TEMA 2. COGENERACIÓN (C.H.P.)

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A. Y. 2006-07

Índice (I) • Introducción. • Parámetros característicos. • Clasificación. – Según secuencia de generación y consumo. – Según conexión generador eléctrico. – Según motor empleado. • • • •

Turbina de vapor. Turbina de gas. Ciclo combinado. M.A.C.I.

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Índice (II) • Ámbito de la cogeneración. – Sector industrial. – Sector terciario. – Aplicaciones especiales.

• • • • •

Marco legal. Modo de operación. Aspectos económicos. Ejemplos de cogeneración. Bibliografía. 3

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Introducción (I) • Industria y Servicios: consumen energía eléctrica (motores eléctricos para accionar máquinas e iluminación) y térmica (procesos industriales, calefacción y a.c.s.). • Situación normal: energía eléctrica de la red (central eléctrica) y energía térmica de combustibles fósiles (horno, caldera). • Rendimiento de centrales térmicas convencionales (fuel-oil, carbón, nuclear): 35%. • Rendimiento de centrales de ciclo combinado (gas natural): 55%. 4 Energy Technology

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Introducción (II) • Rendimientos en centrales bajos por pérdidas, fundamentalmente en condensador (50%). • Alternativa: producción conjunta de ámbas energías por consumidor. • Gogeneración: producción y utilización simultánea de energía mecánica (eléctrica) y calor. • Comparación de rendimientos y pérdidas entre generación convencional, de ciclo combinado y cogeneración mediante diagramas de Sankey: pizarra. 5 Energy Technology

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Introducción (III) • Ventajas para el cogenerador: – Ahorro factura energética: diferencia precio electricidad frente a combustibles fósiles. – Incremento competitividad al reducir costes. – Independencia, seguridad y fiabilidad en el suministro eléctrico. – Venta de excedentes a la red.

• Incovenientes para el cogenerador: – Riesgos de cambio de legislación. – Riesgo económico: recuperación de inversión. – Preocupaciones ajenas al proceso productivo.

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Introducción (IV) • Ventajas para el Sistema Energético de un país: – – – –

Ahorro de energía primaria. Menor contaminación. Industrialización de zonas alejadas. Eliminación de pérdidas de transporte y distribución.

• La importancia de la cogeneración se debe a las normativas introducidas con el PEN 19912000. Diversificación del consumo energético nacional (gas natural en vez de petróleo). 7 Energy Technology

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Parámetros característicos (I) • Nomenclatura: – F: energía del combustible. – W: energía eléctrica producida (consumida por usuario+vendida). – Qm: calor producido por el motor. – Qu: calor útil (la parte que se aprovecha). – Qdemandado: calor requerido por el ususario. – P: pérdidas.

• Se cumple que: Qu ≤ Qm

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Parámetros característicos (II) • Rendimiento eléctrico y rendimiento térmico:

W F

ηe =

ηt =

Qu F

• Rendimiento global o factor de utilización de la energía: W +Q P

ηG =

u

F

= 1−

F

= ηe + ηt

• Relación calor electricidad (RCE): Importante a la hora de definir el motor de cogeneración. Hay una demandada y otra producida. RCE motor =

Qu η t Q Qmotor RCE = RCE demandada = demandado cogen = W ηe Wdemandado W

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Parámetros característicos (III) • Ahorro porcentual de energía primaria (APEP): Normativa de 1982.

CE cogen = APEP =

Fcogeneración − Fsin cogeneración Wcogeneración

( 2,895 − CE cogen ) 2,895

·100 > 45%

  Fcogen − Fsin cogen [kcal] APEP = 1 −  ·100 > 45% W [ kWh ] · 2500 [ kcal kWh ] cogen   10 Energy Technology

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Parámetros característicos (IV) • Rendimiento eléctrico equivalente (REE): Normativa de 1994.

