proyecto curso gestor energético 2010

ESTUDIO TECNOLÓGICO Y ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE LA ACTUAL

CALDERA DE GAS DE UNA GRANJA, POR UNA PLANTA DE COGENERACIÓN.

José Manuel Almendros Ulibarri Madrid a 13 de agosto de 2010

Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 1

III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010

ÍNDICE

ABSTRACT............................................................................................................................................41. OBJETO DEL PROYECTO.................................................................................................................52. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS...............................................................................................53. MEMORIA JUSTIFICATIVA.............................................................................................................6

3.1 CONSUMO Y ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO ACTUAL.................................................63.1.1 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA.................................................................................63.1.2 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.............................................................................73.1.3 PERFIL DEL CONSUMO ENERGÉTICO............................................................................9

3.2. CURVAS DE DEMANDA ENERGÉTICA.................................................................................93.2.1 CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDAD...................................................................93.2.2 CURVA DE DEMANDA DE TÉRMICA............................................................................12

3.3 ELECCIÓN DEL EQUIPO..........................................................................................................133.3.1 TECNOLOGÍA A UTILIZAR..............................................................................................133.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO..................................................................................15

3.4. ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO....................................................................................193.5. EMISIONES................................................................................................................................243.6. CONSIDERACIONES LEGALES Y ADMINISTRATIVAS...................................................25

4. DESCRIPCIÓN FASE II PROYECTO..............................................................................................264.1 POTENCIAL DE GENERACIÓN DE BIOGÁS.........................................................................264.2 DEMANDA DE LA PLANTA DE BIOGÁS..............................................................................274.3 SOLUCIÓN..................................................................................................................................274.4 CURVA DE DEMANDA.............................................................................................................28

5. CONCLUSIONES..............................................................................................................................29ANEXO I................................................................................................................................................30ANEXO II...............................................................................................................................................32



ABSTRACT.

In a first stage, the aim of this project is to study from both technological and economical points of view, the replacement of the current steam boiler in a farm by a cogeneration plant fed by natural gas supplied, in this stage by a gas company.

As far as the results obtained are satisfactory, the following step will be the assessment of a possible substitution of the gas input feeding the cogeneration module by biogas obtained from the organic excretions of the animals, getting as spin offs of the digestion treatment, on the one hand, biofertilizers capables of being traded in local market and, on the other hand, water with enough quality as to be used for irrigation or in the farm´s slaughter house.



1. OBJETO DEL PROYECTO.

El presente proyecto es la primera fase de un proyecto más ambicioso consistente en implementar medidas de eficiencia energética en una granja de cerdos como medio de conseguir ahorros, obteniendo energía térmica y eléctrica mediante un proceso de cogeneración a partir de biogás producido mediante la degradación anaeróbica de los desechos orgánicos (purines) generados por los animales, resolviendo además el problema de su eliminación.

Por tanto, esta fase del proyecto tiene como objetivo principal el estudio tecnológico y económico de sustitución de la actual caldera de gas de la granja, por una planta de cogeneración con alimentación de gas natural contratado, en esta primera fase, a un comercializador.

Si en esta fase del proyecto dicha sustitución resulta viable se acometerá la segunda fase consistente en determinar si también es técnica y económicamente rentable instalar una planta de depuración de purines (pretratamiento, digestor anaerobio, balsa aeróbica, y sistemas auxiliares) de forma que el biogás que se genere pueda alimentar, reemplazando total o parcialmente el abastecimiento de gas natural, la cogeneración de manera que se consiga en la mayor proporción posible el autoabastecimiento energético tanto de la planta de depuración como de la granja en la práctica totalidad de su actividad productiva.

Además se resuelve el problema de su eliminación pues en la actualidad, la granja no dispone de un sistema específico de tratamiento de los purines, salvo la excepción de almacenarlos en una balsa a la espera de su recogida por agricultores de la zona que lo usan directamente como fertilizante.

Además, como subproducto de la degradación, el proceso proporciona lodos residuales que pueden usarse como biofertilizantes de excelente calidad y de más rápida producción así como agua para riego de los terrenos cultivados existentes en la granja con lo que será conveniente realizar un estudio de mercado de biofertilizantes a nivel local, pudiéndose utilizar el agua en las propias instalaciones de la granja.

2. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS.La granja se encuentra ubicada en el término municipal de Casas Ibáñez, provincia de

Albacete a 649 metros sobre el nivel del mar, y la temperatura media a los largo del año oscila los 15ºC. Las precipitaciones apenas sobrepasan los 400 mm anuales. La densidad media de población es en torno a 25 hab./km2.

No cabe pasar por alto el dato de la altitud en que está situada la planta, topográficamente a un poco menos de 700 m, cosa que afectará en una disminución de potencia para los motores con ciclo Otto.



