4a_pfc_biomasa.pdf

PROYECTO FIN DE CARRERA

GENERACIÓN ELÉCTRICA A PARTIR DE LA INCINERACIÓN DE BIOMASA

AUTOR: José Mª López Zabala

MADRID, Junio, 2009

UNIVERSIDAD PONTIFICIA COMILLAS

ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIERÍA (ICAI) INGENIERO INDUSTRIAL

GENERACIÓN ELÉTRICA A PARTIR DE LA INCINERACIÓN

DE BIOMASA

Autor: López Zabala, José Mª.

Directora: Cruz Mendoza, Susana de la.

Entidad Colaboradora: Heymo Ingeniería.

RESUMEN DEL PROYECTO El proyecto que se resume a continuación está dividido en dos partes: en primer

lugar el desarrollo de una herramienta en un soporte informático que facilite la

toma de decisiones a la hora de realizar un estudio de viabilidad preliminar y

escoger la mejor tecnología de incineración del recurso natural para la

generación de energía eléctrica y, en segundo lugar, la aplicación de esta

herramienta en un caso concreto, del que se realizará el desarrollo conceptual de

la Planta.

El desarrollo del proyecto está dentro del marco de las energías renovables, en

concreto en el campo de la biomasa.

La primera parte del proyecto la constituye el desarrollo de una herramienta en

Microsoft Excel, con el fin de realizar un análisis técnico-económico matricial

en tres ejes en los que se enfrentaran: Tecnologías de incineración disponibles en

el mercado, Tipología de biomasa y Dimensión de la Planta de incineración. A

partir de este análisis se buscará el óptimo técnico económico en función de los

parámetros de entrada.

La herramienta está estructurada a partir de una serie de bases de datos

interrelacionadas que, a partir de los parámetros de diseño proporcionados por el

cliente, llevarán a cabo le selección de la mejor tecnología aplicable para la

producción de energía eléctrica.

Los valores de entrada de la herramienta son los siguientes:

Dimensión de la Planta: en términos de la biomasa disponible en el

emplazamiento o en valor de los MWe que se desea obtener.

Tipología del recurso a incinerar.

Parámetros térmicos: Presión y Temperatura a la salida de la caldera,

Temperatura a la entrada de la caldera y Presión a la salida de la turbina.

Las bases de datos que componen la herramienta disponen en primer lugar de

información referente a los recursos abarcados en el RD 661/2007, como

pertenecientes a la generación eléctrica en Régimen Especial a partir de

biomasa. En esta base de datos se caracterizan los distintos tipos de biomasa con

sus diferentes propiedades físico-químicas, tales como (Poder calorífico y

análisis elemental e inmediato), que son las que resultan determinantes a la hora

de escoger las tecnologías de incineración.

En segundo lugar se dispondrá de una segunda base de datos con los datos

proporcionados por los fabricantes de las distintas tecnologías de calderas

disponibles en el mercado, con sus respectivos requisitos frente a las

características de los residuos que son capaces de procesar.

Finalmente una vez conocidas las técnicas que son susceptibles de ser empleadas

en un caso concreto, se realiza una valoración económica de las mismas.

Para conseguir elegir la tecnología de incineración, la herramienta lleva a cabo

todos los cálculos termodinámicos necesarios.

Los cálculos principales que realiza la herramienta son: definición del ciclo

(Rankine con dos extracciones) y sus valores entálpicos, flujos másicos,

potencias térmicas y eléctrica y consumo de biomasa.

Dichos valores se han contrastado con un software comercial comprobando la

bondad de los cálculos.

En la segunda parte del proyecto se analiza un caso concreto de una Planta de

generación de este tipo.

Los datos de partida de este caso son los siguientes:

Potencia de 10 MWe.

Recurso disponible: Eucalipto con un 35% de humedad.

P=90 bar, T=485ºC, T=122ºC, P=0,08 bar

Introduciendo estos parámetros en la herramienta desarrollada en la primera fase

se genera el ciclo termodinámico, y se calculan sus parámetros fundamentales,

así como las características del sistema de incineración.

Una vez conocida la caldera más apropiada, y aprovechando los cálculos de la

herramienta, se procede al dimensionado de los equipos principales de la Planta.

La producción de vapor necesaria para obtener la potencia requerida se consigue

de la herramienta con un valor de 37,45 t/h, además de obtenerse los valores de

las extracciones a partir del balance de masas y energía en sendos

intercambiadores (precalentador de condensado y desgasificador).

El ciclo genera una potencia de 10 MWe, para lo que es necesario un consumo

de 33,08 MWth. Con estos valores el ciclo de producción proporciona un

rendimiento bruto de 30,23%.

Los equipos principales de la Planta y del BOP que se han calculado son los

siguientes:

A partir del consumo de biomasa necesario, se calculan las capacidades de

recepción y almacenamiento necesarias para el correcto funcionamiento de la

Planta.

A partir del flujo de vapor que pasa por el condensador, se evalúa la potencia

térmica a evacuar así como el agua de aporte y de circulación que debe

suministrar la torre de refrigeración y las recirculaciones que debe tener.

Conocido este flujo se calculan también las características de las bombas de

extracción de condensado.

Con los conocimientos de dimensionamiento de intercambiadores tubo-carcasa,

se estima el área del precalentador de condensado de la Planta.

A continuación se calcula el desgasificador, dónde se calienta el agua de

alimentación y se evacuan los gases y el oxígeno contenido en el agua. Hay que

calcular su volumen así como el agua de aporte que hay que suministrar para

suplir las purgas.

Además se realiza el cálculo de las líneas principales del ciclo agua-vapor, con

sus diámetros, espesores y materiales según sus características de operación.

La inversión que requiere el proyecto es de 26.827.000 €, los cuales tendrán que

ser amortizados durante la vida útil de la Planta.

Los costes de la planta serán los derivados de las compra del recurso, y de los

gastos referentes a operación y mantenimiento.

Los ingresos son los correspondientes a la venta de la energía a la red.

Estimando un estudio de la viabilidad de la Planta a 15 años, ya que a partir de

este periodo la retribución disminuye y no hay grandes cambios en los

principales indicadores de viabilidad, se obtuvieron unos valores de

VAN=9.404.668 € y TIR= 9,83%, siendo la tasa de actualización del 5%, con lo

que se concluye que el proyecto resultó viable.

POWER GENERATION FROM BIOMASS INCINERATION

Author: López Zabala, José Mª.

Directora: Cruz Mendoza, Susana de la.

Supporting Company: Heymo Ingeniería.

PROJECT SUMMARY The Project outlined below is divided into two parts: firstly the development of a

software tool that facilitates decision-making when performing a feasibility

study of chosing the best incineration technology applicable for biomass

resource in order to generate power and, secondly, the application of this tool in

a specific case and make the conceptual design of the Plant.

The development of the project is focused on the renewable energy, concretely

in the biomass field.

The first part of the project consists on the development of a tool in Microsoft

Excel, to perform a technical and economic analysis on three areas: Incineration

technologies available in the market, Typology of biomass and Size of the Plant.

From this analysis will be sought the optimum technical and economical

according with those inputs.

The tool is structured by a couple of databases interrelated that, from the design

parameters provided by the client, will make a selection of the best applicable

technology for electricity production.

The inputs of the tool are the following:

Size of the Plant: in terms of biomass available in the location or value of MWe

which is sought to be obtained.

Typology of the resource to be incinerated.

Thermal Parameters: Live steam Pressure and Temperature, Feed water

Temperature to the boiler steam for line and exhaust Pressure.

The databases which take part of the tool have firstly information about the

resources covered in the RD 661/2007, as biomass to be considered under the

Special Regime. In these databases, the different types of biomass are

characterized, with its different physical and chemical characteristics (as Heating

value and elemental and immediate analysis), which are the critical parameters

when selecting the boilers.

Secondly there will be other database with the data supplied by the manufactures

about the different boilers available in the market, with their requirements

regarding the biomass they are capable of processing.

Finally, once the techniques likely to be used in a particular case are known,

there is an economic assessment of them.

For achieving the objectives of choosing the best incineration technology, the

tool must make all the necessary thermodynamic calculations.

The principal calculations are: definition of the cycle (Rankine with two bleeds)

and its enthalpy values, mass flow, thermal and electrical power and

consumption of biomass.

Those values have been compared with a commercial software, checking the

goodness of the calculations.

In the second part of this project a particular case of a generation Plant is

analysed.

The inputs are:

Power of 10 MWe.

Resource: Eucalypt with 35% moisture.

P=90 bar, T=485ºC, T=122ºC, P=0,08 bar

Introducing these parameters into the tool obtained from the first part, a

thermodynamic cycle is generated, and his fundamental parameters are

calculated, as well as the characteristics of the incineration system.

Once selected the best boiler and taking advantage of the tool, performances the

main equipment of the Plant is defined.

The steam production needed to obtain the required power is given by the tool

with a value of 37,45 t/h, besides of getting the values of the bleeds from the

mass and energy balance in both heat exchangers (pre-heating of condense and

desgasifier).

The cycle generates a power of 10 MWe, for what is necessary a consumption of

33,08 MWth. With this values the gross efficiency is 30,23%.

The main equipments of the Plant and the BOP that have been calculated are the

following:

From the consumption of biomass necessary, the reception and storing capacities

for the proper operation of the Plant are calculated.

From the mass flow that goes through the condenser, is evaluated the thermal

power that must be evacuated and the feed up and circulation water that has to

supply the Cooling Tower, as well as necessary recirculations.

Form the flow the characteristics of condensate pumps is also calculated.

From knowledge of the size of the exchanger tube-chassis, it is estimated the

area of the condensate preheater.

After this equipments it is the desgasifier, where it is heated the feed water and it

is evacuated the oxygen and gases. Also the volume and the water supply to be

provided to supplement the purges are calculated.

Moreover the calculation of the main pipes in the water-steam cycle, with its

diameters, thicknesses and materials according to their operating characteristics

is made.

The investment of the Project is 2,827,000 €, that will have to be amortized

along the life cycle of the Plant.

The main operation costs of the Plant will be the biomass supply and the costs

referred to operation and maintenance.

The incomes will come from energy sales to the grid.

Extending the feasibility study to 15 years, because after this period the income

decreases and there are no appreciable changes in the key indicators, the next

values were obtained. VAN=9.404.668 € y TIR= 9,83%, being our rate of

discount 5%. So it is concluded that the project is feasible.

2

1. INTRODUCCIÓN Y PLANTEAMIENTO DEL PROYECTO. 10

1.1. Antecedentes 11

1.1.1. Datos del potencial de biomasa 11

1.1.2. Régimen Especial, concepto y evolución. 12

1.1.3. Situación de la generación de energía eléctrica en Régimen Especial en España. RD 661 13

1.1.4. Nuevo marco energético RD 661 y protocolo de Kyoto 16

1.1.4.1. Ámbito de aplicación del RD 661 18

1.1.4.2. Condiciones de venta y precios según el RD 661 19

1.1.5. Objetivos nacionales en la explotación de este recurso 20 1.1.5.1. Medidas para el desarrollo del recurso 22

1.1.5.2. Medidas para el desarrollo de la tecnología. 22

1.1.6. Problemas de implantación de plantas de generación 22

2. DESCRIPCIÓN DE LAS TECNOLOGÍAS 25

2.1. Tipología de la biomasa 25

2.1.1. Concepto de biomasa 25

2.1.2. Proceso de obtención de la energía 26

2.1.2.1. Potencial del recurso a nivel nacional 27

2.1.2.2. Condiciones para la implantación de sistema de biomasa 28

2.1.3. Clasificación de la biomasa, procedencia. 29

2.1.3.1. Biomasa natural: 29

2.1.3.2. Biomasa residual seca: 29

2.1.3.3. Biomasa residual húmeda: 36

2.1.3.4. Cultivos energéticos: 37

2.1.3.5. Problemáticas de la explotación de cada uno de los residuos anteriores 39

2.1.4. Clasificación de la biomasa, caracterización 40

2.1.4.1. Caracterización física 40

2.1.4.2. Caracterización química 41

2.1.4.3. Caracterización energética 42

2.1.5. Ventajas e Inconvenientes del procesamiento de la biomasa 43 2.1.5.1. Ventajas de la biomasa: 43

2.1.5.1.1. Ambientales: 43

2.1.5.1.2. Socioeconómicas: 44

2.1.5.2. Inconvenientes de la biomasa: 44

3

2.2. Vías de transformación de la biomasa en energía 45

2.2.1. Procedimientos térmicos 45

2.2.1.1. Esquema de planta de incineración 48

2.2.1.2. Esquema de planta de gasificación 49

2.2.1.3. Esquema de planta de digestión anaerobia 50

2.3. Mejor tecnología para la incineración del recurso. 51

2.3.1. Tecnología de parrillas 52

2.3.1.1. Funcionamiento del sistema de parrillas 57

2.3.2. Tecnologías de lecho fluidizado 59

2.3.2.1. Tipos de lecho fluidizado 61

2.3.2.2. Dimensionado de una instalación en función del flujo de material 62

2.3.2.2.1. Caracterización de las partículas sólidas 62

2.3.2.3. Sistema de combustión bubbling fluidized bed (BFB) 64

2.3.2.4. Sistema de combustión circulating fluidized bed (CFB) 66

2.3.2.5. Procesos físico-químicos que se producen en la combustión por lecho fluidizado 71

2.3.3. Sistemas de aire en la combustión 72

2.3.3.1. Flujo de aire primario 72

2.3.3.2. Flujo de aire secundario 74

2.3.4. Tecnologías de horno rotativo 76

2.3.5. Tecnologías de combustible pulverizado 78

2.3.6. Ventajas e inconvenientes de las diversas formas de combustión. 79 2.3.6.1. Problemática de la incineración, tratamiento de gases. 81

2.3.6.1.1. xNO 82

2.3.6.1.2. Gases ácidos 85

2.3.6.1.3. Dioxinas y furanos 87

2.3.6.1.4. Partículas sólidas 89

3. DESCRIPCIÓN DEL MODELO DESARROLLADO 91

3.1. Objetivos y especificación 91

3.1.1. Dimensión de la planta 94

3.1.2. Recurso disponible 94

3.1.3. Tecnología disponible 95

3.1.3.1. Requerimientos de calidad del agua y vapor 98

3.1.3.1.1. Agua de alimentación 100 3.1.3.1.2. Generador de vapor 101 3.1.3.1.3. Turbina 101 3.1.3.1.4. Sistema de condensado 102

3.2. Definición de la aplicación 103

3.3. Datos 105

4

3.4. Algoritmos 107 3.4.1. Contenidos de la aplicación 109

3.4.1.1. Definición del ciclo termodinámico 111

3.4.1.1.1. Características del ciclo de vapor 111 3.4.1.1.2. Consideraciones del ciclo 112 3.4.1.1.3. Representación del ciclo. 113 3.4.1.1.4. Valores del ciclo: balance másico 114

3.4.1.2. Cálculos conocidos los MWe 116

3.4.1.3. Cálculos conocida la biomasa disponible 117

3.4.1.4. Evaluación económica de las tecnologías 118

3.5. Implantación numérica 121 3.5.1. Datos 122

3.5.2. Croquis del ciclo de vapor: 123

3.5.3. Valores entálpicos de los distintos puntos del ciclo 123 3.5.4. Características de la biomasa disponible 127

3.5.5. Listado de tecnologías compatibles 127

3.5.6. Definición de los valores de potencia del ciclo 128

3.5.6.1. Potencia turbina y del alternador 128

3.5.6.2. Caudal de vapor 128

3.5.6.3. Potencia de la caldera 129

3.5.6.4. Caudal de combustible 129

3.5.6.5. Consumo de biomasa 129

3.5.7. Chequeo de todos los parámetros anteriores con el Software Thermo-flow 130 3.5.8. Evaluación del rango de potencias térmicas de cada tecnología 133

4. ANÁLISIS DE RESULTADOS 134

4.1. Resultado del caso base. 134 4.1.1. Evaluación técnico-económica de las tecnologías aplicables 135 4.1.2. Listado definitivo 136

4.2. Análisis de un caso concreto 137

5. MANUAL DE USUARIO 138

6. FUTUROS DESARROLLOS 142

7. BIBLIOGRAFÍA 143

8. APÉNDICE 146

8.1. Hoja Inicial 146

8.2. Hoja de datos 146

5

8.3. Confirmación de datos 146

8.4. Cálculo de entalpías 146

8.5. Cálculo de extracciones 146

8.6. Tipologías de biomasa 146

8.7. Tipología de biomasa de entrada 146

8.8. Ciclo de vapor 146

8.9. Tecnologías disponibles 146

8.10. Tecnologías compatibles 146

8.11. Cálculos de parámetros principales a partir de MWe 146

8.12. Cálculos de parámetros principales a partir de biomasa disponible 146

8.13. Comprobación de la potencia térmica 146

8.14. Resumen de generación 146

8.15. Costes de equipos 146

8.16. RD 661 resumen de tarifas según procedencia 146

8.17. Tarifa correspondiente a biomasa de entrada 146

8.18. Estudio económico de tecnologías compatibles 146

8.19. Selección de la más atractiva 146

8.20. Parámetros principales 146

9. APÉNDICE II 167

9.1. Ciclo de vapor ………………………………………………………………………………167

9.2. Turbina ……………………………………………………………………………………… 167

9.3. Mollier ……………………………………………………………………………………… 167

9.4. Sankey ………………………………………………………………………………………..167

10. APÉNDICE III …………………………………………………………..173

DOCUMENTO 1 ………………………………………………………………………174

MEMORIA ………………………………………………………………………….174

1. MEMORIA DESCRIPTIVA…………………………………………………... 183

CÁLCULOS …………………………………………………………………………..280

6

2. CÁLCULOS …………………………………………………… ………………284

ESTUDIO ECONÓMICO ……………………………………………………………….328

3. ESTUDIO ECONÓMICO ……………………………………………………330

MEMORIA AMBIENTAL ………………………………………………………………342

4. MEMORIA AMBIENTAL …………………………………………………… .344

ANEXOS ……………………………………………………………………………383

5. ANEXOS ………………………………………………………………………385

6. BIBLIOGRAFÍA …………………………………………………… …………448

DOCUMENTO 2………………………………………………………………………………………. 449

PLANOS……………………………………………………………………………. 449

7

Índice de ilustraciones Ilustración 1-1: cobertura de la demanda energética peninsular. [REE07] .................... 14

Ilustración 1-2 gráfico orientativo de la evolución de la energía adquirida. [REE07] ... 15

Ilustración 1-3 compromisos con Kyoto [PROT97] ...................................................... 17

Ilustración 1-4 objetivos de potencia instalada en 2010 según el [CNE] ....................... 21

Ilustración 1-5 Esquema de proceso de integración de una planta de biomasa [IBAÑ08]

........................................................................................................................................ 24

Ilustración 2-1 gráfico del proceso de la biomasa [IBAÑ08] ......................................... 26

Ilustración 2-2 Consumo de residuos forestales para producción de energía [PERB05]

INFORMACIÓN DEL PER CORRESPONDIENTE AL 2004 .................................... 30

Ilustración 2-3 caracterización de la biomasa agrícola leñosa ....................................... 31

Ilustración 2-4 consumo de residuos agrícolas leñosos [PERB05] ................................ 32

Ilustración 2-5 consumo de residuos agrícolas herbáceos [PERB05] ............................ 34

Ilustración 2-6 consumos de residuos industriales [PERB05]........................................ 36

Ilustración 2-7 producción de cultivos energéticos para generar energía [PERB05] ..... 38

Ilustración 2-8 vías de conversión del residuo ............................................................... 47

Ilustración 2-9 planta de incineración [IBAÑ08] ........................................................... 48

Ilustración 2-11 planta de digestión anaerobia [IBAÑ08].............................................. 50

Ilustración 2-12 parrillas de barras longitudinales ......................................................... 53

Ilustración 2-13 parrillas de barras transversales ........................................................... 54

Ilustración 2-14 parrilla de rodillos ................................................................................ 54

Ilustración 2-15 parrilla de alimentación con retroceso ................................................. 55

Ilustración 2-16 tecnología BioGrate [WART09] .......................................................... 56

Ilustración 2-17 planta de incineración [IBAÑ08] ......................................................... 57

Ilustración 2-18 fases de la incineración en la parrilla ................................................... 58

Ilustración 2-19 caldera de lecho fluidizado................................................................... 60

Ilustración 2-20 cama del lecho [HEYM08] .................................................................. 61

Ilustración 2-21 perfil planta de lecho burbujeante ........................................................ 65

Ilustración 2-22 perfil planta de lecho circulante ........................................................... 67

Ilustración 2-23 curva de fluidización, Pérdida de carga frente a velocidad [UGR] ...... 68

Ilustración 2-24 formación del lecho fluidizado a partir del lecho fijo: variación del

lecho al aumentar la velocidad y variación de la pérdida de presión. [UAM] ............. 70

8

Ilustración 2-25 reacciones que se producen frente a la temperatura en combustión de

lecho fluidizado .............................................................................................................. 71

Ilustración 2-26 flujos de aire ......................................................................................... 73

Ilustración 2-27 Configuración de inyección aire secundario: normal, tangencial y mixta

........................................................................................................................................ 74

Ilustración 2-28 horno rotativo ....................................................................................... 77

Ilustración 2-29 combustión por combustible pulverizado ............................................ 78

Ilustración 2-30 visual comparativa de las tecnologías de incineración más habituales [N

REL] ............................................................................................................................... 80

Ilustración 2-31 estructura de un absorbedor ................................................................. 86

Ilustración 2-32 estructura de un filtro de mangas ......................................................... 89

Ilustración 3-1 distribución de los tres ejes de estudio del proyecto .............................. 92

Ilustración 3-2 estructura de realimentación de la herramienta ...................................... 93

Ilustración 3-3 equipos con circulación de agua en el ciclo de vapor [VGBP08] .......... 99

Ilustración 3-4 ciclo termodinámico ............................................................................. 113

Ilustración 4-1 catálogo caldera de biomasa................................................................. 137

Ilustración 5-1Habilitar macros .................................................................................... 138

Ilustración 5-2Bienvenida............................................................................................. 139

Ilustración 5-3: Pantalla de inicio ................................................................................. 139

Ilustración 5-4: Evaluar el ciclo o directamente la solución de la aplicación .............. 140

Ilustración 5-5 Salida de la herramienta ....................................................................... 141

9

Índice de tablas Tabla 1-1 Evolución de la potencia instalada en MW del régimen especial por tipo de

combustible en España. [REE07] ................................................................................... 15

Tabla 1-2 Retribución según el RD661 por venta de energía eléctrica [REAL07] ....... 20

Tabla 2-1 potencia instalada en régimen especial (renovables) MW [REE07] .............. 27

Tabla 2-2 parámetros orientativos de planta de generación [IDAE08] .......................... 28

Tabla 2-3 caracterización de la biomasa forestal............................................................ 29

Tabla 2-4 caracterización de los residuos agrícolas herbáceos ...................................... 33

Tabla 2-5 caracterización de la biomasa industrial ........................................................ 34

Tabla 2-6 problemáticas de los residuos......................................................................... 39

Tabla 2-7 transformaciones en procesos de producción ................................................. 46

Tabla 3-1 tecnologías y principales características proporcionadas por los fabricantes 97

Tabla 3-2 estructura de los datos de entrada................................................................. 106

Tabla 3-3 datos de entrada para el estudio tridimensional ........................................... 109

Tabla 3-4 selección del combustible con sus características ....................................... 110

Tabla 3-5 evaluación económica de las tecnología ...................................................... 120

Tabla 3-7 datos caso tipo .............................................................................................. 122

Tabla 3-8 datos financieros........................................................................................... 122

Tabla 3-9 datos termodinámicos................................................................................... 123

Tabla 3-10 combustible caso tipo ................................................................................. 127

Tabla 3-11 tecnologías compatibles con el combustible .............................................. 127

Tabla 3-12 valores de potencia y rendimientos del caso de estudio ............................. 128

Tabla 3-13 valores del caudal d combustible para cada caldera................................... 129

Tabla 3-14 consumo de recurso anual .......................................................................... 129

Tabla 3-15 comparación de los valores principales...................................................... 131

Tabla 3-16 comparación de la turbina .......................................................................... 131

Tabla 3-17comprobación de las potencias térmicas proporcionadas por el fabricante 133

Tabla 4-1 evaluación económica de cada tecnología ................................................... 135

Tabla 4-2 listado definitivo........................................................................................... 136

Introducción y planteamiento del proyecto

10

1. Introducción y planteamiento del proyecto.

El tema del proyecto está enmarcado dentro del sector de las energías

renovables, cuyo desarrollo está en boga los últimos años.

El creciente interés en este sector se debe a la incipiente preocupación

medioambiental. Además de la necesidad de buscar alternativas energéticas a las

actuales fuentes de energía, debido a la escasez que se puede producir en los

próximos años con el consumo deliberado de las fuentes energéticas más

empleadas en la actualidad.

La sustitución de los combustibles fósiles por biomasa en la generación

eléctrica ha tenido una gran repercusión en la reducción de los costes variables

en muchas plantas de generación eléctrica.

El proyecto se plantea como el desarrollo de una herramienta para

optimizar el análisis de la viabilidad de una planta de generación eléctrica a

partir de biomasa, realizando un estudio técnico económico en tres ejes:

tecnologías de incineración disponibles en el mercado, análisis de proveedores y

tipo de biomasa disponible.

Se estudiarán las distintas tecnologías y los distintos proveedores que

existen en el mercado para la obtención de energía eléctrica a partir de la

incineración del recurso.

La herramienta será aplicada a un caso concreto, del cual se llevará a

cabo un desarrollo conceptual de una planta para el aprovechamiento del recurso

y la generación de energía eléctrica.

El desarrollo de este proyecto pretende ampliar los conocimientos en

cuanto a la producción de energía en Régimen Especial, así como crear una

herramienta que facilite las decisiones a la hora de la implantación de plantas de

generación que funcionen con la incineración de residuos procedentes de

diversas fuentes que detallarán más adelante.


11

1.1. Antecedentes

1.1.1. Datos del potencial de biomasa

El desarrollo y la operación de los actuales sistemas de producción y

consumo necesitan grandes cantidades de energía para mantenerse. Por ello, en

nuestra sociedad, los países pobres tienen un bajo consumo de energía, mientras

que el consumo en los países ricos es varias veces superior.

En Europa el 54% de la energía primaria de origen renovable procede de

la biomasa, sin embargo sólo supone el 4% sobre el total energético. Dentro de

este consumo de biomasa todavía es muy inferior la empleada en la producción

de electricidad en relación a la consumida para la obtención de energía térmica.

Desde el punto de vista del concierto internacional los siguientes datos

orientativos dan una idea sobre las posibilidades de explotación de este recurso.

De todo el potencial planetario el 10% es aprovechable de forma

sostenible y económicamente viable (4 veces la utilizada actualmente).

En economías de orientación agrícola, el uso apropiado de la biomasa

ofrece una alternativa para reducir los costos de operación por concepto de

insumos energéticos; además, es una solución para los problemas higiénico-

ambientales que, en muchos casos, presentan los desechos orgánicos.

Las denominadas “granjas energéticas” pueden suplir un porcentaje

significativo de los requerimientos energéticos mundiales y, al mismo tiempo,

revitalizar las economías rurales, proveyendo energía en forma independiente y

segura y logrando importantes beneficios ambientales. Las comunidades rurales

pueden ser, entonces, energéticamente autosuficientes en un alto grado, a partir

del uso racional de los residuos y administrando inteligentemente la biomasa

disponible en la localidad.

Actualmente, los procesos modernos de conversión solamente suplen 3%

del consumo de energía primaria en países industrializados. Sin embargo, gran

parte de la población rural en los países subdesarrollados que representa cerca

del 50% de la población mundial, aún depende de la biomasa tradicional,

principalmente de leña, como fuente de energía primaria. Esta suple,

aproximadamente, 35% del consumo de energía primaria en países

subdesarrollados y alcanza un 14% del total de la energía consumida en el nivel

mundial.


12

1.1.2. Régimen Especial, concepto y evolución.

El régimen especial viene siendo regulado en España desde el año 1980,

cuando se promulgo la ley de Conservación de la Energía. Esta ley fue

promovida por la necesidad de hacer frente a la crisis del petróleo, y en ella se

establecían los objetivos de mejorar la eficiencia energética de la industria y

reducir la dependencia energética. Posteriormente se promovió en el Plan

Energético Nacional 1991-2000 un programa para la incentivación de la

cogeneración y de la producción con fuentes renovables para intentar pasar del

4,5% de la producción de energía eléctrica que constituían estas fuentes en 1990

al 10% para el año 2000. Dentro de este contexto se consolido el concepto de

Régimen Especial.

El concepto de Régimen Especial aparece como solución al gran

problema que enfrenta el desarrollo y la penetración de las energías renovables

en los mercados energéticos. Esta limitación son principalmente las altas

inversiones asociadas a las tecnologías de transformación de estos recursos, que

impiden a estas centrales competir con las centrales eléctricas convencionales,

que producen energía a precios muy inferiores.

En este sentido tanto las energías renovables, como los sistemas de

cogeneración necesitan de incentivos económicos que permitan su desarrollo y

la viabilidad económica de empresas en este sector.

Por tanto el Régimen Especial de producción de energía eléctrica,

constituye un marco retributivo particular para las instalaciones de potencia no

superior a los 50 MW, que empleen tecnologías de cogeneración, de

aprovechamiento de las energías renovables o que utilicen residuos no

renovables. Con el fin de hacer atractivas las inversiones en estos sistemas de

generación de electricidad.

En diciembre de 1994, se publicó el RD 2366/1994 sobre producción de

energía eléctrica por instalaciones hidráulicas, de cogeneración y otras

instalaciones abastecidas por recursos o fuentes de energía renovables, que

aunque no es desarrollado en la LOSEN, sí define los principios que se

establecerían en ella.

Finalmente, la Ley 54/1997, de 27 de Noviembre, del Sector Eléctrico,

hace compatible la liberalización del sistema eléctrico con el objetivo de


13

garantizar el suministro, con una calidad adecuada, al menor precio posible, y

minimizando el impacto ambiental. Por ello promueve la producción en régimen

especial, basado en las tecnologías de generación que utilizan las energías

renovables, los residuos y la cogeneración. Estas instalaciones pueden ceder la

energía excedentaria a la red, realizar ofertas en el mercado de producción o

establecer contratos bilaterales físicos. El sistema económico para el Régimen

Especial fue desarrollado por el RD 2818/1998, de 23 de diciembre, sobre

producción de energía eléctrica por instalaciones abastecidas por recursos o

fuentes de energía renovables, residuos y cogeneración.

Posteriormente entro en vigor el RD 436/2004, de 12 de Marzo, por el

que se establece la metodología para la actualización y sistematización del

régimen jurídico y económico de la actividad de producción de energía eléctrica

en Régimen Especial.

En la actualidad la regulación del régimen de retribuciones de la energía

eléctrica se rige por el RD 661 que sustituye al anterior.

1.1.3. Situación de la generación de energía eléctr ica en Régimen Especial en España. RD 661

La publicación del Real Decreto 661, que es el Decreto por el que se

regula la producción de energía eléctrica en régimen especial, supuso un gran

impulso en la generación de energía eléctrica con fuentes alternativas.

En la producción eléctrica en régimen especial, es donde se considera

que están encuadradas las energías renovables.

Las tecnologías localizadas dentro de esta clasificación cuentan con una

regulación distinta al régimen ordinario de generación de energía, la cual supuso

una mejora del marco legislativo y retributivo que para la biomasa estaba

establecido en el anterior Real Decreto 436/2004.

Respecto a la cobertura de la demanda peninsular, la generación de las

centrales pertenecientes al régimen ordinario ha aportado en el 2007 un punto

porcentual menos que en el año anterior, mientras que en los últimos años hay

un crecimiento constante de las adquisiciones de energía eléctrica en régimen

especial. La compra de energía procedente del régimen especial ha elevado su

participación hasta el 21,2% de la demanda peninsular, casi dos puntos


14

porcentuales más que en el 2006. Este crecimiento se debe principalmente al

progresivo desarrollo de las energías renovables, que en el año 2007 han

aumentado un 16,1%, llegando a suponer un 14% de la demanda Peninsular.

Ilustración 1-1: cobertura de la demanda energética peninsular. [REE07]

Como se puede apreciar en el gráfico, actualmente más del 20% de la

demanda Peninsular se satisface con tecnologías encuadradas dentro del régimen

especial, siguiendo una tendencia ascendente en los últimos años.

Esta diversificación energética tiene factores altamente positivos para el

desarrollo actual, reduciendo la dependencia energética del exterior, así como

contribuyendo a la generación con tecnologías con un balance de CO2 menos

prejudicial que las generalmente empleadas.


15

Ilustración 1-2 gráfico orientativo de la evolución de la energía adquirida. [REE07]

Tabla 1-1 Evolución de la potencia instalada en MW del régimen especial por tipo de combustible

en España. [REE07]

En las tablas se puede observar el estancamiento de la potencia instalada

en instalaciones no renovables, en virtud del ferviente crecimiento de las

tecnologías limpias, como regla general en la última década.

Esta evolución da una idea del gran atractivo que se presenta en la

actualidad para el posible desarrollo de plantas de producción energética que


16

empleen para su actividad tecnologías pertenecientes a las catalogadas como en

Régimen Especial.

En concreto para el campo que ocupa el proyecto, dentro de las amplias

posibilidades de producción de energía se podría concluir que siempre que se

disponga de un entorno con posibilidad de aprovechar los residuos forestales o

agrícolas generados puede ser rentable estudiar una posible valorización del

recurso. Además existen los siguientes alicientes:

� El marco regulatorio planteado desde 2004, que favorece

progresivamente a la generación de energía eléctrica a partir de biomasa.

� El protocolo de Kyoto, que posibilita unos ingresos adicionales por la

sustitución de los combustibles fósiles por fuentes renovables (biomasa).

1.1.4. Nuevo marco energético RD 661 y protocolo de Kyoto

Esta nueva regulación de producción de energía eléctrica en régimen

especial surge en España en respuesta a:

� Reducir la dependencia energética.

� Dar solución a la creciente sensibilización ambiental, que demanda el

mayor uso de energías renovables.

Adicionalmente la política energética nacional requiere de la utilización

de energía renovables para la reducción de los gases efecto invernadero

emitidos, en conformidad con los compromisos adquiridos con el Protocolo de

Kyoto (1997).

Según los compromisos adquiridos en este documento, se deberían

reducir las emisiones hasta un nivel 5,2% por debajo respecto a los niveles

registrados en 1990, para el año 2010. Las reducciones que corresponden a la

UE son de un 8%.

Con estas premisas se tomo la decisión de que la situación en la que se

encontraba España de desarrollo, se le permitía aumentar sus emisiones en un

15%, sin embargo actualmente estamos un 33% por encima del nivel de los años


17

noventa. Con intención de reducir este nivel se inicio un plan de asignaciones en

el 2004.

El objetivo es que en 2012, las emisiones sean de un 24% comprendido

entre:

o 15% permitido en Kyoto

o 2% en sumideros de carbono

o 7% negociado con el mercado internacional, en el

comercio de emisiones

Ilustración 1-3 compromisos con Kyoto [PROT97]

En consecuencia el nuevo marco energético pretende garantizar a los

titulares de instalaciones en régimen especial una retribución razonable para sus

inversiones, incentivando la participación en el mercado, con objeto de reducir la

intervención administrativa en la fijación de los precios de la electricidad.

Según el RD 661 se posibilita al titular de la instalación de elegir entre

vender la energía a tarifa o mercado diario.

Las fuentes de generación renovables son importantes ya que según el

objetivo del indicativo nacional incluido en la Directiva 2001/77/CE, relativa a

la promoción de la electricidad generada a partir de fuentes renovables, se


18

pretende que en el 2010 el 29,4% del consumo bruto de electricidad provenga de

energías renovables.

1.1.4.1. Ámbito de aplicación del RD 661

Podrán acogerse al régimen especial las instalaciones contempladas en el

documento artículo 27.1 de la Ley 54/1997.

Dichas instalaciones se clasifican en categorías, grupos y subgrupos, en

función de las energías primarias utilizadas, de las tecnologías de producción

empleadas y de los rendimientos energéticos obtenidos.

Las categorías a las que se pueden acoger los combustibles que se van a

emplear son:

Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna de

las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier biocarburante,

siempre y cuando su titular no realice actividades de producción en régimen

ordinario.

Grupo b.6 Centrales que utilicen como combustible principal biomasa

procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades agrícolas o de

jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones

selvícolas. Este grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.6.1. Centrales que utilicen como combustible principal

biomasa procedente de cultivos energéticos.


biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o jardineras.


biomasa procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras

operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes.

A los efectos de la categoría b), se entenderá como combustible principal

aquel combustible que suponga, como mínimo, el 90 por ciento de la energía

primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior.


19

1.1.4.2. Condiciones de venta y precios según el RD 661

El Real Decreto contempla que la energía eléctrica producida en régimen

especial pueda venderse conforme a alguna de las opciones que a continuación

se relacionan:

� Ceder la energía a la red de transporte, percibiendo por ella una tarifa

regulada, única para todos los periodos de programación

� Vender la energía en el mercado de producción de energía eléctrica. En

este caso, el precio de venta será el precio que resulte en el mercado

organizado o el precio libremente negociado por el titular o representante

de la instalación, complementado en su caso por una prima.

El titular podrá, además, vender parte de su energía a través de una línea

directa, sin que a esta energía le sea de aplicación el régimen económico

regulado en este Real Decreto.

A continuación se presenta un extracto del Real Decreto donde se detalla

las retribuciones de cada uno de los residuos que se pueden emplear en la

producción de energía.

Se adjuntará también el precio de venta de la energía acorde con la última

revisión de este documento que data de Dic 2008.


20

Tabla 1-2 Retribución según el RD661 por venta de energía eléctrica [REAL07]

La prima mencionada previamente consiste en una cantidad adicional al

precio del mercado. La función de la prima es garantizar que el precio final de

venta de energía se va a mover dentro de unos límites definidos a tal efecto.

El cálculo de la prima está definido en el RD661.

Adicionalmente en la generación eléctrica en régimen especial aparecen

dos complementos:

� Complemento por Eficiencia. Que se abonará al titular de la instalación

en el caso de que pueda acreditar que el rendimiento de su instalación es

superior al rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido para el tipo

concreto de instalación. La definición y el cálculo de este complemento

se describen en el artículo 28 del RD.

� Complemento por energía reactiva. Complemento cuyo objetivo es

incentivar que la energía se vierta a la red dentro de unos determinados

valores de factor de potencia. El complemento se fija como un

porcentaje, función del factor de potencia, y que multiplicará a un

importe por KWh. La definición de este complemento es objeto del

artículo 29 del RD.

1.1.5. Objetivos nacionales en la explotación de es te recurso

Según el Plan de Energías Renovables (PER) 2005-2010, en el año 2010

debe cubrirse con fuentes renovables al menos el 12% del consumo total de

energía en España. Así mismo, este PER 2005-2010 incorpora otro objetivo

indicativo para 2010: 29,4% de generación eléctrica con renovables.


21

Ilustración 1-4 objetivos de potencia instalada en 2010 según el [CNE]

Con motivo de este ambiciosos Plan de la Energías Renovables 05-10, se

producirán unas medidas para el desarrollo del recurso y de las tecnologías.

En este objetivo se plantea dos retos:

� En primer lugar, es necesario al menos doblar la producción a partir de

las energías renovables, al encontrarnos en un contexto de crecimiento

de demanda energética.

� Gran parte de la contribución actual de estas energías proviene de la

generación de electricidad de origen hidráulico, eólico y de la biomasa ,

la primera de ellas con unas perspectivas limitadas de desarrollo, y la

biomasa, que debe incorporar nuevas formas de utilización y de

obtención de los recursos, para alcanzar la importante contribución que

se le asigna.