REE ==

ηe W W /F = = Q Q η F F− u − u 1− t 0,9 F 0,9 F 0,9

• Ahorro de combustible (energía primaria) frente a sistema convencional con ηe = 35% y ηt = 85%: A = [(Qu / 0,85) + (W / 0,35)] − F

A=

[(Qu / 0,85) + (W / 0,35)] − F ·100[%] [(Qu / 0,85) + (W / 0,35)]

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Parámetros característicos (V) • Todos los parámetros se calculan en base a datos energéticos anuales, no de potencia. • La normativa de 1994 establece unos valores mínimos del REE para conceder el régimen de productor en régimen especial : COMBUSTIBLE

TECNOLOGÍA Caldera Líquido M.A.C.I. Sólido Caldera M.A.C.I. Gaseoso Turbina de gas Otras tecnologías o combustibles Energy Technology

REE (%) 49 56 49 55 59 59

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Clasificaciones (I) • Según secuencia de generación y consumo: – Sistemas de cabecera o “topping”: Combustible convencional + Cogeneración ⇒ Electricidad + Calor útil. Más común. – Sistemas de cola o “bottoming”: Calor residual de proceso + Cogeneración ⇒ Electricidad + Calor útil. – Esquemas: pizarra.

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Clasificaciones (II) • Según la conexión del generador eléctrico: – Sistemas aislados o en isla. No conectados a la red. Regulación de potencia y frecuencia generada a través del régimen de giro del grupo generador. – Sistemas integrados o interconectados. En paralelo a la red. Doble seguridad de suministro. Regulación más sencilla. Cumplimiento de condiciones técnicas y de rendimiento. – Esquemas: pizarra.

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Clasificaciones (III) • Según el motor utilizado: – – – –

Turbina de vapor. Turbina de gas. Ciclo combinado. Motor alternativo de combustión interna (M.A.C.I.).

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Turbina de vapor (I) • Empleadas por grandes usuarios. • Utilizan vapor a media-alta presión como calor útil. • Se instalan para sustituir calderas obsoletas, cuando hay calor residual o el combustible disponible no se puede usar en otro tipo de motor. • Potencias altas (decenas de MW). • RCE altas (4 a 12). • Costes de instalación y mantenimiento altos pero coste por potencia instalada menor que MACI y similar a Ciclo Combinado. Energy Technology

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Turbina de vapor (II) • Duración instalación: 20 años. • Sistemas auxiliares: tratamientos de aguas, combustibles, humos. • Rentabilidad económica: consumos de vapor de 5,5 kg/kWh consumido y W ≥ 300 kW durante 5.000 h/año. • Idóneo para marcha continua y con carga elevada (a plena carga). • Fiabilidad suministro eléctrico elevada. 17 Energy Technology

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Turbina de vapor (III) • Trabajan a menor P y T que centrales eléctricas: Q residual aprovechado y no hace falta ηe elevado. • P = 40-120 bar; T = 400-450º C ⇒ Materiales más baratos. • No usan regeneradores. • Dos tipos: – Turbina de vapor de contrapresión. – Turbina de vapor de condensación con extracción.

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Turbina de vapor (IV) • Turbina de contrapresión: – Calor útil: vapor expansionado en turbina hasta P (baja o media) de usuario. – Esquema: pizarra. – Sistema más sencillo y más utilizado. – Regulación de ηe y ηt según valor de P salida. ηG permanece constante. – Únicas pérdidas en caldera. – ηe = 10-20%. ηG = 80-90%. RCE = 8-12. – Para trabajar a plena carga.

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Turbina de vapor (V) • Turbina de condensación con extracción: – P condensador menor que atmosférica para aumentar ηe. – Q útil obtenido de extracciones de vapor de la turbina. – Esquema: pizarra. – Calor del condensador no aprovechable. – Instalación más compleja por condensador y refrigeración del agua del condensador. – ηe = 20-30%. ηG = 50-70%. RCE = 4-8. – Regulación de RCE con caudal de extracción (P y T).

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Turbina de vapor (VI) • Ejemplo instalación tipo: – F = 100; W = 10; Qu = 75; Pérdidas chimenea = 10; Pérdidas varias = 5. – ηG = 10 + 75 = 85%. RCE = 75/10 =7,5. – REE = 60%. – % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con ηe = 35% y ηt = 85%:

A=

[(75 / 0,85) + (10 / 0,35)] − 100 ·100 ⇒ [(75 / 0,85) + (10 / 0,35)]

A=

116,8 − 100 ·100 = 14,4% 116,8

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Turbina de vapor (VII)

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Turbina de gas (I) • Tres maneras de obtener el Q útil: – Directamente de gases de escape (T = 500-600º C). – Gases de escape usados para producir vapor de media o baja P en una caldera de recuperación. – De gases de escape tras una postcombustión.