La granja cuenta con casi 25.000 cabezas de cerdo ibérico, entre los que podemos distinguir varios tipos de animales, respecto a su situación en la actividad, es decir, cerdas de cría (preñadas), cerdas que se encuentran criando, cerdos destinados a engorde, sementales y crías.

La granja funciona durante los 365 días al año, pues la dependencia de los cuidados de los animales no se pueden descuidar durante periodos espaciosos de tiempo. Por lo que la granja estará en funcionamiento durante todo el año, traduciéndose en un consumo energético casi permanente.

3. MEMORIA JUSTIFICATIVA

3.1 CONSUMO Y ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO ACTUAL.

En este punto, se divide el consumo en:

-Consumo de energía térmica y eléctrica en sistema de producción.

-Consumo de energía térmica y eléctrica en resto del establecimiento (casa de familia, casa de peón y oficina).

La matriz Input-output de ABASTECIMIENTO-CONSUMO ENERGÉTICO actual es la siguiente

Proceso productivo ENERGÍA PRIMARIA

ENERGÍA FINAL

parto

s y

lact

ació

npo

st d

este

te

engo

rde

mat

ader

o

otro

s (*

)

casa

s, o

ficin

as

TÉRMICA Calefacción + AC(S) X X X X X

ELÉCTRICA

Luz X X X X X Ventilación X X X X X Aireadores de silos (2) X Herramientas eléctricas X Bombas X

3.1.1 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA.

Esta demanda se evaluará mediante los datos que se han obtenido del registro de la granja durante el ejercicio de 2009, referida a la facturación de gas combustible consumido durante este año. Se puede ver desglosada en meses en la tabla siguiente:



Mes Consumo (m3/mes) Consumo (Mcal/mes) Consumo (kWh/mes)Enero 9.778,0 88.002,0 102.327,9Febrero 9.576,1 86.185,3 100.215,4Marzo 9.770,4 87.933,6 102.248,4Abril 9.197,4 82.776,5 96.251,8Mayo 8.667,8 78.010,2 90.709,5Junio 8.156,6 73.409,8 85.360,3Julio 8.141,5 73.273,1 85.201,3Agosto 8.036,2 72.325,7 84.099,6Septiembre 8.302,1 74.718,6 86.882,1Octubre 8.591,8 77.326,5 89.914,5Noviembre 9.303,7 83.733,7 97.364,8Diciembre 10.733,0 96.597,0 112.322,1

TOTAL 108.254,7 974.292,0 1.132.897,7

El volumen total facturado de combustible resulta 108.254,7 m3 al año. Teniendo en cuenta que el combustible consumido es gas natural, con un PCI de 9.000 kcal/m3 tendremos el calor total facturado de 974.292,0 Mcal/año.

La capacidad global de la caldera instalada es de 200 Mcal/h (230 kW), con un rendimiento global que se estima en 0,9. En términos monetarios:

consumo Tarifa unit Coste anualCoste del suministro de gas 230 kW 7,0 (€/kW/a) 1.610,0Consumo de combustible 1132,9 MWh 43,0 (€/MWh) 48.714,6

TOTAL 50.325,0(€/año)

Coste kWht = 50.325(€/año) / 1.132.897,7 kWh = 44,42 €/MWht

La demanda de energía térmica es cubierta mediante gas natural, almacenado en dos depósitos que cumplen las especificaciones que se hacen respecto a este tipo de instalaciones en el Reglamento de Aparatos a Presión.

El abastecimiento de energía se lleva a cabo mediante transporte específico en camiones cisterna. La frecuencia del suministro se produce 4 veces al mes para cada uno de los depósitos.

3.1.2 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.

Esta demanda al igual que la anterior se evaluará teniendo en cuenta los datos de 2009 del registro de la granja pero referente a los consumos de energía eléctrica, desglosado igualmente por meses. Los datos se visualizan en la tabla siguiente en kWh y su equivalente en energía térmica (Mcal) facturados.



Mes kWh/mes Mcal/mesEnero 44.926,0 38.636,4Febrero 31.658,9 27.226,6Marzo 56.103,0 48.248,6Abril 57.429,2 49.389,1Mayo 67.180,0 57.774,8Junio 87.676,6 75.401,9Julio 106.495,8 91.586,4Agosto 108.857,6 93.617,5Septiembre 99.147,1 85.266,5Octubre 83.581,6 71.880,2Noviembre 67.229,2 57.817,1Diciembre 47.067,0 40.477,6

TOTAL 857.352,0 737.322,7

La potencia instalada es de 150 kW. 2. Demanda de energía eléctrica, cubierta por la Compañía IBERDROLA, mediante conexión a la red nacional, con la que se tiene contratado el suministro. En términos monetarios

consumo Tarifa unit Coste anualCoste de reserva de potencia 150 kW 50,0 (€/kW/a) 7.500,0Consumo de electricidad 857,4 MWh 11,54 (c€/kWh) 98.938,4