En relación a estos objetivos planteados, en el campo de la biomasa se

pretenden implantar medidas como las que se detallan a continuación.


22

1.1.5.1. Medidas para el desarrollo del recurso

Una medida genérica para cualquier tipo de biomasa, consistirá en la

creación de empresas de logística de biomasa.

Realizar un programa de ayudas a la adquisición de maquinaria de

recogida, transporte y tratamiento. Debido a los altos costes de extracción,

transporte y tratamiento de la biomasa, se propone un programa de ayudas a la

mecanización de los procesos con el fin de garantizar la producción de biomasa

con una calidad y costes adecuados para su uso energético.

1.1.5.2. Medidas para el desarrollo de la tecnología.

El área de biomasa precisa un gran esfuerzo en esta fase, que afecta tanto

a la producción del recurso como a la aplicación energética del mismo.

En la fase de producción de energía hay que considerar:

� Mejora de sistemas de manejo y alimentación de biomasa.

� Desarrollo de tecnología nacional para la fabricación de calderas de

biomasa para aplicaciones térmicas y eléctricas.

� Desarrollo de tecnologías de lecho fluido.

� Desarrollo de tecnologías de limpieza de gases de combustión.

1.1.6. Problemas de implantación de plantas de generación

Los principales problemas que suelen aparecer a la hora de implantar

platas para la producción de energía a partir de la valorización de los residuos

son los siguientes:

� Sobredimensionado de la planta� ↑ inversión inicial/ ↓ ingresos.

� Aprovechamiento no sostenible de recurso.

� Aprovisionamiento en zonas alejadas� Incremento de costes/Balance de

CO2 negativo.


23

Para evitar estos problemas de dimensionado de la planta es importante

conocer tres conceptos críticos:

� Recursos potenciales: todos los existentes en la zona sin tener en cuenta

otros usos de los mismos.

� Recursos disponibles: los resultantes de sustraer a los recursos

potenciales aquéllos destinados a usos previamente establecidos y

aquéllos que por diversas razones (propiedad, medioambientales, etc.) no

pueden ser utilizados.

� Recursos utilizables: recursos disponibles que pueden ser recolectados de

forma técnica y económicamente viable.

Con estos tres parámetros definidos, se puede evaluar la importancia de

cada uno de ellos a la hora de considerar un emplazamiento para una posible

implantación de una planta de generación.

A continuación se va a representar esquemáticamente el curso que

deberían seguir las investigaciones y la toma final de decisiones en el

planteamiento de un proyecto de esta magnitud.

En general este proceso es importante considerarlo en centrales de

generación eléctrica dónde la viabilidad es mucho más complicada que en las de

producción térmica, debido a las elevadas dimensiones que en general exigen las

primeras.

INCORRECTO


24

CORRECTO

Ilustración 1-5 Esquema de proceso de integración de una planta de biomasa [IBAÑ08]

Como se observa en el gráfico, si se dimensiona y se diseña la planta de

transformación de biomasa basándose sólo en criterios económicos, se puede

caer con facilidad en una de las tres situaciones por la que se detallaban, en que

estas plantas podrían dejar de ser rentable.

Por lo tanto y partiendo del conocimiento del significado de recurso

potencial, utilizable y disponible el proceso de implantación debe comenzar

evaluando el recurso y considerando la tecnología de transformación adecuada

para finalmente realizar un dimensionado de la planta.

Descripción de las tecnologías

25

2. Descripción de las tecnologías

Para el desarrollo de la aplicación se va a emplear Microsoft Excel, con

el cual se van a confeccionar unas bases de datos interrelacionadas, con la

finalidad de realizar un estudio tridimensional para la elección de la mejor

tecnología disponible para la incineración de un tipo de biomasa y unas

dimensiones concretas referentes a la producción de energía y la biomasa

disponible.

Se va realizar un estudio pormenorizado de los tipos de residuos

disponibles así como de las tecnologías de incineración presentes en el mercado

actual.

2.1. Tipología de la biomasa

2.1.1. Concepto de biomasa

El término biomasa se refiere a toda la materia orgánica que proviene de

árboles, plantas y desechos de animales que pueden ser convertidos en energía; o

las provenientes de la agricultura (residuos de maíz, café, arroz, macadamia), del

aserradero (podas, ramas, aserrín, cortezas) y de los residuos urbanos (aguas

negras, basura orgánica y otros). Esta es la fuente de energía renovable más

antigua conocida por el ser humano, pues ha sido usada desde que nuestros

ancestros descubrieron el secreto del fuego.

Los avances tecnológicos han permitido el desarrollo de procesos más

eficientes y limpios para la conversión de biomasa en energía; transformándola,

por ejemplo, en combustibles líquidos o gaseosos, los cuáles son más

convenientes y eficientes.

Así aparte de la combustión directa, se pueden distinguir otros dos tipos

de procesos: el termo-químico y el bio-químico.


26

2.1.2. Proceso de obtención de la energía

A través del proceso de fotosíntesis, la clorofila de las plantas captura su

energía, y convierte el dióxido de carbono (CO2) del aire y el agua del suelo en

carbohidratos, para formar la materia orgánica. Cuando estos carbohidratos se

queman, regresan a su forma de dióxido de carbono y agua, liberando la energía

que contienen. De esta forma, la biomasa funciona como una especie de batería

que almacena la energía solar. Entonces si se produce en forma sostenida o sea -

en el mismo nivel en que se consume – esa batería durará indefinidamente.

FOTOSÍNTESIS:

LUZ�� 2222 )( OCOHOHCO N +⇒+

Ilustración 2-1 gráfico del proceso de la biomasa [IBAÑ08]


27

2.1.2.1. Potencial del recurso a nivel nacional

Atendiendo a la distribución geográfica, el consumo se concentra en

Andalucía, Galicia y Castilla y León.

Andalucía lidera la generación nacional de electricidad con biomasa con

15 plantas que suman más de 200 MW, el 30% del total español, lo que supone

electricidad anual para más de 246.300 viviendas. Estas plantas utilizan como

combustible restos de invernadero, orujo, orujillo y madera. La mayor parte de

estas plantas se sitúa en la provincia de Córdoba (8), mientras que el resto están

ubicadas en las de Almería (2), Huelva (1), Jaén (2) y en Málaga (2).

En Andalucía existe una gran tradición de consumo de biomasa, debido

principalmente a la existencia de industrias de aceite de oliva y al sector

agroalimentario. En estos últimos años, el incremento en el uso de la biomasa ha

sido del 10%, lo que supone más del 80% del consumo primario de energías

renovables en la Comunidad Autónoma.

Tabla 2-1 potencia instalada en régimen especial (renovables) MW [REE07]


28

2.1.2.2. Condiciones para la implantación de sistema de biomasa

Existen dos factores determinantes a la hora de realizar una planta de

biomasa:

� Fuente de biomasa cercana a precios razonables.

� Consumos energéticos suficientes para rentabilizar la instalación.

Para conocer el potencial del recurso, es necesario conocer la cantidad de

energía química del combustible que puede ser transformada en energía térmica:

� Cantidad de biomasa disponible en el entorno.

� Poder calorífico (para combustión directa).

� Propiedades químicas.

Hay que hacer una distinción importante entre la generación de energía

térmica y eléctrica a partir de biomasa.

La generación de energía térmica esta mucho más extendida ya que el

empleo de este recurso suele ser rentable para cualquier tamaño de instalación.

Por su parte la generación eléctrica a partir de la biomasa no es tan

abundante actualmente, ya que son necesarios tamaños (potencias) y consumos

elevados para rentabilizar la instalación, debido a la necesidad de inversiones

importantes.

Existen unos parámetros orientativos que definen una instalación tipo de

generación de potencia eléctrica. Este estudio existe para cada uno de los tipos

característicos de biomasa que existen.

Tabla 2-2 parámetros orientativos de planta de generación [IDAE08]


29

2.1.3. Clasificación de la biomasa, procedencia.

En una primera clasificación de la biomasa se distinguen los siguientes

grupos:

2.1.3.1. Biomasa natural:

Aquella que se produce en ecosistemas naturales. La explotación

intensiva de este recurso no es compatible con la protección del entorno.

Además se necesita gestión para la recogida y el transporte de la misma, lo que

junto a su baja producción y elevada dispersión hace que su explotación tenga

una viabilidad complicada.

Las dificultades de la viabilidad de este recurso versan principalmente en

los elevados costes de todas las operaciones relacionadas con la logística.

2.1.3.2. Biomasa residual seca:

Son subproductos no utilizados en las actividades agrícolas, forestales y

en los procesos de la industria agroalimentaria y maderera. Constituye el grupo

de mayor interés, y en una división más generalista se podrían considerar las

siguientes variantes:

� Forestal: conjunto de elementos de los árboles, arbustos y matorrales

resultantes de una serie de trabajos en el bosque.

Tabla 2-3 caracterización de la biomasa forestal

Esta biomasa puede proceder de tratamientos selvícolas, como cortas de

regeneración, cortas de mejora o tratamientos parciales, o de otros trabajos,

como mantenimiento y creación de pastizales o tratamientos preventivos frente a

incendios.

Los residuos de procesos forestales son una importante fuente de

biomasa. Se considera que, de cada árbol extraído para la producción maderera,


30

sólo el 20% se aprovecha comercialmente. Se estima que el 40 % es abandonado

en la campo, en las ramas y raíces y otro 40% se aprovecha en aserrío y en

forma de astillas.

De acuerdo con los estudios realizados sobre el potencial de recursos

forestales, en el PER, plan de energías renovables 05-10, se han localizado en

dos Comunidades Autónomas como zonas prioritarias de actuación. Estas zonas

destacan sobre las demás debido a las características específicas de su sector

forestal. Estas Comunidades son Castillas y León y Galicia. En ellas la

existencia de un porcentaje elevado de superficie forestal con una gran actividad

del sector de la madera, permite establecer una mayor viabilidad a los proyectos

de aprovechamiento de la biomasa.

Ilustración 2-2 Consumo de residuos forestales para producción de energía [PERB05]

INFORMACIÓN DEL PER CORRESPONDIENTE AL 2004


31

� Agrícola: procedente de cultivos herbáceos y cultivos leñosos.

La agricultura genera grandes cantidades de desechos (rastrojos): se

estima que en cuanto a desechos del campo, el porcentaje es más del 60%, y en

desechos de procesos, cercano al 40%.

Al igual que en el anterior tipo de residuo mucho de estos procedentes de

la agroindustria son dejados en el campo, aunque es necesario reciclar parte de

esta biomasa para proteger el suelo de la erosión y para mantener el nivel de

nutrientes, una cantidad importante puede ser aprovechada para la generación de

energía.

Residuos agrícolas leñosos:

Ilustración 2-3 caracterización de la biomasa agrícola leñosa

Estos residuos tienen un marcado carácter estacional derivado del tipo de

cultivo de donde provienen. Igual que en el caso de los residuos forestales es

necesario realizar pretratamientos de la biomasa como el astillado o la

compactación que homogeneicen y disminuyan los costes derivados del

transporte.

La principal problemática de este tipo de residuo es la disponibilidad del

recurso en cantidad, calidad y precio.

De acuerdo con las características de producción de este residuo, es

necesaria una gran labor de logística de suministro de plantas y el carácter

estacional obliga a la existencia de centros de acopio. Por otra parte, la

heterogeneidad del recurso no permite establecer un producto final homogéneo

para todo el periodo de explotación.

Otra de las problemáticas principales de este residuo es la dispersión y la

pequeña escala de las explotaciones de este tipo, que dificultan la logística de


32

aprovisionamiento. Para contrarrestar esta dispersión es necesario realizar una

homogenización del recurso, para facilitar su transporte, con tratamientos como

el astillado y la compactación.

Existen unas zonas prioritarias de actuación por su alto potencial de

producción de especies leñosas dentro del sector agrícola. Estas zonas se

enmarcan en Cataluña, Valencia, Castilla la Mancha y Andalucía. Estas

Comunidades cerca del 68% del potencial nacional de biomasa de procedencia

leñosa.

Ilustración 2-4 consumo de residuos agrícolas leñosos [PERB05]


33

Residuos agrícolas herbáceos:

Tabla 2-4 caracterización de los residuos agrícolas herbáceos

Al igual que en el caso anterior la generación de estos recursos también

es estacional, coincidiendo con periodos de cosecha de los distintos productos

agroalimentarios. Este factor junto con las variaciones anuales de producción

agrícola, dificultan la estabilidad del suministro de las plantas de generación de

energía.

Las principales zonas de actuación en este ámbito son las Comunidades

Autónomas de Castilla y León, Castilla la Mancha y Andalucía, que generan

más del 65% de la producción nacional.


34

Ilustración 2-5 consumo de residuos agrícolas herbáceos [PERB05]

� Residuos Industriales: en este ámbito se pueden incluir las

transformaciones de la madera, con la correspondiente obtención de

serrín, cortezas, virutas, etc. y los recursos procedentes de la industria

agroalimentaria, orujillos, orujo, etc. Por lo tanto las dos principales

fuentes de este recurso son: industrias forestales e industrias agrícolas.

Tabla 2-5 caracterización de la biomasa industrial

Los residuos de industrias forestales se producen en industrias de primera

y segunda transformación de la madera; los residuos industriales agrícolas

proceden de la actividad de las industrias como la del aceite de oliva, de frutos

secos, etc.

Estos residuos lo forman un conjunto de materiales heterogéneos entre

los que se encuentran cortezas, serrín, recortes y otros. Su tratamiento y manejo

se realiza en los propios establecimientos industriales donde se originan

existiendo equipos adecuados para ello. Su grado de aprovechamiento es alto y

su disponibilidad esta condicionada a la actividad industrial que los genera.


35

La principal limitación de este recurso es su disponibilidad limitada, al

estar condicionados a la actividad industrial que los genera, y estar esta actividad

en muchos casos distribuida de forma estacional obliga a una logística de

recogida más complicada para el abastecimiento de la plantas de generación

eléctrica. Por otro lado las fluctuaciones de producción de las industrias del

sector agroforestal impiden una estimación a largo plazo de los recursos

disponibles de la planta.

Debido a la importancia que tiene en España la industria generadora de

aceite de oliva, siendo el primer productor a nivel mundial, se ha establecido

como zona prioritaria aquella donde se encuentra la mayoría de la producción.

Esta zona se sitúa en Andalucía, en concreto la provincia de Jaén.


36

Ilustración 2-6 consumos de residuos industriales [PERB05]

2.1.3.3. Biomasa residual húmeda: Compuestos biodegradables, como aguas residuales urbanas e

industriales, residuos ganaderos (purines)…Tienen un alto contenido en

humedad lo que provoca un coste de transporte elevado.

Las fuentes de las que procede este tipo de biomasa son:

� Aguas residuales urbanas: tratadas en las (EDAR) estaciones

depuradoras de aguas residuales� subproductos de materia orgánica

sólida (lodos o fangos).

� Residuos ganaderos: deyecciones líquidas, excrementos y aguas

utilizadas en la limpieza de las granjas.

� Aguas residuales industriales: procedentes de determinados procesos

industriales con alta cantidad de materia orgánica biodegradable.


37

La incineración de este recurso es muy similar al del resto de los tipos de

biomasa. Los pretratamientos son de gran importancia (reducción de la

humedad y disminución del tamaño de la partícula).

En este tipo de residuos la gran importancia de los pretratamientos para

su explotación como combustión directa hacen que se empleen por lo general

otras formas de explotación, tales como la gasificación o la digestión anaerobia

donde los elevados contenidos de humedad no son tan determinantes.

2.1.3.4. Cultivos energéticos:

Estas son grandes plantaciones de árboles o plantas cultivadas con el fin

específico de producir energía. Para ello se seleccionan árboles o plantas de

crecimiento rápido y bajo mantenimiento, las cuales usualmente se cultivan en

tierras de bajo valor productivo. Su período de cosecha varía entre los tres y los

diez años. También se utilizan arbustos que pueden ser podados varias veces

durante su crecimiento, para extender la capacidad de cosecha de la plantación.

Existen también muchos cultivos agrícolas que pueden ser utilizados para

la generación de energía: caña de azúcar, maíz, sorgo y trigo. Igualmente, se

pueden usar plantas oleaginosas como palma de aceite, girasol o soya y algunas

plantas acuáticas como jacinto de agua o las algas, para producir combustibles

líquidos como el etanol y el biodiesel.

Adicionalmente, este tipo de cultivos sirve para controlar la erosión y la

degradación de los suelos; además puede proveer otros beneficios a los

agricultores. Una granja típica, usualmente, sólo genera uno o dos productos de

mayor valor comercial como maíz, café, leche o carne. El ingreso neto de ello

es, a menudo, vulnerable a las fluctuaciones del mercado, al aumento del costo

en los insumos, a las variaciones climáticas y a otros factores. Dado que las

plantas de generación de energía requieren un suministro estable de combustible,

los cultivos asociados a ellas pueden proveer un ingreso permanente a los

granjeros que decidan diversificar su producción.

La principal limitante para este tipo de plantaciones está en la escala,

pues se requieren grandes extensiones de tierra para lograr una producción de

energía rentable. Por esta razón, son factibles cuando se desarrollan con algún


38

tipo de producción agrícola paralela, como por ejemplo, el maíz, la caña de

azúcar y la palma de aceite.

Por otro lado existe la problemática de la necesidad de un marco

legislativo y de ayudas, debido a la falta de experiencia en este campo.

Se han considerado como zonas prioritarias de actuación aquellas donde

la superficie agrícola destinada a cultivos constituye un porcentaje importante

del total del territorio regional. Las principales Comunidades son Andalucía,

Castilla la Mancha, Castilla y León y Aragón, que suponen el 80% del potencial

nacional.

Ilustración 2-7 producción de cultivos energéticos para generar energía [PERB05]


39

2.1.3.5. Problemáticas de la explotación de cada uno de los residuos anteriores

A continuación se presenta una tabla con las barreras y problemáticas

principales que existen en el ámbito de los posibles residuos a emplear en las

plantas de generación.

Tabla 2-6 problemáticas de los residuos


40

2.1.4. Clasificación de la biomasa, caracterización

2.1.4.1. Caracterización física

Desde el punto de vista físico se puede hablar de la densidad, que en este

tipo de combustible es crucial, se habla de densidad real y densidad aparente, la

aparente se empleará para el cálculo del transporte de la biomasa, ya que hay que

tener en cuenta el coeficiente de compactación del material. La densidad del

recurso es fundamental a la hora de dimensionar los recipientes de prerrecogida.

Adicionalmente es un factor básico que marca los volúmenes de los equipos de

recogida y transporte, tolvas de recepción, cintas…

La reducción del volumen tiene lugar en todas las fases de gestión de los

residuos y se utiliza para optimizar las operaciones. Por ejemplo, entre dos tipos

de recurso como son troncos y serrín, los primeros ocupan mucho más volumen,

con lo que el serrín tiene un mayor densidad.

También se debe tener en cuenta la humedad de la biomasa:

El contenido de humedad de la biomasa es la relación de la masa de agua

contenido por kilogramo de materia seca. Para la mayoría de los procesos de

producción energética es necesaria una humedad inferior al 30%, este valor en

muchas ocasiones es muy inferior al del recurso en el momento de su recogida,

por lo que en muchas ocasiones se hace imprescindible implementar unas

operaciones de acondicionamiento antes de ingresar en el proceso de generación.

o Humedad en base húmeda: total

OHh m

mW 2=

o Humedad base seca. OHtotal

OHh mm

mW

2

2

−=

Este parámetro influye en la densidad de la biomasa y principalmente en

los pretratamientos que se deben realizar:

� Molienda y astillado: Elevada humedad exige una mayor energía para

llevarlos a cabo.

� Elevada humedad puede provocar la obstrucción de tamices.


41

� Por otro lado un nivel de humedad demasiado bajo puede provocar la

auto ignición del recurso.

La distribución granulométrica es importante para temas de transporte

neumático, pero sobre todo en temas de gasificación o combustión de

combustibles pulverizados.

2.1.4.2. Caracterización química

Desde el punto de vista químico se habla de:

� Análisis elemental: en combustibles sólidos y líquidos constituyen los

porcentajes en peso de los elementos químicos constituyentes. Suelen ser

C, H, O, N los que tienen mayor presencia en la materia orgánica. Luego

componentes como el azufre y el cloro es importante tenerlos en cuenta a

la hora de la emisión de gases dañinos como el SO2 y la posible

formación de furanos y dioxinas.

� Análisis inmediato: principalmente empleado para los combustibles

sólidos, para la medida de volátiles, cenizas, carbono fijo…

� En la combustión de la biomasa es muy importante considerar la

composición y fusibilidad de las cenizas. Las cenizas están compuestas

principalmente por óxidos metálicos, de potasio, sodio, calcio,

aluminio… que pueden producir abrasión y ensuciamiento de la caldera,

con lo que descendería de forma muy apreciable el rendimiento de los

equipos.


42

2.1.4.3. Caracterización energética

En el campo energético, hay que comentar la energía química del

combustible que es capaz de transformarse en energía térmica, es decir, el poder

calorífico.

Definido el poder calorífico como el valor absoluto de la entalpía de

combustión. El poder calorífico de un combustible representa la cantidad de

calor generada por la combustión completa de una unidad de masa de dicho

combustible, tomando el combustible y el comburente a una presión y

temperatura de referencia.

Esto se expresa como KJ/Kg. (en combustibles sólidos y líquidos).

Existen dos valores característicos del poder calorífico:

o PCS: tras la combustión. El agua en gases de

combustión esta en fase líquida.

o PCI: tras la combustión. El agua en gases de

combustión esta en fase vapor.

Desde el punto de vista de la combustión el PCI es el que da una idea

más real del proceso de combustión.

La relación entre ambos poderes caloríficos es la siguiente:

o PCS – PCI (KJ) = 2400(W+9H)

o PCSh=PCSs(1-W)

o PCIh=PCSh – (9*2400)H – 2400W

o PCIh=PCIs*(1-W)-2400*W

Siendo W la humedad del residuo considerado.

Siendo el subíndice “s”� base seca

Siendo el subíndice “h”� base húmeda

Siendo PCI el poder calorífico inferior y PCS el poder calorífico superior

H el contenido en hidrógeno del combustible.


43

2.1.5. Ventajas e Inconvenientes del procesamiento de la biomasa

2.1.5.1. Ventajas de la biomasa:

2.1.5.1.1. Ambientales:

� Balance de CO2 nulo (en teoría). Aunque para el aprovechamiento

energético de esta fuente renovable se tenga que proceder a una

combustión, y el resultado de la misma sea agua y CO2, la cantidad de

este gas causante del efecto invernadero, se puede considerar que es la

misma cantidad que fue captada por las plantas durante su crecimiento.

Es decir, que no supone un incremento de este gas a la atmósfera.

� Bajo contenido en azufre, emisiones bajas de SO2, uno de los principales

causantes de la lluvia ácida.

� Reducción de emisiones de NOx, controlando las temperaturas de

combustión.

� Biocarburantes, suponen una reducción de emisiones de COVs

(compuestos orgánicos volátiles), partículas, SO2 y CO2.

� Reducción del mantenimiento y de los peligros derivados del escape de

gases tóxicos.

� Reducción del riesgo de incendios forestales.

� Aprovechamiento de residuos agrícolas evitando su quema en el terreno.

� Posibilidad del empleo de tierras de barbecho con cultivos energéticos.

� Tratamientos de los RSU (residuos sólidos urbanos) reducen la carga de

contaminantes y organismos patógenos.

� Reforestación de tierras agrícolas y deforestadas.

� Los trabajos de limpieza de residuos forestales, favorecen a la

regeneración natural de la masa principal.


44

2.1.5.1.2. Socioeconómicas:

� Diversificación de la energía, disminuye la dependencia energética, y nos

proporciona mayor garantía de suministro.

� Implantación de cultivos energéticos (PAC) permite el uso de tierras en

retirada.

� Creación de empleo en el medio rural.

� Independencia de las fluctuaciones de los precios de los combustibles

procedentes del exterior.

2.1.5.2. Inconvenientes de la biomasa:

� Rendimiento de las calderas de biomasa todavía inferiores a las

convencionales.

� Reducida densidad energética, se necesitan grandes capacidades de

almacenamiento.

� Sistema de gestión de los combustibles muy elevados, altos costes de

operación y mantenimiento (O&M).

� Canales de distribución poco desarrollados.

� Altos contenidos de humedad, hace necesario un proceso de secado que

en ocasiones resulta muy costoso.


45

2.2. Vías de transformación de la biomasa en energía

Existen varias tecnologías que permiten la valorización de los recursos, el

aprovechamiento de energía contenida en los residuos se realiza

fundamentalmente en dos vertientes:

� Procesos térmicos: aprovechamiento del poder calorífico de los recursos

mediante un tratamiento térmico.

� Biogasificación: a partir de la generación de biogas generado como

producto en la digestión anaerobia de materia orgánica procedente de

residuos sólidos urbanos, biomasa residual húmeda, etc.

2.2.1. Procedimientos térmicos

Descripción y comparativa de las dos tecnologías nombradas

previamente.

� Definición:

o Incineración: proceso de conversión térmica del

combustible (biomasa) con un agente oxidante

(normalmente oxígeno) para producir

fundamentalmente dióxido de carbono y agua.

o Gasificación: proceso de conversión térmica del

combustible (biomasa) a elevada temperatura y en

condiciones reductoras para producir

fundamentalmente gases combustibles.

� Reacciones en el proceso:

o Incineración: se produce con un exceso de oxidante,

para que la materia alcance la oxidación completa.

Combustible + O2 � CO2+ Agua+ Calor


46

o Gasificación: se pueden emplear varios tipos de

agentes gasificantes: aire, aire más vapor de agua, aire

más hidrógeno, etc. La materia se oxida parcialmente

para garantizar la energía necesaria para el proceso.

Combustible + O2 � Gas combustible + Calor

� Etapas del proceso:

o Incineración: Secado, pirólisis y la reacción de

oxidación propia.

o Gasificación: Secado, pirolisis, combustión y

reacciones de gasificación.

� Transformaciones:

Elemento C H N S Incineración CO2 H2O NOx SOx Gasificación CO H2 N2 H2S

Tabla 2-7 transformaciones en procesos de producción

� Usos potenciales:

o Incineración: puede ser empleada para la obtención de

calor directa o con calor indirecto, es decir, un

intercambio térmico para generar electricidad a partir

de un ciclo de vapor.

o Gasificación: puede obtenerse gas combustible para

quemar, emplear el gas para la generación de

electricidad con MCIA o turbinas de gas o conversión

bioquímica para producción de etanol.


47

� Eficiencia

o Incineración: entre un 20-25%.

o Gasificación: 30%.

Ilustración 2-8 vías de conversión del residuo


48

2.2.1.1. Esquema de planta de incineración

Los sistemas basados en la incineración del recurso, tienen unos

rendimientos durante el proceso de quemado del residuo cercano al 95%.

Esta tecnología es una tecnología muy madura eficiente y competitiva

con los combustibles fósiles.

Los componentes principales de estas plantas son los siguientes:

o Almacenamiento de combustible.

o Transporte y dosificación.

o Equipos de combustión: caldera parrilla/ lecho fluido/

cámara torsional.

o Recuperadores auxiliares de calor.

o Depuración de gases.

o Extracción de cenizas.

Ilustración 2-9 planta de incineración [IBAÑ08]


49

2.2.1.2. Esquema de planta de gasificación

La aplicación de los sistemas de gasificación se da en tres vertientes

principalmente:

o MACI

o Turbina de gas

o Ciclo combinados

Ilustración 2-10 planta de gasificación [IBAÑ08]


50

2.2.1.3. Esquema de planta de digestión anaerobia

Estos sistemas se emplean con residuos como biomasa húmeda, se genera

gas combustible mediante procesos biológicos en ausencia de aire. Con la

actividad de unos microorganismos determinados.

Se obtiene gas con alto contenido en CO2 + metano y fangos.

Necesario controlar valores de pH, nutrientes, inhibidores, etc.

Ilustración 2-11 planta de digestión anaerobia [IBAÑ08]


51

2.3. Mejor tecnología para la incineración del recurso.

Para la ejecución de la herramienta desarrollada se dispondrá de una base

de datos de los proveedores de los distintos equipos para la incineración, así

como las características de estos equipos con el fin de poder determinar en cada

caso el método de incineración más adecuada, de acuerdo con las características

del combustible disponible en cada caso.

Por ello es necesario conocer cada una de las tecnologías disponibles en

el mercado, con sus características principales y poder evaluar cada una de las

ventajas que tengan los equipos de combustión del residuo.

Actualmente las tecnologías existentes para la combustión de

combustibles residuales, normalmente de bajo poder calorífico, tienen

características especiales respecto a los sistemas convencionales de combustión.

No obstante se puede afirmar que estas tecnologías se basan en los mismos

principios que la combustión de los combustibles convencionales, y derivan

normalmente de los métodos aplicados en carbones de bajo rango, o incluso

constituyen adaptaciones de calderas convencionales.

Las tecnologías que actualmente se empelan en la incineración y

obtención de energía a partir de combustibles residuales, se dividen en los

siguientes grupos: lecho fluidizado, tecnología de parrillas, horno rotativo y

combustión por combustible pulverizado.

Aunque serán las dos primeras las que aparezcan en la mayoría de las

situaciones ya que la tercera casi no se emplea.


52

2.3.1. Tecnología de parrillas

El principio básico de funcionamiento de esta tecnología se basa en el

avance del combustible arrastrado por unos elementos provistos de un

movimiento relativo entre ellos. Estos elementos que sirven de sostén al

combustible, se aprovechan para dejar pasar el aire necesario para la combustión

entre ellos, el arrastre de combustible tiene como finalidad que al final del paso

del combustible por la parrilla la fracción de productos inquemados sea baja.

El material de combustión en su paso por la parrilla sufre tres etapas. En

una primera de ellas se produce el secado del recurso, con la consiguiente

evaporación del agua que contenga, seguidamente en una segunda fase, es donde

tiene lugar la combustión principal, para finalmente completar la incineración de

la parte del recurso que no se haya consumido.

Existen diferentes tipos de parrillas: fijas, móviles o mixtas, en el caso de

parrillas fijas, requieren de una cierta inclinación y un sistema de vibrado para

poder evacuar las cenizas en el recipiente correspondiente.

Los gases calientes se hacen pasar generalmente hacia la parte superior

de la caldera, dónde tiene lugar el contacto entre el ciclo de combustible y el

ciclo de vapor, es decir, dónde se cede calor al agua circulante y se produce el

caudal de vapor que alimenta a la turbina. Generalmente se instala

adicionalmente un economizador con el fin de elevar la temperatura de

alimentación, y disminuir la de los humos.

En el proceso de la combustión existen generalmente tres puntos de

alimentación de aire. Una corriente de aire primario que se lleva a cabo mediante

soplantes, introducida normalmente al nivel de la cámara de combustión, por

debajo de la parrilla, para iniciar la combustión. Una segunda corriente de aire se

insufla en el cuerpo de la caldera, esta inclusión es imprescindible para producir

una buena combustión de los volátiles desprendidos por la biomasa. Por último

la corriente terciaria, no es imprescindible, pero en muchas ocasiones se requiere

para vencer las pérdidas de carga producidas en la salida de los humos tras pasar

los sistemas de filtrado, filtro de magas, etc.


53

Los tipos de parrillas más extendidos desde el punto de vista de la

fabricación son:

� Barras longitudinales: estas parrillas están compuestas por una serie de

barras longitudinales dispuestas de forma escalonada siendo

alternativamente móviles y fijas. Las barras fijas tienen dos movimientos,

uno en el plano de la parrilla y otro en el plano vertical, con lo que se

consigue que el material se mueva. El accionamiento suele ser

independiente en cada sección siendo posible ajustar la altura del fuego y

el tiempo de permanencia.

Ilustración 2-12 parrillas de barras longitudinales


54

� Barras transversales: el funcionamiento es similar al anterior,

disponiendo de unas barras transversales que poseen dos movimientos

equivalentes a los de las barras longitudinales.

Ilustración 2-13 parrillas de barras transversales

� Rodillos: los rodillos que conforman la parrilla tienen una inclinación de

unos 20º aproximadamente. Cada uno de los rodillos tienen debajo un

cajón de distribución de aire y cada rodillo tiene un accionamiento

individual.

Ilustración 2-14 parrilla de rodillos


55

� Parrillas de alimentación con retroceso, movimiento solidario: la parrilla

esta inclinada 25º, aproximadamente, sobre la horizontal y esta formada

por distintas secciones de barras fijas y móviles. Las móviles van

montadas sobre barras en zig-zag y tiene un movimiento de vaivén con

esto se consigue que la parte de masa incandescente se traslade hacia

arriba y haga de brasa con el residuo fresco.

Ilustración 2-15 parrilla de alimentación con retroceso

A continuación se va a detallar una tecnología poco común hasta la

actualidad, con un diseño muy innovador. La descripción de esta tecnología se

obtuvo de un catálogo de un conocido fabricante de parrillas y de procesos de

obtención de energía a partir de la biomasa.

� Tecnología BioGrate: esta tecnología permite extraer al máximo toda la

energía contenida en la biomasa combustible, incluso cuando se trata de

combustibles muy húmedos, con contenidos en humedad que pueden

llegar hasta un 65%.

En el sistema BioGrate, el combustible es alimentado en el centro de una

parrilla redonda de sección cónica desde abajo. La parrilla esta dividida en

varios anillos concéntricos dispuestos de modo que anillos fijos se alternen con

otros móviles.


56

El agua del combustible que entra se evapora rápidamente debido al calor

de la biomasa que lo rodea, así como a la radiación proveniente de los ladrillos

refractarios que se sitúan en las paredes. Al llegar al borde de la parrilla la ceniza

es evacuada.

Un punto clave para una combustión altamente eficiente y de bajos

niveles de emisiones, es el manejo adecuado de la admisión de aire de

combustión. El suministro de aire primario, y la recirculación de gases de

descarga cuando se aplica, son alimentados desde abajo de la parrilla,

penetrando el combustible tras introducirse a través de ranuras existentes en los

anillos concéntricos. El aire secundario, y terciario si fuere utilizado, son

alimentados por encima de la parrilla directamente hacia la llama.

Ilustración 2-16 tecnología BioGrate [WART09]


57

Perfil de una planta genérica con incineración son tecnología de parrillas

para la producción de energía eléctrica.

Ilustración 2-17 planta de incineración [IBAÑ08]

2.3.1.1. Funcionamiento del sistema de parrillas

Los residuos entran en el horno a través de las tolvas de alimentación y lo

abandonan en forma de gases de combustión y cenizas.

En el proceso de incineración pasan por las siguientes fases:

� Secado: se produce al principio de la parrilla, a una temperatura de unos

100ºC con el fin de eliminar la humedad de los residuos.

� Pirolisis: calentamiento a una temperatura menor que 750ºC, donde se

produce la destilación de los volátiles de baja temperatura.

� Combustión: es el proceso principal, se produce a una temperatura entre

800-1000ºC.

� Gasificación: se refiere a la oxidación molecular de los productos de la

pirólisis.


58

� Post-combustión: se lleva a cabo en la parte superior de la cámara de

combustión donde se recircula el aire depurado a 850ºC. El tiempo de

residencia debe ser superior a los 1,5 segundos a fin de completar la

combustión de los óxidos y volátiles.

Las tres primeras fases de la combustión tienen lugar sobre la rampa de la

parrilla, mientras que las dos últimas se realizan en la cámara de combustión, es

decir lo que se conoce como el hogar de la caldera, situado en la parte superior

de la parrilla.

Ilustración 2-18 fases de la incineración en la parrilla


59

2.3.2. Tecnologías de lecho fluidizado

Una caldera con esta tecnología esta diseñada para optimizar la

incineración eficaz de diferentes tipos de combustible de biomasa, respetando el

medio ambiente.

Las rampas de caída del combustible están equipadas con unas válvulas

rotativas para prevenir el retroceso de la llama.

El material del lecho se fluidiza mediante el gas compuesto por el aire

primario y parte de los gases recirculados de combustión. El restante aire de la

combustión se proporciona como aire secundario y terciario que se sopla por

encima de las bocas de alimentación de combustible.

La parte inferior del horno es la parrilla del fluidizado refrigerada por

agua. La parrilla consiste en unas toberas de aire instaladas en los elementos

refrigerados del fondo. La refrigeración se realiza mediante tubos evaporadores

que van conectados a las tuberías de la pared del horno. El diseño de la parrilla

de fluidizado permite una eliminación eficaz del material de todo el lecho. El

aire de fluidizado primario se introduce en la caja del viento situada justamente

debajo de la parrilla, mediante un ventilador de aire primario.

La parte inferior del horno tiene un revestimiento refractario para

prevenir la erosión. El revestimiento refractario ayuda a quemar combustibles

húmedos en la zona de alta temperatura y al mismo tiempo protege las paredes

tubulares contra la erosión.

La particularidad principal es que la combustión se lleva a cabo en el

seno de una masa en suspensión de: partículas de combustible, cenizas y un

material inerte (arena), los cuales son fluidizados por una corriente ascensional

de aire de combustión.

El material fluidizante provoca un gran almacén de calor en el hogar,

amortiguando el efecto de las posibles fluctuaciones del poder calorífico del

combustible, debidas a una humedad irregular o simplemente a la composición

del mismo.

Generalmente el combustible se alimenta por encima del lecho fluido a

través de unas rampas de alimentación de combustible refrigeradas por aire. El

aire de combustión se introduce como aire primario para la fluidización y el

horno como aire secundario y terciario.


60

El eficaz escalonamiento del aire y el control de la combustión dan lugar

a un bajo nivel de emisiones de NOx.

El sobrecalentador está dividido normalmente en tres etapas. El

sobrecalentador primario es un haz tubular horizontal situado en el segundo

nivel. Los sobrecalentadores secundario y terciario están situados en la parte

superior del horno como haces de tubos colgantes. Están situados normalmente

detrás del arco de tobera para reducir al mínimo las incrustaciones y la tendencia

a la corrosión.

Entre las etapas del sobrecalentador hay un regulador de temperatura del

vapor. Esta regulación de temperatura se consigue gracias a la pulverización de

agua de alimentación. Los economizadores y precalentadores de aire están

situados en el tercer nivel de la caldera, con paredes de cerramiento de chapa.

Las superficies de transmisión de calor están equipadas con un soplante

de hollín, que evita la acumulación de suciedad en las citadas superficies. La

caldera se arranca con unos quemadores de arranque dirigidos hacia el lecho

fluido, cuya función es elevar la temperatura del lecho inicialmente hasta unos

650-700 ºC.

Esta tecnología puede además reducir las emisiones de dióxido de azufre,

en el caso de combustibles con elevado contenido en azufre, mediante la

adicción de caliza en el lecho.

Caldera de lecho fluido genérica:

Ilustración 2-19 caldera de lecho fluidizado


61

Ilustración 2-20 cama del lecho [HEYM08]

2.3.2.1. Tipos de lecho fluidizado

Los tipos de lecho fluidizado se pueden clasificar atendiendo a dos

variables de operación: presión de trabajo o velocidad del aire que atraviesa el

lecho.

Según la presión de l proceso de combustión:

� Lecho a presión: opera entre 8 y 20 atmósferas.

� Lecho atmosférico: opera a presión atmosférica.

Según la velocidad del aire que lo atraviesa:

� Lecho fijo: velocidades de fluido bajas, en el que el aire circula por los

espacios que hay entre las partículas.

� Lecho expandido: en este caso al aumentar ligeramente la velocidad

respecto al anterior, las partículas empiezan a vibrar verticalmente.

� Lecho en estado de fluidización incipiente: esta velocidad provoca ya la

suspensión de las partículas. Este valor de velocidad es el conocido como

velocidad mínima de fluidización.


62

� Lecho burbujeante: en este caso las burbujas ascienden hasta la

superficie del lecho. Este valor de velocidad es el valor mínimo de

burbujeo.