• Esquema: pizarra. • ηe = 18-35%. ηG = 85-90%. RCE = 2-6. • Pérdidas en humos de escape de caldera de recuperación. • Postcombustión: posible debido a excesos de aire elevados (300%). Energy Technology

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Turbina de gas (II) • Combustible normal: gas natural. • Puesta en marcha y en carga rápidas. Pero paradas limitadas por reducción vida útil. • Para procesos continuos: difícil regulación y bajos rendimientos a carga parcial. • Costes de instalación por potencia instalada y de mantenimiento los más bajos. • Problemas de ruidos y emisión de NOx. • Dos tipos: – Turbinas aeroderivadas. – Turbinas de gas industriales.

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Turbina de gas (III) • Turbinas aeroderividas: – De propulsión aérea reconvertidas. – Buenos rendimientos debido a álabes cerámicos y refrigerados ⇒ T elevadas (1.500 ºC). – Potencias de hasta 50 MW. – Arranque rápido pero vida útil menor.

• Turbinas de gas industriales: – Con mejoras para alcanzar eficiencias similares a las anteriores a menor T. – Inversión inicial más cara pero mantenimiento más barato. – Potencias de hasta 250 MW. – Pueden usar fuel como combustible. Energy Technology

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Turbina de gas (IV) • Ejemplo instalación tipo: – F = 100; W = 25; Qu = 60; Pérdidas chimenea = 10; Pérdidas varias = 5. – ηG = 25 + 60 = 85%. RCE = 60/25 = 2,4. – REE = 75%. – % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con ηe = 35% y ηt = 85%:

A=

[(60 / 0,85) + ( 25 / 0,35)] − 100 ·100 ⇒ [(60 / 0,85) + ( 25 / 0,35)]

A=

142 − 100 ·100 = 29,6% 142

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Turbina de gas (V)

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Turbina de gas (VI)

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Ciclo combinado (I) • Turbina de gas + turbina de vapor. • Objetivo: aumentar ηe (50%). • Turbina de vapor puede ser de contrapresión o de condensación con extracción. • Q útil: escape turbina contrapresión, extracción turbina condensación o gases de escape turbina de gas. • ηG inferiores a T.V. y T.G. (70-80%) y RCE pequeños (0,5-1). 29 Energy Technology

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Ciclo combinado (II) • Esquema de funcionamiento:

con o sin postcombustión

Qu

Qu 30 Energy Technology

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Ciclo combinado (III) • Esquema de funcionamiento:

W

Qu

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Ciclo combinado (IV) • Esquema de funcionamiento:

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Ciclo combinado (V) • Comportamiento muy flexible y buena eficiencia a cargas parciales. • Combustible: gas natural o ciclos de gasificación de carbón. • Calderas de recuperación más grandes que conveccionales (5 veces) pues sólo hay convección. • Calderas acuotubulares, con circulación natural, con economizador, generador de vapor y sobrecalentador (tres niveles de P). • Riesgo de corrosión ácida en economizador. 33 Energy Technology

A. Y. 2006-07

Ciclo combinado (VI) • Ejemplo instalación tipo: – F = 100; W = 50; Qu = 25; Pérdidas chimenea = 10; Pérdidas varias =15. – ηG = 50 + 25 = 75%. RCE = 25/50 = 0,5. – REE = 69%. – % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con ηe = 35% y ηt = 85%:

A=

[( 25 / 0,85) + (50 / 0,35)] − 100 ·100 ⇒ [( 25 / 0,85) + (50 / 0,35)]

A=

172,3 − 100 ·100 = 41,95% 172,3

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M.A.C.I. (I) • Generador eléctrico accionado por el cigüeñal del motor de combustión. • El calor va al sistema de refrigeración del motor y a los gases de escape ⇒ recuperación complicada y a T menor. • Q útil: sistema refrigeración motor (100º C), sistema refrigeración aceite (110º C), refrigeración aire de sobrealimentación (150º C) y gases de escape (400º C). • Esquema: pizarra. • ηe alto (30-50%). RCE baja (0,5-1). ηG bajo (5070%). 35 Energy Technology