TOTAL 106.438,4(€/año)

Por tanto la factura anual de la granja por ambos tipos de energía es facturaGas 50.325,0Electricidad 106.438,4TOTAL 156.763,0 (€/año)

Y el coste del kWht demandado por el proceso será = 156.763,0/1.132.897,7 = 13,83 c€/kWht



3.1.3 PERFIL DEL CONSUMO ENERGÉTICO.

COMBUSTIBLE FACTURADO (Mcal/mes)

0,0

50.000,0

100.000,0

150.000,0

200.000,0

térmica electrica

electrica 38.636,4 27.226,6 48.248,6 49.389,1 57.774,8 75.401,9 91.586,4 93.617,5 85.266,5 71.880,2 57.817,1 40.477,6

térmica 88.002,0 86.185,3 87.933,6 82.776,5 78.010,2 73.409,8 73.273,1 72.325,7 74.718,6 77.326,5 83.733,7 96.597,0

Enero Febrero

Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre

Octubre

Noviembre

Diciembre

3.2. CURVAS DE DEMANDA ENERGÉTICA.

Para realizar las curvas de demanda tendremos en primer lugar, en cuenta los datos de consumo que se dan en el apartado anterior, donde se nos da los datos de consumo desglosado en meses tanto de energía eléctrica como térmica.

El negocio funciona durante los 365 días al año y 24 horas al día traduciéndose en un consumo energético casi permanente. Para realizar las curvas de demanda debemos fijar los días tipo de la instalación, que nos servirán como referencia para dilucidar el funcionamiento de la granja. Podemos verlos en la siguiente tabla.

Días tipo 1 2 3 4 5Nº días año 28 108 62 31 134

- DIA TIPO 1.Se considerará periodo vacacional: Mes de febrero con 28 días.

- DIA TIPO 2. Fines de semana (sábados y domingos) + festivos: 96 + 12 =108 días.

- DIA TIPO 3. Dos meses de verano, meses de julio y agosto con 62 días donde el consumo eléctrico se eleva por ventilación.

- DIA TIPO 4.Temporada de mayor actividad: mes de diciembre con 31 días.

- DIA TIPO 5.Días laborables normales con un total de 134 días.

3.2.1 CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDAD

En primer lugar calcularemos la energía consumida a través de la fracción del total de potencia instalada que está funcionando simultáneamente según el tipo de día y franja horaria, porcentaje que se muestra en la siguiente tabla.



Potencia instalada 150 kWDías tipo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5Nº días año 28 108 62 31 134Intervalo horario (% POT

inst)(%

POT inst)

(% POT inst)

(% POT inst)

(% POT inst)

0-2 30 30 50 30 302-4 35 35 50 30 304-6 35 35 50 35 356-8 35 35 50 45 408-10 40 45 45 45 40

10-12 45 65 50 50 5012-14 45 65 90 65 6014-16 45 45 90 65 6016-18 40 40 65 65 6018-20 40 40 50 60 5020-22 35 35 45 45 4022-24 30 30 40 30 30

Dichos porcentajes sobre el total de potencia instalada se traducen en kW físicos de potencia necesarios por día tipo y franja horaria como se muestra a continuación.

Intervalo horario

POT POT POT POT POT

0-2 45 45 75 45 452-4 52,5 52,5 75 45 454-6 52,5 52,5 75 52,5 52,56-8 52,5 52,5 75 67,5 608-10 60 67,5 67,5 67,5 60

10-12 67,5 97,5 75 75 7512-14 67,5 97,5 135 97,5 9014-16 67,5 67,5 135 97,5 9016-18 60 60 97,5 97,5 9018-20 60 60 75 90 7520-22 52,5 52,5 67,5 67,5 6022-24 45 45 60 45 45

Con ello calculamos el total de horas anuales que la granja demanda un determinado rango de potencia expresados en forma tabular y gráfica (curva de demanda de potencia).

Potencia media (kW) Frecuencia (h/año) Frecuencia acum (h/año)135 248 24897,5 742 990

90 866 185675 1342 3198

67,5 1034 4232



Potencia media (kW) Frecuencia (h/año) Frecuencia acum (h/año)60 1528 5760

52,5 1418 717845 1534 8712

8712

Frecuencia acum (h/año)

0

50

100

150

248 990 1856 3198 4232 5760 7178 8712

kW

Frecuencia acum (h/año)

A continuación se determina si los datos de partida para la construcción de esta curva de demanda de potencia eléctrica es congruente con la facturación por adquisición de energía eléctrica.

Día tipo Demanda energéticaDiaria (kWh) Anual (MWh)

DT1 2275 38,22DT2 2500 162DT3 3375 209,25DT4 2825 87,575DT5 2625 351,75 848,795

La relación entre la estimación de consumo y la realidad es 848,795 / 857,352 = 99%

que es menor del 10% por lo que puede darse por buena la estimación realizada.