� Lecho circulante: punto en el cual se alcanza la fluidización homogénea.

El valor de velocidad es el valor de velocidad completa de fluidización.

� Pérdida del lecho: en este punto las partículas se empiezan a escapar del

lecho. Esta velocidad es la velocidad terminal de la partícula.

Para obtener un correcto funcionamiento de la combustión en lecho

fluidizado, en las únicas configuraciones en las que funciona bien esta

tecnología son en un estado de lecho burbujeante o circulante.

2.3.2.2. Dimensionado de una instalación en función del flujo de material

Como se detalla en al apartado 2.3.2 la fluidización es una operación en

la que un sólido se pone en contacto con un gas o un líquido, adquiriendo ciertas

propiedades similares a las de los fluidos.

El lecho fluidizado consiste en un fluido que atraviesa el lecho con las

partículas sólidas contenidas en él.

Respecto al resto de tecnologías el lecho se caracteriza principalmente

por:

� Facilidad del manejo y control de los sólidos

� Simplicidad del proceso por la temperatura casi constante gracias a la

rapidez de mezcla de los sólidos

� Elevada velocidad de transferencia de calor.

2.3.2.2.1. Caracterización de las partículas sólidas

Debido a que el lecho fluidizado se encuentra compuesto por partículas

sólidas resulta inevitable realizar un estudio para predecir su comportamiento.

Los principales parámetros que hay que considerar en estos casos son:


63

� Forma y tamaño de la partícula: hay diferentes formas de definir el

tamaño de la partícula, pero todas ellas se relacionan con el factor de

esfericidad. Este factor esta definido como:

o partícula

esfera

área

área=φ

� Distribución de tamaños y tamaño medio de las partículas del lecho: para

el estudio de este parámetro se lleva a cabo el paso de las partículas por

diferentes tamices con el que se determina el tamaño medio de las

partículas.

� Densidad hidrodinámica de la partícula: necesaria para evaluar la

porosidad del lecho, fundamental para definir la concentración en lo

sólidos que se va a producir durante la suspensión y las velocidades

mínima y terminal de dichas partículas. Esta densidad aparente se calcula

como la masa de la partícula entre el volumen incluyendo los poros de

aire que pueda contener.


64

2.3.2.3. Sistema de combustión bubbling fluidized bed (BFB)

En la combustión en lecho fluido efervescente las partículas pequeñas se

queman rápidamente encima del lecho fluido mientras que las partículas de

mayor tamaño se infiltran en el lecho, donde se secan y gasifican. Los residuos

carbonizados se queman principalmente en el lecho fluido mientras que el

material volátil se quema tanto en el interior del lecho como encima de él. El

contenido de humedad del combustible puede variar dentro de una gama amplia

sin tener impacto negativo sobre la combustión.

La velocidad de fluidización en este caso esta entre 0.5-3 m/s.

La combustión con esta tecnología tiene lugar entorno a una temperatura

de 850ºC.

El tamaño máximo de las partículas de alimentación debe estar definido

con la exactitud suficiente para evitar acumulaciones en el foso de residuos.

La combustión BFB se caracteriza por unas velocidades de fluidización

bajas, por lo que la mayor parte de las partículas se introducen en el lecho. La

arena se emplea generalmente para mejorar la estabilidad de la cama, al mismo

que con ayuda de la caliza que se añade para controlar las emisiones de SO2. A

medida que las partículas de residuos se van que mando y se hacen más

pequeñas, son arrastradas por la corriente de gases.

Esta tecnología se emplea en hornos de una potencia térmica superior a

los 20 MWth.

La eficiencia térmica esta entorno al 30%.

Los componentes fundamentales de una combustión de este estilo son:

� Caldera de combustión: la caldera de lecho fluidizado burbujeante se

caracteriza por la existencia de una zona densa de partículas soportadas

por un distribuidor de aire. En esta tecnología las velocidades del aire se

encuentran en todo momento por debajo de la velocidad de arrastre de las

partículas del lecho por lo que en todo momento la superficie del mismo

esta perfectamente definida. Existen dentro de este tipo de calderas

clasificaciones en función de la profundidad del lecho, lecho profundo o


65

poco profundo (limitado a la combustión de carbones de elevado poder

calorífico).

� Sistema de alimentación de aire: en la parte inferior de este tipo de

tecnologías de lecho fluidizado se encuentra la placa de distribución de

aire, la cual debe ser el soporte del producto de la caldera así como el

suministro necesario de aire para la cámara de combustión. En ocasiones

puede hacer las funciones también de sumidero de cenizas.

� Sistema de alimentación de sólidos: en la industria son dos las formas

más comunes de alimentar los sólidos: por gravedad o por transporte

neumático. El sistema de alimentación por gravedad consiste en una

alimentación uniforme desde la parte superior del lecho, mientras que el

sistema de transporte neumático dispone de una seria de entradas que

atraviesan la placa de distribución y alimentan la cámara de combustión.

Ilustración 2-21 perfil planta de lecho burbujeante


66

2.3.2.4. Sistema de combustión circulating fluidized bed (CFB)

A diferencia de la tecnología que se describe en el apartado anterior, la

combustión por lecho fluidizado circulante opera con velocidades mucho más

elevadas que el sistema de lecho burbujeante.

La velocidad de fluidización en este caso esta entorno a los 5-10 m/s, por

encima de la de entrada del aire secundario.

Estas altas velocidades del aire de fluidización producen un arrastre de

los sólidos del lecho pudiéndose reciclar gran parte de ellos en un multiciclón, lo

que da lugar al nombre de este tipo de combustión por lecho circulante.

Esta clase de tecnología puede dividirse en dos, desde el punto de vista

de la presión de operación del combustor: lechos fluidizados atmosféricos y

lachos fluidizados a presión. En las de lecho fluidizado a presión la combustión

aunque es más compleja de operar ofrece la posibilidad de utilizar turbinas de

gas en la generación de electricidad, empleando ciclos combinados de gas- vapor

con un alto rendimiento global.

Sin embargo la combustión fluidizada a presión sólo es recomendable

con altas capacidades de producción térmica (superiores a los 30 MWth), ya que

conlleva en su diseño una considerable reducción del tamaño del combustor.

En este caso, se dispone de una corriente de aire que impulsa la arena y la

mantiene flotando en el horno formando un lecho. El combustible se introduce

en el interior del lecho, donde se mantiene en suspensión.

La temperatura existente en el mismo, del orden de 850ºC, provoca su

combustión inmediata y un control eficaz de las emisiones. Se produce un

reparto de aire uniforme, lo que impide una atmósfera reductora, minimizando el

rozamiento mecánico y la formación de depósitos.

Los componentes fundamentales de una combustión de este estilo son:

� Cámara de combustión: en este tipo de cámaras de combustión la mezcla

generada es muy buena gracias a las altas velocidades. El combustible es

alimentado por cualquiera de los métodos nombrados en el caso del lecho

burbujeante. En este caso la alimentación de aire también es equivalente


67

al caso anterior, es decir, mediante una placa de distribución en la parte

inferior del lecho.

� Ciclón: debido a que en este caso parte de los sólidos son arrastrados por

la corriente de humos, y sería un desperdicio perder todo ese material que

podría ser recuperable en el lecho y que nos daría problemas además en

el tema de emisiones de partículas, este elemento realiza la función

recoger estas partículas y mediante un tubo de retorno y se incorpora de

nuevo a la cámara de combustión.

� Zona de transferencia de calor: los gases de combustión al abandonar el

ciclón, entran en una zona que tiene una serie de recalentadores,

economizadores, evaporadores y más dispositivos de transferencia de

calor necesarios para el ciclo de vapor.

Ilustración 2-22 perfil planta de lecho circulante


68

Curva de fluidización representa las pérdidas de carga en el lecho en

función de la velocidad del gas.

Ilustración 2-23 curva de fluidización, Pérdida de carga frente a velocidad [UGR]

Los puntos principales que se deben nombrar en esta curva son: la

velocidad mínima de fluidización y la velocidad terminal.

La primera Umf, aparece en la curva como el punto de corte entre la

carga estática del lecho y la recta de pendiente positiva correspondiente al lecho

fijo.

La segunda Ut, es aquella que se ha nombrado como el valor en el cual el

aire empieza a arrastrar los sólidos del lecho, ese valor en la gráfica se sitúa en el

punto D’ donde empieza el desprendimiento del material del lecho después de la

zona crítica.

Mientras el fluido circule por el lecho y las partículas estén fijas, la

pérdida de carga se podrá calcular a través de la ecuación de Ergun:

o ( )

( )( ) gm m

m m pp

uP, u

L dd

ρ− ε − εµ⋅∆ = +ε ε Φ ⋅Φ ⋅

2

20

023 3

1 1150 1 75


69

Siendo AP, la pérdida de carga.

Siendo φ la esfericidad de las partículas del lecho.

Siendo ε la porosidad del lecho.

Siendo µ la viscosidad.

Siendo ρg y ρs las densidades del gas y de las partículas.

Siendo dp el diámetro de las partículas.

A partir de esta ecuación y pudiendo emplear las aproximaciones de Wen

y Yu en el caso de no conocer φ y ε, se puede obtener los valores de la

velocidad:

o mf

mf mf

− ε= =Φ ⋅ε Φ ⋅ε3 2 3

1114 11

Al aumentar la velocidad del fluido se observa cómo aumenta

gradualmente la pérdida de presión, de manera que si se representa en papel

doble logarítmico la pérdida de presión frente a la velocidad de entrada del gas,

se observa una recta de pendiente aproximadamente igual a uno, tramo

correspondiente al primer término de la ecuación de Ergun para régimen

laminar. Al seguir aumentando la velocidad del fluido, la pendiente se hace igual

a dos, que corresponde al segundo término de la ecuación de Ergun. Si se sigue

aumentando la velocidad se llega a un punto en el que AP es máxima,

correspondiente a la velocidad mínima de fluidización (donde AP es igual al

peso de las partículas, W, entre la sección transversal del lecho). Las partículas

empiezan a moverse y al aumentar la velocidad del fluido el lecho se expansiona

mientras AP permanece prácticamente constante; las partículas están en forma

de lecho fluido. Si la velocidad del fluido aumenta todavía más, las partículas

empiezan a ser arrastradas por éste y acaba por desaparecer del lecho: zona de

elutriación.


70

El cálculo de estas velocidades depende de los valores de Reynolds de la

corriente circulante.

Para un valor del Re<10, es decir, en régimen laminar:

o ( )s g p

mf

g du

ρ − ρ ⋅ ⋅=

⋅µ

2

1650

Para un Re>10000, es decir, en régimen turbulento:

o ( )s g p

mfg

g du

,

ρ − ρ ⋅ ⋅=

⋅ρ2

24 5

Ilustración 2-24 formación del lecho fluidizado a partir del lecho fijo: variación del lecho al

aumentar la velocidad y variación de la pérdida de presión. [UAM]


71

2.3.2.5. Procesos físico-químicos que se producen en la combustión por lecho fluidizado

Ilustración 2-25 reacciones que se producen frente a la temperatura en combustión de lecho

fluidizado

A partir de la observación de todos estos procesos y valorando las

ventajas y desventajas de cada uno de ellos, se llega a la conclusión de que la

temperatura óptima de operación esta entorno a los 850ºC, ya que con esta

temperatura se consigue una eficacia de combustión bastante buena y la máxima

retención de azufre. Así como unas emisiones de óxidos de nitrógeno

relativamente bajas, además de evitar la fusión de las cenizas y formación de

clinker (formado tras calcinar la caliza) y escorias.


72

2.3.3. Sistemas de aire en la combustión

Las calderas de incineración de estos combustibles tienen distintos flujos

de aire. Los más comunes son el flujo de aire primario y el secundario aunque en

ocasiones se coloca otra corriente terciaria de aire. El aire que se emplea en la

alimentación del combustible se suele extraer de aire primario, mientras que el

aire para el arranque de los quemadores se extrae de la línea de aire secundario.

2.3.3.1. Flujo de aire primario

En función de la tecnología que se emplee en la combustión del residuo

la función de la corriente de aire varía ligeramente de unas respecto a otras.

Sistema de parrillas

En este caso el flujo de aire primario se distribuye a las zonas de

incineración por conductos, siendo la cantidad de aire ajustable en función de las

necesidades de cada momento.

El aire insuflado bajo cada zona de la parrilla en general puede ser

ajustado independientemente para cada una de ellas.

Este factor es muy importante a fin de obtener una combustión lo más

eficiente posible, y aumentar el rendimiento de el proceso de incineración.

La geométrica del horno definirá el contacto entre el flujo de aire y los

residuos, variando las condiciones de temperatura a la que se produce la

combustión.

Existen tres tipos de configuraciones:

� Flujo centrado/cruzado: esta configuración se emplea para rangos

intermedios de poder calorífico.

� Flujo paralelo: esta configuración es adecuada para los residuos con bajo

poder calorífico ya que los gases procedentes de la pirólisis atraviesan la

zona de mayor temperatura por lo que son quemados adecuadamente.


73

� Flujo a contracorriente: adecuada para combustibles de alto poder

calorífico. Los flujos de aire se cruzan con lo de residuos transfiriendo la

energía en la zona principal de combustión.

Ilustración 2-26 flujos de aire

Sistema de lecho fluido

El flujo de aire primario es el encargado de fluidizar el lecho. Este flujo

de aire es impulsado por un ventilador hacia una cámara de aire instalada en la

parte inferior de la matriz de fluidificación. Desde esta cámara el aire primario

se distribuye de forma homogénea por medio de un conjunto de toberas

instaladas en la solera del hogar.

El caudal de aire primario en general se controla por deflectores que

están en la aspiración del ventilador.

El aire primario entra en la cámara de combustión en general dividiendo

su flujo en tres partes:


74

� Zona de movimiento: localizada en la zona central, crea las corrientes

encargadas de fluidizar el lecho.

� Zona de fluidización: en los laterales de la cama.

� Zona de descarga: para facilitar la descarga de los materiales no

combustibles.

En general este flujo de aire primario se hace circular por la zona de

salida de los gases de combustión para precalentarlo ligeramente y favorecer el

proceso de combustión posterior. Suelen constituir unos intercambiadores de

tubos y se emplean tanto para ajustar la temperatura del aire primario, como para

refrigerar los gases de combustión.

La proporción de aire primario en proporción con los aires de la

combustión puede estimarse en torno a un 45%-60% del total.

2.3.3.2. Flujo de aire secundario

Sistema de parrillas

Esta corriente de aire tiene como principal objetivo quemar

completamente el monóxido de carbono que se hayan podido formar durante la

combustión, además de otros hidrocarburos nocivos. Además esta corriente de

aire es de gran utilidad para mezclar y homogeneizar los gases de combustión.

Ilustración 2-27 Configuración de inyección aire secundario: normal, tangencial y mixta


75

Sistema de lecho fluido

En segundo lugar aparece el flujo de aire secundario, el cual es

impulsado por un ventilador secundario a través de los precalentadores. El nivel

de aporte del caudal de aire secundario se sitúa en la zona próxima a los puntos

de aporte del combustible.

Este flujo de aire tiene como función añadir el oxígeno suficiente para

completar la combustión en la parte superior del horno. Las boquillas que

suministran este caudal de aire deben inducir cierta turbulencia para favorecer la

correcta combustión.

El flujo de aire terciario no es estrictamente necesario y sólo se coloca

cuando existe demasiada pérdida de carga en la zona de salida de los gases de

combustión y se hace necesaria esta inyección de aire para que abandonen la

caldera.


76

2.3.4. Tecnologías de horno rotativo

Consiste en un cilindro horizontal revestido de un material refractario

que gira alrededor de su eje a una velocidad de entre 0,5 y 1 rpm. Controlando la

velocidad de rotación y el tiempo de permanencia del combustible se puede

controlar la combustión. Las principales limitaciones de este modo de

combustión de la biomasa son las referentes al tamaño, debido al movimiento así

como la complejidad para desarrollar un sistema de control que ajuste las

emisiones a los parámetros exigidos en la actualidad. Por ello es el sistema que

actualmente se encuentras más en desuso.

El diseño de este sistema de combustión permite que los residuos que

ingresan por un extremo se desplacen mezclándose a través del horno, hasta ser

descargados por el otro extremo. Cuentan con un quemador situado en el lado de

la alimentación.

El tiempo de retención de los sólidos es de alrededor de una hora y esta

determinado por tres factores: inclinación, velocidad de rotación y longitud de la

cámara.

En esta cámara se produce la gasificación de los residuos por medio de la

volatilización y la combustión parcial de los componentes, por lo que es

necesaria una segunda cámara de post-combustión. Esta segunda cámara es

similar a la de los incineradores de inyección líquida y cuenta con quemadores

que utilizan combustibles auxiliares o residuos líquidos de alto poder calorífico,

de forma de elevar y mantener la temperatura durante el tiempo necesario.

Dentro de las ventajas de este sistema destaca la posibilidad de tratar una

amplia gama de residuos sólidos.

Generalmente estas cámaras cuentan con controladores automáticos de

temperatura, que se activan si la misma desciende por debajo de unos valores

preestablecidos.


77

Ilustración 2-28 horno rotativo


78

2.3.5. Tecnologías de combustible pulverizado

Ilustración 2-29 combustión por combustible pulverizado


79

2.3.6. Ventajas e inconvenientes de las diversas formas de combustión.

El empleo de la tecnología de parrillas tiene las siguientes ventajas:

� Está ampliamente probada con todo tipo de combustibles, lo que hace

que existan muchas referencias en el mercado.

� No tiene excesivas limitaciones en cuanto a las características físicas de

combustible.

Sin embargo presenta una serie de inconvenientes:

� Elevadas temperaturas sobre la parrilla, lo que favorece la formación de

óxidos de nitrógeno xNO y de CO.

� Formación de gran cantidad de escorias sobre la parrilla.

De forma análoga la tecnología del lecho fluido con respecto a la anterior

presenta las siguientes ventajas:

� Temperatura prácticamente uniforme en todo el lecho y posibilidad de

controlar las emisiones.

� Rendimientos más elevados, ya que la corrosión es menor al añadirse

una aditivación en el lecho.

� La inercia del horno es más reducida, con lo que permite paradas sin

producir mucho trastorno.

� Los inquemados se pueden enfriar y separar de la arena, evitándose el

efluente de apagado de escorias.

� Posibilita la mezcla de combustibles con distinto poder calorífico y con

distintos grados de humedad.

� Mantenimiento más sencillo, menores dimensiones comparativamente a

las tecnologías de parrillas.

� Mejor calidad de los gases que se producen, debido a la posibilidad de

usar aditivos correctores en el lecho.


80

La tecnología de lecho fluidizado sin embargo también presenta algunos

inconvenientes:

� Es una tecnología de implantación más reciente. Por lo que las

referencias existente son menores.

� Como consecuencia del empleo de arena de sílice, se produce mayor

cantidad de polvos en los humos, lo que implica la necesidad de

eliminarlos mediante filtros de mangas posteriores.

� En la mayoría de los casos se necesita una trituración homogénea de los

residuos de la combustión, ya que de otra forma se pueden producir

atascos en los sistemas de alimentación de los hornos.

� Mayor consumo de energía eléctrica, por la incidencia que representa el

soplante en el lecho.

Ilustración 2-30 visual comparativa de las tecnologías de incineración más habituales [N REL]

o� No afecta

++� Impacto positivo

-� Impacto negativo


81

2.3.6.1. Problemática de la incineración, tratamiento de gases.

Según el tipo de recurso que se vaya a incinerar los gases producidos en

la combustión tendrán una composición variable, en función de los componentes

de los que este compuesto el recurso.

Los recursos utilizables para la generación de energía tienen unas

características específicas, que en ocasiones pueden ser perjudiciales para el

medio ambiente en el proceso de incineración.

Los parámetros más críticos son el contenido en azufre, cloro y cenizas,

aparte de los detallados anteriormente. Estos componentes son los que limitan en

muchas ocasiones la tecnología de incineración susceptible de ser aplicada, ya

que pueden tener efectos degradantes sobre los componentes de los equipos.

Los gases que generalmente se pueden producir en el proceso de la

combustión de la biomasa, son los siguientes:

� xNO : su formación tiene lugar por la combustión con exceso de aire a

temperaturas elevadas.

� Gases ácidos: producidos por la presencia de Cl o S en los residuos que

se queman.

� Hidrocarburos inquemados, dioxinas y furanos.

� Partículas sólidas procedentes de compuestos inquemados.

Las cantidades producidas de cada uno de estos residuos son

directamente proporcionales a la composición de los recursos.


82

2.3.6.1.1. xNO

Las emisiones de xNO procedentes de la combustión tienen lugar debido

a la oxidación del NO. Este compuesto es generado a temperaturas muy elevadas

de combustión, por encima de los 1300ºC.

Las técnicas desarrolladas para controlar las emisiones de NOx se pueden

clasificar en dos grupos, aquellas consistentes en modificaciones en la

combustión para reducir la formación de los NOx “medidas primarias” o

aquellas consistentes en el tratamiento de efluentes para eliminar el NOx

“medidas secundarias”.

Conocido este dato en las dos tecnologías que se van a considerar, la

posible formación de este compuesto sólo sería necesaria su consideración en el

campo de la combustión del recurso con la tecnología de parrillas, en la que se

alcanzan temperaturas de combustión muy elevadas. Mientras que en la

combustión con lecho fluido la temperatura de combustión en el hogar de la

caldera se mantiene uniforme, en torno a los 800-900ºC por lo que la formación

de NO es en concentraciones mucho más bajas o casi inexistentes.

Sin embargo la producción de óxidos de nitrógeno puede estar vinculada

también al tipo de residuo que se emplea, por lo tanto puede ser que se tengan

que tomar medidas al respecto aún cuando se esté trabajando con tecnologías de

lecho fluidizado.

En el caso de la combustión en parrillas generalmente será necesario

considerar, estas emisiones y tomar medidas para su control.

Las técnicas principales para controlar las emisiones de xNO son en

primer lugar, llevar a cabo unas modificaciones en la combustión, una reducción

de la temperatura de combustión por debajo de las temperatura de formación de

los xNO , así como reducir el tiempo de residencia a la temperatura máxima.

Para ello existen diversas tecnologías: recirculación del gas, inyección de agua o

vapor, o emplear quemadores de baja producción de xNO .

Si la reducción de las emisiones no alcanza los valores necesarios, se

precisará de un tratamiento secundario para su reducción, mediante sistemas de

absorción o adsorción, con posibles catalizadores, tamices. En caso necesario, la

caldera se puede equipar con un sistema SNCR (Reducción No Catalítica


83

Separada) para controlar las emisiones de NOx con el fin de asegurarse de que

no se superan los límites de emisión de NOx aplicables a la planta, o un sistema

SCR (Reducción Catalítica Selectiva), que emplea amoniaco como agente

reductor.

Funcionamiento del sistema SNCR

El sistema SNCR esta basado en la reacción de NOx para dar N2 y agua.

El agente reductor que hay que en este caso son componentes de amoníaco o

urea, estos compuestos son inyectados en el gas después de la combustión.

Este proceso de reducción ocurre dentro de la unidad de combustión y las

boquillas de inyección de los reactivos suelen estar situadas en le parte superior

del horno, es decir, en la zona de post combustión.

Este sistema de desnitrificación SNCR funciona con la inyección en la

cámara incineradora de 22)(NHCO . La urea es inyectada como solución acuosa

sin boquillas usando aire a presión.

La reacción de reducción principal es el siguiente:

OHCONONONHCO 22222 222

1)( ++⇒++

Produciéndose además las siguientes reacciones intermedias:

o HNCONHNHCO +⇒ 322 )(

o OHNHOHNH 223 +⇒+

o OHHOH +⇒2

o OHNNONH 222 +⇒+

En este proceso es importante tener en cuenta otros factores externos que

pueden influir en el buen funcionamiento de este sistema de reducción de las

emisiones. La reacción de reducción ocurre dentro de un rango específico de

temperaturas, la urea funciona de manera óptima entre 800-900ºC si se

sobrepasa esta temperatura en la reacción lo que se produce es una generación

adicional de óxidos de nitrógeno.


84

Por lo tanto la urea se ha re inyectar a la salida del horno de combustión a

fin de garantizar que se encuentra en este rango de temperaturas.

Aumentando en la medida de lo posible el tiempo de residencia en el

horno se reducen las emisiones de NOx, siempre y cuando se localicen en un

punto en el que los gases no hayan salido de la caldera y por tanto sus

temperaturas sean superiores a los 200ºC.

Funcionamiento del sistema SCR

El proceso SCR está basado en la reducción del NOx con amoniaco, en

presencia de exceso de O2 y un catalizador apropiado, para transformarse e

sustancias inocuas tales como agua y nitrógeno de acuerdo a las siguientes

reacciones:

o OHNONHNO 2223 6444 +⇒++

o OHNONHNO 22232 12786 +⇒++

o OHNNHNONO 2232 322 +⇒++

El amoníaco en forma de hidróxido amónico líquido, es vaporizado,

diluido con aire e inyectado directamente en la corriente de gases a tratar a

través de un distribuidor. En condiciones típicas del proceso SCR (exceso de

NO, relación de entrada de NH3/NOx menor de la unidad, porcentaje de O2

entre 2-5 % vol., y temperaturas menores de 400ºC), en estas condiciones la

primera reacción es predominante. Sin embargo también es posible la formación

de óxido nitroso en el medio de la reacción mediante las siguientes reacciones no

deseadas:

o OHNONHNO 2223 64344 +⇒++

o OHONONHNO 22232 6444 −⇒++

De este modo la denominación separada se refiere a la capacidad del

amoniaco para reaccionar selectivamente con los óxidos de nitrógeno, en lugar

de ser directamente oxidado por el oxígeno.


85

2.3.6.1.2. Gases ácidos

Estos componentes ácidos son: HCl,2SO , HF, cuya retención puede

llevarse a cabo de diferentes maneras.

Una de las más comunes es la colocación de un absorbedor, el cual es un

dispositivo que se utiliza para eliminar estas sustancias nocivas que se

encuentran en estado gaseoso en los gases de combustión. Para conseguirlo, se

pulveriza con una suspensión de hidrato cálcico.

Para obtener el hidrato cálcico es necesario llevar a cabo una reacción en

la que se parte de cal viva y agua.

Los gases calientes de la combustión son guiados a través de un

dispositivo equipado con chapas guía y conductos ajustables, con el objetivo de

crear turbulencia.

Para la citada pulverización del hidrato cálcico se utiliza un disco de

pulverización.

Para la pulverización adecuada se necesita una aceleración hasta una

elevada velocidad, que se consigue mediante el empleo de toberas especiales,

cuya dureza debe ser considerablemente superior a la de las suspensiones de

hidróxido cálcico. La velocidad de rotación del disco pulverizador oscilará entre

los 8000 y 12000 rpm.

Los gases entran tangencialmente al absorbedor. Debido al enfriamiento

en la corriente de humos y la generación de presión negativa relacionada a él, las

líneas de flujo se dirigen hacia la corriente central fría. De este modo se produce

una mezcla intensiva de los humos y la cortina de gotas.

El tiempo de permanencia de los gases en el absorbedor es de unos 15

segundos, lo cual favorece a la eliminación de gran parte de los gases ácidos.

La parte de la torre que continua del absorbedor hacia abajo sólo tiene

como objetivo el secado de las partículas de sal, con lo que se consigue un

residuo seco.

Las reacciones que se producen en el absorbedor son las siguientes:

o OHCaSOOHCaSO 2322 )( +⇒+

o OHCaClOHCaHCl 222)(2 +⇒+


86

o OHCaFOHCaHF 222)(2 +⇒+

Los productos de las anteriores reacciones son reactivos, pero en forma

seca.

Ilustración 2-31 estructura de un absorbedor

En la combustión por lecho fluidizado, puede incorporarse carbonato

cálcico que con un tiempo de residencia suficiente, puede logar retenciones del

90% en las emisiones de 2SO , los productos formados son sólidos que se

abandonan en forma de escorias y cenizas.


87

2.3.6.1.3. Dioxinas y furanos

Las policlorodibenzo-p-dioxinas (PCDDs) y los policlorodibenzofuranos

(PCDFs), más comúnmente conocidos como dioxinas y furanos,

constituyen dos grupos de hidrocarburos aromáticos halogenados.

En general, las PCDDs y los PCDFs son sólidos cristalinos e incoloros a

temperatura ambiente que se caracterizan por una elevada estabilidad térmica y

química, con puntos de fusión y ebullición relativamente elevados, estables en

medio ácido y básico, e incluso frente a la acción de algunos agentes oxidantes.

Estas propiedades configuran un marco idóneo para considerar a estos

compuestos como potenciales sustancias contaminantes y altamente persistentes.

Ante estos contaminantes existen una serie de medidas primarias que

sirven para optimizar la gestión del proceso de combustión, que incluyen:

� La destrucción de estos contaminantes se logra cuando se tiene un

proceso de combustión correcta y se mantiene la temperatura de post

combustión por encima de los 850ºC, durante más de 2 segundos con una

concentración de 2O >6% y una minimización de los niveles de CO. En

general, una buena práctica consiste en alimentar uniformemente el

horno, sobretodo en los que se refiere a cantidad y composición.

� Sin embrago estos contaminantes se pueden volver a formar al final de la

combustión. Esta nueva síntesis de las dioxinas se lleva a cabo en un

intervalo de temperaturas entre 200-400ºC, por tanto con el fin de evitar

esta formación se debe llevar a cabo un descenso brusco de las

temperaturas en ese intervalo, para que el tiempo en el que los gases

están a esa temperatura sea lo más pequeño posible.

A pesar de que con estas medidas se reducen considerablemente las

formaciones de estos compuestos, en ocasiones es necesaria la adopción de

medidas secundarias que incluyen modernos sistemas de depuración de gases:

procesos catalíticos, adición de carbón activo y empleo de inhibidores.

El carbón activo tiene una gran capacidad de absorción y es capaz de

retener estas sustancias contaminantes. Esta operación se lleva a cabo después de

la absorción y antes del filtro de mangas.


88

Este absorbente es muy eficaz frente a hidrocarburos de alto peso

molecular, como los que se tratan en este apartado.


89

2.3.6.1.4. Partículas sólidas

Los dispositivos encargados de limpiar el polvo de los gases son los

filtros de mangas, que son extractores de partículas sólidas con limpieza

completamente automática en dos etapas mediante impulsos de presión.

Ilustración 2-32 estructura de un filtro de mangas

El proceso de filtración transcurre en los siguientes pasos:

� Entrada de los gases de escape en el equipo, estos gases chocan con una

serie de paneles y se dividen en varias corrientes.

� Las partículas más grandes se depositan directamente en el fondo de la

tolva.

� Por otra parte las partículas finas se depositan en la superficie del tejido.

� Una vez filtrado el gas limpio fluye hasta su salida por la chimenea.

Inicialmente la eficiencia será baja, pero una vez superada una fase

inicial de acondicionamiento del filtro, éste puede alcanzar eficiencias de hasta

el 99%.

El gas a limpiar entra al filtro directamente por la carcasa, a través del

canal de gas bruto. Los gases irán atravesando las mangas quedándose retenidas


90

las partículas que lleve, los gases limpias se van almacenando en la parte

superior, encima de las mangas en un almacén destinado para ello.

Un proceso fundamental en este tipo de equipo es la limpieza del mismo,

este proceso se lleva a cabo de manera automática y se realiza mediante

impulsos de presión.

Un flujo de aire comprimido es dirigido al filtro de mangas mediante un

tobera de impulsión y este aire arrastra el gas limpio y expulsa el polvo

acumulado en el interior de las mangas, de donde son trasladados los unos silos

re residuos.

Para el dimensionado del sistema, los parámetros fundamentales a

controlar serán la velocidad del gas y la pérdida de carga.

Descripción del modelo desarrollado

91

3. Descripción del modelo desarrollado

3.1. Objetivos y especificación

El proyecto consistirá en desarrollar una herramienta en un soporte

informático que ayude a tomar decisiones sobre la tecnología más adecuada a

emplear en la producción de energía eléctrica a partir de biomasa.

En concreto la aplicación pretende facilitar el trabajo a la hora de evaluar

la idoneidad de los distintos equipos de incineración que se presentan en el

mercado.

La aplicación se va a desarrollar en el soporte de Microsoft Excel, este

soporte constituye una base de cálculo muy potente con muy dispares

aplicaciones que proporciona un amplio margen de maniobra y una gran

variedad de herramientas que en muchas ocasiones automatizan el cálculo.

Con esta herramienta se van a desarrollar una serie de bases de datos,

constituidas por las distintas tipologías de residuo más comunes y las distintas

tecnologías de combustión directa del residuo que están disponibles.

Empleando las opciones que da el soporte para la comparación, se irán

realizando los cálculos pertinentes para acabar evaluando la mejor tecnología.

Con estudios económicos intermedios, así como cálculos termodinámicos.

En concreto se trata de estudiar la viabilidad de la generación eléctrica a

partir de la incineración del recurso.

La finalidad de esta herramienta será la realización de un análisis técnico

matricial en tres ejes:

� Dimensión de la planta

� Tipología de la biomasa

� Tecnologías disponibles en el mercado para la generación de energía

eléctrica a partir de biomasa. Análisis de los proveedores que operan en

el mercado, y los diferentes tipos de biomasas potenciales.


92

Ilustración 3-1 distribución de los tres ejes de estudio del proyecto

El objetivo de la herramienta es llevar a cabo el análisis tridimensional

para evaluar la tecnología más adecuada para la incineración de residuos ante

una planta de generación conocida la biomasa y las dimensiones de la planta.

Debido a que la finalidad es escoger de una base de datos la tecnología

más interesante, es fácilmente comprensible la capacidad de realimentación que

tiene la aplicación.

El mercado de los equipos de combustión no es un mercado estático, sino

que sufrirá muchas modificaciones, por el lanzamiento de nuevas tecnologías,

nuevos equipos, variaciones de las características, etc. Por lo tanto se tendrán

continuas evoluciones en este campo.

Por otra parte se podrán añadir a la tabla de la tipología de la biomasa

nuevos residuos que no se hubiese considerado en una primera realización de la

herramienta.

El núcleo de la aplicación constituye un núcleo repetible por lo que a

medida que se emplea la herramienta para el estudio de proyectos concretos, se

irán conociendo las desviaciones del modelo, pudiendo tomar decisiones a la

hora de establecer nuevas modificaciones y conseguir así que la solución del


93

proyecto n+1 se aproxime más al óptimo de elección de la tecnología más

apropiada.

La base de datos de las tecnologías también debe ser dinámica debido a

que con el paso de los años, la evolución de los precios llevará a la necesidad de

producir modificaciones para mantener actualizada la aplicación.

A continuación se presenta esta capacidad de realimentación, con los

factores que pueden ir perfeccionando o completando la herramienta de forma

gráfica y más intuitiva.

Ilustración 3-2 estructura de realimentación de la herramienta

Finalmente se llevará la aplicación a un caso concreto de diseño

conceptual de la planta, junto con un estudio de viabilidad técnica- económica.


94

3.1.1. Dimensión de la planta

La dimensión se estudiará en términos de los MWe que se pretendan

obtener de la planta de biomasa o de la disponibilidad de recurso presente en el

emplazamiento.

La dimensión jugará un papel prioritario en el estudio tridimensional que

se pretende realizar, ya que será uno de los parámetros de entrada que se deberán

proporcionar, que junto con la biomasa existente, proporcionará una relación de

los equipos más adecuados para llevar a cabo la incineración de dicho recurso.

Este valor podrá venir reflejado de diversas formas, que variarán la forma

de los cálculos realizados para caracterizar el proceso, llegando siempre al

mismo final. Tener definida correctamente la potencia térmica de la caldera y la

potencia eléctrica que se obtenga para la venta a la red.

La dimensión puede venir dada en los siguientes términos: potencia

eléctrica que se pretende obtener o biomasa disponible en el entorno.

� Caso 1: MWe, con este parámetro se tendrá que definir el ciclo desde el

alternador a la caldera, obteniendo finalmente las necesidades de

combustible y la potencia térmica suministrada por la caldera.

� Caso 2: Biomasa disponible, las toneladas anuales que se pueden

consumir del recurso de forma sostenible. Con este valor y conocido el

tipo de biomasa, se usará su poder calorífico, con el fin de obtener la

potencia térmica suministrada por la caldera, y a partir de este valor

llegar a los MWe que se suministran a la red.

3.1.2. Recurso disponible


95

En este punto de entrada de datos, se detalla la tipología del residuo que

se va a incinerar para la generación eléctrica.

Se dispondrá de una base de datos para poder definir las características

físicas y químicas principales del recurso utilizable en cada caso.

Estos parámetros serán determinantes a la hora de tomar decisiones sobre

la tecnología de combustión, ya que existen características físicas y químicas

que difieren bastante para cada tipo de biomasa y que hay que tener en cuenta

para su utilización. Algunas de ellas pueden tener efectos muy negativos en

según que tecnología, por lo que habrá que chequear algunos valores con las

recomendaciones de cada fabricante.

Para ello se deberá hacer una caracterización físico-química del recurso,

con el fin de analizar parámetros importantes como:

o Humedad

o Densidad

o Tamaño

o PCI

o %Cl

o %S

o %cenizas

Con el dato de combustible, se hará una selección de la base de datos y se

constituirán los valores de los parámetros críticos, que más adelante se

compararán.

3.1.3. Tecnología disponible


96

Se creará la base de datos con la información facilitada por los

proveedores, en la cual aparecen las distintas tecnologías disponibles y los

parámetros relevantes que los fabricantes exigen controlar para establecer una

serie de garantías de suministro de potencia y garantizar el correcto

funcionamiento de la caldera.

Para ello se dispone de documentación de otros proyectos, así como de

catálogos de ofertas de los propios fabricantes, donde se detallan todos los

valores de potencias térmicas, así como los valores de los afluentes a la caldera

como el agua de alimentación y los parámetros de Cl, S y otros elementos

contenidos en la biomasa que hay que considerar.

En esta base de datos de las tecnologías aparecen los detalles citados

previamente, y el precio de los catálogos que se emplearon.


97

Tabla 3-1 tecnologías y principales características proporcionadas por los fabricantes


98

Como nuestro estudio va a comparar las diferentes prestaciones de los

equipos de incineración, proporcionados por los fabricantes, con los

componentes de las biomasas disponibles que se disponen, en esta tabla se

obtiene la información necesaria para realizar esa evaluación. Sin embrago hay

otros parámetros que en los catálogos o en la ofertas de las calderas, tienen un

carácter fundamental a la hora de controlar su funcionamiento.

Un caso que no hay que dejar de nombrar es el parámetro de la calidad

del agua, en la mayoría de las ofertas este valor tiene una importancia

equiparable a las informaciones referentes al combustible, pudiendo provocar

exclusiones en la garantía del contrato.

3.1.3.1. Requerimientos de calidad del agua y vapor

Cada fabricante proporciona en su oferta de caldera los parámetros que

considera críticos para el funcionamiento del equipo ofertado. Sin embrago

existe una especie de norma estandarizada cuyos parámetros se deberían cumplir

para el correcto funcionamiento de los equipos de agua y vapor.

La empresa VGB PowerTech proporciona la conocida como “Guidelines

for feed water, boiler water and steam quality for power plants/ Industrial

plants”.

Esta guía sirve como indicador para las plantas que operan con ciclos de

agua vapor, en relación a seleccionar y juzgar los regímenes en los que se

mueven los parámetros del agua con el fin de garantizar un funcionamiento

seguro y económico de la planta durante un largo periodo de tiempo. Por

supuesto esta norma no constituye una limitación absoluta, sino que trata de

recomendar unos rangos para un funcionamiento correcto.

La guía describe los requerimientos para el agua de alimentación, el agua

de la caldera y el vapor del ciclo agua-vapor a través del calderín en un cierto

rango de presiones.