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M.A.C.I. (II) • Combustibles líquidos o gaseosos de baja calidad. • Arranque fácil y sin límites de vida ⇒ instalaciones con parada diaria. • Buenas eficiencias a carga parcial. • Poco volumen e inversión en equipos auxiliares baja. • Precio por potencia instalada y de mantenimiento el más caro. • Motores: evolución de los de propulsión marina. Energy Technology

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M.A.C.I. (III) • Tres tipos de motores: – Motores diesel: marinos de gran cilindrada sobrealimentados, con ηe alto (40-50%) y potencias de 20 MW (4 tiempos) y 50 MW (2 tiempos). – Motores de gas: marinos modificados para gas, con ηe menores (30-40%) y potencias en torno a 3 MW. Más empleados (gas natural). – Motores duales: de gas con encendido de la mezcla por inyección de un chorro de gasóleo. Características intermedias.

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M.A.C.I. (IV) • Ejemplo instalación tipo: – F = 100; W = 40; Qu = 25; Pérdidas gases = 20; Pérdidas refrigeración = 10; Pérdidas varias = 5. – ηG = 40 + 25 = 65%. RCE = 25/40 = 0,625. – REE = 55,4%. – % de ahorro de combustible frente a sistema convencional con ηe = 35% y ηt = 85%:

A=

[( 25 / 0,85) + (40 / 0,35)] − 100 ·100 ⇒ [( 25 / 0,85) + (40 / 0,35)]

A=

143,7 − 100 ·100 = 30,4% 143,7

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M.A.C.I. (V)

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Comparación entre sistemas Sistema

ηe

ηG

RCE

Turbina de vapor

1030

5090

Turbina de gas

1835

Ciclo combinad o M.A.C.I.

4-12

Costes de instalación y mant. Altos

Coste por potencia instalada Intermedio

8590

2-6

Más bajos

Más bajo

50

7080

0,5-1

Intermedio s

Intermedio

3050

5070

0,5-1

Más altos

Más alto

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Tipo de trabajo Procesos continuos y a plena carga Procesos continuos y a plena carga Procesos discontinu os y carga parcial Procesos discontinu os y carga parcial

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Ámbito de la cogeneración • Cogeneración en el sector industrial • Cogeneración en el sector terciario o de servicios. • Aplicaciones especiales.

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Sector industrial (I) • Emplea cogeneración por fiabilidad del suministro y por la rentabilidad económica. • Características energéticas del sector industrial frente a la cogeneración: – – – – –

Consumos importantes y continuos. RCE elevada. Q útil en forma de vapor o gases de escape. La T del proceso determina el tipo de motor. Tarifas de electricidad y combustibles ventajosas: gran consumo y continuo. – En algunos procesos se instalan sistemas de cola.

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Sector industrial (II) • La rentabilidad viene de la diferencia de precio entre la electricidad y los combustibles fósiles. • Sectores más adaptables: alimentario, papel, refinerías, químico, textil, cerámico y madera. • Turbina de vapor: grandes consumidores de vapor. • Turbina de gas: consumidores medios con procesos de secado. • Ciclos combinados: grandes consumidores con RCE bajos. • M.A.C.I.: consumidores pequeños y medianos con muchas paradas y variaciones de carga. Energy Technology

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Sector terciario (I) • La cogeneración se usa en hospitales, hoteles, centros comerciales, edificios públicos, universidades, polideportivos,... • Principal característica: en invierno, necesidades de electricidad y calor (calefacción) y en verano, de electricidad y frío (aire acondicionado). • Para que sea rentable el frío ha de producirse a partir de energía térmica: máquina de producción de frío por absorción ⇒ sistema de trigeneración (producción simultánea de electricidad, calor y frío). 44 Energy Technology

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Sector terciario (II) • Ciclo de absorción: – Mezclas: amoniaco-agua y agua-bromuro de litio (refrigerante-absorbente). – Se sustituye compresor por sistema de absorción: • Generador: se aprovecha el Q útil para evaporar el amoniaco. • Rectificador: se elimina el agua por destilación. • Condensador, válvula de expansión y evaporador. • Absorbedor: se mezclan el NH3 y la mezcla pobre y la mezcla rica resultante se bombea hacia el generador. • Regenerador: intercambio de calor entre las mezclas rica y pobre en NH3. • Válvula de expansión en el ramal de la mezcla pobre.