3.2.2 CURVA DE DEMANDA DE TÉRMICA

Para la construcción de la curva de carga térmica seguimos el mismo procedimiento que el utilizado para el caso de la demanda eléctrica por lo que se obvia la explicación.

Días tipo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5Nº días año 28 108 62 31 134

Intervalo horario

DT1 DT2 DT3 DT4 DT5

0-2 50 50 35 50 552-4 50 50 35 50 554-6 50 50 35 50 556-8 55 65 40 65 658-10 55 65 40 80 65

10-12 55 65 40 95 8012-14 50 55 40 80 8014-16 50 55 40 80 6516-18 50 55 50 75 5518-20 40 50 35 50 5020-22 40 40 35 50 5022-24 40 40 35 50 50

Intervalo horario

DT1 DT2 DT3 DT4 DT5

0-2 100 100 70 100 1102-4 100 100 70 100 1104-6 100 100 70 100 1106-8 110 130 80 130 1308-10 110 130 80 160 130

10-12 110 130 80 190 16012-14 100 110 80 160 16014-16 100 110 80 160 13016-18 100 110 100 150 11018-20 80 100 70 100 10020-22 80 80 70 100 10022-24 80 80 70 100 100

Potencias (kW) Horas/año Frecuencia acumulada190 62 62160 722 784150 62 846130 1514 2360110 1888 4248100 2500 674880 1220 796870 744 8712



Frecuencia acumulada

0

50

100

150

200

62 784 846 2360 4248 6748 7968 8712

Mca

l/h

Frecuencia acumulada

Día tipo Demanda energéticaDiaria (Mcal) Anual (Mcal)

DT1 2340 65520DT2 2560 276480DT3 1840 114080DT4 3100 96100DT5 2900 388600 940.780

Teniendo en cuenta el rendimiento global de la caldera que es 0,9 la energía facturada será

940.780/0,9 = 1.045.311,111 Mcal

La relación entre las dos estimaciones

1.045.311,111 / 974.292,0 = 1,07

También es menor del 10% por lo que puede darse por buena la estimación.

3.3 ELECCIÓN DEL EQUIPO.

3.3.1 TECNOLOGÍA A UTILIZAR.

La mayoría de las unidades de cogeneración a pequeña escala son motores de combustión interna que funcionan con los mismos principios que sus equivalentes de vehículos de gasolina y diésel. Será por tanto, la tecnología a utilizar. Los motores funcionan con combustibles líquidos o gaseosos, como el gasóleo, gas natural o biogás, y hay disponibles desde 5 kWe a más de 1.000 kWe.



Los motores de combustión interna tienen una eficiencia eléctrica superior a las turbinas, pero la energía térmica que producen es generalmente de temperaturas inferiores como lo son las requeridas en el caso que nos ocupa. Además no necesitamos vapor.

El cuadro siguiente enumera las tecnologías: "++" significa que la tecnología es muy adecuada para producir el calor que necesita, y "+" significa menos adecuada. Ninguna anotación significa que la tecnología no puede producir el calor que necesita.

Por último, los costes unitarios de inversión son menores que usando turbinas de gas.

Su esquema de funcionamiento se muestra a continuación:



3.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO

Habiendo calculado las curvas de demanda de calor y electricidad, se procede con la elección del equipo más adecuado para la instalación. Para determinar el tamaño óptimo de la unidad de cogeneración, las necesidades de calor son, en general, el factor más importante al definir la potencia correcta.

Elegiremos entre dos posibles opciones basándonos en las siguientes consideraciones

El ejemplo A muestra una unidad de cogeneración que calcula el tamaño de modo que permite muchas horas de funcionamiento. La cantidad total de 6.800 horas de funcionamiento significa que la unidad funciona durante más de nueve meses al año. Solo cuando la demanda de calor es más baja (normalmente en verano) está desconectada la máquina. La base lógica de este estudio es que una inversión en cogeneración se amortiza más rápido, cuanto más tiempo funcione la unidad.

Sin embargo, en este caso solo una parte relativamente pequeña de la demanda de calor se proporciona mediante la unidad de cogeneración. El resto lo suministrarán las calderas u otros sistemas adicionales.

El ejemplo B muestra otra posibilidad para determinar el tamaño correcto de la unidad de cogeneración. Aquí, la planta funciona solo durante un cierto periodo de tiempo, más corto que en el ejemplo A. Por consiguiente, la potencia puede ser mayor, incluso si las necesidades de calor son idénticas al caso anterior. Esta opción se escoge en casos en los que el funcionamiento en horas nocturnas no es económico.