Esta norma esta basada en una anterior EN 12952-12, pero se diferencia

de esta en añadir a parte de los parámetros para tener únicamente un

funcionamiento seguro, evalúa los mismos para un resultado económico y

duradero.


99

Las especificaciones químicas más importantes se resumen en los

siguientes parámetros:

� pH: la corrosión en lo materiales no aleados o levemente aleados de

acero, que son los más comunes en las plantas con calderas, están muy

afectados por los valores del pH. Estos valores deben estar controlados

con la adicción de agentes alcalinizantes.

� Conductividad: este valor se evalúa por el contenido en sales, ácidos y

algunas sustancias orgánicas. Es altamente variable con la temperatura.

� Oxígeno: se emplea para medir el poder de oxidación.

� Dureza: es importante a la hora de evaluar posibles deposiciones en las

superficies de los calentadores.

� Fósforo

� Metales: pueden existir también posibles deposiciones de estos

materiales.

� CO2 y sustancias orgánicas.

El diagrama de un proceso agua-vapor, se puede resumir con el siguiente

esquema:

Ilustración 3-3 equipos con circulación de agua en el ciclo de vapor [VGBP08]


100

En el cual se encuentran cuatro puntos críticos en cuanto a ciertos

parámetros de evaluación: agua de alimentación, generador de vapor, turbina y

equipo de condensado.

Los problemas que esta guía relata de esos puntos se resumen a

continuación, sin llegar a analizar los valores concretos de cada parámetro

estudiado (información que aparece en la misma).

3.1.3.1.1. Agua de alimentación

El enfoque básico para las condiciones del agua de alimentación es

mantener la suficiente pureza del agua para limitar la corrosión en el material de

alimentación y minimizar el transporte de productos y contaminantes corrosivos

a la caldera. En los casos en los que la caldera esta directamente relacionada con

el agua de alimentación, la calidad del vapor en estos casos esta directamente

determinada por el agua de alimentación.

Los problemas de transporte de productos corrosivos en la caldera viene

principalmente de la parte del vapor en os calentadores, dónde condensaciones

parciales puede producir variaciones locales del pH.

Los sistemas empleados en el control del agua de alimentación se separan

en dos grupos:

� Reductores: como el amoníaco, en condiciones gaseosas, donde la

protección sobre al acero se basa en la baja solubilidad del los óxidos

metálicos con valores elevados de pH.

� Oxidantes: como oxígeno con baja concentración de amoníaco, con una

leve adición de iones, donde la protección sobre al acero se basa en la

baja solubilidad de los óxidos metálicos ante un elevado poder oxidante-

reductor.


101

3.1.3.1.2. Generador de vapor

Existen dos clases generales de circulación de tubos en las calderas:

� Unas en las que a través de la caldera el agua es evaporada hasta un alto

contenido en vapor. Éstas no toleran la adicción de sustancias químicas

que no sean volátiles.

� Las calderas con calderines en las que la separación de fases tiene lugar

en un recipiente particular. La ebullición ocurre en tubos en los que el

agua del calderín es recirculada. Estas Calderas pueden tolerar la

adicción de valores bajos de alcalinos no volátiles para prevenir el riesgo

de corrosión.

Las condiciones óptimas del agua de la caldera son de levemente básico,

produciendo las desviaciones hacia estados ácidos o altamente básicos graves

riesgos de producir daños. Los componentes ácidos producen corrosiones

rápidas, mientras que altos contenidos de alcalinidad pueden producir

deposiciones en las superficies y pueden aparecer problemas de corrosión.

3.1.3.1.3. Turbina

La calidad del vapor a la entrada de la turbina debe ser alta y viene

determinada por:

� La volatilidad del mismo, que es función de la presión, temperatura e

influencias de algunos componentes químicos.

� Gotas que se trasladen en el vapor procedente de la caldera.

� Agua de inyección en el vapor para el control de la temperatura.

Las impurezas por componentes ácidos pueden producir un descenso

local del valor del pH y producir corrosión. Este fenómeno también puede venir

producido por hidróxido de sodio y componentes de cloro.


102

3.1.3.1.4. Sistema de condensado

Las fugas del condensador son la mayor fuente de impurezas en el

sistema de circulación de agua, por tanto debe estar muy controlado a fin de

evitar daños posteriores.


103

3.2. Definición de la aplicación

La aplicación objeto del proyecto pretende facilitar el trabajo de la

elección de la tecnología más adecuada para la incineración del recurso de la

biomasa.

Para ello se realizará el análisis matricial en tres ejes citado anteriormente

con el fin de determinar la mejor tecnología, frente a las dimensiones de la

planta y el tipo de biomasa disponible.

Información necesaria para la aplicación:

� En primer lugar se debe tener una relación de las distintas biomasas que

existen disponibles, así como una exposición detallada de los parámetros

más importantes que pueden influir en su combustión.

� Por otra parte se debe disponer de otra base de datos, con las distintas

tecnologías ofertadas por los proveedores en el mercado, así como sus

principales características para buscar puntos de conexión con la

caracterización de la biomasa.

� Las dimensiones de la planta, ya sean por la necesidad de una producción

de energía eléctrica determinada o bien por la biomasa disponible en el

entorno.

La herramienta informática se compondrá de una serie de tablas

organizadas con los datos citados anteriormente, que estarán relacionadas entre

si, con el fin de ir buscando afinidades y divergencias entre los distintos ejes de

estudio y poder obtener la solución técnico-económica más interesante en cada

caso.

Las bases del diseño de la aplicación serán unas bases de datos ordenadas

con toda la información y parámetros necesarios para las relaciones entre las

distintas tablas, para conseguir una solución a la demanda del cliente.

Con esta herramienta se creará el estudio tridimensional de la situación

concreta pudiendo entrar en el modelo desarrollado con cada uno de los criterios

descritos previamente, obteniendo un rango de posibles alternativas que se

tengan y que se adapten en la medida de lo posible a las especificaciones

introducidas.


104

Para conseguir ese estudio es necesario definir un ciclo termodinámico

tipo con el que se van a calcular todos los valores de las potencias y los flujos de

combustible y de vapor de nuestra planta.

Con esta herramienta se obtiene para cada caso la tecnología de

incineración más adecuada, y se podrán definir todos los parámetros de

funcionamiento de nuestra planta.

Una vez elaborada la herramienta se aplicará al estudio de un caso

concreto, en el que se deberá realizar el diseño conceptual de una planta.

Se llevará a cabo el estudio de la viabilidad técnica del proyecto y una

estimación económica del mismo, realizando un análisis de viabilidad

económica detallado a lo largo de la vida útil de la planta de generación

eléctrica.


105

3.3. Datos

Los datos básicos que se deben proporcionar para el proceso de

optimización de la herramienta son:

o Tipo de combustible

o Cantidad disponible t/año (o la información necesario

para su cálculo) // Potencia eléctrica generada.

o Parámetros termodinámicos: valores de la presión de

trabajo de la caldera, temperatura del agua de

alimentación y salida de la caldera y presión a la salida

del condensador

Estos son los datos de los que partirá la herramienta, con la introducción

de los mismos se realizarán las operaciones pertinentes para obtener finalmente

el objetivo de seleccionar la mejor técnica de combustión.

Sin embargo la aplicación necesitará otros datos que estarán implícitos

en los cálculos intermedios que se vayan a realizar.

En primer lugar dispondrá de una base de datos organizada con los tipos

de residuos disponibles con sus características principales y una base de datos

con las tecnologías en el mercado y sus especificaciones.

Por otra parte en la aplicación se rellenarán los parámetros

termodinámicos del ciclo con los diferentes valores de presión, temperatura y

entalpía a partir de los datos introducidos y de un ciclo estándar que esta

previamente definido.

El ciclo que se define para esta primera evaluación del estudio

tridimensional que ocupa, estará compuesto por los equipos principales

necesarios para la definición de este tipo de plantas.

El ciclo que se diseñará tendrá la estructura que se suele emplear en la

industria para hacer las evaluaciones de un anteproyecto de generación eléctrica

con biomasa.

En el ciclo que se ha definido también se tiene programado el cálculo de

balances másicos que circulan en el proceso.


106

Finalmente lo que se va a realizar es una evaluación económica de las

distintas tecnologías, por lo que también deben ser datos conocidos, el precio del

pool del mercado diario, así como los valores contenidos en el RD 661 para la

retribución de la energía eléctrica generada en régimen especial, cuando se

vende a tarifa y el valor de las primas que se obtienen en función del recurso que

se incinere.

Tabla 3-2 estructura de los datos de entrada


107

3.4. Algoritmos

El estudio, como se detalla en apartados anteriores, está compuesto de

unas bases de datos, la primera constituye una descripción y caracterización de

los residuos disponibles para la incineración y la segunda se compone de las

distintas tecnologías disponibles.

La base de datos con los distintos tipos de biomasa se compone de una

serie de columnas, dónde aparecen las principales características físico-

químicas de cada tipo de biomasa.

Cuando se seleccione uno de los tipos de recurso, se hará una copia del

contenido correspondiente a la fila de la biomasa, que luego se empleará para

continuar con el desarrollo de la aplicación.

La lista de los proveedores y los modelos de calderas disponibles en el

mercado será la otra tabla fundamental en el proceso de selección, en ella

aparecerán las principales características de las calderas y las especificaciones

críticas que da el fabricante, con las que garantiza el suministro especificado y

sin las cuales por lo general no se responsabilizará de posibles daños que se

produzcan en la misma.

Los parámetros físico-químicos que suelen ser más críticos son:

o PCIh

o Humedad

o %cenizas

o Cl (cloro)

o S (azufre)

Por lo que cuando se conozca el tipo de biomasa que hay disponible, lo

que la herramienta debe hacer es una comparación de estos parámetros con las

especificaciones y restricciones que el fabricante ha indicado y seleccionar el

rango de tecnologías de las que se puede disponer y que serían adecuadas para

su incineración.


108

De esta manera se obtiene un listado con cada una de ellas y los

parámetros necesarios para empezar a hacer los cálculos para definir el ciclo de

la combustión y hacer una selección más profunda a cerca de la mejor forma de

obtener la energía con el recurso que tenemos.

Una vez seleccionadas las posibles técnicas aplicables, la siguiente criba

irá relacionada con el dimensionamiento de la planta que debe proporcionar el

cliente.

En este punto del proceso de la herramienta existen dos posibles

variantes a la hora de continuar con la selección. En función del dato de partida

del que se disponga para el dimensionamiento:

� Potencia eléctrica que se pretende obtener, MWe, para lo que se tendrá

que seguir el cálculo a partir del “final” del ciclo, es decir, desde el

alternador a la caldera.

� Cantidad de recurso disponible, con lo que se obtendrá la energía térmica

extraíble en la caldera con el recurso, MWth, con lo que se realiza el

cálculo desde la caldera, para acabar con la energía eléctrica obtenida en

el alternador.

Una vez realizados los cálculos en cualquiera de las dos situaciones, para

lo que se tendrán dimensionadas la turbina y la caldera de forma que se puedan

obtener todo los parámetros necesarios en cualquiera de las dos situaciones, se

obtendrán para cada una de las posibilidades obtenidas en la primera pre-

selección de las posibles calderas, los parámetros de energía eléctrica y térmica

del ciclo.

Una vez llegados a este punto se deberá verificar para cada tecnología si

la energía térmica obtenida se encuentra en el rango proporcionado por el

fabricante.

En este estudio comparativo de los datos del ciclo con los datos

proporcionados por el fabricante se podrá reducir la lista de coincidencias.

Finalmente se realizará un estudio resumido de la viabilidad técnico-

económica de cada tecnología, para realizar una selección final de la tecnología

y las calderas concretas más interesantes para nuestro proceso.


109

3.4.1. Contenidos de la aplicación

Se deberán introducir como valores de entrada, el tipo de recurso del que

se dispone, su coste en €/tm y las dimensiones que debe tener la planta, en

términos de MWe o de biomasa disponible.

Ejemplo:

Tabla 3-3 datos de entrada para el estudio tridimensional

Los datos que aparecen en primer lugar son los referentes al tipo de

biomasa y las dimensiones de la planta.

Es importante comentar que en los datos de los residuos a emplear, como

se observa en la tabla anterior, existen tres posibles filas a rellenar, estos es así

debido a que en la mayor parte de las ocasiones se dispone de más de un tipo de

recurso diferente, por lo que el consumo de combustible empleado no es

homogéneo y por tanto las propiedades tampoco. Por esta razón el valor de los

recursos disponible debe ir acompañado por el porcentaje que frente al consumo

total representa el mismo.


110

Serán parámetros de entrada los valores termodinámicos del ciclo, es

decir, las presiones y temperaturas de los puntos del ciclo de vapor.

Con la introducción de los valores de presión y temperatura se obtendrán

los datos de entalpía necesarios para la caracterización del ciclo de vapor.

Existirá una hoja adicional programada para obtener el resto de valores

de los puntos constituyentes del ciclo.

Una vez introducida la biomasa/biomasas que existen en el entorno que

concierne al desarrollo de la planta. Se realizará un balance de los parámetros

del combustible que se empleará para evaluar los contenidos en cada uno de los

componentes que se van a estudiar y el poder calorífico del mismo.

Tabla 3-4 selección del combustible con sus características

Conforme al tipo de biomasa disponible, se hará una selección de las

calderas. Esta selección se llevará a cabo mediante la comparación de las

características que los fabricantes consideran más críticas a la hora de garantizar

el funcionamiento de la caldera. Los parámetros limitantes son:

o % cenizas

o % Cl

o % S

o Humedad

o PCI

A continuación se seleccionarán las calderas cuyos parámetros de diseño

coinciden, es decir, están dentro del rango de los valores permitidos para las

características y componentes escogidos.

Para ello se necesita un ciclo térmico tipo, con el que realizar los

distintos cálculos de potencias.


111

3.4.1.1. Definición del ciclo termodinámico

Para el estudio de la planta de biomasa que se pretende instalar y el

cálculo de los parámetros térmicos y eléctricos se necesita definir un ciclo del

proceso de incineración y producción de energía eléctrica a partir del recurso.

Es decir definir el ciclo agua-vapor.

Para el caso de estudio se diseñará un ciclo de Rankine básico con

combustión del combustible en una caldera para la producción del vapor que

consumirá en el ciclo, el cual se hará pasar por la turbina que mueve el

alternador. En la turbina existen dos extracciones, la primera para alimentar el

desgasificador y la segunda que servirá para precalentar el condensado.

El proceso termodinámico que se plantea, se toma como modelo en

muchos anteproyectos de plantas similares a las que son objeto de estudio, por lo

tanto por la experiencia adquirida se comprueba que sus resultados son bastante

aproximados con el proceso real de transformación de energía.

Por tanto la planta estará constituida por los siguientes equipos:

� Caldera de biomasa

� Turbina de vapor

� Condensador

� Bomba de alimentación al precalentador/ extracción de condensado

� Precalentador del condensado

� Desgasificador

� Bomba de alimentación a la caldera

� Alternador

3.4.1.1.1. Características del ciclo de vapor

� Salida de la caldera: vapor sobrecalentado. Con un valor de temperatura

y presión proporcionado por el cliente.

� Alimentación a la caldera: líquido comprimido. A fin de tener un

rendimiento mejor en la producción de vapor, se trata de elevar la

temperatura de entrada a la caldera mediante el precalentador y el

desgasificador.


112

� Presión de trabajo de la caldera: “Dato” bar.

� Presión de salida de la turbina: “Dato” bar.

� Presión de trabajo del condensador: “Dato” bar.

� Presión de las extracciones: Vendrá determinada del ciclo tipo.

� Presión de trabajo del desgasificador: Coincide con la de la primera

extracción que se determina en los cálculos del ciclo.

3.4.1.1.2. Consideraciones del ciclo

Para el cálculo de los valores entálpicos habrá que hacer una serie de

consideraciones sobre el estado del vapor en algunos puntos del proceso.

Algunas de estas consideraciones son obvias, mientras que otras se toman

a fin de automatizar al máximo la herramienta, disminuyendo la información

necesaria para su aplicación, pero sin desvirtuar el resultado.

� El vapor sale del condensador como líquido saturado, asegurando de este

modo que la bomba de extracción de condensado trabaja con líquido

comprimido.

� El fluido al pasar por la bomba actúa como líquido incompresible.

� El fluido sale del desgasificador como líquido saturado.

� La caída de presión en la caldera se considera de 4 bares.

� Se estima la temperatura a la entrada del desgasificador (salida del

precalentador de condensado), como el 65% de la temperatura en la

aspiración de las bombas de alimentación.

� Se considera despreciable el aumento de la temperatura en las bombas,

tanto de extracción de condensado como de alimentación a caldera.

� Se fija la presión de la segunda extracción a 1 bar (situación muy común

en plantas de biomasa con precalentador y potencias entre 5-25 MWe)


113

3.4.1.1.3. Representación del ciclo.

Ilustración 3-4 ciclo termodinámico


114

3.4.1.1.4. Valores del ciclo: balance másico

El caudal del flujo principal de vapor, así como el de cada una de las

extracciones que tiene el ciclo, vendrán determinados por el balance másico y

energético en el desgasificador y en el precalentador de condensado.

El precalentador, está situado a continuación del condensador y su

función es elevar la temperatura del condensado antes de pasar al desgasificador.

El desgasificador es una especie de precalentador abierto, se utilizará

para, mediante la extracción realizada en la turbina (m2), elevar la temperatura

del caudal principal procedente del aerocondensador, con esto se consigue elevar

la eficiencia de trabajo de la caldera.

1432 mmmm =++

Balance energético precalentador:

sathmhmmhmhmm 8344383934 )()( ⋅+⋅+=⋅+⋅+

Balance energético desgasificador:

5144372 )( hmhmmhm ⋅=⋅++⋅

Con estas tres ecuaciones se establecen las relaciones que existen entre el

flujo principal de vapor y los flujos secundarios:

12 1 mKm ⋅=

13 2 mKm ⋅=

14 2 mKm ⋅=

Los valores de las constante K1, K2, K3, habrá que determinarlos en

cada caso en función de los valores entálpicos del ciclo. Se observa que hay tres

ecuaciones y cuarto incógnitas, por tanto un sistema compatible indeterminado,


115

por lo que se dejan todos los flujos másicos en función del caudal principal de

vapor.

En este punto se producirá le división del cálculo detallada previamente.

Si el usuario pretende dimensionar la planta conocida la producción eléctrica de

la misma, el cálculo de la variables termodinámicas se hará desde el alternador,

obteniendo el caudal de vapor y posteriormente los datos correspondiente a la

caldera que se necesitarán en un futuro cálculo económico-técnico final,

considerando la potencia térmica y el consumo de biomasa necesario.


116

3.4.1.2. Cálculos conocidos los MWe

Cálculos conocida la generación eléctrica de la planta, datos:

� La generación en bornes del alternador [MWe].

� Los valores entálpicos del ciclo.

� Rendimiento del alternador.

Operaciones para completar los valores necesarios:

� Potencia de la turbina:

o alternador

turbina

MWeP

η= [MW]

� Caudal de vapor:

o ))()1()()1()(( 2832872711 hhmmhhmhhmPTV −⋅−−+−⋅−+−=

o )()1()()1()( 283287271 hhmmhhmhh

PQ TV

ppalvapor −⋅−−+−⋅−+−=

[Kg/h]

� Potencia de las calderas:

o 3600

)( 41PrhhQ

P incipalvapor

caldera

−⋅= [MWth]

� Caudal de combustible:

o 3600⋅⋅

=hcaldera

calderaecombustibl PCI

PQ

η [Kg/h]


117

� Consumo de biomasa:

o 1000

efecombustiblbiomasa

hQM

⋅= [tm/año]

Si por el contrario el dato conocido es la biomasa disponible, el cálculo

de los parámetros del ciclo e comenzará en la caldera, para obtener finalmente la

producción eléctrica y poder calcular así la retribución que se obtiene de la

planta de generación.

3.4.1.3. Cálculos conocida la biomasa disponible

Cálculos conocida la cantidad de biomasa disponible, datos:

� Cantidad de recurso existente [tm/año].

� Los valores entálpicos del ciclo.

� Rendimiento del alternador.

Operaciones:

� Caudal de combustible:

o ef

biomasaecombustibl h

MQ

1000⋅= [Kg/h]

� Potencia de las calderas:

o calderahescombustiblcaldera PCIQP η⋅⋅= [MWth]

� Caudal de vapor:

o 41

Pr hh

PQ caldera

incipalvapor −= [Kg/h]


118

� Potencia de la turbina:

o 1PrmQ

incipalvapor =

o ))()1()()1()(( 2832872711 hhmmhhmhhmPTV −⋅−−+−⋅−+−=

[MW]

� Potencia del alternador:

o altturbinaalt PP η⋅= [MWe]

3.4.1.4. Evaluación económica de las tecnologías

Los datos de entrada se obtendrán de los pasos anteriores, a los que hay

que añadir los valores retributivos de cada una de las tecnologías acorde con el

RD 661 de producción de energía en régimen especial.

Lo que se va a realizar en este punto del cálculo es una evaluación

económica de cada una de las tecnologías que se sitúan dentro del rango

proporcionado por las dimensiones y la tipología del recurso disponible.

Hay que tener en consideración una cosa fundamental a la hora de hacer

la evaluación económica de las tecnologías, esto es que en los precios de los

catálogos, hay que revisar el apartado de alcance de suministro (scope of supply)

de las ofertas, ya que para la evaluación de las tecnologías hay algunas en las

que el fabricante proporciona el equipo de generación eléctrica, turbina de vapor,

condensador, ingeniería civil, equipos eléctricos, etc.

Hay que verificar hasta donde se compromete el fabricante para hacer

una evaluación económica lo más fiable posible. Ya que ofertas que a priori

pueden parecer muy elevadas en realidad pueden ser más atractivas al considerar

el suministro que se ofrece.

El cálculo de esta evaluación estará compuesto por los siguientes puntos:

� Precio: este es el valor de la inversión a realizar, estará compuesto por el

equipo de incineración, la turbina, condensador, equipos auxiliares, etc.


119

así como de todos los costes de ingeniería, obra civil, etc. Lo que se

incluiría en el balance como el inmovilizado y los gastos iniciales.

� Gasto de combustible: correspondiente al precio de adquisición de la

materia prima para la generación.

� Generación neta: los MWe que genera la planta.

� Retribución: especificando si se va a evaluar este valor conforme a la

venta a tarifa o a mercado.

� Ingresos de generación: producto de los dos anteriores.

� Margen bruto: Ingresos-gastos.

� Amortización del inmovilizado.

� BAIT: beneficio antes de impuestos.

� BN: beneficio neto.

� Flujo de caja: recuperando la amortización.

El estudio económico de las tecnologías para esta selección, no va a ser

tan detallado como el que se realizará posteriormente en la evaluación

económica para la viabilidad de una planta a lo largo de un periodo de tiempo

determinado.

En este caso el estudio que se hace es meramente comparativo. En el cual

se emplean los valores detallados anteriormente, para la evaluación de la

tecnología más atractiva económicamente hablando se considera el flujo de caja

de la planta considerando 15 años de operación.

Los valores no están tan finamente calculados como en el estudio

concreto que se realiza en la Fase II del proyecto ya que aquí se ha hecho una

actualización de los flujos de caja directamente, aumentando un valor de un

1,5% anual aproximadamente (está estimación se toma acorde a la experiencia

de otras evaluaciones económicas).

Por tanto la comparación de las distintas alternativas se podrá realizar

con el VAN o la TIR obtenida de cada una de ellas.


120

La estructura de esta evaluación preliminar será la siguiente:

Tabla 3-5 evaluación económica de las tecnología

Este cálculo se realiza para cada una de las tecnologías que son aptas para su empleo una vez chequeados los valores de operación

que permite cada fabricante.

Finalmente, y tras un chequeo de que las tecnologías aplicables estarían trabajando, para las condiciones del ciclo definidas, con

una potencia térmica dentro del rango permitido por el proveedor de la tecnología, se analizará la tecnología más económica entre las

seleccionadas anteriormente.


121

3.5. Implantación numérica

Detalle de un caso concreto, para visualizar mejor los resultados de la

aplicación. Describiendo cada uno de los estados intermedios por los que pasa el

proceso de selección.

Para la implantación numérica de este caso se tomará como referencia un

proyecto de una planta de generación eléctrica a partir de biomasa, de la que se

conocen ya todos los valores de producción de energía y con la que ya se ha

hecho un estudio económico y de viabilidad.

Se toma como prueba para el estudio la evaluación de una planta de

biomasa, correspondiente a un proyecto en la Comunidad Autónoma de Galicia.

En concreto emplazada en la provincia de Pontevedra.

Por lo tanto se va a partir de un tipo de biomasa conocido, así como de

una producción eléctrica que se demandaba en dicha planta.

De esta manera se podrán chequear los valores que se obtienen, para

determinar el grado de fiabilidad de la herramienta programada.


122

3.5.1. Datos

Los datos de entrada de esta planta de generación son los siguientes:

o Tipo de biomasa: la biomasa disponible, constituye un

mix de tres tipos distintos con las proporciones que se

detallan: pino (45%), eucalipto (45%) y roble (10%).

o Coste de la MP: 40€/tm

o Dimensionado: 10MWe

o Horas efectivas: 7500 horas

o Biomasa y dimensiones en términos de potencia:

Tabla 3-6 datos caso tipo

o Parámetros financieros:

Tabla 3-7 datos financieros


123

o Parámetros térmicos del ciclo:

Tabla 3-8 datos termodinámicos

3.5.2. Croquis del ciclo de vapor:

El esquema del ciclo termodinámico es equivalente al detallado en el

apartado previo3.4.1.1.1.

3.5.3. Valores entálpicos de los distintos puntos d el ciclo

Los valores entálpicos de los distintos puntos del ciclo termodinámico se

calculan automáticamente en función de los parámetros de entrada que

proporcionará el usuario, no obstante para este caso tipo se va a detallar las

operaciones que se llevan a cabo dentro de la herramienta para el cálculo de

estos valores.

Punto 1: Entrada a la turbina

� T_1=462ºC, P_1=62 bar� vapor sobrecalentado.

o h-1= 3329.15 KJ/Kg

o s-1=6.74 KJ/KgK

Punto 7: Extracción de la turbina para el desgasificador. Flujo másico

m2.

� P_7=4.43 bar, S_7s=S1=6.74 KJ/KgK


124

o Si S_7s<Sg_7� 975.077 =

−−

=fg

fss SS

SSx vapor

saturado.

o Si por el contrario S_7s>Sg_7� sería vapor

sobrecalentado.

Con el cálculo anterior� KgKJhxhh fgsfs /76.268877 =⋅+=

Por tanto suponiendo un rendimiento isentrópico de 85%, se puede

calcular la entalpía real de la extracción.

KgKJhhh

hh

s

/82.278485.0 771

71 =⇒=−−

=η

Al estar el punto dentro de la campana de vapor saturado, la temperatura

de la extracción viene condicionada por la propia presión y es: T_7=165.4ºC

Punto 8: Extracción de la turbina para el precalentador. Flujo másico m3.

� P_8=1bar y se puede calcular la entropía del punto 7, para hacer un

cálculo similar al anterior para la segunda extracción. Para ello se calcula

el título de vapor

17

7 >−−

=fg

f

hh

hhx � vapor sobrecalentado

KgKKJss s /97.678 ==

o Si S_8s<Sg_8� 936.08

8 =−−

=fg

fs

s SS

SSx vapor

saturado.


sobrecalentado.



125



KgKJhhh

hh

s

/05.256985.0 887

87 =⇒=−−

=η



Punto 2: Salida de la turbina. Flujo másico m4.

� P_2=0.1bar y se puede calcular la entropía del punto 8, para hacer un

cálculo similar al anterior para la salida del vapor. Para ello se calcula el

título de vapor.

953.08

8 =−−

=fg

f

hh

hhx � vapor saturado

KgKKJsxss fgf /075.788 =⋅+=

KgKKJss s /075.782 ==

o Si S_2s<Sg_2� 849.02

2 =−−

=fg

fs

s SS

SSx vapor

saturado.


sobrecalentado.




KgKJhhh

hh

s

/857.226685.0 228

28 =⇒=−−

=η




126

Punto 3: Salida del condensador.

� T_3=45.81ºC, P_3=0.1� líquido saturado.

o h-3=191.81 KJ/Kg

o v-3=0.0013m^3/Kg

Punto 9: Entrada al precalentador.

� P_9=2.32bar, T_9=45.81ºC� líquido comprimido

o h-9=191.81KJ/Kg

Punto 4: Salida del precalentador.

� T_4=81.25ºC, P_4=2.32bar� líquido comprimido.

o h-4=340.34KJ/Kg

Punto 5: Salida del desgasificador.

� T_5=125ºC, P_5=2.32bar� líquido saturado.

o h-5=525.06KJ/Kg

Punto 6: Entrada a la caldera.

� T_6=125ºC, P_6=66bar� líquido comprimido

o h-6=529.46KJ/Kg


127

3.5.4. Características de la biomasa disponible

Tabla 3-9 combustible caso tipo

Como la tipología de la biomasa esta compuesta de varios tipos distintos de biomasa forestal, lo que se hará es calcular los

parámetros que luego se chequean con la lista de proveedores como una combinación lineal de cada uno de los valores de los residuos

empleados.

3.5.5. Listado de tecnologías compatibles

Tabla 3-10 tecnologías compatibles con el combustible


128

Como se ve en la tabla adjunta, las únicas tecnologías que aparecen son

las que tienen un rango de parámetros como Cl, S, Z cenizas que es compatible

con la tipología del recurso disponible.

3.5.6. Definición de los valores de potencia del ci clo

Como al dato de entrada en el dimensionamiento ha sido la generación

eléctrica que se requiere de la planta, el cálculo de las potencias y la definición

completa de los parámetros del ciclo se calcularán desde la turbina de vapor.

3.5.6.1. Potencia turbina y del alternador

Tabla 3-11 valores de potencia y rendimientos del caso de estudio

Estos son los datos de potencias de los que se parten y los valores de

rendimientos de los equipos intermedios, los cuales se han supuesto acorde con

experiencias similares.

3.5.6.2. Caudal de vapor

El cálculo del caudal de vapor producido por la planta, cuando es cálculo

se realiza a partir de la potencia eléctrica es similar para todas las tecnologías de

incineración, ya que solamente influye en el cálculo los rendimientos de turbina

y alternador y los puntos del ciclo establecidos como referencia para la turbina.

o h

KgQvporppal 41.40147=

Para el cálculo de este valor se emplea la fórmula detallada en el

aparatado3.4.1.2en la que se tienen en cuenta las diferentes extracciones

realizadas en la turbina.


129

3.5.6.3. Potencia de la caldera

Este valor de potencia también es común a todas las calderas al estar

calculados a partir de los valores de entalpía a la entrada y salida de la misma.

o KWPcakdera 23.31222=

Para el cálculo de este valor se emplea la fórmula detallada en el

aparatado 3.4.1.2

3.5.6.4. Caudal de combustible

Este valor si que cambia para cada una de las tecnologías ya que como se

ven en la fórmula del apartado 3.4.1.2 en este cálculo interviene el valor del

rendimiento que es propio de cada caldera.

Tabla 3-12 valores del caudal d combustible para cada caldera

3.5.6.5. Consumo de biomasa

Directamente del valor anterior y de las horas de trabajo al año de la

planta, se puede calcular este valor.

Tabla 3-13 consumo de recurso anual


130

3.5.7. Chequeo de todos los parámetros anteriores con el Software Thermo-flow

A continuación se va a detallar la simulación que se llevo a cabo del

proceso realizado, para comprobar si los valores que se obtienen de los distintos

parámetros son coherentes y las si las consideraciones definidas no distorsionan

mucho el caso de estudio.

Se espera que salvando algunos errores, el ciclo simulado para la

evaluación técnica de las diferentes incineradoras se aproxime con la mayor

fiabilidad posible a los parámetros principales que proporciona un software

comercial de cálculo de ciclos de vapor.

Como es lógico, un programa de este tipo especializado en la evaluación

de estos ciclos es mucho más potente que lo que se puede realizar para un

estudio preliminar, sin embargo da una idea de si las suposiciones están cercanas

al caso real.

En la simulación se han hecho coincidir los parámetros principales que

son entrada en el programa, así como algunos valores intermedios, como

presiones de las extracciones y algunas temperaturas intermedias, a fin de poder

evaluar los valores críticos, que deberían ser los que más interesa que no se

separen mucho de la situación real, como son: caudal de vapor y consumo de

combustible.

Se adjuntan las siguientes salidas del software:

� Ciclo de vapor:

Como se aprecia en la imagen a la que se hace referencia, la salida del

software propone un ciclo similar al desarrollado para los estudios preliminares

de las diferentes tecnologías. Compuesto por un precalentador a la salida del

condensador y por un desgasificador previo a la caldera.

La representación se detalla en el Apéndice II9.1.

Los parámetros que se pueden comparar de este ciclo que proporciona el

Thermoflow son los siguientes:


131

COMPARACIÓN HERRAMIENTA-SOFTWARE

Herramienta Thermo-

flow Caudal de vapor [kg/h] 40356,29 40420

Consumo de combustible[kg/h] 9555,57 9335

Plant fuel chemical LHV input [KW] 34729 34608

Tabla 3-14 comparación de los valores principales

� Estudio de la turbina de vapor:

Aquí se puede evaluar cada extracción con los caudales que destinados a

cada uno de los equipos intermedios.


COMPARACIÓN HERRAMIENTA-SOFTWARE

Herramienta Thermo-

flow Caudal de vapor 1ª extacción

[kg/h] 2841,5 2080 Caudal de vapor 2ª extacción

[kg/h] 2406 2434 Caudal de vapor rama ppal

[kg/h] 34899 34980 Tabla 3-15 comparación de la turbina

En este apartado los caudales destinado al precalentador y al

desgasificador son algo diferentes a los que proporciona nuestra herramienta, sin

embargo el caudal principal que se va a la rama del condensador si que es

similar al del software.

Esto se debe a que los pasos intermedios entre los equipos, en concreto el

precalentador y desgasificador, están mucho más optimizados en el programa

comercial ya que es mucho más estricto en su cálculo.

� Diagrama de Molier con la evolución del vapor en la turbina:

Aquí viene representada la evolución del vapor, en un diagrama de

Molier. En el mismo se puede ver donde se sitúan los puntos de las diferentes


132

extracciones, sus valores entálpicos y en el caso de que estén localizados dentro

de la campana, su título de vapor.

La representación se detalla en el Apéndice II 9.3

� Diagrama de Sankey de la distribución de las potencias:

Este diagrama presenta gráficamente como se emplean las potencias en

cada uno de los equipos que componen el ciclo, desde la potencia química inicial

que se emplea del recurso, hasta la potencia neta obtenida.

Aparecen los valores de potencias que se consumen en cada uno de los

equipos: bombas, ventiladores de aire, condensador, servicios auxiliares, etc.



133

3.5.8. Evaluación del rango de potencias térmicas d e cada tecnología

En este apartado lo que se realiza es una comparación de la potencia

térmica que suministra la caldera, para compararla con el rango recomendado

por el fabricante, en el que la caldera se encontraría en un funcionamiento apto

para su uso y en el que se pueden garantizar las prestaciones del equipo.

Por otra parte todas estas comparaciones de parámetros con las

recomendaciones de cada proveedor son muy importantes desde el punto de

vista de las garantías que nos proporcionan, ya que si algún parámetro esta fuera

del rango recomendado, esta garantía pierde validez.

Tabla 3-16comprobación de las potencias térmicas proporcionadas por el fabricante

Aquí se ilustra el rango permitido por cada equipo, junto con el valor que

se ha obtenido de los cálculos. Esta tabla comparativa, se empleará después para

la selección previa al estudio económico, para hacer la última criba en lo que

corresponde a propiedades específicas de cada caldera.

Análisis de resultados

134

4. Análisis de resultados

Una vez conocido y definido el rango de las tecnologías que cumplen con

las especificaciones del tipo de combustible y chequeados tanto los valores

constructivos como técnicos, para poder afirmar que es apta para su operación en

las condiciones requeridas, hay que evaluar económicamente cada una de ellas

para obtener la más atractiva, de cara a una posible inversión.

4.1. Resultado del caso base.

En el caso base que se esta estudiando de la generación eléctrica en la

planta citada anteriormente, ya aparecen definidas las tecnologías que cumplen

las especificaciones de trabajo requeridas para nuestra planta, en este punto se

lleva a cabo el estudio económico de cada una de ellas.


135

4.1.1. Evaluación técnico-económica de las tecnolog ías aplicables

Tabla 4-1 evaluación económica de cada tecnología


136

Para la evaluación económica de las tecnologías, habrá que hacer un

estudio concreto de cada caso, para estudiar hasta donde llega el suministro al

que se compromete el fabricante y hacer una comparación de los precios que sea

coherente.

Con este breve estudio económico se evalúa la tecnología

económicamente más atractiva para la incineración del recurso.

Como ingreso se dispone de la venta de la energía eléctrica en régimen

especial y los gastos son los correspondientes al consumo de biomasa y gastos

de O&M y administración.

Una vez aplicadas la retenciones fiscales correspondientes a los

impuestos.

4.1.2. Listado definitivo

Tabla 4-2 listado definitivo

Una vez hecha la última comprobación, citada anteriormente del margen

de potencias térmicas aptas para la producción de vapor de la caldera. Se

comprueba la opción más económica con los datos estimados del valor actual

neto.

Por lo tanto en este caso se concluye que la mejor tecnología para esta

planta de producción de energía corresponde al modelo de caldera BGV-37000-

CA del proveedor Biochamm, un conocido fabricante de calderas de origen

portugués.

Una vez llegado a esta conclusión y dado que el caso base estaba basado

en una planta conocida, si se remite a los datos conocidos de este proyecto se

puede apreciar que el modelo que la herramienta proporciona coincide con la


137

tecnología empleada en esta planta de generación, por lo que se puede concluir

satisfactoriamente que la aplicación, en este caso, ha sido acertada.

Ilustración 4-1 catálogo caldera de biomasa

4.2. Análisis de un caso concreto

Una vez comprobada la herramienta y una vez chequeado el

funcionamiento de la aplicación, se va a emplear en una Planta de Generación

concreta en la que se partirá de la salida óptima de la herramienta y los

parámetros que proporciona, para iniciar un desarrollo conceptual de una

Instalación de este tipo con el dimensionado y descripción de los distintos

componentes que deberá tener.

Este desarrollo aparece detallado en el Apéndice III.

Manual de usuario

138

5. Manual de usuario

Para concluir se van a presentar unas instrucciones básicas de cómo

emplear la herramienta en usos futuros.

En principio el usuario no tiene acceso a las hojas intermedias del

desarrollo de la aplicación, donde se realizan los cálculos preliminares y donde

se van haciendo las distintas comparaciones para el chequeo de la adecuación de

las distintas tecnologías que se tienen disponibles al caso de estudio.

Es importante saber que el usuario debe habilitar las macros del Excel, ya

que una parte de los cálculos, así como funciones de la herramienta funcionan a

partir de estas aplicaciones, la manera de permitir que las macros funcionen (en

la versión comercial del 2003-07) consiste en:

1. Entrar en el menú Herramientas.

2. Pestaña Macros�Seguridad, aparecerá la siguiente pantalla:

Ilustración 5-1Habilitar macros

3. En este menú se deberá seleccionar la opción Medio, con el fin de

tener la posibilidad de elegir habilitar las macros o no, y al abrir

de nuevo el documento�Habilitar macros.

Manual de usuario

139

La aplicación empieza con un mensaje de bienvenida, con el nombre del

autor.

Ilustración 5-2Bienvenida

Pulsando OK, inicia el funcionamiento propio de la herramienta.

La hoja de presentación que se le presenta al usuario es la hoja de

Microsoft Excel conocida con el nombre de “Opciones de cálculo” en la que

escogerá la opción a partir de la cual desea comenzar a utilizar la herramienta.

