica del motor de combustión interna para cubrir las necesidades de calor de la lavandería. La electricidad generada se venderá. Para ello se propone estudiar la instalación de dos grupos generadores de 650 kW de potencia eléctrica generada o un grupo de 1350 kW de forma que se aproveche totalmente la energía que generan y mantener un generador de vapor de apoyo en los casos en los que no se pueda cubrir totalmente la demanda de calor de la lavandería. 3 Necesidades energéticas de la lavandería

En la tabla adjunta de Excel se exponen las necesidades de vapor para el secado y planchado de ropa, de energía a baja temperatura para realizar el lavado y de electricidad que necesita la industria.


ELECTRICIDAD NECESIDADES CALOR NECESIDADES Potencia máxima contratada (kW) Potencia máxima (kW)

145

1762

LABORABLE LABORABLE %Vapor 3,95% 6,07% 80,00%

10,00% 13,08% 40,00% 15,00% 17,41% 35,00% 45,00% 48,07% 12,00% 89,00% 95,92% 40,00% 90,00% 96,90% 40,00% 95,00% 95,75% 40,00% 95,00% 95,73% 40,00% 95,00% 96,71% 40,00% 95,00% 96,80% 40,00% 95,00% 96,35% 40,00% 95,00% 96,42% 40,00% 76,00% 76,44% 40,00% 45,00% 45,05% 40,00% 72,00% 72,65% 40,00% 91,00% 92,15% 40,00% 98,00% 98,75% 40,00% 39,00% 39,56% 80,00% 41,00% 42,46% 95,00% 21,00% 27,58% 98,00% 4,00% 4,85% 80,00% 4,00% 7,35% 80,00% 4,00% 10,58% 80,00% 5,00% 11,56% 80,00%

Las necesidades de baja temperatura es la parte restante que no es vapor. Suponemos que un mes tiene 20 días laborables y la lavandería trabaja todos los meses del año. La caldera instalada tiene un rendimiento del 90%

4 Grupo generador

Se propone instalar un grupo generador de 650 kW de potencia nominal eléctrica o uno de 1350 kW. De la energía térmica del generador, podemos aprovechar la energía a baja temperatura para la obtención de agua caliente para el lavado de las siguientes fuentes: Energía del aceite Energía del agua de refrigeración Energía del postenfriador


La energía de alta temperatura que es la energía que nos suministran los gases de combustión podemos utilizarla para obtener vapor o para utilizarla como energía para obtener agua caliente, es decir, utilizarla para cubrir las necesidades de baja temperatura del proceso (obtención de agua caliente para el lavado). Los grupos generadores no funcionarán por debajo del 50% de su potencia nominal.

OPCIÓN 1 ( 2 equipos de 650 kW) Combustible Gasoleo (9800 kcal/kg) Consumo (kg/h) Energía cons. (kWh) 1750 Pot. Electr neta 645 36,87% Perd. Alternador 34 1,94% Consumos propios 17 1,00% Gases escape AT 382 21,80% T= 390ºC Tr= 180 ºC

Cp=0,25 kcal/kgr

Aceite BT 105 6,02% Agua refrig. BT 187 10,70% Post.enfriador BT 100 5,74% Radiación 82 4,70% TOTAL 1553 88,77%

OPCIÓN 2 ( 1 equipos de 1350 kW)

Combustible Gas Natural (8380 kcal/Nm³)

Consumo (Nm³/h) energía (kWh) 3550

Energ. Electr neta 1350 38,03%

Perd. Alternador 62 1,75% Consumos propios 30 0,83% Gases escape AT 743 20,92% T= 440ºC Tr= 130ºC Cp= 0,26 kcal/kgr Aceite BT 195 5,48% Agua refrig. BT 446 12,55% Post.enfriador BT 217 6,11% Radiación 153 4,32% TOTAL 2732 90,01%


5 Aprovechamiento de la energía

Utilizaremos toda la energía del generador en nuestro proceso industrial teniendo en cuenta las siguientes premisas:

• Se aprovechará toda la energía del generador para el proceso sin que se desperdicie ésta. • La energía de los gases de combustión puede ser aprovechada para calentar el agua caliente

del lavado, pero nunca, como es evidente, se podrá aprovechar la energía a baja temperatura para generar vapor.

• El resto de energía térmica se generará con la caldera existente. 6 Realización de la práctica

6.1 Energía demandada y parámetros de funcionamiento de los grupos generadores

Con la ayuda del programa Excel, se confeccionará una hoja de cálculo para cada una de las opciones posibles a tener en cuenta (un grupo generador o dos grupos) de forma que se presenten los siguientes datos: Para cada hora de día laborable, se calculará en kWh

• Demanda de energía eléctrica (kWh). • Demanda de calor total (kWh). • Demanda de vapor (kWh). • Demanda de energía a baja temperatura (kWh).

Una vez calculados estos datos energéticos se averiguará el régimen de funcionamiento de los generadores para cada hora del día para realizar el aporte de energía al proceso teniendo en cuenta los criterios citados anteriormente de aprovechar totalmente la energía térmica en el proceso. También se ha de tener en cuenta la opción de poder utilizar la energía de los gases de escape para producir agua caliente. Establecido el régimen de funcionamiento de los grupos generadores, se calculará para cada hora, día y mensualmente:

• Energía consumida por los grupos generadores. • Energía térmica suministrada por los grupos generadores. • Energía térmica que debe aportar la caldera para cubrir las necesidades totales del proceso. • La energía eléctrica generada. • La energía eléctrica vendida o comprada en cada franja horaria.


6.2 Resultados de la instalación existente con generador de vapor y la proyectada con cogeneración

CON CALDERA DE VAPOR MENSUAL kWh kg € DEMANDA ELÉCTRICA ----- DEMANDA DE CALOR TOTAL ----- ----- CON COGENERACIÓN MENSUAL kWh kg € ENERGIA CONSUMIDA GENERADOR ENERGÍA CONSIMIDA CALDERA ELECTRICIDAD COMPRADA ----- ELECTRICIDAD VENDIDA ----- ----- -----

7 Datos para la realización de la práctica

Precio del gasóleo 0.1667€/kg Precio de la electricidad comprada 0.09€ kWh Precio de la electricidad vendida 0.045€ kWh Poder calorífico del Gasóleo 9800 kcal/kg ó 11,395 kWh/kg Rendimiento de la caldera 90%

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