Para abastecer la demanda de energía eléctrica cuando la generación eléctrica no la alcance se seguirá adquiriéndola a la compañía eléctrica suministradora a la tarifa habitual de 11.54 c€/kWh (precio medio de 2009 incluyendo impuestos) con una potencia contratada de 150 kW a coste de 50 €/kW.

Para cubrir la demanda de energía térmica durante los períodos en que no funcione la cogeneración dejaremos el equipo antiguo funcionando.

También en ambos casos, en primer lugar, utilizaremos el programa easyCOGEN.xls que nos permite realizar un primer cálculo aproximado sobre si la instalación de la planta de cogeneración es una buena opción o no.

Como breve descripción de este algoritmo de cálculo cabe mencionar que en función de unos parámetros de entrada, ya calculados y expuestos anteriormente como son:

- Localización del proyecto- demanda de calor neto- factura anual de gasóleo/gas- consumo anual de electricidad - factura anual de electricidad- perfil térmico específico- tecnología de la cogeneración a utilizar

Con ello el programa calcula:

- precio de electricidad medio- beneficios anuales debidos a la- producción propia de energía tanto térmica como eléctrica- precio medio de combustible - valor del calor producido con la unidad de cogeneración- cantidad anual de combustible consumido por la planta de cogeneración- costes de mantenimiento anuales- Inversión total inicial que es la suma de la unidad de cogeneración (72%), los costes de instalación (7%), costes adaptación del edificio (7%), costes del estudio (5%), costes de conexión de red (3%), y otros costes (6%) aunque son Valores aproximados que dependen del proyecto y tecnología a utilizar.

Con ello determina la rentabilidad del proyecto de cogeneración. Si las "conclusiones" de una determinada opción son positivas pasaremos a realizar un análisis técnico y económico más exhaustivo de dicha opción.

En ambos casos se considera que la cogeneración funcionará los 365 días al año y como ya se ha calculado, la curva de carga térmica viene definida por la siguiente tabla.



Potencias (Mcal/h) Potencias (kW) Frecuencia acumulada (h)190 221 62160 186 784150 174 846130 151 2360110 128 4248100 116 6748

80 93 796870 81 8712

OPCIÓN A.

La cogeneración funciona 365 días al año, las 24 h, es decir, 8760 h. En este caso el equipo a instalar tendría una potencia térmica de 81 kWt térmicos.

Accediendo al catálogo del proveedor de equipos elegido escogemos el modelo HPC 50 B con las características señaladas.



El estudio realizado por easycogen se detalla en el ANEXO I dando resultado negativo.

OPCIÓN B.

La cogeneración funciona 365 días al año, 16 h, es decir, 5840 h, parando desde las 22.00 p.m a las 6.00 a.m.

En este caso el equipo a instalar tendría una potencia térmica de 120 kWt térmicos. Accediendo al catálogo del proveedor de equipos elegidos escogemos el modelo que ofrece una potencia nominal térmica inmediatamente superior que es el HPC 100 B de 128 kWt.


CALDERA

CALDERACOGENERACIÓN


El estudio realizado por easycogen se detalla en el ANEXO II dando resultado positivo con un período de retorno de 3,9 años.

3.4. ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO

Para hacer un análisis más en profundidad de la viabilidad de la OPCIÓN B usaremos el software provisto por EUREM. Para empezar partimos una vez más de la curva de demanda térmica definida por los valores de la tabla.

HoraTiempo funcionamiento

Demanda térmica

Consumo térmico total

1 1 221 22162 61 221 13.481

784 722 186 134.292846 62 174 10.788

2360 1514 151 228.6144248 1888 128 241.6645840 1592 128 203.7766748 908 116 105.3287968 1220 93 113.4608712 744 81 60.264Sum horas kW 1.111.888 kWh

Annual load duration curve

0 kW

221 kW

0 kW

50 kW

100 kW

150 kW

200 kW

250 kW

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500[h/a]

Q'

Demanda térmica delproceso

Suma de Demanda térmica



A continuación calculamos el output térmico de la OPCIÓN B de cogeneración

HoraTiempo funcionamiento cogeneración Potencia térmica Cogeneration Heat production CHP modul 1

1 1 128 12862 61 128 7.808

784 722 128 92.416846 62 128 7.936

2360 1514 128 193.7924248 1888 128 241.6645840 1592 128 203.7766748 0 0 07968 0 0 08712 0 0 0Sum horas kW 747.520 kWh


221 kW

0 kW

50 kW

100 kW

150 kW

200 kW

250 kW

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500[h/a]

Q'

Suma de Demanda térmica

Potencia térmicaCogeneration

Con lo que obtenemos los valores de consumo y producción de energía.