Ilustración 5-3: Pantalla de inicio

En esta primera pestaña el usuario deberá pulsar sobre la opción que

desea tomar a la hora de dimensionar la Planta, limitada bien por la potencia

eléctrica o por la biomasa disponible en el emplazamiento.

Seguidamente aparecerá una hoja de datos en la que el usuario rellenará

los campos correspondientes (similar al apartado 3.4.1), para posteriormente

activar el pulsador “Continuar”.

En este paso aparecerá una tercera pestaña en la que el usuario deberá

chequear si los datos introducidos en el paso anterior son los correctos, en cuyo

caso, podrá tomar dos decisiones, separadas en sendos pulsadores como los que

aparecen a continuación:

Manual de usuario

140

Ilustración 5-4: Evaluar el ciclo o directamente la solución de la aplicación

Según los cuales podrá acceder a la pestaña dónde aparece definido el

ciclo o por el contrario, directamente evaluar cual es la mejor tecnología de

incineración para los parámetros de entrada escogidos.

Sin embargo si los datos elegidos no fueran satisfactorios, existe la

posibilidad de volver a la hoja inicial para volver a introducir los valores.

Consideraciones a tener en cuenta a la hora de introducir los datos en la

herramienta:

� Los datos numéricos que tienen unidades aparecen detalladas las mismas

en la celda correspondiente.

� En lo que se refiere a la dimensiones, como se explicó al principio del

proyecto, se puede referir a dos parámetros: potencia eléctrica o biomasa

disponible.

� El usuario deberá introducir los tipos de biomasa, así como su

proporción. Tiene la posibilidad de introducir hasta tres tipos diferentes

de recurso.

Manual de usuario

141

Con estos parámetros las diferentes hojas intermedias que están

programadas en la herramienta, en las que se realizan los cálculos intermedios,

donde esta definido el ciclo y en las que se hace una evaluación económica de

las diferentes tecnologías posibles. La herramienta llegará, si existe en la base de

datos una caldera apta para los parámetros de entrada que se tienen, a la

tecnología más adecuada para la incineración del recurso.

La hoja de salida de la herramienta tendrá la estructura que se detalla en

la siguiente imagen, en la que a parte de detallar la mejor tecnología disponible

se proporcionan una lista de parámetros interesante referentes a la situación de

estudio:

Ilustración 5-5 Salida de la herramienta

Futuros desarrollos

142

6. Futuros desarrollos

Como se detalló en apartados anteriores, el objeto de esta herramienta es

que se pueda realimentar con a medida que se aplique a nuevos proyectos y a

medida que se conozcan nuevas tecnologías de incineración y listados de los

proveedores.

Por ello esta herramienta se convierte en un almacén dinámico de la

información que se vaya recibiendo acerca de nuevas ofertas que existan en el

mercado, presupuestos solicitados para nuevas implantaciones, etc.

Además en el futuro se podrá tratar de introducir dentro de los

tratamientos para la obtención de energía a partir de este recurso, otras

tecnologías como las de gasificación, pirólisis, etc. Pudiendo aumentar el rango

de posibilidades de generación.

Se prevé que se pueda hacer también una selección de la biomasa

atendiendo a información referente a la logística necesaria para la obtención del

combustible, siempre que se consiga obtener información de este tipo.

Por otro lado se ha iniciado su aplicación para el estudio preliminar de

plantas de generación eléctrica a partir de biomasa, con objeto de estudiar con

mayor facilidad las influencias en los valores del rendimiento del ciclo ante la

variación de algún parámetro en el mismo (tipo de biomasa, condiciones de

entrada a turbina, etc.)

Bibliografía

143

7. Bibliografía

1) [IDAE08] IDAE, Manual de energías renovables. ENERGÍA

DE LA BIOMASA: situación actual, tecnologías y

aplicaciones, ventajas de la biomasa, instalaciones más

representativas, futuro de la biomasa. Jornadas biomasa Junio

2008.

2) [HEYMO07] Proyecto de otras implantaciones de biomasa

disponibles: ENCE (Huelva), EON, EUFER, Plantas de

biomasa Somozas y Archidona.

3) [BIOC08] Catálogos y ofertas de proveedores de calderas,

Biochamm, Andritz, Warstila, Standarkessel, Thermaxx.

4) Búsqueda de información en las webs de los distintos

fabricantes detallados anteriormente.

5) [IBAÑ08] Apuntes de Comillas, referentes a las energías

renovables y al estudio de ciclos de vapor. Ibañez, Santiago

2008

6) [SOFT] Software de tablas steam water, para el cálculo de los

valores entálpicos de los distintos puntos del ciclo.

7) [REAL07] RD 661/2007, regulación de la actividad de

producción de energía eléctrica en Régimen Especial.

8) [PLAN05] Plan de energías renovables. PER 2005-2010

disposiciones generales.

9) [PERB05]PER en profundidad capítulo 36 referente a la

biomasa. Distribución de los distintos tipos de recursos en el

territorio peninsular.

10) [PROT97] Compromisos de España con el Protocolo de

Kyoto.

11) FORCER, FORTALECER CAPACIDAD E RENOVABLE

EN AMERICA CENTRAL, CARACT BIOMASA

12) [NREL08]NATIONAL RENEWABLE ENERGY

LABORATORY NREL CAPABILITIES:

CHARACTERISATION, ANALISIS, CONVERSION

Bibliografía

144

TECHNOLOGIES, EFFICIENT PROCESSES, PROCESS

ANALYSIS. Internet

13) Computational particle fluid dynamics = CPFD

http://www.cpfd-software.com/applications/cfb_combustor.

Sobre la combustión de lecho fluidizado.

14) [UCM08]Universidad de castilla la mancha, estudio

tecnologías de combustión, velocidades de fluidización. UCM

2008

15) Trabajos acerca de temas de emisiones y de el estudio de las

incineradoras de lecho fluido www.monografias.com

16) [CNE09] Comisión nacional de la energía CNE

http://www.cne.es/cne/contenido.jsp?id_nodo=85&&&keywo

rd=&auditoria=F. Evolución del Régimen Especial en España,

legislaciones.

17) [CNE] Comisión Nacional de la Energía, compromisos con

protocolo de Kyoto.

18) [MINI07] Ministerio de industria, turismo y consumo, energía

eléctrica.

19) [REE07] Red eléctrica de España. REE.

20) Mercado diario de venta de energía, precios de Pool OMEL.

21) [VGBP08]La empresa VGB PowerTech proporciona la

conocida como “Guidelines for feed water, boiler water and

steam quality for power plants/ Industrial plants”.

22) EN 12952-12, Calidad del agua en instalaciones de vapor.

23) [UGR] Universidad de Granada UGR. Sistemas de

fluidización de partículas.

24) Documentos acerca de los diferentes sistemas de fluidización.

www.uam.es/personal_pdi/ciencias/mgilarra/Fluid/Fluidizacio

n%202006-07.pdf

25) International development research center IDRC.

26) [NTEL]National energy technology laboratory. NTEL.

Sistema SCNR de control de las emisiones de NOx. Internet

Bibliografía

145

27) Tecnologías de incineración de biomasa. Centro de

investigaciones energéticas, medioambientales y tecnológicas

CIEMAT.

28) [WART09] Catálogo de Wartsila con información de

tecnología BioGrate, así como caracterización de biomasa.

2009

29) [THER08] Software Thermo Flow, para la evaluación de

ciclos termodinámicos, así como bases de datos con tipologías

de residuos.

Apéndices

146

8. Apéndice

A continuación se van a presentar las distintas pestañas de la

herramienta.

8.1. Hoja Inicial

8.2. Hoja de datos

8.3. Confirmación de datos

8.4. Cálculo de entalpías

8.5. Cálculo de extracciones

8.6. Tipologías de biomasa

8.7. Tipología de biomasa de entrada

8.8. Ciclo de vapor

8.9. Tecnologías disponibles

8.10. Tecnologías compatibles

8.11. Cálculos de parámetros principales a partir d e MWe

8.12. Cálculos de parámetros principales a partir d e biomasa disponible

8.13. Comprobación de la potencia térmica

8.14. Resumen de generación

8.15. Costes de equipos

8.16. RD 661 resumen de tarifas según procedencia

8.17. Tarifa correspondiente a biomasa de entrada

8.18. Estudio económico de tecnologías compatibles

8.19. Selección de la más atractiva

8.20. Parámetros principales

Bienvenido, seleccione con el pulsador correspondiente la opción que desea introducir de dato

Potencia eléctrica Biomasa disponible

DATOS

Escriba aqui debajoIntroduzca el valor de la potencia (MWe) 10Horas eficaces de operación (h) 7500Coste de materia prima 40

COMBUSTIBLES Recurso Proporción HumedadIntroduzca la biomasa disponible, tres tipologías: pino 45.00% 30.00%

eucalipto 45.00% 35.00%roble 10.00% 20.00%

TÉRMICOS Presión TemperaturaEntrada a TV 62 462Salida TV 0.1Entrada a caldera 125

*Rellenar campos vacíos.

FINANCIEROS %Impuestos sociedades 32.50%Amortización 8.00%

CONTINUAR

DatosTécnicos

%Biomasa pino 45.00% 30.00%

eucalipto 45.00% 35.00%roble 10.00% 20.00%

Coste de la MP [€/tm] 40

MWe 10 Generación neta 7.50E+04

Biomasa disponible [Kg/año] 0.00E+00

h_ef 7500

Financieros

Impuestos de sociedades 32.50%Amortización 8.00%

Termodinámicos

Presión entrada TV 62Temperatura entrada TV 462Presión salida TV 0.1Temperatura entrada Caldera 125

¿LOS DATOS ESTÁN CORRECTOS?

DESEA EVALUAR LA MEJOR TECNOLOGÍA DE INCINERACIÓN DISPONIBLE

¿DESEA OBSERVAR LOS PARÁMETROS TÉRMICOS DEL CICLO?

Ir a Definicion del ciclo

SÍ NO

EVALUACIÓN FINAL

Steam-tables

Salida desgasificador SALIDA TURBINA SALIDA CONDENSADORSaturation properties given temperature Saturation properties given pressure Saturation properties given pressureTemperature 125.00 °C Pressure 4.322 bar a Temperature 100.00 °C Pressure 0.100 bar aSaturation pressure 2.322 bar a Saturation temperature 146.43 °C Saturation pressure 1.014 bar a Saturation 45.81 °CLiquid Liquid Liquid LiquidEnthalpy 525.1 kJ/kg Enthalpy 616.8 kJ/kg Enthalpy 419.1 kJ/kg Enthalpy 191.8 kJ/kgDensity 939.02 kg/m3 Density 920.32 kg/m3 Density 958.35 kg/m3 Density 989.84 kg/m3Entropy 1.58 kJ/kgK Entropy 1.81 kJ/kgK Entropy 1.31 kJ/kgK Entropy 0.65 kJ/kgKVapour Vapour Vapour VapourVapour enthalpy 2713.1 kJ/kg Vapour enthalpy 2741.6 kJ/kg Vapour enthalpy 2675.6 kJ/kg Vapour ent 2583.9 kJ/kgVapour density 1.30 kg/m3 Vapour density 2.33 kg/m3 Vapour density 0.60 kg/m3 Vapour den 0.07 kg/m3Vapour Entropy 7.08 kJ/kgK vapour Entropy 6.87 kJ/kgK Vapour Entropy 7.35 kJ/kgK vapour Ent 8.15 kJ/kgKEvaporation energy 2188.0 kJ/kg Evaporation energy 2124.7 kJ/kg Evaporation energy 2256.5 kJ/kg Evaporatio 2392.1 kJ/kgENTRADA TURBINA 1ª extracción def SALIDA PRECALENTADOR BAJAProperties given pressure and temperature Properties given pressure and enthalpy Properties given pressure and temperature Properties given pressure and enthalpyPressure 62.00 bar a Pressure 4.32 bar a Pressure 2.32 bar a Pressure 12.57 bar aTemperature 462.00 °C Enthalpy 2784.82 kJ/kg Temperature 81.25 °C Enthalpy 2788.00 kJ/kgEnthalpy 3329.2 kJ/kg Temperature 165.4 °C Enthalpy 340.3 kJ/kg Temperatu 191.0 °CDensity 19.44 kg/m3 Density 2.21 kg/m3 Density 971.08 kg/m3 Density 6.39 kg/m3Entropy 6.74 kJ/kgK Entropy 6.97 kJ/kgK Entropy 1.09 kJ/kgK Entropy 6.51 kJ/kgKVapour fraction 100 % Vapour fraction 100 % Vapour fraction 0 % Vapour frac 100 %IF97 Region 2 IF97 Region 2 IF97 Region 1 IF97 Regio 2Phase Steam Phase Steam Phase Liquid Phase SteamIsobaric heat capacity 2.430508 kJ/kg Isobaric heat capacity 2.215015 kJ/kg Isobaric heat capacity 4.196302 kJ/kg Isobaric he 2.819479 kJ/kgSpeed of sound 639.0507 m/s Speed of sound 505.9183 m/s Speed of sound 1556.972 m/s Speed of s 503.5512 m/s

SALIDA DESGASIFICADOR

Saturation properties given temperature Saturation properties given pressure Saturation properties given temperature Saturation properties given pressureTemperature 100.00 °C Pressure 1.000 bar a Temperature 100.00 °C Pressure 12.570 bar aSaturation pressure 1.014 bar a Saturation temperature 99.61 °C Saturation pressure 1.014 bar a Saturation 190.07 °CLiquid Liquid Liquid LiquidEnthalpy 419.1 kJ/kg Enthalpy 417.4 kJ/kg Enthalpy 419.1 kJ/kg Enthalpy 807.9 kJ/kgDensity 958.35 kg/m3 Density 958.64 kg/m3 Density 958.35 kg/m3 Density 876.00 kg/m3Entropy 1.31 kJ/kgK Entropy 1.30 kJ/kgK Entropy 1.31 kJ/kgK Entropy 2.24 kJ/kgKVapour Vapour Vapour VapourVapour enthalpy 2675.6 kJ/kg Vapour enthalpy 2674.9 kJ/kg Vapour enthalpy 2675.6 kJ/kg Vapour ent 2785.4 kJ/kgVapour density 0.60 kg/m3 Vapour density 0.59 kg/m3 Vapour density 0.60 kg/m3 Vapour den 6.40 kg/m3Vapour Entropy 7.35 kJ/kgK vapour Entropy 7.36 kJ/kgK Vapour Entropy 7.35 kJ/kgK vapour Ent 6.51 kJ/kgKEvaporation energy 2256.5 kJ/kg Evaporation energy 2257.5 kJ/kg Evaporation energy 2256.5 kJ/kg Evaporatio 1977.5 kJ/kgENTRADA CALDERA 2ª extracción Segunda extracciónProperties given pressure and temperature Properties given pressure and enthalpy Properties given pressure and temperature Properties given pressure and enthalpyPressure 66.00 bar a Pressure 1.00 bar a Pressure 1.00 bar a Pressure 12.57 bar aTemperature 125.00 °C Enthalpy 2569.05 kJ/kg Temperature 99.61 °C Enthalpy 2788.00 kJ/kgEnthalpy 529.5 kJ/kg Temperature 99.6 °C Enthalpy #¡VALOR! kJ/kg Temperatu 191.0 °CDensity 942.23 kg/m3 Density 0.62 kg/m3 Density #¡VALOR! kg/m3 Density 6.39 kg/m3Entropy 1.58 kJ/kgK Entropy 7.07 kJ/kgK Entropy #¡VALOR! kJ/kgK Entropy 6.51 kJ/kgKVapour fraction 0 % Vapour fraction 95.30898 % Vapour fraction #¡VALOR! % Vapour frac 100 %IF97 Region 1 IF97 Region 4 IF97 Region 4 IF97 Regio 2Phase Liquid Phase Mixture Phase Mixture Phase SteamIsobaric heat capacity 4.23882 kJ/kg Isobaric heat capacity #¡VALOR! kJ/kg Isobaric heat capacity #¡VALOR! kJ/kg Isobaric he 2.819479 kJ/kgSpeed of sound 1528.055 m/s Speed of sound #¡VALOR! m/s Speed of sound #¡VALOR! m/s Speed of s 503.5512 m/s

Saturation properties given pressurePressure 0.100 bar aSaturation temperature 45.81 °CLiquidEnthalpy 191.8 kJ/kgDensity 989.84 kg/m3Entropy 0.65 kJ/kgKVapourVapour enthalpy 2583.9 kJ/kgVapour density 0.07 kg/m3vapour Entropy 8.15 kJ/kgKEvaporation energy 2392.1 kJ/kg

Saturation properties given temperature

1ª extracción 2ª extracción Salida

Título de vapor 7s 0.9751479 Título de vapor 8s 0.93622275 Título de vapor 2s 0.84902132Entalpía (h7s;h7) 2688.76417 Entalpía (h8s;h8) 2530.97165 Entalpía(h2s;h2) 2213.52944

Entalpía pto 7 2784.82224 Entalpía pto 8 2569.04924 Entalpía pto 2 2266.85741Rto isentrópico 0.85 Rto iséntrópico 0.85 Rto iséntrópico 0.85

Entropía 6.97255588 Entropía 7.07470689

Título de vapor 7 1.02035748 Título de vapor 8 0.9530898 Título de vapor 2 0.86746671

Caracterización de la biomasa

PCIh [KJ/Kg] Humedad [%] Cenizas [%] Cl [%] S [%] Precio del PoolResidual agrícola Herbáceos Trigo 14740 13.8 7 0.37 0.08 agrícola

Cebada 14767 12.1 7 0.06 0.02 agrícolaMaiz 13593 15 3.99 0.21 0.01 agrícolaGirasol 13593 20 7 0.03 0.02 agrícolaPaja maiz 16260 15 3 0.03 0.05 agrícola

Leñosos Olivo 12274 30 3 0.03 0.045 agrícolaVid 10211 44.2 3 0.02 0.02 agrícolaFrutal seco 14900 30 3 0.04 0.02 agrícolaFrutales 12125 30 8.1 0.08 0.02 agrícolaJardinería 11412 35 11 0.06 0.075 agrícola

Residual forestal Eucalipto 13000 30 3 0.07 0.03 forestalEncina 13608 30 0.78 0.02 0.08 forestalRoble 11500 20 3 0 0.01 forestalPino 14100 30 0.35 0 0.06 forestal

Residual industrial Maderables Madera usada 16545 10 1.1 0.015 0.044 forestalSerrín 9820 40 0.6 0.01 0.02 maderaCortezas 12600 20 2.9 0.01 0.03 madera

Agroalimetaria Cascara de arroz 15809 7.93 17.19 0 0.17 maderaOrujo 16540 35 6 0.45 0.45 maderaCascara de palma 17801 9 2.79 0.03 0.002 maderaOrujillo 15000 15 6 0.015 0.044 madera

Tipo de biomasa

dato PCIh [KJ/Kg] Humedad [%] Cenizas [%] Cl [%] S [%] Prima Coste MP tipo

Recurso 13084.28571 31.25 1.8075 0.032 0.042 72.67 40 forestal

REPRESENTACIÓN GRÁFICA DEL CICLO DE AGUA-VAPOR m2 = 0.07077828 *m1 2841.56496m3 = 0.05992985 *m1 2406.02842m4= 0.86929187 *m1 34899.8192

T_1 462P_1 62

Definición de flujos másicos h_1 3329.151310 MWe

Balance de masas y energías en el desgasificador y precalentadorm1

(m4+m3)*h_9+m3*h_8=(m3+m_4)*h_4+m3*h_sat8 T_2 45.81m_2*h_7+(m_3+m_4)*h4=m_1*h_5 P_2 0.1m1=m2+m3+m3 m2 h_2 2266.85741

T_7 165.430124 T_8 99.61P_7 4.32224183 P_8 1h_7 2784.82224 m3 m4 h_8 2569.04924

T_3 45.81P_3 0.1h_3 191.812295

h_6 529.467825T_6 125P_6 66

T_9 45.81P_9 2.32224183

T_5 125.00 h_9 192.006143P_5 2.32224183 T_4 81.25h_5 525.061806 P_4 2.32224183

h_4 340.340477

Balance de masas

6

1

2

3

Caldera

TV

Conden

B

BDesgasificador

7

54

9

8

DATOS

Tecnologías disponibles Tecnologías

Parrilla Proveedor Tecnología max MWth min MWth Rendimiento min max Humedad del comb Cl[%] S[%] Cenizas[%] PRECIO[K€]

auxiliar_def auxiliar_S auxiliar_Cl auxiliar_PCI auxiliar_Z auxiliar_W Parrilla Proveedor Tecnología max MWth min MWth Rendimiento max min Humedad del comb_máx Humedad del comb_mín Cl[%] S[%] Cenizas[%] PRECIO[K€]5 1 1 1 1 1 Standarkessel Archidona SKG parrilla móvil 49.9 29.94 0.897 15000 11500 45 7 0.09 0.15 16.1 18600.004 1 1 0 1 1 Standarkessel Somozas SKG parrilla móvil 28.4 17.04 0.879 13000 11000 40 20 0.12 0.1 4.3 15350.005 1 1 1 1 1 BGV-37000-CA Biochamm parrilla móvil 32.18 19.308788 0.899 13911 11128.8 40 10 0.4 0.1 8 6448.435 1 1 1 1 1 Andritz PB200 Andritz lecho fluido (BFB) 171.258 47.969 0.89 22500 5400 60 28 0.45 0.11 8 25000.003 1 1 0 1 0 Andritz PB120 Andritz lecho fluido (BFB) 100 40 0.9 9500 6000 60 39 0.4 0.11 8 6000.002 0 1 0 1 0 Biopower 10 C Wärtsilä parrilla móvil 40.4 26 0.899 11500 8300 50 35 0.4 0.03 4 29900.002 0 1 0 0 1 Bi-drum Thermaxx parrilla móvil 31.43 25.144 0.8 11000 7500 55 30 0.4 0.03 1.3 2760.005 1 1 1 1 1 BGV-11000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 10.5 7 0.85 17000 10304 35 25 0.4 0.1 5 2488.874 1 1 0 1 1 BGV-35000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 27.32 16.392 0.85 12400 7900 50 15 0.1 0.12 4 5610.475 1 1 1 1 1 BGV-44000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 43.80 26.28 0.899 14500 10500 50 20 0.1 0.12 4 8380.005 1 1 1 1 1 BGV-38000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 35.23 21.138 0.89 12675 8580 55 15 0.1 0.1 4 7350.000 0 0 0 0 00 0 0 0 0 00 0 0 0 0 00 0 0 0 0 00 0 0 0 0 00 0 0 0 0 00 0 0 0 0 00 0 0 0 0 0

Posibles tecnologías con biomasa disponible

Listado de coincidencias Proveedor Tecnología max MWth min MWth Rendimiento máx mín Humedad del comb_máx Humedad del comb_min Cl[%] S[%] Cenizas[%] PRECIO[K€]Standarkessel Archidona SKG parrilla móvil 49.9 29.94 0.897 15000 11500 45 7 0.09 0.15 16.1 18600--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---BGV-37000-CA Biochamm parrilla móvil 32.18131257 19.30878754 0.899 13911 11128.8 40 10 0.4 0.1 8 6448.43335Andritz PB200 Andritz lecho fluido (BFB) 171.258 47.969 0.89 22500 5400 60 28 0.45 0.11 8 25000--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---BGV-11000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 10.5 7 0.85 17000 10304 35 25 0.4 0.1 5 2488.86837--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---BGV-44000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 43.8 26.28 0.899 14500 10500 50 20 0.1 0.12 4 8380BGV-38000-CA Biochamm parrilla fija/ móvil 35.23 21.138 0.89 12675 8580 55 15 0.1 0.1 4 7350--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---

Dimensionado de la turbina de vapor

Parámetros necesarios Tin [ºC] h_in[KJ/Kg] Tout [ºC] h_out[KJ/Kg] Rendimiento h_2[KJ/Kg] PRECIO[K€]Standarkessel Archidona 125 3329.1513 462 2266.85741 0.897 529.467825 18600--- --- --- --- --- --- --- ---BGV-37000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.899 529.467825 6448.43335Andritz PB200 125 3329.1513 462 2266.85741 0.89 529.467825 25000--- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ---BGV-11000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.85 529.467825 2488.86837--- --- --- --- --- --- --- ---BGV-44000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.899 529.467825 8380BGV-38000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.89 529.467825 7350--- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ---

Cálculos

Caudal de vapor [Kg/h]Standarkessel Archidona 40147.4125--- 0BGV-37000-CA 40147.4125Andritz PB200 40147.4125--- 0--- 0--- 0BGV-11000-CA 40147.4125--- 0BGV-44000-CA 40147.4125BGV-38000-CA 40147.4125--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

40147.4125 6

Caudal de combustible [Kg/h]Standarkessel Archidona 9576.87971--- 0BGV-37000-CA 9555.57408Andritz PB200 9652.20348--- 0--- 0--- 0BGV-11000-CA 10106.4248--- 0BGV-44000-CA 9555.57408BGV-38000-CA 9652.20348--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

Consumo de biomasa [tm/año]Standarkessel Archidona 71826.5978--- 0BGV-37000-CA 71666.8056Andritz PB200 72391.5261 Consumo de biomasa [tm/año]--- 0 Standarkessel Archidona 71826.5978--- 0 Andritz PB200 72391.5261--- 0 BGV-11000-CA 75798.1862BGV-11000-CA 75798.1862 BGV-44000-CA 71666.8056--- 0BGV-44000-CA 71666.8056BGV-38000-CA 72391.5261--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

Potencia de la caldera [KW]31222.2354

031222.235431222.2354

000

31222.23540

31222.235431222.2354

00000000

Potencia turbina 1.00E+04Energía obtenida (Pot alternador) 1.00E+01Rto alternador 1Rto turbina 0.89

Cálculos de la caldera

Parámetros necesarios Tin [ºC] h_in[KJ/Kg] Tout [ºC] h_out[KJ/Kg] Rendimiento h_2[KJ/Kg] PRECIO[K€]Standarkessel Archidona 125 3329.1513 462 2266.85741 0.897 529.467825 18600--- --- --- --- --- --- --- ---BGV-37000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.899 529.467825 6448.43335Andritz PB200 125 3329.1513 462 2266.85741 0.89 529.467825 25000--- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ---BGV-11000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.85 529.467825 2488.86837--- --- --- --- --- --- --- ---BGV-44000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.899 529.467825 8380BGV-38000-CA 125 3329.1513 462 2266.85741 0.89 529.467825 7350--- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- ---

Caudal másico de combustible [Kg/h] 0

Potencia de la caldera [KW]Standarkessel Archidona 0--- 0BGV-37000-CA 0Andritz PB200 0--- 0--- 0--- 0BGV-11000-CA 0--- 0BGV-44000-CA 0BGV-38000-CA 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

Potencia de la turbina [KW]Standarkessel Archidona 0--- 0BGV-37000-CA 0Andritz PB200 0--- 0--- 0--- 0BGV-11000-CA 0--- 0BGV-44000-CA 0BGV-38000-CA 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

Caudal de vapor [Kg/h]Standarkessel Archidona 0--- 0BGV-37000-CA 0Andritz PB200 0--- 0--- 0--- 0BGV-11000-CA 0--- 0BGV-44000-CA 0BGV-38000-CA 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

0 6

Potencia del alternador [KW]Standarkessel Archidona 0--- 0BGV-37000-CA 0Andritz PB200 0--- 0--- 0--- 0BGV-11000-CA 0--- 0BGV-44000-CA 0BGV-38000-CA 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0--- 0

0 6

Potencia obtenida con cada una de las tecnologías

Listado Mwth max MWth min Mwth PRECIO[K€]Standarkessel Archidona 31.2222354 49.9 29.94 18600--- 0 --- --- ---BGV-37000-CA 31.2222354 32.1813126 19.308788 6448.43335Andritz PB200 31.2222354 171.258 47.969 25000--- 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ---BGV-11000-CA 31.2222354 10.5 7 2488.86837--- 0 --- --- ---BGV-44000-CA 31.2222354 43.8 26.28 8380BGV-38000-CA 31.2222354 35.23 21.138 7350--- 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ------ 0 --- --- ---

CALCULO DE GENERACION ELECTRICA

Potencia Instalada 10,000 kWConsumo servicios auxiliares propios 12.0%Potencia demandada otros servicios 0 kWTotal potencia para autoconsumo 1,200 kWPotencia durante parada de planta 300 kW

Horas año disponibles 0Horas año funcionamiento 7,500

Energia producida 75,000 MWh/añoEnergia consumida 9,000 MWh/añoEnergia entregada a la red 66000 MWh/año 66,000Energía importada 0 MWh/año

Precio del combustible 40 EU/tRendimiento global 28.79%Coste de mantenimiento por energía producida 1.00 cEU/kWh

COSTE MANTENIMIENTO 750,000 EU

Potencia Térmica 34.73 MW 29,862,391 kcal/hPotencia eléctrica 10.00 MW 8,598,452 kcal/h

Rendimiento 28.79%

-

MW MW

15.00 7.70 10 MWCaldera, Sistema de alimentación de biomasa y sistemas au 21261988 12062669 15063514 15060000Turbina de vapor y sistemas auxiliares 6075172 4274420.4 4960357.2 4960000Sistemas mecánicos auxiliares 5374734.1 2759030.2 3583156.1 3580000Sistema eléctrico 3972514 2039223.9 2648342.7 2650000Instrumentación y Control 643120.78 531582.66 587351.72 590000Resto Obra Civil y edificios 4470558.4 3203033.7 3650195.7 3650000Ingeniería, dirección de proyecto, supervisión, formación 3714932.7 3714932.7 3714932.7 3710000TOTAL 45513019 28584892 19144336 19140000

3034.2013 3712.3237 1914.4336 1914

Buscar valores para más potencias a fin de conseguir una estimación de los costes que no conocemos

66,000 kWh/año exportadosA partir de 15 años LCI LCS

Tarifa b.6.1 Cultivos energéticos 14.65 c EU/kWh 12.347 Prima 10.096 142.7 150.9Tarifa b.6.3 Biomasa forestal 12.63 c EU/kWh 8.61 Prima 7.267 114.4 122.6Tarifa b.8.2 Residuo industria maderera 7.37 c EU/kWh 7.37 Prima 4.95Tarifa b.6.2 Residuos agrícolas 10.75 c EU/kWh 8.066 Prima 10.379 103.79 111.9

CASO DE VENTA A TARIFA

D: PRECIOSP. de venta de la energia eléctrica 12.63 cEU/kWh

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15Listado PRECIO[K€] Gasto de combustible Gastos O&M Generación neta Tarifa Ingresos de generación Margen bruto Amortización BAIT Impuestos BN PRECIO[K€] CF1 CF2 CF3 CF4 CF5 CF6 CF7 CF8 CF9 CF10 CF11 CF12 CF13 CF14 CF15 VAN TIRStandarkessel Archidona 37744.336 2873.063913 750 66000 126.3 8335.8 5462.736087 3019.546876 2443.18921 794.036493 1649.15272 -37744.336 4668.69959 4740.3101 4813.00468 4886.78926 4961.66925 5037.64957 5114.73459 5192.92806 5272.23314 5352.65233 5434.18743 5516.83948 5600.60879 5685.49479 5771.49609 14788.4492 10%--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---BGV-37000-CA 25592.7693 2866.672225 750 66000 126.3 8335.8 5469.127775 2047.421544 3421.70623 1112.05453 2309.65171 -25592.7693 4357.07325 4423.9039 4491.74626 4560.60587 4630.48777 4701.39656 4773.3363 4846.31052 4920.32215 4995.37352 5071.46631 5148.6015 5226.77937 5305.99941 5386.26029 47246.8937 16%Andritz PB200 44144.336 2895.661045 750 66000 126.3 8335.8 5440.138955 3531.546876 1908.59208 620.292426 1288.29965 -44144.336 4819.84653 4893.77539 4968.82343 5044.99674 5122.30094 5200.74109 5280.32169 5361.04664 5442.91919 5525.94192 5610.11667 5695.44455 5781.92584 5869.55999 5958.34554 36431.7702 8%--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---BGV-11000-CA 21633.2043 3031.927447 750 66000 126.3 8335.8 5303.872553 1730.656346 3573.21621 1161.29527 2411.92094 -21633.2043 4142.57729 4206.1179 4270.62043 4336.09012 4402.53178 4469.94978 4538.34797 4607.72971 4678.09779 4749.45443 4821.80122 4895.1391 4969.46832 5044.78841 5121.0981 47620.608 19%--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---BGV-44000-CA 27524.336 2866.672225 750 66000 126.3 8335.8 5469.127775 2201.946876 3267.1809 1061.83379 2205.34711 -27524.336 4407.29398 4474.89494 4543.51927 4613.17257 4683.85995 4755.58605 4828.35499 4902.17032 4977.03503 5052.95146 5129.92131 5207.94559 5287.02456 5367.1577 5448.3437 46154.8955 15%BGV-38000-CA 26494.336 2895.661045 750 66000 126.3 8335.8 5440.138955 2119.546876 3320.59208 1079.19243 2241.39965 -26494.336 4360.94653 4427.83659 4495.73926 4564.66008 4634.6041 4705.57593 4777.57962 4850.61871 4924.69613 4999.81422 5075.97465 5153.17842 5231.42579 5310.71625 5391.04848 46410.0788 16%--- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ------ --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- --- ---

1.01533843 1.01533541 1.01533025 1.01532294 1.01531346 1.01530178 1.01528788 1.01527175 1.01525334 1.01523265 1.01520964 1.01518429 1.01515657 1.01512644

Tasa de actualización 5.00%

Tecnologías apropiadas

Listado Precio Comprobar rango de la potencia térmica VAN de un año Válidas Tecnología más económicaStandarkessel Archidona 37744.33595 31.2222354 14,788 14788.44916--- --- NOBGV-37000-CA 25592.7693 31.2222354 47,247 47246.89366 BGV-37000-CAAndritz PB200 44144.33595 NO 36,432--- --- NO--- --- NO--- --- NOBGV-11000-CA 21633.20432 NO 47,621--- --- NOBGV-44000-CA 27524.33595 31.2222354 46,155 46154.89546BGV-38000-CA 26494.33595 31.2222354 46,410 46410.07881--- --- NO--- --- NO--- --- NO--- --- NO--- --- NO--- --- NO--- --- NO--- --- NO

47246.89MEJOR VALOR DEL VAN

Tecnología Precio[K€] Generación neta Generación Mwe Potencia térmica[MWth] Rendimiento Consumo de biomasa[K€]BGV-37000-CA 25592.7693 75000 10 34.72996152 0.899 2866.672225

RENDIMIENTO GLOBAL 28.79%

Caudal de vapor principal (T/h) 40.14741253Caudal 1ª extracción (T/h) 2.841564955Caudal 2ª extracción (T/h) 2.406028417Caudal de vapor a condensar (T/h) 34.89981916Consumo de biomasa (T/año) 71666.80562

TECNOLOGÍA ÓPTIMA

Apéndices

167

9. Apéndice II

A continuación se representarán las salidas del Thermo-Flow, a las que

se hace referencia en el texto.

A partir de estas salidas se realizó el chuequeo de la herramienta

comprobando la fiabilidad de sus cálculos.

9.1. Ciclo de vapor

9.2. Turbina

9.3. Mollier

9.4. Sankey

125,0T

1,212 m

Leak 0,07 mLeak 0,809 m

4,893 p45,55 T37,85 m

73,1 p126,5 T39,6 m

1 p 99,63 T 2,434 m

1 p 99,63 T

4,5 p 179,5 T 2,08 m

4,5 p 179,5 T

CT

62 p462 T40,42 m

0,07 m FWH20,004 m SSR

0,809 m FW

H2

0,041 m SSR

0,045 m

SSR

0,028 m

2,434 m82,78 T0,529 p

2,08 m171,6 T2,321 p

FWH1DA (FWH2)

0,529 p82,78 T2,434 m

45,55 T37,85 m

80 T

TTD2,78 T

2,321 p125 T40,81 m

80,04 T37,85 m

125 T

67,23 p283,1 T0,392 m

73,1 p126,5 T39,6 m

64,48 p 464,4 T 40,42 m

0,1 p45,83 T37,44 m

0,399 p45,49 T37,85 m

0,409 m

22,51 T907,2 m

42,51 T907,2 m

673,1 m15 T

697,2 m37,52 T

9997 kW10501RPM

heymo STEAM PRO 18.00 1414 11-26-2008 10:37:37 Steam Properties: Thermoflow-STQUIKFILE: \\es\Zeus\DPT\Renovables\JOSE MARIA LOPEZ ZABALA_PROYECTO FIN DE CARRERA\STPRO\PROYECTO.STP CYCLE SCHEMp[bar], T[C], h[kJ/kg], m[t/h]

BOILER EFF (HHV/LHV) 81,3% /90,9%NET PLANT EFF (HHV/LHV) 23,7% /26,5% NET PLANT HR (HHV/LHV) 15210 / 13603 kJ/kWh

NET POWER 9158 kW AUX 838,8 kWTURBINE HR 11290 kJ/kWh

0

12

STEAM PRO 18.0.2 heymo Heymo Ingenieria1414 11-26-2008 10:37:37 \\es\Zeus\DPT\Renovables\JOSE MARIA LOPEZ ZABALA_PROYECTO FIN DE CARRERA\STPRO\PROYECTO.STP p [bar] T [C] h [kJ/kg] M [t/h]

4,5 p179,5 T2812,7 h2,08 M

1 p99,63 T2592,3 h2,434 M

Exhaust0,1 p45,83 T2343,1 h34,98 M89,9 %

62 p462 T3329 h40,42 M

Potencia de expansiónPérdida mecánicaGearbox lossPérdida generadorPotencia generador

1038960,6155,8175,39997

kWkWkWkWkW

heymo STEAM PRO 18.00

1414 11-26-2008 10:37:37 \\es\Zeus\DPT\Renovables\JOSE MARIA LOPEZ ZABALA_PROYECTO FIN DE CARRERA\STPRO\PROYECTO.STP

5,5 6 6,5 7 7,5 8

2100

2200

2300

2400

2500

2600

2700

2800

2900

3000

3100

3200

3300

3400

3500

ENTROPY kJ/kg-K

EN

THA

LPY

kJ/

kg

62 bar

47,69 bar

59,52 bar

4,5 bar

1 bar

0,1 bar

Exhaust (LPT1)

0,95

0,9

0,85

0,8

200 C

300 C

400 C

500 C

Power Plant

Plant Energy Flow Schematic [kJ/s]Fuel chemical LHV input = 34606 kJ/sFuel chemical HHV input = 38693 kJ/s

Zero enthalpy: dry gases & liquid water @ 32 F (273.15 K)

Fuel enthalpy 38893

Inlet air sensible 239,6 Inlet air latent 248,8

Proc return/makeup 7,143

Net Power 9158(9158 kW)

Gross Power 9997(9997 kW)

Non

hea

t bal

ance

aux

. 30

5,3

(305

,3 k

W)

Hea

t bal

ance

aux

. 53

3,4

(533

,4 k

W)

Stack gas sensible 2844,5 Stack gas latent 4444 Bottom ash 7,158 Fly ash 2,462 Boiler minor loss 786,4 ST/generator mech/elec/gear loss 391,8 Discharged seal steam 15,93 Main condenser 21031 Blowdown 136,5 Blowdown 136,5 Pump mech/elec loss 12,39 Fan mech/elec loss 136,5 Fuel delivery energy loss 205,8

Apéndices

172

Apéndices

173

10. Apéndice III : Diseño conceptual de la

Planta

A continuación se va a llevar a cabo el análisis que se introdujo en el

apartado 4.2, en el cual a partir de la incineradora óptima que proporciona la

aplicación y en función de unos parámetros de entrada, se desarrollará el estudio

conceptual y la descripción de los diferentes componentes de la Planta.

La solución obtenida es una caldera del fabricante brasileño Biocham,

cuyas características y modelo se describen con el resto de los equipos en la

Memoria Descriptiva.