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Sector terciario (III) • Ciclo de absorción:

BrLi rico en agua BrLi pobre en agua

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Agua

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Sector terciario (IV) • Potencia media de instalaciones menor que en sector industrial. • Fluctuaciones en consumo de energía: estacionales y horarias. • Esto determina tipo de motor a elegir y que por la noche no funcione por consumo y precio. • Rentabilidad: precio de la electricidad mayor que para la industria (menor consumo y en horas punta). • Se emplean M.A.C.I. por paradas continuas, variación de carga y RCE baja. 47 Energy Technology

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Aplicaciones especiales (I) • Calefacción de distrito o barrio (District Heating): – Canalizaciones de vapor o agua caliente para calefacción. – Centro y norte de Europa. – Energía eléctrica se vende a red. – Energía térmica de baja T. – Se emplean M.A.C.I. y para elevadas potencias turbinas de gas.

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Aplicaciones especiales (II) • Estaciones de depuración de aguas residuales (E.D.A.R.): – Subproducto de gas combustible. – Sistema de cola. – Biogás: 60% metano, CO y trazas de ácido sulfídrico ⇒ modificar motores. – Q útil para calentar agua residual y aumentar eficiencia. – W consumida en la planta.

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Aplicaciones especiales (III) • Instalaciones de desalinización de agua de mar: – Por destilación: Q útil para evaporar el agua. – Por ósmosis inversa: W para accionar bombas y Q útil para precalentar agua y aumentar rendimiento.

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A. Y. 2006-07

Aplicaciones especiales (IV) • Desalinización de agua de mar por ósmosis inversa.

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Aplicaciones especiales (V) • Desalinización de agua de mar por ósmosis inversa.

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Marco legal (I) • Las leyes favorecedoras de la cogeneración surgen con la crisis del petróleo y la necesidad de reducir la dependencia energética en él. • Ley 82/1980 de 30 de diciembre: – Autogenerador: empresa que produce W sin ser su fin principal y con ahorro energético. – El excedente de W se vende a compañías eléctricas distribuidoras a precio prefijado.

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Marco legal (II) • R. D. 907/1982 de 2 de abril: – Se amplía el concepto de autogenerador para incluir a las centrales que aprovechan residuos y energías renovables. – Clasificación de autogeneradores en función de potencia. – Actualización de precios de venta.

• O. M. de 7 de julio de 1982: – Se introduce el concepto de APEP. Se establecen valores > 45%. – Muy rentable.

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Marco legal (III) • R. D. 2366/1994 de 9 de diciembre: – Autogenerador ⇒ Productor en régimen especial. – Cambio de tarifas ⇒ menos rentable. – Se introduce el REE. – Límite de potencia: 100 MW. – Normativa para centrales con combustibles residuos. – Derechos: conectar en paralelo a la red, vender excedentes y recibir electricidad. – Deberes: condiciones técnicas, no vender a terceros y verter a red sólo excedentes.

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Marco legal (IV) • Ley 54/1997 de 27 de noviembre: – Autoproductor de energía eléctrica: consumo ≥ 30% si W < 25 MW y ≥ 50% si W > 25 MW. – 3 casos: cogeneración, energías renovables como biomasa o biocarburantes y residuos no renovables.

• R. D. 2818/1998 de 23 de diciembre: – Régimen transitorio entre leyes de 1994 y 1997. – Prima para instalaciones > 50 MW que usen energías renovables no consumibles y no hidráulicas, biomasa, biocarburantes o residuos agrícolas, ganaderos o de servicios. Energy Technology

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Marco legal (V) • R. D. 2818/1998 de 23 de diciembre: – Precio exportación electricidad: R = Pm + Pr ± ER. • • • •

R: retribución en pts/kWh. Pm: precio del mercado. Pr: prima definida para cada caso. ER: complemento por energía reactiva (factor de potencia > 0,9 abono y si no descuento).

– Se mantienen valores de REE.