CHP 1Caldera puntas Suma

Tiempo de operación a plena carga (horas) 5.840 Tipo de combustible Gas=1; Oil=2 1 1 Potencia eléctrica (kW) 104 0 104Source power (kW) 271 220 Producción de calor (MWh/a) 748 271 1.019Producción eléctrica (MWh/a) 607 0 607Consumo de energía (MWh/a) 1.583 302 1.884



Es decir, para abastecer el consumo térmico de la granja y el 70% del eléctrico necesitamos un consumo de energía contenida en el gas de 1.884 MWh/a. El otro 30% (250 kWh) del consumo eléctrico hay que mantenerlo contratado con el comercializador de energía eléctrica. Sin embargo puede reducirse la potencia contratada a 75kW, máximo anual nocturno cuando no funciona el motor y que es suficiente para cubrir los 135 kW máximo que se producen durante el día, pues el motor tiene una potencia eléctrica de 104 kW, con lo que 135kW < (104+75) kW.

El análisis económico se realiza asimismo por el software suministrado. Un resumen se muestra a continuación. Posteriormente luna hoja de con mayor nivel de detalle.

Suponiendo que financiamos la inversión con fondos ajenos ya sean propios a ajenos cuyo WCC = 5%, obtenemos un payback de 3,8 años,momento a partir del cual empezaremos a tener beneficios, lo que parece bastante coherente con los resultados obtenidos para este



indicador en su primera estimación con easycogen. Si el contrato con el propietario de la granja se establece con una validez de 10 años, los beneficios esperados son 6 años x 30.452 €/año = 182.700 €,.

La rentabilidad del proyecto también puede medirse por el coste anual del kWht, que disminuye de los 13,83 c€ actuales a los 10,84c€ que costaría con la cogeneración en funcionamiento.

ECONOMIC CALCULATION Accounting interest rate 5,0 %

A. Costes relacionados al capital Coste de Inversión Vida útil Amortización anualA.1 Cogen. module 1 174.338 15 a 16.796 €/aA.2 Cogen. module 2 0 15 a 0 €/aA.3 Caldera de puntas 0 20 a 0 €/aA.4 Almacenamiento regulador 0 15 a 0 €/aA.5 Controles de la sala de calderas 0 20 a 0 €/aA.6 MSR/Building control technology 0 15 a 0 €/aA.7 Electricity feed-in 0 30 a 0 €/aA.8 estructuras y Chimenea 0 50 a 0 €/aA.9 Suministro de gas natural 0 50 a 0 €/aA.10 Instalación 0 50 a 0 €/a Total 174.338 A.11 Imprevistos (5%) 8.717 15 a 840 €/a Investment costs 183.055 A.12 Planning costs 0 15 a 0 €/a Total capital costs 183.055 17.636 €/a

B. Coste relacionado al consumo Energy consumption Tariff B.1. Coste del suministro de gas 220 kW 7,00 1.540 €/aB.1 Consumo de combustible 1884 MWh 43,00 81.024 €/aB.2 Valor de la electricidad producida 607 MWh 11,54 -7.009 €/aB.3 Reducción de la demanda punta 75,0 kW 0,00 0 €/aB.4. Cargo por reserva de potencia 75,0 kW 50,00 3.750 €/aB.5 consumo electrico 250 MWh 11,54 2.885 €/a Total consumption related costs 76.190 €/a

C. Operational related costs Units Cost per unitC.1 Personal 50 25 € 1.250 €/aC.2 Mantenimiento 4 2.000 € 8.000 €/aC.3 Limpieza de calderas 1 500 € 500 €/aC.4 Seguimiento de emisiones 1 400 € 400 €/aC.5 Puesta en marcha 1 500 € 500 €/a Total operational related costs 10.650 €/a

E. Miscellaneous costs 110.476 €/a F.1 Producción de energía térmica 1019 MWh/a

108,42 €/MWh

10,84 Ct/kWh



En relación a la compra de energía eléctrica y combustible que se consuman hay que tener en cuenta que disponer de una unidad de cogeneración puede tener un efecto en el precio que paga por la energía eléctrica. Incluso si la factura eléctrica disminuye después de instalar una unidad de cogeneración, el precio unitario de la electricidad podría incrementarse porque compra unidades menores. Este efecto debe tenerse en cuenta en el estudio de viabilidad antes de decidir si instala una unidad de cogeneración o no. El caso contrario se da con la compra del combustible ya que el consumo de éste se incrementará.

En este caso consideramos para realizar el estudio económico los mismos precios tanto para electricidad como para gas aunque se debería consultar con un distribuidor de combustible para modificar el contrato.

El Rendimiento energético y el Rendimiento eléctrico equivalente REE, vienen dados por las expresiones:

– RE = (E + V)/Q

– REE = E/[Q-(V/ Ref H)],

Donde

-E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y expresada como energía térmica, con un equivalente de 1 kWh = 860 kcal.