Apéndices

174

DOCUMENTO 1 MEMORIA

Apéndices

175

1. MEMORIA DESCRIPTIVA ............................... ....................................... 183

2. CÁLCULOS .......................................... .................................................. 284

3. ESTUDIO ECONÓMICO ......................................................................... 330

4. MEMORIA AMBIENTAL ................................. ........................................ 344

5. ANEXOS ................................................................................................. 385

6. BIBLIOGRAFÍA ...................................... ................................................ 448

Memoria descriptiva

176

Memoria descriptiva 1.

Memoria descriptiva

177

1. MEMORIA DESCRIPTIVA ............................... ....................................... 183

1.1. Aplicación a un caso concreto ................................................................................................. 183

1.2. Antecedentes ............................................................................................................................. 183

1.3. Objeto del proyecto .................................................................................................................. 184

1.4. Datos de partida ....................................................................................................................... 185 1.4.1. Datos del emplazamiento 186 1.4.2. Análisis de los distintos tipos de combustible 187 1.4.3. Datos de las sustancias prohibidas y los límites en los efluentes 189 1.4.4. Datos de la calidad del agua del emplazamiento 191

1.5. Descripción de la planta ........................................................................................................... 193 1.5.1. Recepción, almacenamiento y tratamiento de la biomasa. 194

1.5.1.1. Báscula de pesaje de la biomasa entrante en la planta ................................................. 194

1.5.1.2. Instalaciones y equipamiento para permitir la recepción almacenamiento y

procesamiento ................................................................................................................................. 195

1.5.1.3. Separación magnética de metales y eliminación de piedras......................................... 196

1.5.1.4. Sistema de cribado y procesado de sobretamaños ....................................................... 198

1.5.1.5. Silo de gran capacidad ................................................................................................. 201

1.5.1.6. Transporte para trasladar la biomasa desde el silo hasta el tanque de alimentación de la

caldera 202

1.5.1.7. Croquis de toda la instalación de recepción de la biomasa .......................................... 203

1.5.2. Caldera de biomasa 204 1.5.2.1. Descripción del sistema de parrilla .............................................................................. 205

1.5.2.2. Elementos de Ciclo agua-vapor de la caldera .............................................................. 205

1.5.2.2.1. Economizador ......................................................................................................... 205 1.5.2.2.2. Calderín .................................................................................................................. 206 1.5.2.2.3. Evaporador ............................................................................................................. 206 1.5.2.2.4. Sobrecalentadores ................................................................................................... 207

1.5.2.3. Sistemas de arranque ................................................................................................... 207

1.5.2.4. Sistema de “blow out” ................................................................................................. 207

1.5.2.5. Sistemas de las instalaciones de aire ............................................................................ 208

1.5.2.5.1. Precalentador de aire .............................................................................................. 208 1.5.2.5.2. Ventilador de aire primario..................................................................................... 208 1.5.2.5.3. Ventilador de aire forzado secundario .................................................................... 208 1.5.2.5.4. Ventilador de tiro inducido ..................................................................................... 209 1.5.2.5.5. Ventilador de gases de recirculación ...................................................................... 209

1.5.2.6. Sopladores de hollín ..................................................................................................... 209

Memoria descriptiva

178

1.5.2.7. Silo dosificador ............................................................................................................ 210

1.5.2.8. Sistema de inyección de urea ....................................................................................... 210

1.5.3. Turbina de condensación 211 1.5.3.1. Acoplamiento reductor ................................................................................................ 212

1.5.3.2. Sistema de lubricación de aceite .................................................................................. 213

1.5.3.3. Sistema de control del módulo de lubricación ............................................................. 213

1.5.3.4. Generador .................................................................................................................... 213

1.5.3.5. Dimensiones y pesos aproximados .............................................................................. 215

1.5.3.6. Condensador ................................................................................................................ 215

1.5.3.7. Sistema de by-pass ....................................................................................................... 216

1.5.3.8. Sistema de control y protección del turbogrupo .......................................................... 217

1.5.4. Balance of Plant (BOP) 218 1.5.4.1. Bombas de extracción del condensado ........................................................................ 218

1.5.4.2. Calentador de agua ....................................................................................................... 221

1.5.4.3. Desgasificador ............................................................................................................. 222

1.5.4.4. Bombas de alimentación de la caldera ......................................................................... 224

1.5.4.5. Receptor de purga ........................................................................................................ 226

1.5.4.6. Tanque de purga continua ............................................................................................ 227

1.5.4.7. Sistema de agua bruta .................................................................................................. 228

1.5.4.8. Planta de tratamiento de agua ...................................................................................... 229

1.5.5. Instalaciones auxiliares 233 1.5.5.1. Agua de refrigeración .................................................................................................. 233

1.5.5.2. Torre de refrigeración .................................................................................................. 234

1.5.5.3. Sistema de aire comprimido ......................................................................................... 237

1.5.5.3.1. Compresores ........................................................................................................... 237 1.5.5.3.2. Secadores frigoríficos ............................................................................................. 237 1.5.5.3.3. Depósitos de aire comprimido ................................................................................ 237

1.5.5.4. Distribución de aire de instrumentación ...................................................................... 238

1.5.5.5. ERM ............................................................................................................................. 238

1.5.5.6. Tratamiento de efluentes .............................................................................................. 239

1.5.6. Instalación eléctrica 241 1.5.6.1. Sistema de alta tensión ................................................................................................. 242

1.5.6.2. Sistema de media tensión ............................................................................................. 243

1.5.6.2.1. Protecciones............................................................................................................ 245

Memoria descriptiva

179

1.5.6.3. Sistema de baja tensión ................................................................................................ 246

1.5.6.4. Centro de control de motores ....................................................................................... 248

1.5.6.5. Grupo electrógeno ........................................................................................................ 249

1.5.6.6. Sistema de tensión segura ............................................................................................ 250

1.5.6.6.1. Sistema de corriente continua 125 Vcc & 400A..................................................... 250 1.5.6.6.2. Sistema de alterna segura (SAI) ............................................................................. 250

1.5.6.7. Cables de potencia y control ........................................................................................ 250

1.5.6.8. Sistema de puesta a tierra ............................................................................................. 251

1.5.6.9. Centro de alumbrado .................................................................................................... 252

1.5.7. Instalación de control e instrumentación 253 1.5.7.1. Regulación del diagrama general de proceso ............................................................... 254

1.5.7.2. Regulación de la caldera de biomasa ........................................................................... 254

1.5.7.3. Regulación de la turbina de vapor................................................................................ 255

1.5.7.4. Regulación del sistema eléctrico (diagrama unifilar) ................................................... 255

1.5.7.5. Regulación de la Planta de tratamiento de agua ........................................................... 255

1.5.7.6. Pantallas de control de parámetros............................................................................... 256

1.5.7.7. Pantalla de alarmas ...................................................................................................... 256

1.5.8. Instalación mecánica 257 1.5.9. Instalación civil 261

1.5.9.1.1. Consideraciones generales ...................................................................................... 261 1.5.9.2. Naves y edificios de la planta ...................................................................................... 262

1.5.9.2.1. Caseta de control de accesos. ................................................................................. 262 1.5.9.2.2. Edificios de oficinas y laboratorios ........................................................................ 262 1.5.9.2.3. Nave almacén de combustible ................................................................................ 263 1.5.9.2.4. Naves de turbina, edificio eléctrico y de control .................................................... 263

1.5.9.3. Obra civil de los diferentes elementos de la planta ...................................................... 266

1.5.9.3.1. Cimentación del conjunto caldera chimenea. ......................................................... 266 1.5.9.3.2. Cimentaciones del conjunto turbina condensador .................................................. 266 1.5.9.3.3. Cimentación del transformador principal ............................................................... 266 1.5.9.3.4. Torres de refrigeración ........................................................................................... 266 1.5.9.3.5. Tanque de agua de PCI ........................................................................................... 267 1.5.9.3.6. Tanque de agua desmineralizada ............................................................................ 267 1.5.9.3.7. Balsas de recogida y homogeneización de efluentes .............................................. 267 1.5.9.3.8. Báscula de pesaje .................................................................................................... 268

1.5.9.4. Urbanizaciones y redes enterradas ............................................................................... 268

1.5.9.4.1. Urbanización .......................................................................................................... 268 1.5.9.4.2. Red de aguas pluviales y drenaje de aguas de proceso, aceitosas y no aceitosas ... 269

1.5.10. Sistema de protección contra incendios 270 1.5.10.1. Tanque de agua ............................................................................................................ 270

1.5.10.2. Equipo de presión y bombeo ........................................................................................ 271

1.5.10.3. Red de hidratantes ........................................................................................................ 272

Memoria descriptiva

180

1.5.10.4. Sistemas rociadores ...................................................................................................... 272

1.5.10.5. Sistema de BIEs (Bocas de incendios equipadas) ........................................................ 272

1.5.10.6. Extintores portátiles ..................................................................................................... 273

1.5.10.7. Sistema de detección y pulsadores manuales y sirenas en planta ................................ 273

1.5.10.8. Reglamentación aplicada ............................................................................................. 274

1.6. Emisiones .................................................................................................................................. 275

1.7. Reducción de las emisiones ...................................................................................................... 275

1.8. Tratamiento de gases ............................................................................................................... 276 1.8.1. NOx 277 1.8.2. Gases ácidos 278

Memoria descriptiva

181

Índice de ilustraciones

Ilustración 1-1Separador de piedras y metales ............................................................. 196

Ilustración 1-2Separador de piedras ............................................................................. 197

Ilustración 1-3Procesado de sobretamaños................................................................... 198

Ilustración 1-4Sistema de cribado ................................................................................ 199

Ilustración 1-5Perfil del triturador [RAUM09] ............................................................ 200

Ilustración 1-6 Raumaser, pretratamiento de biomasa [RAUM09] .............................. 203

Ilustración 1-7 Parámetros del control del NOx [BIOC09] .......................................... 210

Ilustración 1-8Materiales de la turbina y reductor [MAN09]....................................... 212

Ilustración 1-9 Características del sistema de purgas [BIOC09] .................................. 227

Ilustración 1-10 Características tanque de purga continua [BIOC09] .......................... 228

Memoria descriptiva

182

Índice de tablas

Tabla 1-1Datos meteorológicos del emplazamiento [GUIA08] ................................... 186

Tabla 1-2Análisis de la biomasa ................................................................................... 188

Tabla 1-3 Sustancias prohibidas (1) ............................................................................. 189

Tabla 1-4 Sustancias prohibidas (2) ............................................................................. 190

Tabla 1-5Análisis del agua de la mina.......................................................................... 191

Tabla 1-6Parámetros del generador [MAN09] ............................................................. 214

Tabla 1-7Especificaciones del RD 1110/2007 para puntos de medida ........................ 214

Tabla 1-8Clase de los trafos de medida ........................................................................ 214

Tabla 1-9Clase de los trafos de protección ................................................................... 214

Tabla 1-10Dimensiones y pesos aproximados (MARC 4) [MAN09] .......................... 215

Tabla 1-11Guía de clase de material para bombas ....................................................... 218

Tabla 1-12 Material para las partes de la bomba .......................................................... 219

Tabla 1-13Tipo de material según la norma aplicable ................................................. 220

Tabla 1-14Condiciones de diseño del desgasificador [AQUA09] ............................... 223

Tabla 1-15 Clase del material de la bomba de alimentación ........................................ 225

Tabla 1-16Tipo de material de la bomba de alimentación según la norma .................. 225

Tabla 1-17Parámetros del agua (antes y después del tratamiento) [IDAG09] ............. 229

Tabla 1-18Parámetros para el correcto funcionamiento de las membranas [IDAG09] 230

Tabla 1-19 características del sistema de dosificación [IDAG09] .............................. 230

Tabla 1-20 Bomba de alta presión [IDAG09] .............................................................. 231

Tabla 1-21Características del módulo de osmosis [IDAG09] ...................................... 231

Tabla 1-22 Características del sistema de limpieza[IDAG09] ..................................... 232

Tabla 1-23Características del eliminador de CO2 [IDAG09] ...................................... 232

Tabla 1-24Características de la torre de refrigeración [EWK09] ................................. 235

Tabla 1-25Características técnicas de la torre[EWK09] .............................................. 236

Tabla 1-26 Características de CDBT ............................................................................ 246

Tabla 1-27Características de los motores ..................................................................... 247

Tabla 1-28Características de los CCM’s ...................................................................... 248

Tabla 1-29Líneas principales........................................................................................ 258

Tabla 1-30Eliminación de gases ácidos........................................................................ 278

Memoria descriptiva

183

1. Memoria descriptiva

1.1. Aplicación a un caso concreto

A continuación se va a llevar a cabo la aplicación de la herramienta a un

caso concreto y se realizará un diseño conceptual de la planta de procesamiento

de biomasa.

El objeto del proyecto era desarrollar una herramienta para optimizar el

análisis de viabilidad de una planta de generación de energía eléctrica a partir de

la incineración de biomasa, realizando un estudio técnico y económico matricial

en tres ejes. En este punto del desarrollo, con la herramienta contrastada, se va a

aplicar a un caso concreto.

Se va a evaluar con la herramienta la mejor tecnología para la

implantación de una planta de incineración de residuos forestales. El estudio se

va a hacer sobre un proyecto real que se pretende que se lleve a cabo en fechas

cercanas.

1.2. Antecedentes

El cliente quiere construir una nueva central de generación eléctrica por

combustión de biomasa de origen forestal en el Norte de España, con una

potencia instalada de salida aproximada de 10 MWe.

En la actualidad la propiedad ha informado de la posibilidad de uso del

agua de un acuífero formada por una antigua mina a cielo abierto, situado en las

cercanías del lugar de implantación de la planta, se ofrece la posibilidad de

vertido aguas debajo de una depuradora situada en un Polígono Industrial

cercano a la planta de generación.

Memoria descriptiva

184

1.3. Objeto del proyecto

Este documento tiene por objeto describir las instalaciones técnicas de la

planta de generación eléctrica a partir de la incineración de biomasa, que será

instalada en Cantabria.

Partiendo de los estudios realizados, de los que se tiene el conocimiento

de que la biomasa disponible es eucalipto con un 35% de humedad y que se

desea tener una potencia nominal de 10MWe.

En esta planta el vapor que consume la turbina es generado por una

caldera, alimentada con agua desde un desgasificador térmico en el que se

recogen los condensados de la propia turbina.

En esta caldera se empleará como combustible la biomasa forestal

(eucalipto) que se obtiene como residuo del proceso de podas y limpieza de los

bosques del área de influencia de la central.

Los objetivos que se desean cumplir con la instalación son los siguientes:

� Generar energía eléctrica a través del turbogenerador, parte de la cual se

consumirá en servicios auxiliares, exportándose el resto a la red eléctrica.

� Eliminar los residuos de cortas y limpiezas de los bosques de la zona.

A parte de estos objetivos, la planta de generación presentará algunos

beneficios ambientales, como los descritos en el Apartado 2.1.5.1 de la Fase I.

En la planta de generación a instalar, habrá que tener en cuenta el marco

regulatorio descrito en el Apartado 1.1.4.2 de la Fase I, de remuneración de las

instalaciones productoras de energía eléctrica en régimen especial.

Memoria descriptiva

185

1.4. Datos de partida

El cliente proporciona una serie de datos sobre el emplazamiento, la clase

de combustible disponible en el entorno, así como la potencia que requiere para

su planta de generación.

Representan una serie de parámetros que se deben tener en cuenta a la

hora de dimensionar los equipos de la planta.

En primer lugar las características que se proporcionan de las sustancias

peligrosas y los límites en los valores de los efluentes de la planta frente a

algunas de estas sustancias.

Por otra parte proporciona las características del agua disponible para la

alimentación de nuestra planta así como una proposición de un ciclo tipo en el

que se detallan los valores tales como la temperatura del agua que opera en la

torre de refrigeración.

Memoria descriptiva

186

1.4.1. Datos del emplazamiento

La instalación de biomasa estará localizada en la provincia de Cantabria.

La altitud del emplazamiento es de 143m sobre el nivel del mar.

Con ayuda de los valores proporcionados por una estación meteorológica

en la zona, correspondientes a la “Guía resumida del clima en España”, editada

por el Instituto Nacional de Meteorología, se obtendrá unos valores acerca de las

condiciones ambientales de emplazamiento:

Tabla 1-1Datos meteorológicos del emplazamiento [GUIA08]

En base a los datos anteriores se toman los siguientes valores de

humedad relativa y temperatura para el emplazamiento:

o T=15 ºC.

o Humedad relativa= 75%.

El proceso de conectar el grupo turbogenerador a la red, se acondicionará

a una de las líneas de una subestación existente, de 55 kV, para tal cometido

incorporando las líneas de evacuación necesarias.

Memoria descriptiva

187

1.4.2. Análisis de los distintos tipos de combustib le

Para el desarrollo de un proyecto de este tipo se realizan unos análisis de

la biomasa disponible en el entorno.

Este proceso es uno de los más importantes ya que se ha de evaluar bien

el recurso del que disponible para la incineración ya que esta clase de plantas

conlleva muchos problemas de logística que se deben controlar para conseguir

que la inversión sea atractiva.

Para el estudio de la biomasa disponible, así como su posterior

caracterización se realiza en laboratorios especializados en estos campos.

Es importante hacer un análisis de la biomasa y evaluar la cantidad de

energía química que es susceptible de ser convertida en energía térmica en cada

tipo de recurso.

En este caso los parámetros de la biomasa a incinerar son proporcionados

por CIEMAT-CEDER, centro nacional de energías renovables, con experiencia

contrastada en esta clase de análisis.

Se mandan diversas muestras de recursos disponibles en el entorno y

realiza un análisis de los siguientes parámetros:

� Humedad.

� Análisis inmediato: cenizas, volátiles, etc.

� Análisis elemental: carbono, hidrógeno, cloro, azufre, etc.

� Poder calorífico.

Como se vio en el Apartado 2.1.4 de la Fase I, estos parámetros son los

más importantes a evaluar, ya que además de informarnos de la cantidad de

energía que se puede tener disponible en un determinado recurso, no puede

limitar la clase de tecnología que se puede emplear a la hora de incinerar el

recurso. Ya que como se comprobó en la fase uno del desarrollo, en muchos

casos la proporción de ciertos valores en el combustible limitan su posible

utilización en algunas incineradoras.

Memoria descriptiva

188

En un análisis previo de la biomasa se suministro la siguiente

información:

Tabla 1-2Análisis de la biomasa

Estos fueron los resultados de un primer estudio preliminar, sin embargo

con experiencias de análisis posteriores y con intención de asegurar los

parámetros de producción de energía se estimo que finalmente el contenido en

humedad de la biomasa a incinerar sería del 35%.

En este caso se va a emplear para el análisis del residuo disponible la

base de datos que se creó con los distintos tipos de biomasa que susceptibles

para la producción de energía eléctrica a partir de su incineración.

Con los valores de la tabla para ese tipo de biomasa y considerando la

humedad del eucalipto disponible a incinerar se dará los parámetros anteriores.

Memoria descriptiva

189

1.4.3. Datos de las sustancias prohibidas y los lím ites en los efluentes

En la información previa al proyecto el cliente proporciona unos valores

límites para los efluentes de la planta que deben ser cumplidos y que influirán en

el diseño de nuestros equipos.

Tabla 1-3 Sustancias prohibidas (1)

Memoria descriptiva

190

Tabla 1-4 Sustancias prohibidas (2)

Memoria descriptiva

191

1.4.4. Datos de la calidad del agua del emplazamien to

A continuación aparece detallado el análisis del agua que se puede emplear, procedente de una mina cercana.

Tabla 1-5Análisis del agua de la mina

Memoria descriptiva

192

Analizando los dos apartados anteriores se analiza si el agua que se

puede emplear, que se encuentra en una situación propicia respecto a la central,

difiere mucho de las restricciones, que respecto al nivel de algunas sustancias,

marca la legislación de la zona.

Las conocidas como sustancias prohibidas que en un determinado nivel

de concentración no pueden ser evacuadas al canal normal de efluentes sin un

tratamiento previo.

La mayoría de estas restricciones tienen como finalidad preservar la

riqueza natural de las zonas donde van a estar situadas plantas con procesos

industriales.

Analizando el agua que se tiene disponible, se ve que cumple a priori

todos los límites que aparecen en las advertencias, salvo el contenido en sulfatos,

por lo que este valor habrá que controlarlo probablemente en una planta de

tratamiento de efluentes previa a la evacuación de los mismos.

Sin embargo en el estudio es probable que los niveles de algunos de los

parámetros detallados aumenten y también haya que preveer su un control en su

salida.

Memoria descriptiva

193

1.5. Descripción de la planta

La planta de biomasa se estructura en las áreas que se detallan a

continuación:

� Recepción y procesamiento de biomasa.

� Caldera de biomasa.

� Turbina de condensación.

� Balance of plant (BOP)

� Instalaciones auxiliares.

o Instalación Eléctrica

o Instalación Mecánica

o Instalación de Control e Instrumentación

o Instalación Civil

� Sistema de protección contra incendios.

Memoria descriptiva

194

1.5.1. Recepción, almacenamiento y tratamiento de l a biomasa.

El sistema de recepción de la biomasa esta comprendido por los

siguientes equipos:

� Báscula para el pesaje de la biomasa entrante en la planta y registro de

los camiones entrantes en la misma.

� Instalaciones y equipamiento para permitir la recepción, almacenamiento

y procesamiento de cualquier tipo de biomasa de origen vegetal.

� Tratamiento de la biomasa previo al almacenamiento, considerando

separación de piedras, separación de metales, criba y procesado de

sobretamaños.

� Separación magnética de metales: dependiendo de la calidad del

biocombustibles, será necesaria la instalación de un sistema de este tipo,

para separar los metales.

� Cribado y procesado de sobretamaños: la finalidad de este paso es

eliminar cualquier partícula inadecuada del combustible, las partículas

con exceso de tamaño se pasarán a la trituradora y las impurezas pasarán

a un contenedor de desechos.

� Silo de gran capacidad, suficiente al menos como para cubrir la

alimentación de biomasa durante cinco días (cuando en teoría el área de

recepción y procesamiento estará parada), equipado con equipos de

extracción (reclamadores, tornillos).

� Elementos de transporte para trasladar la biomasa desde el silo hasta el

tanque de alimentación de la caldera (silo de diario).

1.5.1.1. Báscula de pesaje de la biomasa entrante en la planta

Se instalará una única báscula puente analógica totalmente electrónica

procurando una mínima obra civil. La bascula, con suelo de chapa, permitirá el

pesaje de camiones de 16 metros de largo y 3 de ancho, con una carga que podrá

oscilar entre las 15 y las 100t. La báscula dispondrá de 6 células de carga y

Memoria descriptiva

195

tendrá un peso que oscilará entre las 8 y las 10 t. Los camiones serán pesados a

su entrada y salida de planta en dicha báscula.

Los camiones serán pesados a la entrada y salida de la Planta en dicha

báscula situada frente a la caseta de control de accesos.

1.5.1.2. Instalaciones y equipamiento para permitir la recepción almacenamiento y procesamiento

La biomasa se recibirá en camiones. El formato de recepción abarcará

tanto la biomasa pretriturada como la recibida en rollos o pacas, que se

almacenarán en los respectivos parques de biomasa cubiertos o a la intemperie.

Posteriormente la biomasa es preparada en una instalación de trituración para

adecuar los tamaños del producto a los requerimientos de la caldera.

El parque situado a la intemperie tendrá capacidad de almacenamiento de

hasta 40 días de consumo nominal de la planta.

Para una adecuada gestión de la biomasa del parque (control de calidad,

de origen, de tiempo de almacenamiento, etc.) se ha considerado que

prácticamente el total de la biomasa es descargada en los parques disponibles y

desde éstos se alimenta a la trituración si es necesario, y cribado.

El dimensionado de los sistemas de recepción y procesamiento depende

sobre todo de las horas de trabajo a considerar. En este caso se va a considerar

las horas de trabajo siguientes: 16 h/día (lunes a viernes), 220 d/año� aprox.

3500 h/año.

Según los cálculos del punto 2.3.3 la capacidad a recepcionar debe ser de

130 m3/h � 92300 t/año (BH).

Con estos cálculos el sistema de recepción y procesamiento que se puede

emplear tendría la siguiente forma:

Se podría componer de un reclamador consistente en un foso de

aproximadamente 100 3m , con uno de los laterales abiertos para la descarga de

los camiones.

Por otro lado se diseñará un sistema de extracción con capacidad para los

140m3/h necesarios.

Memoria descriptiva

196

La fosa contendrá un transportador de cadenas con travesaños, que

arrastraran la biomasa hasta el extremo por el que se descargan al transportador

que conduce a la biomasa a la separación de piedras y sobretamaños.

1.5.1.3. Separación magnética de metales y eliminación de piedras

La separación de los metales será un equipo opcional para la posible

eliminación del material metálico que se haya incluido en los residuos a

procesar.

Una posible solución al procesado de estos metales es la siguiente: La

separación de metales – tipo “overband” – se efectuará por medio de un

electroimán rodeado por una banda móvil equipada con protuberancias

transversales. El separador de metales se instalará en el extremo donde la cinta

principal descarga sobre el separador de piedras. Los fragmentos metálicos son

atraídos por el electroimán, por lo que tienden a depositarse sobre su superficie,

quedando frenados por la banda móvil, cuyas protuberancias terminan por lanzar

los fragmentos metálicos hasta una tolva que los conducirá hasta el cubeto donde

se almacenarán hasta retirada.

Ilustración 1-1Separador de piedras y metales

Memoria descriptiva

197

La eliminación de las piedras que contenga el combustible, se llevará a

cabo con una cinta inclinada, con capacidad para regular tanto la inclinación

como la velocidad.

La cinta recibe la totalidad del flujo de material, que cae sobre la cinta al

principio de la misma. La mayor densidad específica de las piedras da lugar a

que a estas les resulte más complicado ascender por la cinta, por lo que – por

gravedad – tienden a deslizarse hacia atrás (sentido contrario al avance de la

cinta transportadora) hasta caer en el cubeto que recoge las piedras. Cubeto

donde se acumularán hasta su retirada.

� Ancho de banda separador de piedras: 1.200 mm

� Longitud aproximada: 6 m

� Inclinación (ajustable): 15 – 25º

� Velocidad (ajustable): 0,6 – 1,8 m/s

� Motor: 7,5 KW

Este tipo de separador es sumamente sencillo y de escaso mantenimiento,

si bien no resulta muy selectivo frente a fragmentos pesados de madera, que se

comportan como piedras y acaban con estas.

Ilustración 1-2Separador de piedras

Memoria descriptiva

198

1.5.1.4. Sistema de cribado y procesado de sobretamaños

El tamaño máximo del producto preparado para la incineración del

residuo cumplirá las especificaciones del fabricante de la caldera (según las

especificaciones de la norma CEN/TS 14961:2005: Especificaciones y clases del

combustible).

La capacidad de criba debe ser coherente con la capacidad del

transportador principal que la alimenta, previo paso por la separación de metales

y la separación de las posibles piedras que existan en los residuos.

Por lo que respecta al procesado de sobretamaños, el dimensionamiento

del equipo debería hacerse en base a considerar un máximo porcentaje de

sobretamaños sobre el caudal másico que llega a la criba.

� Considerando un 15% sobre el caudal total:

o Procesador con capacidad para 19,5 m^3/h.

� Considerando un 10% sobre el caudal total:

o Procesador con capacidad para 13 m^3/h.

Para el tipo de material que se va a emplear en la combustión (biomasa

triturada) el sistema de cribado más extendido es por medio de cribas de discos.

La criba de discos se instalará a continuación de la cinta inclinada para la

separación de piedras y consiste en un conjunto de ejes dispuestos en paralelo y

girando todos ellos en el mismo sentido.

Ilustración 1-3Procesado de sobretamaños

Los ejes estarán equipados con conjuntos de discos excéntricos

transversales, cuya separación dependerá del tamaño de partícula que se desee

obtener.

Memoria descriptiva

199

Las partículas cuyo tamaño este dentro del rango aceptable para su

empleo en la alimentación de la caldera pasarán a través del separador de discos.

Las partículas que tengan un tamaño mayor, avanzarán por los discos

hasta llegar al extremo final, siendo conducidos hasta el procesador de

sobretamaños, hasta ajustar sus dimensiones y permitir su procesamiento en la

caldera.

Ilustración 1-4Sistema de cribado

El sistema de criba estará compuesto por ocho ejes de discos de cribado.

Las características de la criba son:

� Ancho criba: 1,2m

� Longitud: 2,5m

� Tamaño de partícula: < 70x40x10 mm

� Material de los discos: Hardox 400

� Motor: 1x11KW

Para permitir la quema de la biomasa en la Caldera, sin generar

problemas en las válvulas rotativas de alimentación al lecho, es obligado que la

biomasa final esté libre de sobretamaños.

Se considera que toda biomasa cuyo tamaño de partícula no permita la

alimentación directa de la Caldera de Biomasa se hará pasar por el sistema de

trituración.

El triturador considerado es de alimentación horizontal, la línea contará

con un transportador de banda de diseño robusto, sobre el que se descargará la

biomasa a triturar. El ancho del transportador quedará limitado por las

dimensiones de la boca del triturador, la velocidad del transportador será

Memoria descriptiva

200

reducida y ajustable en función de la densidad y de las características del

material a triturar.

� Longitud considerada para el transportador: aprox. 72 m (lo que

permite la descarga simultánea de dos camiones a la vez)

� Ancho considerado para el transportador: aprox. 1,2m

� Altura de elevación: 14m

� Velocidad de la cinta. 0,8 m/s

� Motor: 15KW

Previo a la entrada del triturador, la cinta estará equipada de detectores de

metales, con la finalidad de detener la línea en caso de que se detecte algún

elemento metálico que pueda dañar el triturador.

El triturador de biomasa estará equipado con una serie de rotores que

permiten dos tratamientos consecutivos:

� Al entrar al equipo, la biomasa se enfrenta a sendos rotores (inferior y

superior) equipados con dientes intercambiables, rotores que giran a

elevada velocidad (100 – 200 rpms) y que efectúan un “pretriturado de la

biomasa”.

� A continuación de estos rotores el triturador cuenta con el rotor principal

(de 1.200 mm de diámetro y 2.400 mm de tabla), equipado con cuchillas

y que girando a alta velocidad (aprox. 600 rpms) efectúa el tratamiento

final, permitiendo alcanzar la calidad (tamaño de partícula) requerido

para alimentación directa a la Caldera.

Ilustración 1-5Perfil del triturador [RAUM09]

Memoria descriptiva

201

El equipo para el procesado de los sobretamaños estará equipado con

dientes y cuchillas sustituibles.

La potencia instalada para este equipo se considera de en torno a 200-

400KW.

La biomasa triturada se enviará al transportador principal, junto a la

resultante del proceso de separación de piedras, cribado, etc.

Dado el tipo de trabajo que tiene lugar en la trituradora, las emisiones

sonoras de este equipo son elevadas, por lo que se considera que esté confiado

en un edificio aislado acústicamente.

1.5.1.5. Silo de gran capacidad

El tamaño del silo de almacenamiento se determina en función del

consumo de la caldera de biomasa y de la autonomía que se espera tener con el

silo lleno. El silo de almacenamiento es un silo cubierto, para aislarlo en la

medida de lo posible de la intemperie.

Según los cálculos del punto2.3.3.1, la opción que se va a colocar

finalmente será un silo de capacidad de 10000m3, que es la capacidad necesaria

en las condiciones más desfavorables de operación en las que la humedad del

combustible sea en torno al 55%.

Características del almacenamiento:

� Longitud: 72m

� Ancho: 24m, construcción de acero 18m

� Altura: 18m, construcción de acero 12m

El edificio de almacenamiento está equipado con plataformas de servicio

y lanzaderas de transporte entre los extremos, así como escaleras de espiral en

un extremo y normales a nivel del suelo.

Memoria descriptiva

202

1.5.1.6. Transporte para trasladar la biomasa desde el silo hasta el tanque de alimentación de la caldera

El sistema de extracción de la biomasa de los dispositivos de

almacenamiento anteriores hasta la alimentación de los silos de la caldera, está

formado por unos tornillos reclamadores.

Características:

� Capacidad: 30-100m3/h

� Tipo: Cantalivier

� Anchura: 12m

� Tornillos: D=1000mm

� Motor: 110KW,1500 rpm

� Convertidor de frecuencia

� Velocidad de transporte: 1m/min

� Longitud: 70m/reclamador

De aquí pasaría a la cinta de transporte a los silos dosificadores de la

caldera.

� Acho: 1000mm

� Longitud: 152m

� Altura de elevación: 12m

� Motor: 11KW

� Velocidad: 0,5-1,4 m/s

Memoria descriptiva

203

1.5.1.7. Croquis de toda la instalación de recepción de la biomasa

Ilustración 1-6 Raumaser, pretratamiento de biomasa [RAUM09]

Memoria descriptiva

204

1.5.2. Caldera de biomasa

A partir de las especificaciones que se dieron de la caldera, con

requerimientos de una capacidad de 38 t/h, para la producción de vapor

sobrecalentado con una temperatura de 485º C, con una presión de 90 bar con

sus respectivos auxiliares, utilizando como combustible principal la biomasa.

El modelo elegido fue la caldera BGV-38000-CA de Biochamm.

El equipo BIOCHAMM BGV-38.000-CA es un generador de vapor

compacto desarrollado con alta tecnología empleando el principio de combustión

de los famosos quemadores BIOCHAMM BB y BSRB producidos en Brasil.

Es un generador de vapor del tipo Acuotubular, construido de acuerdo

con la norma ASME 1 - Section I - ED. 2004 –Ad. 2006.

El generador de vapor BIOCHAMM BGV-38.000-CA es un

equipamiento totalmente automatizado montado sobre un chasis metálico

compacto, evitando complicadas y costosas obras civiles, con sistemas de

alimentación de combustible y extracción de cenizas automáticos y

programables.

La caldera de biomasa comprende:

� En caso de un elevado nivel de humedad de la biomasa, según el RD

661/2007 se permite el empleo de gas natural y combustibles fósiles

como complemento en tanto que no supongan más del 10% de la energía

primaria consumida.

� Caldera: aquí entrará en juego la herramienta desarrollada que nos

proporcionará la tecnología más adecuada para la combustión del

recurso. Esta caldera tendrá que estar equipada con sopladores de vapor

para reducir la acumulación de depósitos de cenizas fundidas (debido al

alto contenido en álcali de la biomasa de eucalipto).

� Sistema de combustión con quemadores de gas natural.

� Separador multiciclónico.

� Chimenea para descargar a la atmósfera los gases de combustión. La

altura será la suficiente para asegurar la dispersión óptima del penacho

(gases de combustión) y reducir así el impacto de estos gases. La altura

vendrá determinada dentro del Estudio de Impacto Ambiental (EsIA).

Memoria descriptiva

205

� Sopladores de hollín

1.5.2.1. Descripción del sistema de parrilla

La caldera contará con un sistema de parrillas tipo fija y móvil divididas

en zonas, accionadas hidráulicamente con regulador de velocidad lo que

garantizará una perfecta distribución del combustible en los diversos regímenes

de operación de la caldera.

1.5.2.2. Elementos de Ciclo agua-vapor de la caldera

El objetivo de la caldera es producir vapor sobrecalentado a unas

condiciones de presión y temperatura controladas.

Los principales integrantes de este ciclo son:

� Sistema de agua de alimentación

� Economizador

� Calderín de vapor, ciclones y separadores de gotas

� Superficies de evaporación

� Sobrecalentadotes y atemperadores de vapor

1.5.2.2.1. Economizador

El economizador constituye el primero de los cuerpos de presión de la

caldera, estando localizado en el tercer paso de la misma. La función del

economizador es calentar el agua de alimentación hasta las proximidades de la

temperatura de saturación (dejando margen suficiente para garantizar que no se

produce ebullición dentro del economizador en ninguna condición operativa).

Las superficies externas de los economizadores cuentan con sopladores

para mantenerlas limpias.

Economizador de tubos aleteados por soldadura de fusión por inducción,

con aletas de 2 mm de espesor por 25 mm de altura y una densidad de 60 aletas

por metro. Tiene la función de calentar el agua de alimentación, a través del

Memoria descriptiva

206

calor de los gases de combustión, aumentando así la eficiencia térmica de la

caldera, disminuyendo el consumo de combustible.

Los economizadores son intercambiadores contracorriente. Desde el

economizador el agua de alimentación es enviada al calderín.

1.5.2.2.2. Calderín

La función del calderín de vapor es separar el vapor del agua, y actuar

como una reserva de agua saturada. El sistema de control de la Caldera cuenta

con un lazo de control programado para mantener el nivel del calderín dentro de

un intervalo reducido. El calderín dispone de una válvula de seguridad para

protegerlo frente a sobrepresiones.

El agua de alimentación (proveniente del economizador) entra al calderín

distribuyéndose homogéneamente por medio de una tubería de distribución.

El agua saturada abandona el calderín por la parte inferior del mismo,

siendo conducida hasta la zona de evaporación por medio de los “downcomers”.

1.5.2.2.3. Evaporador

El evaporador es el equipo empleado para la generación de vapor en la

capacidad total de la caldera. Será del tipo de tubos lisos horizontales inclinados,

totalmente drenables, con colectores fuera del flujo de gases, en configuración y

espaciamiento adecuados para la combustión de biomasa.

Existen dos tipos de tubos: tubos de ascenso del agua (downcomers) y de

ascenso de la mezcla agua-vapor (risers), ambos son específicos del evaporador,

están separados de los tubos de circulación de la cámara de combustión, lo que

asegura una circulación positiva en todas las cargas.

Desde los colectores de salida de los evaporadores la mezcla de vapor-

agua es conducida a un conjunto de separadores ciclónicos, donde el vapor es

separado (liberado de las gotas de agua que lo acompañan) y conducido a secar

en unos intercambiadores. El agua separada es conducida de nuevo al sistema de

evaporación.

Memoria descriptiva

207

1.5.2.2.4. Sobrecalentadores

Los sobrecalentadores tienen como función conseguir vapor a alta

temperatura que no sufra problemas de condensación en su camino desde la

caldera hasta el proceso.

Los sobrecalentadotes son de tubos lisos horizontales y resistentes a altas

temperaturas. Distribuidos en serpentines, con los colectores fuera del flujo de

gases, en configuración y espaciamiento adecuados para la combustión de

biomasa. Esto posibilita un mejor aprovechamiento de los gases de combustión

dando el debido calentamiento al vapor saturado, transformándolo en vapor

sobrecalentado.

1.5.2.3. Sistemas de arranque

Deberá existir un sistema de quemadores de arranque que estará

preparado para gas natural. Se empleará para elevar la temperatura del sistema

de combustión de forma que se consigan las condiciones necesarias para el

comienzo de la incineración de la biomasa.

1.5.2.4. Sistema de “blow out”

Es el sistema conocido con el nombre de atemperador, cuya función es

regular la temperatura del vapor sobrecalentado. Este sistema emplea agua de

alimentación, pulverizada generalmente, para el control de la temperatura final

del vapor principal, inyectando el chorro de agua entre los sobrecalentadotes

primario y secundario.

El caudal de agua a suministrar y por tanto la temperara de vapor

sobrecalentado final, vendrá controlado por una válvula que recibe una señal

desde un transistor de temperatura situado a la salida del sobrecalentador

secundario.

Memoria descriptiva

208

1.5.2.5. Sistemas de las instalaciones de aire

La caldera cuenta con aires primario, secundario y terciario. El aire que

se emplea para la alimentación de combustible se extrae de la línea de aire

primario.

El aire para arranque y para los quemadores se toma de la línea de aire

secundario.

1.5.2.5.1. Precalentador de aire

El precalentador de aire es el responsable de elevar la temperatura del

aire antes de que ingrese a la cámara de combustión, a través del intercambio de

calor, cedido por los gases residuales calientes. La instalación permite mejorar

ka eficiencia de la caldera. Está construido por fleje de tubos espaciados y

mandrilados en los espejos en sus extremos.