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Marco legal (VI) • R. D. Ley 6/2000 de 23 de junio y R. D. 841/2002 de 2 de agosto: – Modificaciones a las leyes anteriores sobre la venta de excedentes eléctricos. – Nuevos precios de venta en función de la potencia generada. – Necesidad de comunicar la programación del ciclo de 24 horas de los excedentes con 30 horas de antelación.

• R. D. 436/2004 de 12 de marzo: – Metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial. Energy Technology

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Modo de operación (I) • Programación de funcionamiento: adecuada al consumo fluctuante de calor y electricidad. • Gráfico de W demandada frente a Qu demandada con línea de funcionamiento del motor y posibles puntos de funcionamiento: pizarra. • En general habrá una exportación o importación de W y una evacuación o producción de Qu en un equipo de apoyo.

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Modo de operación (II) • Modos de operación más corrientes: – Seguir demanda eléctrica: motor elegido (su potencia máxima y su grado de carga) de manera que la W generada coincida con la demandada. No hay importación o exportación de W pero sí evacuación o producción de Qu ⇒ Cuadrantes 3 y 4. – Seguir demanda térmica: motor elegido de manera que Qu generada coincida con la demandada. No hay evacuación o producción de Qu pero sí importación o exportación de W. REE máximo ⇒ Cuadrantes 2 y 3.

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Modo de operación (III) • Modos de operación más corrientes: – Funcionar a carga constante: motor funciona a carga máxima (en P. N.). Siempre faltará o sobrará W o Qu. Ventaja: motor funciona en punto de máximo rendimiento y regulación más sencilla. – En la práctica: se varía el modo de operación buscando rentabilidad económica máxima con sencillez técnica.

• Características del punto de demanda según el cuadrante en que se encuentre: pizarra. 61 Energy Technology

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Aspectos económicos • Javier Irigaray Imaz, Introducción a la Cogeneración, Unicopia (Servicio de Publicaciones de la E.S.I. de San Sebastián), San Sebastián, 2000. • Mario Villares Martín, Cogeneración, Fundación Confemetal, Madrid, 2000. • José María Sala Lizarraga, Cogeneración. Aspectos termodinámicos, tecnológicos y económicos, Servicio Editorial de la U.P.V., Bilbao, 1994. 62 Energy Technology

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Ejemplos de cogeneración • • • •

Ejemplo 1: Energía Demo 54 y Problema 1. Ejemplo 2: Energía Demo 55 y Problema 2. Ejemplo 3: Energía Demo 56 y Problema 3. Ejemplo 4: Energía Demo 37.

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Ejemplo 1 (I)

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Ejemplo 1 (II) • Cogeneración con motor a gas en hospital:

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Ejemplo 1 (III) • Cogeneración con motor a gas en hospital: Qu

W

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Ejemplo 2 (I) • Central de cogeneración en ciclo combinado en una industria papelera:

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Ejemplo 2 (II) • Central de cogeneración en ciclo combinado en una industria papelera:

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Ejemplo 2 (III) • Central de cogeneración en ciclo combinado en una industria papelera:

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Ejemplo 2 (IV)

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Ejemplo 2 (V)

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Ejemplo 2 (VI)

2,2 APEP

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Ejemplo 3 (I)

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Ejemplo 3 (II)

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Ejemplo 3 (III)

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Ejemplo 4 (I) • Central de cogeneración con aprovechamiento directo de gases:

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Ejemplo 4 (II)

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Ejemplo 4 (III)

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Bibliografía (I) • Vicente Bermúdez et al., Tecnología Energética, Servicio de Publicaciones de la Universidad Politécnica de Valencia, Valencia, 2000. • Javier Irigaray Imaz, Introducción a la Cogeneración, Unicopia (Servicio de Publicaciones de la E.S.I. de San Sebastián), San Sebastián, 2000.

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Bibliografía (II) • Mario Villares Martín, Cogeneración, Fundación Confemetal, Madrid, 2000. • José María Sala Lizarraga, Cogeneración. Aspectos termodinámicos, tecnológicos y económicos, Servicio Editorial de la U.P.V., Bilbao, 1994. • ICAEN, Instituto Catalán de la Energía, http://www.icaen.es.

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