-Q = consumo de energía primaria, medida por el poder calorífico inferior de los combustibles utilizados (biogás)

-V = son las unidades térmicas de calor útil demandado por la instalación para su uso. Se considerarán los equipos consumidores de energía térmica a los que abastecerá la instalación en régimen especial.

-Ref H: valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor, de conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo donde se fija un rendimiento para la producción de calor útil igual al Ref H que podrá ser revisado en función de la evolución tecnológica de estos procesos. Para este tipo de combustible Ref H = 90%, tenemos:

RE = 85,6REE = 80,8

Como se puede observar, se cumple el REE mínimo (55% en este caso), por lo que la instalación se podría acoger al grupo a.1.3, de cogeneración tipificado por el RD 661/2007 y vender toda o parte de su energía eléctrica producida, bien a mercado o a tarifa, con el consiguiente complemento de eficiencia a que tiene derecho por su valor de REE. Sin embargo, por el momento, se prefiere destinar a autoconsumo.



3.5. EMISIONES



3.6. CONSIDERACIONES LEGALES Y ADMINISTRATIVAS

Como el análisis técnico y económico es positivo para una planta de cogeneración, se deben tener en cuenta algunos aspectos y otras cuestiones legales. En nuestro caso al ser la totalidad de la producción eléctrica destinada al autoconsumo no nos afectarán gran parte de estas consideraciones.

En el caso de querer incluir la instalación dentro del registro del régimen especial en categoría de cogenerador, ya que el REE de la planta lo permite el esquema de tramites a realizar previos a la conexión de la instalación a la red se esquematizan a continuación.



En cuanto al apartado de conexión de la instalación a la red, los procedimientos para el acceso y la conexión a la red de transporte de instalaciones de generación, consumo o distribución se establecen en el Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica, mientras que los aspectos técnicos de dichos procedimientos se desarrollan en los procedimientos de operación P.O. 12.1 y P.O. 12.2 publicados en el BOE de 1 de marzo de 2005. Entre otros aspectos destacables se indica en ese RD que el operador del sistema establecerá la capacidad de acceso en un punto de la red como la producción total simultánea máxima que puede inyectarse en dicho punto con la red en condiciones de disponibilidad total y el consumo previsto para el horizonte de estudio.

No obstante, como se ha detectado que el procedimiento de conexión a red es una de las barreras de tipo administrativo que dificultan las instalaciones de cogeneración, en el Plan de Acción 2008-2012 de la referida Estrategia E4 se propone desarrollar una norma de interconexión a red de cogeneraciones de pequeña potencia. Esta norma modificará y facilitará y reducirá los trámites necesarios para la obtención del punto de conexión a red de la instalación de cogeneración.

Adicionalmente a ello existen una serie de trámites administrativos que hay que tener en cuenta a la hora de ejecutar el proyecto. Por último, es conveniente conocer los mecanismos de ayuda existentes para financiar el proyecto.

4. DESCRIPCIÓN FASE II PROYECTO

4.1 POTENCIAL DE GENERACIÓN DE BIOGÁS.

La capacidad necesaria de tratamiento anual de purines es de 278 m3/dia que se obtienen de la media ponderada durante un periodo de 6 meses (enero a junio) de 2009. La limpieza de la granja se produce con agua caliente con una frecuencia de 3 veces al día, de 6:30 a 8:30, de 14:00 a 16:00 y de 22:00 a 24:00. En términos de peso por día los valores obtenidos son los siguientes.

OFERTA DE MATERIAS PRIMAS (kg)CABEZAS EXCRETAS SÓLIDAS EXCRETAS LÍQUIDAS AGUA DE LAVADO

25.000 25.926 45.206 11.000

Por otra parte, los valores usuales para este tipo de instalaciones de tratamiento de purines son:

% de Sustancia Organica Seca (SOS) a partir de excretas sólidas % en peso 20Cantidad de Sustancia Orgánica Seca (SOS) kg/día 5.185Volumen de Biogás x Kg de Sustancia Orgánica Seca m3 biogás/kg.SOS 0,45Biogás producido x día TOTAL m3/día 2.333Biogás producido x año TOTAL m3/año 851.685

Tras los análisis realizados obtenemos que el poder calorífico inferior medio el biogás es de

5.600 kcal/m3.



Por tanto, la energía anual disponible contenida en el biogás generado será

Energía anual proporcionada por biogás Mcal/año 4.769.434Energía anual proporcionada por biogás MWh 5.545.8

4.2 DEMANDA DE LA PLANTA DE BIOGÁS

Para plantas con capacidad de tratamiento de 278 m3/dia la demanda de energía eléctrica se sitúa en 4000 kWh y mes, abasteciendo a los equipos auxiliares de regulación y control tanto de los parámetros de funcionamiento del reactor como de los equipos de agitación y bombeo.