1.5.2.5.2. Ventilador de aire primario

Para la entrada del aire primario de combustión en caudal y presión

adecuados, se necesita un ventilador de aire de tipo centrífugo para servicio

pesado, con los siguientes componentes y características:

� Boca de succión.

� Motor eléctrico con acoplamiento con poleas y correas.

� Sistema de lubricación.

� Rotor de palas curvadas para atrás.

� Carcasa de acero al carbono.

� Bancadas de soporte con rodamientos.

1.5.2.5.3. Ventilador de aire forzado secundario

Para la entrada del aire secundario de combustión en caudal y presión

adecuados para la caldera, se necesita un ventilador de características similar al

anterior.

Memoria descriptiva

209

1.5.2.5.4. Ventilador de tiro inducido

La caldera está provista de un ventilador de tiraje inducido para los gases

de combustión, para vencer las pérdidas de carga entre la cámara de combustión

y la chimenea.

El extractor es del tipo centrífugo para servicio pesado, con doble

succión y unos componentes similares a los del ventilador primario.

1.5.2.5.5. Ventilador de gases de recirculación

La caldera está provista de un ventilador de gases de recirculación con la

finalidad de controlar la temperatura de combustión para mejorar su

rendimiento. Para este proyecto se ha previsto un 25% del total de los volúmenes

de salida con todos los accesorios y garantizando el excelente desempeño del

equipamiento.

1.5.2.6. Sopladores de hollín

La caldera estará provista de un conjunto de sopladores de hollín, siendo

retráctiles los sopladores del sobrecalentador y los demás rotativos fijos

instalados en el evaporador y economizador, posicionados para maximizar el

efecto de limpieza, removiendo el hollín que se adhiere a los tubos de

intercambio térmico.

Con el fin de asegurar el mejor ajuste del sistema de limpieza, cada

soplador de hollín dispondrá de un regulador de presión independiente.

Memoria descriptiva

210

1.5.2.7. Silo dosificador

El silo dosificador consta de un sistema de extracción de combustible a

través de fondo móvil, accionado por cilindros hidráulicos. Los fondos móviles

cuentan con mesas de control de velocidad de avance a través de regulación en

la unidad hidráulica permitiendo que la descarga sea perfecta y que la

distribución del combustible sea uniforme en todos los regímenes de operación

de la caldera.

1.5.2.8. Sistema de inyección de urea

La finalidad de este sistema es reducir la cantidad de NOx en el gas

pulverizando una solución de urea en la corriente del propio gas. La inyección

del producto en la corriente es hecha con dos lanzas. El sistema usará un control

modulante para mantener la cantidad de NOx con un valor previamente ajustado.

La cantidad de NOx es medida por un sensor de NOx y conectada al sistema que

controla la inyección de la urea en la cámara.

El sistema tiene los siguientes parámetros principales:

Ilustración 1-7 Parámetros del control del NOx [BIOC09]

Como se aprecia los valores del caudal de urea son similares a los que se

calculan en el apartado 1.8.1 de tratamiento de gases por lo que el sistema es

adecuado a nuestra planta.

Memoria descriptiva

211

1.5.3. Turbina de condensación

Los parámetros de la turbina vendrán determinados por las condiciones

de salida del vapor vivo de la caldera de biomasa.

La turbina va a recibir el vapor procedente de la caldera y deberá

procesarlo hasta conseguir reducir su presión hasta un valor cercano a los 0,08

bar. El vapor sobrecalentado se emplea en la turbina para obtener energía

mecánica y transformarla en energía eléctrica.

Además la turbina de condensación estará equipada con dos extracciones,

la primera hacia el desgasificador previo a la entrada a la caladera del agua de

alimentación y la segunda para un precalentador del condensado.

En este caso las condiciones de salida de la caldera son las siguientes:

o T= 485 ºC.

o P=90 bar.

La turbina de condensación, acorde con la norma DIN 4312, constará de

los siguientes elementos:

� Turbina de reacción multietapa.

� Carcasa de alta presión, de fundición y soldada.

� Sistema de grupos de válvulas de control de toberas.

� Válvula de seguridad en vapor vivo.

� Armadura de parada de emergencia y flap de no retorno en las líneas de

extracción.

� Dispositivo de giro del rotor: el rotor de la turbina, el pistón de

equilibrado y el disco impulsor, así como las distintas partes del tambor

de la turbina, están hechas de materiales de resistencia a alta temperatura.

� Álabes: los álabes del rotor están equilibrados estática y dinámicamente

en la velocidad de operación, por otro lado las vibraciones del eje están

controladas en todo el rango de velocidad considerado bajo la norma ISO

10816 (de vibraciones mecánicas).

� Rodamientos: existen unos rodamientos radiales, así como el pistón de

equilibrado para absorber las diferencias de presión.

Memoria descriptiva

212

� Sistema de sellado y purgas.

� Bancada de la turbina.

Además el turbogenerador tiene los siguientes componentes:

� Reductor epiciclónico, con engranajes curvos de alta velocidad, bridado

directo al generador.

� Sistema de lubricación.

� Sistema de control de aceite.

� Generador.

Materiales principales de la turbina y el reductor:

Ilustración 1-8Materiales de la turbina y reductor [MAN09]

1.5.3.1. Acoplamiento reductor

Para obtener las 1500 rpm en el acoplamiento entre el generador y la

turbina, se debe instalar un grupo reductor de alta eficiencia con acoplamientos

elásticos de alta y baja velocidad para la conexión entre la turbina-reductor-

generador.

El empleo de un reductor epiciclónico presenta las siguientes ventajas: la

descompensación causada habitualmente por los engranajes helicoidales se evita,

lo que facilita la alineación. Además el acoplamiento y la caja de engranajes de

alta velocidad se omiten, aumentado la eficiencia total.

Memoria descriptiva

213

1.5.3.2. Sistema de lubricación de aceite

El sistema de lubricación es un módulo compacto diseñado a baja presión

para lubricar los sistemas de reductor y generador de la turbina, que consisten

en:

� Tanque de aceite.

� Sistema de refrigeración instalado en circuito de by pass.

� Filtros 2x100%.

� Bomba principal y bomba auxiliar en CA.

� Bomba de emergencia en DC.

� Válvula de control de presión y de temperatura.

1.5.3.3. Sistema de control del módulo de lubricación

El sistema de control de aceite es un módulo de alta presión, formado

por:

� Tanque de aceite.

� Sistema de refrigeración instalado en circuito de by pass.

� Filtros 2x100%.

� Bomba principal y bomba auxiliar en CA.

� Sistemas de medición y control.

1.5.3.4. Generador

El generador (alternador) será el encargado de convertir le energía

mecánica en energía eléctrica. La tensión de generación será de 6300 V.

Alternador síncrono, trifásico, con cuatro polos, autoexcitado, sin

escobillas, con regulación de tensión y cos(phi)=0,8 electrónica y apto para el

funcionamiento en paralelo.

El generador estará dotado de resistencias calefactoras, será para

ubicación interior, con un grado de protección IP44

Los datos de diseño del generador son los siguientes:

Memoria descriptiva

214

Tabla 1-6Parámetros del generador [MAN09]

El centro de la estrella del generador se formará dentro de la máquina,

llevando además montado a caballo dos transformadores de corriente de relación

1200/5 A y 1200/1 A para protección y medida y dos transformadores de tensión

con el mismo fin de 3/110

3/6300

Acorde con las especificaciones del RD 1110/2007, para puntos de

medida del sistema eléctrico, el transformador de intensidad y de tensión para la

medición tendrá las siguientes características:

Tabla 1-7Especificaciones del RD 1110/2007 para puntos de medida

Transformador de intensidad Clase 0,2S Transformador de tensión Clase 0,2S

Tabla 1-8Clase de los trafos de medida Por otro lado los transformadores destinados a las protecciones tienen las

siguientes características:

Transformador de intensidad Clase 5P20 (Y) Transformador de tensión Clase 3P

Tabla 1-9Clase de los trafos de protección

Memoria descriptiva

215

En resumen los transformadores de intensidad tendrán las siguientes

características:

� Trafo de intensidad 72,5 kV, 200-400-800/5-5-5-5 A, potencias y clases

de precisión 50 VA 5P20, 50VA 5P20, 30VA Cl0,5 , 10VACl0,2s.

� Trafo de tensión 72,5 kV/3 ;110// 3 ;110// 3 ; potencias y clase de

precisión 15VA Cl0,2; 50 VA Cl 0,5-3P; 120 VA Cl 3P

Está previsto el montaje del generador directamente sobre el fundamento

de hormigón, estarán incluidos los pernos de anclaje y elementos de fundición

necesarios.

1.5.3.5. Dimensiones y pesos aproximados

En el caso que enmarca este proyecto y partiendo de las especificaciones

de los fabricantes, la turbina que aplica para nuestra planta de generación es la

de tipo MARC 4, con dos extracciones. Por tanto en la tabla adjunta que

proporciona el fabricante se tienen evaluar las dimensiones y el peso aproximado

de los componentes principales del turbogenerador.

Tabla 1-10Dimensiones y pesos aproximados (MARC 4) [MAN09]

1.5.3.6. Condensador

A la salida de la turbina de condensación se encuentra el condensador,

cuya función es evacuar el calor necesario para conseguir a la salida del mismo

que el vapor pase a ser líquido saturado. Para esta función el condensador esta

acompañado de la torre de refrigeración.

Los elementos principales que integran el condensador son los siguientes:

� Condensador de vacío.

Memoria descriptiva

216

� Sistema de vacío

� Control de nivel.

� Tuberías internas

� Disco de ruptura

� Estructura metálica

El sistema de vacío del condensador es el encargado de establecer la

presión de 0,08 bar(a) en la descarga de la turbina de vapor, y debe constar de

unas bombas de creación de vacío, filtros de agua de las camisas de las bombas

y purgadores.

Existe un sistema de by pass que funcionará en caso de que el grupo

turbogenerador no funcione. Si se da esta situación el vapor de la caldera será

desviado al condensador directamente. Antes de su llegada a este equipo, se

somete a una reducción de presión y temperatura.

1.5.3.7. Sistema de by-pass

Válvula para la reducción de presión y temperatura del vapor vivo hasta

las condiciones de operación del condensador.

La incorporación de este sistema permite:

� Reducir el tiempo de arranque de la caldera, enviando el vapor

directamente al condensador mientras no se alcancen las condiciones

mínimas del vapor para su entrada a la turbina de vapor.

� En caso de existir una producción/presión de vapor mayor a la aceptada

por la turbina de vapor, enviar el exceso de vapor directamente al

condensador.

� Dirigir el vapor vivo directamente al condensador en caso de disparo de

la turbina de vapor.

� Para la atemperación del caudal de vapor dirigido a by-pass se dispondrá

de alimentación desde las bombas de condensado o desde las de agua de

alimentación a la caldera.

Memoria descriptiva

217

1.5.3.8. Sistema de control y protección del turbogrupo

Para el control del turbogrupo se instalará un armario de control,

protección, mando y sincronismo en la sala de control.

Memoria descriptiva

218

1.5.4. Balance of Plant (BOP)

1.5.4.1. Bombas de extracción del condensado

Se deberán instalar dos bombas de extracción en la línea de condensado,

en paralelo para que cada una sea capaz de extraer el 100% del caudal. La

misión de este equipo es impulsar el caudal de condensado desde la salida del

condensador hasta el desgasificador, atravesando el precalentador de baja

presión previo.

De acuerdo con la norma API STD-610 que aparece en el Anexo II, en

el Apéndice G, se puede evaluar el material a emplear en la bomba de extracción

de condensado.

Tabla 1-11Guía de clase de material para bombas

De acuerdo con la tabla anterior, se indica que la clase de material a usar

debe ser I-1/I-2. Con estos datos en la tabla siguiente (Apéndice H) proporciona

el material al que corresponde esa clasificación, de las partes principales de la

bomba como son: la carcasa, los anillos de desgaste, el eje de la bomba…

De acuerdo con la clase de la tabla siguiente, se concluye que será de

hierro fundido, menos el eje que será de acero al carbono.

Memoria descriptiva

219

Tabla 1-12 Material para las partes de la bomba

A continuación aparece dentro del tipo de material que sale para la construcción de la bomba, las diferentes normas

internacionales que regulan estos equipos. Al estar el proyecto enmarcado en España, la norma que generalmente aplica es la

Internacional ISO, por tanto se tendrían:

Hierro fundido:

� Piezas a presión: 185 / Gr.250

� Piezas generales: 185 / Gr.300

Acero al carbono:

Memoria descriptiva

220

� Piezas a presión: 683-18-C 25

� Piezas generales: 683-18-C45e

Tabla 1-13Tipo de material según la norma aplicable

Memoria descriptiva

221

1.5.4.2. Calentador de agua

A la salida del condensador se sitúa un precalentador de condensado.

El calentador del agua emplea el vapor extraído de la sección de baja

presión de la turbina y sirve para calentar el condensado previamente a su

llegada al equipo de desgasificación. El vapor de calentamiento se condensa a la

salida del calentador y es enviado posteriormente al condensador,

incorporándose al agua de alimentación.

El condensado ya calentado pasa entonces al desgasificador cuya acción

es subir la temperatura del agua de alimentación hasta el valor de entrada a la

caldera.

Estos calentadores son intercambiadores de calor cerrados con

circulación de fluido a contracorriente. El agua de alimentación va por tubos,

mientras que el vapor entra en la carcasa y se condensa en las paredes de los

tubos. La ventaja de estos equipos reside en que la presión a la que el vapor es

extraído y la del agua que entra al calentador pueden ser significativamente

distintas. Por tanto la adicción de estos equipos a un ciclo de este tipo aumentan

su eficiencia, pero a cambio de un elevado coste para cada unidad.

El diseño de este equipo está basado en dos cuestiones importantes:

� La necesidad de evitar, en la cámara de agua las tensiones producidas por

la diferencia de temperaturas entre la entrada y salida del fluido.

� La necesidad de limitar las consecuencias de los choques térmicos

debidos a las rápidas variaciones de la temperatura del fluido a calentar.

Memoria descriptiva

222

1.5.4.3. Desgasificador

Este equipo está compuesto por un tanque en forma cilíndrica horizontal,

construido generalmente en acero al carbono, con una torre cilíndrica vertical,

con tapas abombadas en chapas del mismo material que el tanque.

El sistema de desgasificación de agua de alimentación se hará a través de

la inyección de vapor de baja presión en contra corriente, en un sistema de

bandeja de acero inoxidable.

El desgasificador contará con dosificación de regulador de pH y aditivo

eliminador de O2.

Se realizará también la inyección de fosfatos a la salida de las bombas de

agua de alimentación y antes de entrar en el economizador.

Este equipo debe cumplir con los siguientes requisitos:

� Calentar el agua de alimentación a una temperatura lo más alta posible,

por ejemplo a la que corresponde a la presión de saturación a la presión

del vapor empleado.

� Agitar el agua calentada con vapor libre de gases que arrastre totalmente

el oxígeno y el dióxido de carbono.

� Mantener lo más baja posible la presión parcial del oxígeno y el dióxido

de carbono en el interior del desaireador, especialmente en la zona en que

el agua desaireada se separa del vapor. Para ello, es importante mantener

bien controlados los caudales de vapor y de agua desaireada.

� Extraer, constantemente, el oxígeno y el dióxido de carbono del interior

del desaireador.

� Producir un agua con los contenidos necesarios de oxígeno y otros gases,

independientemente de las fluctuaciones de carga y de las variaciones de

oxígeno disuelto.

El recipiente de almacenamiento se alimenta con vapor de la extracción

de la turbina. El agua de alimentación entra en la parte superior del

desgasificador, por el cilindro vertical, a través de una válvula de control

regulada por el nivel del desgasificador y es pulverizado con el fin de provocar

Memoria descriptiva

223

una difusión uniforme. La unidad esta diseñada para trabajar a una presión de

descarga de 2,115 bares.

El agua del recipiente de almacenamiento se calienta hasta la temperatura

de saturación y es en estas condiciones en las que abandona esta etapa. Este

calentamiento permite a los gases disueltos, abandonar el fluido por la parte

superior del sistema de desgasificador. Durante este tiempo la mayor parte del

vapor procedente de la extracción se condensará, para formar parte del agua de

alimentación de caldera.

El desaireador que fue propuesto acorde con las características de

funcionamiento que debería desempeñar el equipo fue un desaireador Scrubber

de tipo compacto SSC60 de diámetro 1800x8000 mm P.R.

Al evaluar las dimensiones del tanque de almacenamiento que se propone

se tiene una capacidad de 14m3, con lo que se cumple con un cierto margen de

seguridad la capacidad que se requiere según los cálculos del Apartado 2.3.2.4,

la necesaria para mantener el funcionamiento durante un tiempo de más de 20

min. en caso de avería.

Las condiciones de diseño del equipo son las siguientes:

Tabla 1-14Condiciones de diseño del desgasificador [AQUA09]

El diseño del desairedor está compuesto por dos etapas de desaireación,

un sistema de circulación en contracorriente entre al agua y el vapor (spray), y

una cámara de borboteo de vapor (scrubber).

El agua entra a la primera etapa de desaireación a través de varias

válvulas de pulverización que la distribuyen en películas de muy delgadas. De

esta forma, el agua se calienta rápidamente hasta 1ºC de acercamiento a la

Memoria descriptiva

224

temperatura del vapor, con lo cual, el 95 por 100 de los gases no condensables

son eliminados. La disposición y funcionamiento de las válvulas pulverizadoras

es tal que el agua no toca ninguna superficie metálica mientras no está

desaireada.

El agua conteniendo sólo trazas de oxígeno y otros gases, pasa a la

segunda etapa, una cámara de borboteo de vapor, donde se mezcla con vapor en

abundancia y libre de oxígeno. En esta etapa, el agua se calienta hasta la

temperatura correspondiente a la presión del vapor de entrada. El dimensionado

correcto de las distintas partes de esta segunda etapa asegura una desaireación

total, sin ruidos ni vibraciones y con unas pérdidas de energía mínimas.

El vapor arrastra los gases a la cámara superior de pulverización y allí se

condensa en su mayor parte calentando el agua que entra. Los gases no

condensables y una cantidad muy pequeña de vapor salen a la atmósfera, sin

arrastrar agua, a través de un condensador interno de venteo.

Para el correcto funcionamiento del sistema de desgasificación hay dos

puntos de control principales:

� Válvula de control del caudal de vapor, que se regula con un sensor que

controlará la temperatura del agua del tanque.

� Bomba del agua de aporte, que se controlará su velocidad a partir de un

nivel situado en el tanque del desgasificador.

En el apartado de Anexo I plano L-005.

1.5.4.4. Bombas de alimentación de la caldera

La caldera estará provista de dos bombas centrífugas de agua de

alimentación, cada una con una capacidad del 100% de la carga. La bomba de

alimentación de la caldera opera con el agua procedente del desgasificador y la

bombea hacia la caldera.

Se colocan dos bombas para asegurar que en caso de fallo de la bomba de

funcionamiento habitual, la bomba de reserva se accione automáticamente a fin

de mantener un ritmo normal de operación.

Memoria descriptiva

225

Tabla 1-15 Clase del material de la bomba de alimentación

Tabla 1-16Tipo de material de la bomba de alimentación según la norma

Memoria descriptiva

226

Siguiendo unas pautas similares a las de la evaluación de las bombas de

extracción de condensado del punto1.5.4.1, se estudiarán los materiales de las

bombas de alimentación a caldera.

En este caso la clase del material a emplear es la S-6, por tanto entrando

en la Tabla 1-12 Material para las partes de la bomba, se obtienen los siguientes

materiales. Para la carcasa a presión acero al carbono, para el resto acero

inoxidable (12% Cr) y para el eje una aleación AISI 4140.

Por último y acorde con la tabla 1.16 de los materiales, para la norma

Internacional ISO, aparece lo siguiente:

Acero inoxidable:

� Piezas a presión: 683-13-3

� Piezas generales: 683-13-3

Las bombas serán accionadas por motores eléctricos y con una

constitución multietapa a fin de mantener una operación adecuada en

condiciones de presión y temperatura elevadas.

Como era de esperar los materiales respecto a la bomba de condensado

difieren con estos últimos. El agua de alimentación a caldera procedente del

desgasificador, ha perdido oxígeno, por tanto tiene un alto poder de corrosión

que hay que tener en cuenta.

1.5.4.5. Receptor de purga

Este tanque es el encargado de recibir las aguas procedentes de los

distintos drenajes del sistema, que pueden encontrarse en la caldera, en

condensaciones en los tubos, colectores de fondo, etc.

En el diagrama de proceso existirán dos receptores de purga, uno

denominado de purga continua y otro conocido como de purga discontinua.

El sistema de purga continua está diseñado para recibir el agua

procedente de las purgas de la caldera en su régimen de operación normal, esta

agua al salir de la caldera está a una temperatura elevada, por lo que se

aprovecha para precalentar ligeramente el agua de aporte al desgasificador.

El sistema de purgas discontinuas está diseñado para recibir las purgas

que tienen lugar durante los transitorios de operación, como arranques y paradas.

Memoria descriptiva

227

Hay que tener en cuenta que en un proceso de este tipo existen muchos

puntos que son susceptibles de tener condensaciones o contenidos en agua, que

necesitan ser evacuados de alguna manera, por lo tanto el sistema de purgas es

muy importante en estas instalaciones.

Características:

Ilustración 1-9 Características del sistema de purgas [BIOC09]

1.5.4.6. Tanque de purga continua

Se instalará un tanque de purga continua, la función principal de este

tanque es evacuar de la caldera, más concretamente del calderín, el agua que

tiene un alto contenido en sales y que de no retirarse podría provocar un fallo

grave en la instalación.

La capacidad aproximada de este tanque deberá ser de 25-30 m3, con un

caudal máximo de agua a desgasificar del 110% del caudal nominal.

El vapor flash producido se conducirá al desgasificador.

La purga de este tanque, una vez recuperado el vapor flash en el

desgasificador, presenta unas condiciones energéticas susceptibles de ser

utilizadas para el precalentamiento de los condensados previo a la entrada en el

desgasificador, mediante un intercambiador de placas.

La salida de este intercambiador se dirigirá al tanque de purgas

discontinuas o de fondo, el cual recibirá las purgas de los colectores de la

caldera, purga de fondo del calderín, y resto de drenajes de turbina y tuberías de

vapor vivo.

La purga a la salida de este tanque se conducirá bien al tanque de agua

bruta instalado en cabecera de la planta de tratamiento de agua bien al

tratamiento de efluentes (control de conductividad). De esta manera se pretende

minimizar el consumo de agua del ciclo.

Memoria descriptiva

228

El proceso descrito anteriormente del funcionamiento del tanque de

purga continua, se puede ver gráficamente en el diagrama de proceso del Anexo

I plano L-003.

Características:

Ilustración 1-10 Características tanque de purga continua [BIOC09]

1.5.4.7. Sistema de agua bruta

El sistema de agua bruta, estará constituido por dos posibles acometidas

de alimentación.

En condiciones normales de operación la alimentación de agua bruta se

llevará a cabo mediante dos bombas en paralelo, cada una capaz de alimentar al

100% de la capacidad, que impulsan a la instalación el agua procedente del

acuífero en la mina cercana. Sin embargo se dispondrá de una toma alternativa

procedente de la acometida de agua de la red pública de la parcela en previsión

de posibles fallos o escasez en el agua de suministro del acuífero.

El agua se almacenará en un tanque de agua bruta/de servicio que contará

con una pequeña planta de tratamiento del agua, dotada con filtros de arena y

aditivaciones para la dureza del agua y los sulfatos.

El caudal de agua bruta se dividirá en dos ramas a la salida del tanque de

almacenamiento: agua desmineralizada y agua de servicio. La primera es la

correspondiente al agua que necesita un tratamiento más exhaustivo por el uso

que va a tener en la planta.

Las necesidades de agua desmineralizada:

� Alimentación del desgasificador y por tanto caldera.

� Mantenimiento del nivel de condensado.

Memoria descriptiva

229

Las necesidades de agua de servicio:

� Limpieza de la zona de biomasa, zona de la turbina de vapor y zona de la

caldera.

� Balsas de las torres de refrigeración.

� Los sistemas de recogida de cenizas.

1.5.4.8. Planta de tratamiento de agua

La planta de tratamiento de agua desmineralizada contará con un

tratamiento de desmineralización de osmosis inversa seguido de un eliminador

de CO2 y de una desmineralización afina por lecho mezclado para el agua de su

caldera, se diseñará con los datos analíticos proporcionados y teniendo en cuenta

la normativa UNE-EN 12952-12 para generadores de vapor.

El agua procedente de las purgas también se llevará la planta de

tratamiento.

A continuación se detalla la calidad de agua a la entrada y a la salida de

la osmosis.

Tabla 1-17Parámetros del agua (antes y después del tratamiento) [IDAG09]

Memoria descriptiva

230

Con el fin de de cumplir las garantías de las membranas y asegurar el

funcionamiento óptimo de la instalación, conviene respetar los siguientes

parámetros:

Tabla 1-18Parámetros para el correcto funcionamiento de las membranas [IDAG09]

Descripción de la planta:

� Filtración por silex y carbón activo� el lecho de carbón activo retiene el

Cl libre y el oxígeno que pueden estar presentes en el agua bruta y que

por su acción oxidante pueden dañar las membranas de la osmosis.

Características del filtro: diámetro=762mm, h=1904mm, material:

poliéster. La limpieza del filtro es automática y está regulada por una

multiválvula automática.

� Eliminación del Mn: se lleva a cabo en un filtro, mediante la oxidación y

filtración del mismo. El manganeso tendría la misma acción oxidante que

los componentes anteriores. La limpieza es similar al filtro anterior.

� Microfiltración de seguridad: proteger de las micropartículas en

suspensión. Filtro pulidor de 5 micras.

� Dosificación de dispersante: impedir la precipitación de sulfatos en las

membranas de osmosis. Este grupo se compone de un depósito y una

bomba dosificadora.

Tabla 1-19 características del sistema de dosificación [IDAG09]

Memoria descriptiva

231

� Bombeo de alta presión: proporcionar la presión que se necesita para el

proceso de osmosis.

Tabla 1-20 Bomba de alta presión [IDAG09]

� Módulos de osmosis inversa: La unidad filtrante se dividirá en 2 etapas a

fin de alcanzar una mejor recuperación (ratio caudal agua tratada / caudal

agua bruta).

Tabla 1-21Características del módulo de osmosis [IDAG09]

El componente de las membranas, poliamida aromática reticulada, ofrece

una gran estabilidad físico química, es biológicamente inalterable y

puede trabajar en un rango de pH de 2 a 11.

� Chasis y tuberías: el conjunto de la planta está instalado en un chasis de

soporte construido en acero Inox AISI-304 que dispone de anti-vibrador

“silentblock”.

Las válvulas y tuberías en la línea de alta presión están fabricadas en

acero inox AISI-316, mientras el resto de las tuberías serán de PVC de 16

atm.

� Sistema de lavado de membranas: limpiar de la suciedad acumulada en

las membranas por la presencia de materia orgánica, partículas coloidales

Memoria descriptiva

232

y posible precipitación de sales. El atascamiento reduce la eficiencia de

la unidad filtrante.

Tabla 1-22 Características del sistema de limpieza[IDAG09]

� Eliminador de CO2: sistema de eliminación de CO2 por aireación en

contracorriente. La torre tendrá unas dimensiones de diámetro 400mm x

1200mm de altura cilíndrica.

Tabla 1-23Características del eliminador de CO2 [IDAG09]

� Lecho mixto: el agua osmotizada aireada será desmineralizada por un

sistema de lechos mezclados de regeneración externa.

La instalación esta compuesta por dos columnas de poliamida

conteniendo resinas de intercambio iónico para tratar el caudal de agua

osmotizada.

Memoria descriptiva

233

1.5.5. Instalaciones auxiliares

� Agua de refrigeración.

� Torre de refrigeración. para bajar la temperatura del agua del circuito

abierto. Torre con relleno de varillas, preferiblemente de material

ignífugo. Equipada con un grupo de bombeo que deberá garantizar las

condiciones normales de operación en caso de problemas en cualquiera

de las bombas.

� Generación de aire comprimido. Con el fin de cubrir las necesidades de

aire de instrumentación y limpieza de la planta.

� Instalación para la recepción, almacenamiento y dosificación de fuel a la

Caldera. El volumen del almacenamiento de fuel dependerá en gran

medida de si se recepciona camiones.

� Tratamiento del efluente de la Planta.

1.5.5.1. Agua de refrigeración

Se instalarán un sistema de refrigeración para todos los elementos de la

planta, tanto equipos auxiliares del condensador como los propios equipos

principales.

Los principales equipos que precisan de un sistema de refrigeración

auxiliar son los siguientes:

� Aceite de la turbina de vapor.

� Alternador.

� Bombas de alimentación de la caldera.

Es sistema de agua de refrigeración utilizará el agua propia de la

acometida, con un tratamiento en los casos que sea necesario.

Descripción del proceso:

El agua procedente del tanque de almacenamiento de agua tratada es

dirigida a las bombas de recirculación del agua desmineralizada, que constituye

un circuito cerrado. Una vez impulsado por las bombas el caudal es refrigerado

Memoria descriptiva

234

por una corriente de agua procedente de la que ha sido refrigerada por las torres

de refrigeración y que se destina a evacuar el calor necesario en el condensador.

Una vez obtenida la corriente de agua refrigerada es enviada a los

equipos detallados previamente para su refrigeración, mediante intercambiadores

de calor.

El sistema de refrigeración deberá disponer de:

� Torre de refrigeración de tiro mecánico inducido, con su sistema de

aditivación química si fuera necesario.

� Tres bombas de agua de refrigeración (3x50%).

� Tuberías, válvulas, instrumentación, etc.

� Conexiones al condensador y a los distintos sistemas auxiliares a

refrigerar.

La estructura completa del sistema de refrigeración, con sus componentes

así como el recorrido por los distintos equipos descritos anteriormente se detalla

en el Anexo I plano L-009.

1.5.5.2. Torre de refrigeración

A continuación se describen las características técnicas de la torre de

refrigeración que se estimó más adecuada en base a los datos de diseño que se

calcularon en el Apartado 2.3.2.7

En base a los datos de esta especificación se seleccionan dos torres de

Refrigeración Sulzer Escher Wyss modelo EWB 7200/09 compuestas por 4

celdas de 36 m2. Estas torres están diseñadas a partir de un relleno tipo laminar.

A continuación se presenta una tabla resumen con las características e

informaciones principales referentes al equipo en cuestión.

Memoria descriptiva

235

Tabla 1-24Características de la torre de refrigeración [EWK09]

Estas torres se componen de una estructura de acero galvanizado en

caliente que soporta el relleno, sistema de distribución de agua, separador de

gotas y grupo motor reductor-ventilador. El cerramiento está formado por

paneles de poliéster reforzado con fibra de vidrio, así como la chimenea y el

techo de la Torre.

El diseño y la construcción de la Torre se hacen para soportar, demás de

las cargas de peso propio, todas las situaciones de carga por viento y nieve.

La estructura de la torre es la siguiente:

� Diseño totalmente modular, Con perfiles de acero galvanizado en baño

de zinc fundido después de su mecanización y ensamblados al bastidor

mediante tornillos de acero inoxidable.

� Bandeja de recogida de poliéster/hormigón.

El sistema distribuidor de agua:

� Compuesto por tubos finos de polipropileno, con toberas especiales para

la pulverización.

Separador de gotas:

� Esta formado por paneles de polipropileno que tienen la propiedad de

impedir la proliferación de la legionela.

Memoria descriptiva

236

Cuerpo de relleno:

� El cuerpo de relleno está formado también por paneles de polipropileno,

que van montados por capas que facilitan la formación de un flujo

laminar en su interior, para obtener la máxima superficie de intercambio

aire-agua.

� El material es resistente a ambientes agresivos de alcalinidad y acidez.

A continuación se presenta un cuadro con las características técnicas por

torre:

Tabla 1-25Características técnicas de la torre[EWK09]

Memoria descriptiva

237

1.5.5.3. Sistema de aire comprimido

Este sistema esta constituido para la obtención de aire comprimido,

necesaria para la distribución de aire servicios, así como para el aire de

instrumentación. El sistema de aire comprimido alimentará a los distintos

consumidores de proceso, instrumentos y estaciones de servicio.

El sistema de aire comprimido será una instalación fija y centralizada,

capaz de proporcionar aire comprimido en condiciones de caudal y presión

adecuadas.

En el Anexo I plano L-011, aparece el plano con la distribución de estos

equipos.

De forma general el sistema está formado por:

1.5.5.3.1. Compresores

La instalación estará formada por dos compresores de aire (2x100%),

libres de aceite, refrigerados por aire, y accionados por motor eléctrico.

Dispondrá de filtro de aire en la aspiración, módulo de compresión,

motor eléctrico de accionamiento directo mediante engranaje y sistema de

lubricación.

1.5.5.3.2. Secadores frigoríficos

Para la eliminación de la humedad contenida en el aire comprimido,

serán de tipo frigorífico, formado por compresor, enfriador de aire por expansión

directa, condensador refrigerado por aire, purgador automático, elementos de

control y cuadro eléctrico.

1.5.5.3.3. Depósitos de aire comprimido

Servirán como elemento colchón para ajustarse a las demanda de aire

comprimido. Cada uno de los dos depósitos (uno para el aire de instrumentos y

otro para el de servicio) estarán formados por un cilindro vertical de 2000 l,

galvanizado en su interior, conexiones embridadas a la entrada y salida de aire,

Memoria descriptiva

238

boca de registro, manómetro y conexión para toma de presión, válvula de

seguridad y conexión de drenaje con purgador automático.

1.5.5.4. Distribución de aire de instrumentación

El sistema de aire de instrumentación suministra el aire comprimido seco

necesario para las siguientes fases: posibles necesidades de la planta de

tratamiento de agua, torre de refrigeración, almacenamiento de biomasa, área de

caldera, silo de ceniza volante, área del desgasificador, de la turbina de vapor y

del área de tratamiento de gases.

En el Anexo I plano L-013, aparece el plano con la distribución de estos

equipos.

1.5.5.5. ERM

Para la evaluación de la ERM hay que tener en cuenta que según el RD

661/2007 se permite el empleo de gas natural y/o combustibles fósiles como

complemento, en tanto que no supongan más del 10% de la energía primaria

consumida, lo que se puede cuantificar en este caso como un consumo de 3,31

MWth, según el fabricante de la caldera la potencia térmica útil del quemador de

gas natural es de 7500000 Kcal/h�8,7 MWth con lo que está asegurado el

suministro de gas natural, necesario en los arranques así como en operaciones de

consumo de biomasa con exceso de humedad.

Para la evaluación de la ERM se realizan los siguientes cálculos:

� PCIgas_natural=40MJ/Kg

� Caudal de gas natural�0,21Kg/s�756Kg/h�945(n) m3/h (densidad

aprox. 0,8)

� Presión de salida 4 bar (a)

La Estación de Regulación y Medida tiene por objeto filtrar el gas natural

de las impurezas que pueda arrastrar en su movimiento en el interior y medir el

gas suministrado al usuario.

Las características constructivas son:

� Zona de alta presión: para la acometida interior PN-25/ASA-150#

(presión normal de 25 bares/150 libras)

Memoria descriptiva

239

� Zona de media presión: para las líneas de distribución interior, PN-16

(presión normal 16 bares)

1.5.5.6. Tratamiento de efluentes

Todos los drenajes de la planta se conducirán al sistema de tratamiento

de efluentes. El sistema de recogida consta de los siguientes componentes:

� Sistema de recogida de drenajes aceitosos: algunas zonas de recogida de

drenajes aceitosos son el cubeto del transformador, drenajes del edificio

de turbina, caseta de bombas contra incendios… Estos drenajes se

recogerán mediante una red enterrada, llegando por gravedad hasta el

sistema de separación de hidrocarburos.

El efluente contaminado entrará en el cuerpo del separador y pasará a una

zona de decantación primaria de lodos, la cual dispondrá de una conexión

para su retirada. Tras esto el flujo atravesará un distribuidor que lo

repartirá homogéneamente sobre el sistema separador propiamente dicho.

En este sistema las gotas de aceite se escaparán hacia la parte superior del

cuerpo del separador con vertedero hacia una cámara de almacenamiento

donde se recogerá el aceite para su traslado al tanque de desechos a

través de bombeo. La separación se debe a la diferencia de densidades e

inmiscibilidad entre los hidrocarburos y el medio acuoso. La corriente de

aceites resultante será almacenada en los bidones reglamentarios y

recogidos de forma periódica por un gestor autorizado para su correcto

tratamiento.

El efluente obtenido libre de aceite se enviará a un sumidero desde donde

se bombeará hasta la balsa de neutralización.

� Sistema de recogida de drenajes no aceitosos: A la balsa de

neutralización y homogeneización de efluentes llegarán los drenajes

libres de aceite procedentes del separador y por otro lado los drenajes no

aceitosos procedentes de las purgas de caldera, equipos de la planta de

tratamiento de agua, área de almacenamiento de dosificación química,

purgas de edificio de turbina objeto de tratamiento, purgas de agua de

torres de refrigeración…

Memoria descriptiva

240

Los diferentes vertidos se mezclarán en la balsa de efluentes. Cuando la

balsa tenga un nivel suficiente se arrancarán las bombas de efluentes que

recircularán el contenido de la balsa para su homogeneización.

Una vez se disponga de una mezcla homogénea, se dosificará

alternativamente ácido o sosa procedente de las unidades de dosificación

para ajustar el pH. Cuando la mezcla tenga el pH adecuado y las

condiciones sean aptas para el vertido, las bombas de efluentes dejarán

de recircular, pasando a vaciar la balsa, previo paso por la arqueta de

control de efluentes.

En la arqueta de control de efluentes se instalará una estación de control

formada por un sistema de toma de muestras y un bastidor de análisis,

donde se medirá el pH y la turbidez de los efluentes.

� Sistema de recogida de drenajes fecales: los drenajes procedentes de los

aseos de los edificios pasarán por una planta de tratamiento de aguas

fecales antes de ser enviados.

� Sistema de recogida de drenajes de aguas pluviales: deberán ser

conducidos a la balsa de tratamiento de drenajes aceitosos.

En el Anexo I plano L-017, aparece la distribución de estos elementos.

Memoria descriptiva

241

1.5.6. Instalación eléctrica

La energía eléctrica necesaria para el abastecimiento de los propios

equipos de la planta será producida por la misma y destinada al autoconsumo,

por otro lado el resto de esta energía producida estará destinada su venta a la red

eléctrica.

El diseño de los equipos y materiales se realizará acorde con el

Reglamento Electrotécnico de alta, media y baja, así como teniendo en cuenta

las consideraciones ambientales del entrono del emplazamiento.

Los datos técnicos más importantes de la instalación eléctrica son los

siguientes:

� Tensión nominal de suministro es de 6,3 KV, 3 fases y 50 Hz de

frecuencia con variaciones de +/- 5%. La variación simultánea de ambas

será como máximo de +/- 10%.

� Caída de tensión por arranque de los motores 20%.

� Neutro de puesta a tierra a través de un transformador de intensidad de

falta limitada a 10 A/10sec.

� Corriente a utilizar trifásica: 50 Hz.

El generador genera a 6,3 KV, por tanto la generación del alternador

debe pasar por un transformador para convertir la tensión a 55 KV, para evacuar

la generación a través de la línea de 55KV hasta la subestación más cercana, a

una distancia de un kilómetro y medio aproximadamente.

El generador se conectará a través de un disyuntor, donde se realizará la

sincronización.

Este disyuntor se conectará a un embarrado de 6,3 KV donde se acoplará

al transformador principal y una celda de acoplamiento a otra cabina, donde se

conectarán los transformadores auxiliares de la planta y cargas de más de

200kW.