La demanda térmica se centra en forma de agua caliente para la calefacción del digestor para mantener la temperatura mesófila (35-37º) de funcionamiento para los purines, que se estima en 120 Mcal/h = 140 kW con lo que la energía térmica anual demandada por el proceso será

140kW*365*24= 1.226,4 Mwh

4.3 SOLUCIÓN

Instalar un segundo módulo de cogeneración basada en la tecnología de motor alimentado con biogas procedente del digestor.

Necesitaremos un módulo de 140 kWt de output. Elegimos el modelo HPC 100 N del catálogo del suministrador de equipos.

4.4 CURVA DE DEMANDA



Como el equipo de tratamiento de purines debe estar en funcionamiento permanente la

curva de demanda será plana. Necesitaremos un segundo modulo de cogeneración que nos

aporte 140 kW de potencia las 8.670 h/año.

Junto con la solución (OPCIÓN B) ya estudiada y evaluada como rentable obtenemos la

curva de demanda térmica conjunta de la granja propiamente dicha con la planta de

tratamiento de purines y unas características que se indican a continuación.


361 kW

0 kW

50 kW

100 kW

150 kW

200 kW

250 kW

300 kW

350 kW

400 kW

0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500[h/a]

Q'

Suma de Demanda térmica Potencia térmica Cogeneration

Layout - cogeneration modules:Heat consumption/year (end-user): 2332 MWh/a

Punta térmica 361 kW

Consumo continuo de

calor de procesos

Potencia Térmica

Module 1: 128 kW

Potencia térmica Module

2: 151 kW

Tiempo de operación a plena

carga (horas)

Tipo de combustible Gas=1; Oil=2 Potencia eléctrica

Source power

Producción de calor

Producción eléctrica

Consumo de energía

CHP 1 5.840 h/a 1 104 kW 271 kW 748 MWh/a 607 MWh/a 1583 MWh/a

CHP 2 8.670 h/a 1 104 kW 290 kW 1277 MWh/a 880 MWh/a 2453 MWh/a

Caldera puntas 1 0 kW 220 kW 307 MWh/a 0 MWh/a 341 MWh/a

Suma 208 kW 2332 MWh/a 1487 MWh/a 4377 MWh/a

5. CONCLUSIONES



Tenemos gas suficiente proveniente de los purines como para alimentar a todo el sistema energético pues necesitamos 4.377 MWh/a y disponemos de 5.545.8 MWh/a a precio de 0 €, aunque necesitaremos mantener la caldera de puntas inicial de 220kW. El excedente de gas procedente del tratamiento de purines habría que quemarlo o bien utilizarlo para producir electricidad en una turbina de gas

No necesitaremos más electricidad puesto que con los módulos de cogeneración producimos 1.487 MWh/a cuando necesitamos 905 MWh/a para consumo. Por tanto, podemos exportar a la red mínimo 582 MWh puesto que el rendimiento eléctrico equivalente del conjunto de los módulos es 0,69, superior al mínimo lo que nos permite acogernos al régimen de cogenerador (a.1.3) de alta eficiencia tipificado en el RD 661/2007 con el complemento de eficiencia a que, según él tenemos derecho. Sin entrar en mayor detalle, y vendiendo la electricidad en la opción a tarifa a un valor medio anual de 50 c€/kWh podemos obtener unos ingresos adicionales de 29.100 €/año.

Sin tener en cuenta los ahorros (ingresos) derivados de que:

a) tendremos 45.206 Kg/día = 16.500 ton/año de excretas líquidas susceptibles de ser comercializadas como biofertilizantes en la zona con sus consiguientes beneficios.

b) tendremos un ahorro de agua de 11.000 kg/dia = 4.000 ton/año d agua susceptible de ser utilizada en riego, matadero y lavado de purines con sus consiguientes beneficios.

Y teniendo en cuenta que la inversión inicial en los dos motores es de 350.000 €, intentaremos hallar los costes de inversión que deberá tener la planta de tratamiento para obtener una rentabilidad aceptable según las consideraciones realizadas. Para ello utilizaremos el software ya mencionado y provisto por el curso de manera que daremos valores a la inversión inicial, sin incluir la inversión en los motores, y representaremos el payback y los costes del kWht producido frente a dicha inversión.

Considerando solamente valores dentro de rango obtenemos que si la planta nos cuesta del orden de 2.000.000-2.500.000 €

la inversión puede tener una rentabilidad razonable considerando los costes de financiación del 5%, siendo en todo caso rentable la instalación de la solución OPCIÓN B aunque no se acometa la segunda fase del proyecto.


inversión (€) coste (c/kwt) payback (años)1.000.000 5,1 4,22.000.000 9,4 7,23.000.000 13,8 10,3


0,02,04,06,08,0

10,012,014,016,0

1.000.000 2.000.000 3.000.000

coste (c/kw t) coste kWht actual

ANEXO I



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ANEXO II



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proyecto curso gestor energético 2010

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