Los transformadores auxiliares 6,3/0,4 KV desde su secundario

alimentarán el sistema de distribución de baja tensión.

Paralelamente a este transformador de servicios auxiliares se instalará un

grupo electrógeno, que suministrará energía a 400 V y que sólo se utilizará como

Memoria descriptiva

242

alimentación de reserva del cuadro de servicios esenciales de la planta (CSE), en

caso de fallo de la red principal.

Las cabinas de alta y media tensión, así como los cuadros de baja irán

alojados en el edificio destinado a los Servicios Eléctricos, junto con el centro de

fuerza, alumbrado y baterías.

La estructura de la instalación eléctrica está detallada en el Anexo I plano

L-016, dónde aparece el esquema unifilar de la planta.

1.5.6.1. Sistema de alta tensión

Transformador de potencia:

Será un transformador de potencia trifásico, para servicio continuo en

intemperie, de llenado integral, con las siguientes características principales:

o Potencia nominal: 12,5 MVA.

o Sistema de refrigeración: ONAN.

o Regulador en carga lado AT (de +/-10%, con paso

de 2,5%).

o Tensión de cortocircuito: 8%.

o Relación de transformación: 6,3/ 55 KV.

o Frecuencia: 50 Hz.

o Grupo de conexión: Yd 11.

o Temperatura máxima ambiente: 40ºC.

o Calentamiento medio de los bobinados: 65ºC.

o Tensión más elevada del material: 72,5/7,2 kV.

o Tensión de ensayo: 140/20 kV.

o Tensión de choque: 325/60 kV.

o Accesorios del transformador:

1. Deposito de expansión para cuba.

2. Deposito de expansión para regulador en carga.

3. Desecadores de aire (silicagel).

4. Válvulas para vaciado, sobrepresión, toma muestras y de aislamiento.

Memoria descriptiva

243

5. Tomas de muestra para gases.

6. Relé Buchholz y Jansen.

7. Niveles de aceite.

8. Sondas de temperatura.

9. Imagen térmica.

10. Trafos de intensidad “bushing”.

11. Pararrayos.

12. Sistema de Protecciones (puesta a tierra, diferencial,…).

Se dispondrá de foso de recogida de aceite con capacidad suficiente para

el aceite del transformador.

El transformador de potencia del parque intemperie se conectará con el

edificio eléctrico mediante cable enterrado. En este edificio se encontrará la sala

de celdas correspondientes al alternador y para la conexión a los consumos

auxiliares de la propia planta. Celdas necesarias:

� Interruptor de protección general.

� Interruptor de protección de la turbina.

� Sistema de protección y sincronismo.

� Protección del transformador de servicios auxiliares.

1.5.6.2. Sistema de media tensión

Dentro del sistema del sistema de 6.3 kV se han considerado las cabinas

siguientes de acuerdo con el esquema unifilar entregado:

Embarrado BIO-MT-6.3-01

� Celda de conexión del generador (1)

� Celda de conexión al transformador principal (1)

� Celda de acoplamiento a embarrado BIO-MT-6.3-02 (1)

Embarrado BIO-MT-6.3-02

� Celdas de salida a los trafos auxiliares (2)

� Celdas de alimentación a bombas de acuífero (2)

� Celdas de alimentación a Trituradoras (2)

Memoria descriptiva

244

� Celda de acoplamiento a embarrado BIO-MT-6.3-01 (1)

Celda BIO-MT-6.3-CPA de conexión del neutro del generador (1)

Se trata de cabinas de Media Tensión bajo envolvente metálica con

aislamiento al aire y corte en gas SF6. Son celdas que conforman cuadros

extensibles para aplicaciones de potencia del tipo LSC2B (Loss of Service

Continuity Category) según norma CEI 62271-200 es decir que las partes en

media tensión están divididas en compartimentos mediante paneles metálicos

(clase PM: Partitions Metallic) conectados a tierra y que separan entre si:

� El juego de barras con aislamiento al aire (AIS-Air Insulated Switchgear)

� La parte móvil desenchufable (disyuntor, contactor de fusibles, carro de

seccionamiento o de puesta a tierra)

� La conexión de MT, el seccionador de tierra, los transformadores de

intensidad y los transformadores de tensión (opcionales)

El transformador para servicios auxiliares correspondiente al

transformador que se encarga de diminuir el valor de la tensión de generación

hasta el necesario para la alimentación de las cargas de la planta. En nuestra

instalación se plantea la implantación de dos transformadores de tensión para

este fin, con las siguientes características:

o Potencia nominal: 1600 KVA.

o Transformador seco.

o Sistema de refrigeración: AN.

o Regulador en carga lado AT (de +/-10%, con paso

de 2,5%).

o Tensión de cortocircuito: aprox. 6%.

o Relación de transformación: 6,3/ 420 KV.

o Frecuencia: 50 Hz.

o Grupo de conexión: Dyn 11.

o Temperatura máxima ambiente: 40ºC.

o Calentamiento medio de los bobinados: 65ºC.

o Accesorios del transformador:

1. Deposito de expansión para cuba.

Memoria descriptiva

245

2. Deposito de expansión para regulador en carga.

3. Desecadores de aire (silicagel).

4. Válvulas para vaciado, sobrepresión, toma muestras y de aislamiento.

5. Tomas de muestra para gases.

6. Relé Buchholz y Jansen.

7. Niveles de aceite.

8. Sondas de temperatura.

9. Imagen térmica.

10. Trafos de intensidad “bushing”.

11. Pararrayos.

12. Sistema de Protecciones (puesta a tierra, diferencial,…).

1.5.6.2.1. Protecciones

Las protecciones que se disponen para garantizar la desconexión del

interruptor general de red, en caso de una falta en la red o en la instalación, son

los siguientes:

� Un relé de mínima tensión (27), para detectar fallos de red. Desconectará

el interruptor automático general de red.

� Dos relés de máxima tensión (59), para detectar el funcionamiento en red

separada, y provocar disparo del interruptor de red.

� Un relé de máxima tensión homopolar (64), para detectar faltas a tierra

en la red, y provocar disparo del interruptor de red.

� Relés de máxima y mínima frecuencia (81M/81m), para detectar

funcionamiento en red separada, y provocar la desconexión del

interruptor de red.

� Tres relés de fase y uno de neutro (50/51-50/51N), de máxima intensidad

de tiempo inverso, y con una unidad instantánea para detectar

sobreintensidades, y provocar el disparo del interruptor de red.

Memoria descriptiva

246

1.5.6.3. Sistema de baja tensión

El cuadro de distribución general del sistema de baja tensión consta de

dos acometidas mediante interruptores motorizados, las dos primeras acometidas

desde el transformador de servicios auxiliares y la tercera desde el grupo

electrógeno. Desde el este cuadro se alimentarán:

� El sistema de tensión segura.

� Los diferentes centros de control de motores.

� Transformador de aislamiento para fuerza y alumbrado.

Las características del cuadro de distribución de baja tensión (CDBT)

son:

Tabla 1-26 Características de CDBT

El cuadro de distribución de baja tensión estará formado por tres

columnas con compartimentación forma 4b según la norma UNE-EN 60439-1.

El embarrado será de cobre, firmemente montado para resistir los

esfuerzos electrodinámicos del circuito.

Los embarrados de derivación verticales están dimensionados como

mínimo para 400 A según la carga vertical del compartimento (para cuadros que

han d e soportar 20 ó 35 KA de cortocircuito) y 600 A (para los que han de

soportar 50 KA o más de cortocircuito).

Especificación general de los motores eléctricos de media y baja tensión

Memoria descriptiva

247

Los motores eléctricos y sus componentes estarán de acuerdo con los

siguientes códigos y normas, dándose preferencia a las normas nacionales y a las

normas CEI en particular:

� Norma UNE-20113 y las relacionadas en ella, las incluidas en los

códigos ICS-29.160 / 29.160.10 / 29.160.30 / 29.260 y las relacionadas

en esta especificación.

� Comisión Electrotécnica Internacional (CEI-34 y relacionadas)

A continuación se presentan las características más importantes:

Tabla 1-27Características de los motores

*Condiciones de arranque�

3 arranques a temperatura ambiente (pasando por paro).

2 arranques a temperatura de régimen, plena carga.

3 arranques en una hora, después de alcanzar el régimen de carga.

** IPW-24, si el aire en su recorrido en la carcasa antes de entrar en las

partes activas del motor, efectúa como mínimo tres cambios de sentido de

circulación en ángulos rectos.

Además como aparece en el unifilar, todos los motores están protegidos

por un térmico que en caso de aumento de la temperatura, manda una señal a un

relé multifunción que pone a tierra el equipo.

Memoria descriptiva

248

Centro de Control de Motores:

Los Centros de Control de Motores estarán de acuerdo con los siguientes

códigos y normas, dándose preferencia a las normas nacionales y a las

recomendaciones CENELEC y CEI.

Los principales CCM, son los del horno-caldera y sistemas de

tratamiento de gases, el auxiliar de la turbina y los auxiliares de la planta y el

ciclo.

1.5.6.4. Centro de control de motores

El centro de control de motores de las instalaciones auxiliares de la

planta y el ciclo tendrá las siguientes características, excluidos los

correspondientes a la turbina y caldera que tendrán sus propios centros de

control.

Las características principales son las siguientes:

Tabla 1-28Características de los CCM’s

La configuración base del cuadro permite localizar las siguientes zonas:

� Zona de barras (principales y de distribución)

� Zona de aparamenta

Memoria descriptiva

249

� Zona de cables (de entrada y salida)

Las barras principales estarán ubicadas en la zona central del cuadro,

visto de frente, siendo posible posicionar el sistema de barras en un nivel

superior o inferior, en función de l entrada/salida de consumidores o utilizar un

doble sistema de barras.

Las barras de distribución estarán alojadas verticalmente en la parte

lateral de la zona. Serán posibles seccionamientos y/o configuraciones especiales

en la misma columna.

Se preverán segregaciones metálicas adecuadas, en función de la forma

constructiva exigida, para la separación de las barras principales y de

distribución del resto de la aparamenta. Siempre deberá poder realizarse una

futura ampliación desde ambos extremos del cuadro, sin que para ello sea

preciso realizar modificaciones importantes de la estructura.

El sistema de barras se dimensionará de modo que soporte la corriente

límite dinámica y la corriente simétrica de cortocircuito durante 1 segundo.

1.5.6.5. Grupo electrógeno

El Grupo Electrógeno está concebido para asegurar el suministro de

energía eléctrica de una instalación debido a un fallo de Red. Al retorno de la

Red, se realizará una conmutación RED/GRUPO SIN PASO POR CERO en los

consumidores, para lo cual hará un sincronismo transitorio con red maniobrando

DOS interruptores automáticos motorizados; I.A. lado RED e I.A. lado GRUPO,

estos I.A. mot. Situados en el cuadro de distribución general de baja tensión. El

grupo electrógeno tiene los siguientes componentes:

� Cuadro de arranque y control tipo Automático montado sobre el grupo.

� Motor GASOIL refrigerado por agua mediante Radiador.

� Alternador Síncrono Trifásico 400 V y 200 KVA.

� Silencioso de escape de 27 dBA de atenuación.

� Regulador de velocidad tipo Electrónica

� Chasis mecano soldado con amortiguadores de vibración dispuestos

entre el conjunto motor alternador y la bancada.

Memoria descriptiva

250

� Marcado CE.

1.5.6.6. Sistema de tensión segura

La instalación eléctrica incluirá un sistema de tensión segura para la

corriente continua y para la corriente alterna.

1.5.6.6.1. Sistema de corriente continua 125 Vcc & 400A

El sistema de tensión de corriente continua debe proporcionar una

tensión de 125 Vcc y una corriente permanente de 307 A y una máximo de 329

A. El sistema está compuesto por:

� Batería: capacidad total de220Ah

� Cuadro de distribución de 125 Vdc

� Contactos auxiliares para marcar estado de disparo y protección abierta

� Capacidad de corte de las protecciones de 16 KA

� Sistema de detección automática de fallas a tierra en barras mediante

detector individual de cada una de las salidas, con un grado de protección

de IP31

1.5.6.6.2. Sistema de alterna segura (SAI)

Estará formado por un inversor de 20 KVA con una tensión de entrada de

125 Vcc y una salida de 230 Vac, 50 Hz.

1.5.6.7. Cables de potencia y control

Para el cableado de potencia de baja tensión se ha considerado cable del

tipo RZ1-K 0.6/1 KV (cable de tensión asignada 0.6/1 KV con conductor de

cobre clase 5(-K), aislamiento de polietileno reticulado (R) y cubierta de

compuesto termoplástico a base de poliolefina con baja emisión de humos y

gases corrosivos (Z1)).

Memoria descriptiva

251

Esta elección se justifica porque si se considera falso suelo en la sala

eléctrica se cumple con lo indicado en el Reglamento de seguridad contra

incendios en instalaciones industriales.

Por otra parte los cables de media tensión que se han considerado son del

tipo DHZ1 6/10 kV.

Para los cables de control se ha elegido el tipo RZ1-K por la misma razón

que en el caso de los cables de potencia.

Aunque se ha considerado que los cables van sobre bandeja, también se

ha considerado un trayecto de tubos bajo zanja para el alumbrado de los viales y

para el paso de unos edificios a otros.

Para las bandejas de cables de potencia se ha previsto una única capa,

mientras que en el caso de los de control se prevén 2 capas, en ambas situaciones

se dimensionarán las bandejas con un 15% de capacidad de reserva.

1.5.6.8. Sistema de puesta a tierra

La red de tierra se diseñará con arreglo a las prescripciones de la última

edición de la MIE RAT y la Std. ANSI/IEEE.

Toda la red será de cobre desnudo y las conexiones en la malla se harán

mediante soldaduras tipo Cadwell.

Para la valoración de la puesta a tierra se ha considerado un anillo

principal que envuelve toda la planta unido a las distintas mallas enterradas de

cada uno de los edificios tomando como tiempo de duración de la falta 0.25 s y

como resistividad del terreno 125 Ohm-m de acuerdo con las características del

terreno descritas en al apartado 1.5.9.1.1

Las mallas que se han considerado son:

� Red del edificio eléctrico y de control

� Red de herrajes del transformador principal (red MT)

� Red del edificio de turbina

� Red de almacén de biomasa

Puesta a tierra mediante picas:

Memoria descriptiva

252

� Pararrayos

� Transformador principal

� Transformador de servicios auxiliares

� Transformador de aislamiento para fuerza y alumbrado

� Puesta a tierra del alternador

1.5.6.9. Centro de alumbrado

Para la alimentación de la red de alumbrado se dispondrá de un

transformador de aislamiento desde el que se alimentará el cuadro principal de

alumbrado y fuerza de servicios auxiliares, desde este cuadro se alimentará a los

distintos Cuadros Locales, ubicados en los edificios de servicios objeto del

proyecto.

Los distintos cuadros locales serán metálicos, con un espesor mínimo de

chapa de 2mm plegada y soldada y serán IP40 para interiores e IP 67 para

exteriores.

Se ha previsto que la instalación del alumbrado de la planta tenga los

siguientes niveles de iluminación:

� Sala eléctrica: 200 lux.

� Talleres: 350 lux.

� Salas de control: 500 lux.

� Áreas de almacenamiento: 200 lux.

� Áreas de proceso: 200 lux.

� Alumbrado de viales: 20 lux.

Memoria descriptiva

253

1.5.7. Instalación de control e instrumentación

Descripción general:

En esta especificación se trata de definir las condiciones técnicas y

conceptuales para los equipos y elementos de control y regulación necesarios

para la planta, la cual está compuesta por cuatro subsistemas principales:

� Un subsistema de Caldera de Biomasa, alimentación de biomasa y

extracción de las cenizas.

� Un subsistema Turbina de Vapor y Generador de potencia eléctrica de 10

MW.

� Un subsistema Planta de tratamiento de agua (PTA).

� Subsistema del resto de los equipos auxiliares o comunes y sistema

eléctrico que componen la instalación del BOP.

o Sistema eléctrico de alta tensión.

o Sistema eléctrico de baja tensión.

o Sistema de protección contra incendios.

o Sistema de control de auxiliares y sistema de

adquisición de datos y supervisión.

A continuación se van a definir las condiciones técnicas y conceptuales

para los equipos y elementos de control y regulación necesarios para la planta de

biomasa de Cantabria.

La topología de bus de comunicaciones se basará en una red de

comunicación Industrial Ethernet a la cual se comunican los diversos PLC´s de

la planta.

La instalación de control constará de los siguientes elementos: PLC de

control de auxiliares y BOP y el resto de cuadros y de PLC’s de control de

turbina de vapor y generador, Caldera de Biomasa, transporte de biomasa y

extracción de cenizas, así como PLC´s encargados del control de la planta de

tratamiento de agua, sopladores y sistema eléctrico. Están basados en PLC

SIEMENS S7 serie S7-300 y disponen de tarjeta de comunicación

ETHERNET CP343-1.

Memoria descriptiva

254

El Subsistema PLC Control de auxiliares dispondrá de un PLC

SIEMENS S7-300 CPU S7 315 2 DP

Este PLC dispondrá de tarjeta ETHERNET para la comunicación con

la red ETHERNET de PLC´s

Los cuatro PLC´s de los cuatro subsistemas se conectarán en una red

Ethernet mediante un Switch industrial que se integrará en el Cuadro de Control

de Auxiliares.

El puesto de Ingeniería dispondrá de un PC con dos discos duros en

sistema RAID y con sistema de grabación Óptico y magnético.

Cuadro de controles auxiliares:

� Control de sistema de refrigeración.

� Control de Sistema de tratamiento y manejo de Biomasa.

� Control ventiladores HVAC (ventilación)

� Mando y Control auxiliares de Planta.

� Monitorización instrumentación.

� Cadenas de seguridades.

� Comunicaciones.

1.5.7.1. Regulación del diagrama general de proceso

Se presentará en una pantalla con un circuito general de proceso. Desde

esta pantalla se podrá acceder a las distintas subpantallas que representarán en

detalle los diversos sistemas de la instalación (Planta de tratamiento de agua,

tratamiento de biomasa, báscula, ERM, Planta de tratamiento de efluentes,…).

1.5.7.2. Regulación de la caldera de biomasa

Se programarán tres pantallas con representación gráfica sinóptica de la

caldera de Biomasa y representación de los parámetros de caldera.

Los principales parámetros a controlar en la combustión son lo

siguientes:

Memoria descriptiva

255

� Parámetros de la combustión: presión, caudal de vapor principal y aire de

la combustión.

� Control de la depresión en la cámara de combustión.

� Control del nivel y la presión del desaireador.

� Temperatura y presión del agua de alimentación.

� Temperatura y presión del vapor principal.

� Nivel de combustible en el silo.

1.5.7.3. Regulación de la turbina de vapor

Se representarán las pantallas de turbina de vapor con sus parámetros

correspondientes.

Los sistemas de operación, arranque y disparo de la turbina están

completamente implementados en el sistema de control.

Los principales sistemas a controlar en este equipo son:

� Presión de entrada y salida del vapor.

� Temperatura de salida del vapor.

� Vibraciones del grupo turbo-generador.

� Sistema de control del aceite de lubricación.

1.5.7.4. Regulación del sistema eléctrico (diagrama unifilar)

Representación del diagrama unifilar eléctrico con indicación del estado

de los interruptores, y de los valores de energía activa consumida por el proceso

en general y por los servicios auxiliares. Representación del sistema eléctrico de

Generación eléctrica con las potencias de la turbina de vapor y de los consumos

de la fábrica.

1.5.7.5. Regulación de la Planta de tratamiento de agua

El control de la planta está diseñado para controlar y vigilar en

funcionamiento de la instalación de osmosis inversa.

Memoria descriptiva

256

� El control que actúa como interfase con el usuario tiene las siguientes

funciones:

o Lectura de la conductividad del agua osmotizada.

o Consigna de alarma de alta conductividad.

o Horas de funcionamiento de la bomba de alta.

o Estado actual de la osmosis inversa.

o Marcha de la osmosis

o Paro/bloqueo de la osmosis

o Baja conductividad

o Alta conductividad

o Baja presión de alimentación

o Alarma

o Reset para anulación de las alarmas

o Modificación de valores de programación

� Seleccionar Marcha/Paro

� Selector de tres posiciones manual-0-automático para cada motor para

poderlos arrancar manualmente o automáticamente en función del

control.

� Pilotos indicadores de: motores en marcha, nivel, fallos térmicos.

1.5.7.6. Pantallas de control de parámetros

En las distintas pantallas del sistema se podrán visualizar los contadores

de las horas de funcionamiento de los motores eléctricos, de las turbinas, etc.

Por otro lado existirá una pantalla dónde se representarán los valores

acumulados, de los diferentes contadores eléctricos de energías consumidas y

producidas, así como los contadores de gas natural, producción de vapor, etc.

1.5.7.7. Pantalla de alarmas

Esta pantalla gestiona las alarmas que se producen en la instalación

almacenando en memoria, la fecha y la hora en que se ha producido.

Memoria descriptiva

257

1.5.8. Instalación mecánica

El objeto de este apartado es realizar los cálculos para la definición de

los diámetros y espesores de las tuberías principales en base a las presiones y

temperaturas de diseño de los fluidos definidos en el proceso.

La finalidad de este cálculo es proporcionar una lista con las

características de las principales líneas del diagrama de proceso.

En primer lugar para el desarrollo de este cálculo se deben consultar unas

tablas con las especificaciones de las líneas de tuberías en función de las

condiciones del fluido con que van a operar, por otro lado, una vez obtenida la

especificación correspondiente a la línea en concreto, se evalúan distintos

diámetros nominales hasta que se consigue que se cumplan las especificaciones

de velocidad límites estimadas, dependientes del fluido que se esté tratando.

Por ejemplo: para la línea del vapor sobrecalentado, hay que considerar

las condiciones de vapor de alta presión, por tanto la especificación

correspondiente es 1500A10, a partir de aquí se probarán los distintos diámetros

nominales hasta conseguir una velocidad enmarcada en los límites del vapor

sobrecalentado (35-50 m/s).

Con ayuda de unas bases de datos en Excel, se calculan para distintos

diámetros las velocidades del fluido que circula por la línea.

La solución tomada para las distintas líneas es la siguiente:

Memoria descriptiva

258

Tabla 1-29Líneas principales

Memoria descriptiva

259

Las consideraciones para elegir el espesor comercial “e” se basan en:

� Tubo comercial: flexibilidad para encontrar ese tubo en el mercado y por

tanto facilidad de fabricación y suministro.

� Tubo resistente: aun cuando otro espesor es aceptable, se elige aquel que

da resistencia suficiente.

La normativa que se va a emplear para la justificación de los valores de

espesor de las tuberías es la norma ASME B31.1

Según está normativa en el capítulo II parte 2 aparece la siguiente

fórmula para el cálculo del espesor:

� AxPxYSxEx

xPxDot +

+=

)5,14(2

5,14

Dónde:

t: espesor mínimo requerido según norma, mm

P: presión interna de diseño de la línea, psig (14,5 es el valor utilizado

para pasar bar a psig)

Do: diámetro exterior de la tubería, mm

S: tensión máxima admisible en el material, psig

E: factor de soldadura

Y: factor del material cuyo valor se obtiene de la tabla 104.1.2

A: factor de corrosión

En el cálculo del espesor mínimo requerido se tiene en cuenta además un

sobreespesor de corrosión (A) en función del sistema y un coeficiente que tenga

en cuenta las posibles variaciones o tolerancias de fabricación. La tolerancia de

fabricación mínima de fabricación según ASTM A 530 es de 12,5%.

La tensión S se determina para cada material en función de la

temperatura.

El valor E depende del código ASTM de fabricación del tubo.

Memoria descriptiva

260

Los parámetros S y E de cada material se encuentran en el Apéndice A

del ASME B31.1.

A continuación se presentan los cálculos realizados para el espesor de la

línea de vapor de alta presión que aparece en la tabla anterior.

Ejemplo: Sea un material A-335 P61 a una temperatura de 485ºC y 90

bar de presión.

El diámetro nominal DN será 4”.

o P = 90 bar

o DN 4”

o Do = 114,3 mm

o S = 14300 psig (tabla A-2 apéndice A)

o E = 1 (tabla A-2 apéndice A)

o Y = 0,4

o A = 1 mm de corrosión

� mmxxxx

xxt 032,5

)4,0905,14114300(2

3,114905,14 =+

=

Una vez obtenido este valor se tiene que calcular el espesor considerando

dos factores de influencia muy importantes: corrosión y la tolerancia:

� Incluida corrosión: mmAttm 032,6=+=

� Incluida tolerancia: mmtolte mm 893,6/ == ; tol= 1-12,5%=0.875.

� Espesor comercial correspondiente: e=13,49mm�Margen de seguridad=

1,90 y soportará una presión máxima de Pmáx= 257,06 bar(a).

Este cálculo se repite para cada una de las líneas principales de nuestra

instalación y los valores correspondientes a estos cálculos son lo que aparecen

en la Tabla 1-29Líneas principales, dónde aparece el resumen de las líneas

principales.

Memoria descriptiva

261

1.5.9. Instalación civil

1.5.9.1.1. Consideraciones generales

Se llevarán a cabo las pertinentes obras de acuerdo con el estudio

geotécnico disponible, del cual se pueden extraer las siguientes conclusiones:

� El perfil litológico está compuesto por los siguientes datos, desde la

superficie hacia el interior:

o Un horizonte orgánico arenoso de unos 50 cm de

espesor.

o Suelo arenoso de consistencia firme/muy firme,

con un espesor entre 0,5 y 2,5 m.

o Sustrato rocoso constituido por areniscas y lutitas.

� Las cimentaciones serán superficiales, adoptándose una tensión

superficial, para sustrato rocoso de 2 kg/ cm2

� No se ha detectado la presencia del agua freática en los tubos

piezométricos que se han dispuesto.

� No se aprecian concentraciones de sulfatos en muestras recogidas por lo

que para hormigones en cimentación se adoptará un ambiente IIa.

� Ripabilidad: se emplearán medios mecánicos convencionales, para los

niveles superficiales de los suelos, mientras que para los materiales

rocosos será necesario emplear martillos hidráulicos.

� Material de relleno: podrían emplearse los suelos arenosos exentos de

materia orgánica y parches carbonosos, y las areniscas sanas del sustrato

rocoso (no así las lititas), co la categoría de suelos tolerables.

� Estabilidad de taludes: para el suelo arenoso, 3H: 2V, y para la roca 1H:

1V.

� Para la resistividad del terreno se han obtenido valores comprendidos

entre los 45 y los 125 Ohm-m.

Memoria descriptiva

262

1.5.9.2. Naves y edificios de la planta

1.5.9.2.1. Caseta de control de accesos.

Para el edificio de recepción y porterías se propone una caseta de

dimensiones en planta 7,5m x 5,5 m y una altura de 3,5 m.

Se trata de una construcción a base de muro de carga de bloque hueco de

hormigón de 200x400x200 con zuncho de hormigón a 2,8 m de altura,

enfoscado y pintado, y cubierta invertida con forjado de chapa colaborante. La

pendiente de la cubierta será del 3% para asegurar la correcta evacuación de las

aguas pluviales, conducidas a una cazoleta y evacuadas a la red general de aguas

pluviales de la planta.

Los muros de carga se cimentarán sobre la solera del propio edificio. La

solera será de hormigón HA-30 con armadura de mallazo en acero B-500T.

Sobre esta solera apoyará también la tabiquería interior necesaria.

La tabiquería interior será a base de fábrica de bloque hueco de hormigón

100x400x200, enlucido de yeso y pintado con pintura plástica lisa.

1.5.9.2.2. Edificios de oficinas y laboratorios

Para el edificio que albergará las oficinas y el laboratorio se propone una

construcción de dimensiones en planta de 22 m x 18 m.

Esta estancia esta dividida de la siguiente manera:

� Laboratorio 40,2 m2.

� Edificio de oficinas 359 m2.

La construcción de estas estancias son similares a la caseta de recepción,

a base de un muro de carga de bloque hueco de hormigón 200x400x200 con

zuncho de hormigón de 2,8m de altura, enfoscado y pintado, y cubierta con

forjado de chapa colaborante. La pendiente en cubierta será del 3% para asegurar

la correcta evacuación de las aguas pluviales que serán conducidas a una

cazoleta y evacuadas a la red general de pluviales de la planta.

Memoria descriptiva

263



El laboratorio tiene se prevé que tenga una puerta de dimensiones 0,7m

de ancho para el acceso desde el exterior así como una puerta que lo comunica

con el edificio de oficinas anejo a él.

Por otro lado el edificio de oficinas consta de dos accesos, uno principal

con una puerta de dimensiones 1,7m de ancho y otra auxiliar de 0,7m en la parte

posterior del edificio.

1.5.9.2.3. Nave almacén de combustible

Se propone una nave almacén de dimensiones en planta 26,5m x 20 m y

una altura de 6m. El interior de la nave está dividida en 5 estancias de

almacenamiento de 5m x 20 m, en las que se sitúa el combustible y que disponen

de unos sistemas de extracción del mismo que lo traslada al sistema de

alimentación del silo dosificador de la caldera.

Se trata de una construcción con estructura a base de pórticos y correas

de fachada y cubierta en perfiles comerciales de acero.

El cerramiento perimetral se prevé a base de muro de bloque hueco de

hormigón 200x400x200 hasta 3 m de altura debidamente armado y a partir de

los 3 metros y hasta cubierta el cerramiento será de chapa grecada simple de 0.8

mm de espesor.

La cimentación será superficial mediante zapatas aisladas atadas entre sí

con vigas de cimentación que a la vez servirán de apoyo al cerramiento de

bloque hueco de hormigón.

1.5.9.2.4. Naves de turbina, edificio eléctrico y de control

Como se aprecia en el layout de la planta de generación la caldera está en

paralelo al edificio de turbina, esta situación está pensada para facilitar la salida

del vapor sobrecalentado hacia la turbina de vapor dónde se convertirá en

energía mecánica a procesar por el generador.

Memoria descriptiva

264

Además la parte correspondiente al sistema de almacenamiento y

procesado de la biomasa tiene una construcción en “L”. Como se puede

observar en el layout, la biomasa pasa por los sistemas de procesamiento

descritos en el apartado 1.5.1, para ir a parar a la nave de almacenamiento de

combustible.

Se propone una construcción conjunta para albergar el conjunto turbina-

condensador y las salas de control y electricidad, así como oficinas de la planta.

Esta construcción se prevé de dimensiones en planta 47 m x 15,8 m

aproximadamente.

Se divide en tres partes bien diferenciadas, la nave del turbogrupo por un

lado y el edificio eléctrico y de control en otras dos estancias separadas entre sí.

La nave tiene una altura mínima de 5m y el edificio de control de 4m.

Se trata de una construcción con estructura a base de pórticos y correas

de fachada y cubierta en perfiles comerciales de acero.

El cerramiento perimetral se prevé a base de muro de bloque hueco de

hormigón 200x400x200 hasta 3 m de altura debidamente armado y a partir de

los 3 metros y hasta cubierta el cerramiento será de chapa grecada simple de 0.8

mm de espesor. En el caso del edificio eléctrico y de control la fábrica de bloque

se prolongará hasta el peto de coronación.

La cubierta será, en la nave, de chapa grecada simple de 1 mm de espesor

sobre las mencionadas correas de cubierta y en el edificio eléctrico y de control

con una cubierta transitable invertida debidamente aislada e impermeabilizada

sobre forjado.

La cimentación será superficial mediante zapatas aisladas atadas entre sí

con vigas de cimentación que a la vez servirán de apoyo al cerramiento de

bloque hueco de hormigón.

La nave de máquinas se considera diáfana por lo que no se tienen en

cuenta tabiquerías interiores de ningún tipo, se prevé un espacio para posibles

desmontajes y mantenimientos y una zona para instalación de bombas.

Se prevé una puerta seccional de chapa de dimensiones 4 m x 4 m con

postiguillo con barra antipático y otra de doble hoja de 2,10 x 2,10 m.

El edificio eléctrico y de control se divide del siguiente modo:

� Aprox.90 m2 la sala de control.

Memoria descriptiva

265

� Aprox. 90m2 el edificio eléctrico, dividida en cuatro estancias.

Se prevén falsos techos de escayola y falsos suelos comerciales en las

salas eléctrica y de control y zona de oficinas.



Dentro de la nave de la turbina se colocará un puente grúa para el

mantenimiento de la turbina.

Esta máquina se utilizará para el movimiento de materiales y piezas que

sean necesarios en los trabajos de mantenimiento de la turbina y de equipos

auxiliares.

La grúa será del tipo de vía única y estará dotada de un carro con

polipasto eléctrico.

El gancho de carga estará equipado con rodamientos de empuje de bolas

de forma que pueda girar.

El polipasto estará equipado con una unidad de control colgante. La

unidad de control colgante irá suspendida en el cabezal de polipasto de forma

que pueda desplazarse a lo largo del puente independientemente del carro del

puente-grúa.

El cuadro de manejo de la unidad de control colgante estará dotado de

interruptores de pulsador o de conmutadores de tipo basculante para las

funciones del polipasto. También se dispondrá en el mismo un interruptor de

parada de emergencia. Se dispondrán conmutadores o pulsadores adicionales

según sea necesario.

La alimentación eléctrica principal al polipasto, la alimentación eléctrica

al carro y la alimentación eléctrica a la unidad de control será en forma de cables

desplazables (del tipo de festón) con los carros porta-cables circulando por unas

guías tubulares.

Las vías de circulación de la grúa serán de acero.

Los carriles para los polipastos irán fijados por medio de un sistema de

resultados bien comprobados haciendo uso de abrazaderas y de pernos.

Memoria descriptiva

266

1.5.9.3. Obra civil de los diferentes elementos de la planta

A continuación se describen las cimentaciones previstas para los equipos

necesarios de la planta.

1.5.9.3.1. Cimentación del conjunto caldera chimenea.

Se prevén cimentaciones superficiales para cada uno de los diferentes

elementos de este conjunto.

La fundación de la chimenea se realizará mediante losa poligonal de

hormigón arado, incluyéndose el sistema de drenaje necesario.

Respecto a la caldera se consideran losas de cimentación para sus

diferentes equipos, cuerpo principal, precalentador, ciclones, filtros de mangas,

etc.

1.5.9.3.2. Cimentaciones del conjunto turbina condensador

Se diseñarán y construirán las cimentaciones para la turbina y el

condensador, la primera sobre bancada de hormigón armado y el segundo en

foso de hormigón armado, apoyando el bastidor del equipo sobre losa inferior.

Se incluyen las escaleras de acceso tanto al foso como a la parte superior

de la bancada.

1.5.9.3.3. Cimentación del transformador principal

El transformador principal irá cimentado sobre carriles y foso de

recogida de aceites según la práctica habitual. Este conectará con la red de aguas

aceitosas de la planta.

1.5.9.3.4. Torres de refrigeración

El diseño es totalmente modular, con perfiles de acero galvanizado y

paneles fabricados en poliéster reforzado con fibra de vidrio.

La estructura interior dispone de perfiles de acero galvanizado bañados

con Zinc fundido después de su mecanización y ensamblados al bastidor

mediante tornillos de acero inoxidable.

Memoria descriptiva

267

La bandeja de recogida de agua se puede realizar en poliéster con fibra de

vidrio u hormigón.

Por la composición del bastidor y disponer de unos ventiladores

equilibrados estática y dinámicamente e ir anclados en la parte superior, las

torres de refrigeración no necesitan ir soportadas sobre bancada anti-vibración,

ya que la propia torre absorbe las mínimas vibraciones que pudiera haber.

La parte superior y la envolvente, están convenientemente fijadas entre

sí, proporcionando a la torre la estanqueidad suficiente.

1.5.9.3.5. Tanque de agua de PCI

Se prevé una losa de cimentación de aproximadamente 10 m de diámetro

para el tanque de agua de protección contra incendios con objeto de reducir los

asientos diferenciales previstos. Las dimensiones de esta losa de cimentación se

han estimado un poco superiores al diámetro del tanque de almacenamiento

cuya dimensión es 9,5m.

Esta losa se realizará en hormigón armado con un espesor de 250 mm

sobre una capa de hormigón de limpieza de 100 mm. El perímetro de la losa

tendrá un espesor de 600 mm y en una franja de 1 m de ancho.

1.5.9.3.6. Tanque de agua desmineralizada

Se prevé una losa de cimentación para el tanque de agua desmineralizada

con objeto de reducir los asientos diferenciales.

1.5.9.3.7. Balsas de recogida y homogeneización de efluentes

Se ha previsto la realización de una balsa enterrada para el tratamiento de

efluentes. Se realizará de hormigón armado y dispondrá de una

impermeabilización y de juntas de estanqueidad para impedir cualquier tipo de

filtración.

Memoria descriptiva

268

1.5.9.3.8. Báscula de pesaje

Se prevé una báscula de pesaje para camiones en el acceso de la planta

que irá cimentada sobre un entramado de vigas riostras y zócalos de hormigón

armado de espesores variables con una profundidad de excavación de

aproximadamente 740 mm.

Las dimensiones aproximadas de este elemento son 18,4 m x 3m.

1.5.9.4. Urbanizaciones y redes enterradas

1.5.9.4.1. Urbanización

Se han previsto viales interiores de 6 m de anchura con firme flexible

para una categoría de tráfico pesado T421.

Esta categoría de tráfico pesado supone una explanada tipo E1 sobre la

que se ejecutará un paquete de firmes compuesto por 35 cm de base de zahorra

artificial y un riego con gravilla bicapa tal y como permite la norma 6.1-IC

“Secciones de firme” de la Instrucción de Carreteras para intensidades reducidas

de tráfico.

La preparación de la explanada tipo E1 queda excluida del alcance de

esta oferta ya que se deberá ejecutar por otros con el movimiento de tierras

general de la planta.

El vial central en la zona de almacenamiento contará con 3 m adicionales

a cada lado para maniobras. Los viales en esta zona de almacenamiento no

contarán con bordillos ni con aceras peatonales, restringidas a la zona de

producción y accesos.

Las aceras previstas se realizarán con bordillo prefabricado de hormigón

tipo A-1 delimitando el vial, con una altura de bordillo de 150 mm.

La superficie de la acera, prevista de 1,5 m de ancho y con una pendiente

del 2% hacia el vial, se recubrirá con baldosa de cemento comprimido de 20x20

cm sobre cama de hormigón en masa HM-15 de 120 mm de espesor. La acera irá

contenida por el lado opuesto al vial mediante bordillo tipo A-3, tipo tablón

prefabricado de hormigón de 5 cms de espesor.

Memoria descriptiva

269

1.5.9.4.2. Red de aguas pluviales y drenaje de aguas de proceso, aceitosas y no aceitosas

La red de aguas pluviales limpias recoge las aguas de lluvia de las

cubiertas de las naves y de los pavimentos donde no se prevea pueda haber

derrames.

Las aguas de cubierta se conducen mediante una red aérea y bajantes de

PVC. A partir de las arquetas a pié de bajante, la red se conecta a las arquetas

exteriores previéndose una red de tuberías de PVC, arquetas y pozos de ladrillo

o de hormigón prefabricado con tapas de fundición aptas si es necesario para

tráfico pesado.

Las aguas en superficie de viales se recogen mediante arquetas sumideros

y se conectan a la mencionada red, conduciéndose mediante las pendientes

adecuadas, hasta cauce público.

Los drenajes de agua de la central, se conducirán a la planta de

tratamiento de efluentes, tras el cual serán bombeadas a la arqueta de control de

efluentes para su posterior vertido aguas debajo de la depuradora situada en un

Polígono Industrial de anejo a la Planta.

Se ha previsto una red de drenaje de aguas de proceso aceitosas que

recogerá las aguas en el interior de la nave de máquinas, como las procedentes

del cubeto de transformador, los drenajes de la turbina y de la caseta de bombas

contra incendios, que se harán pasar por un separador de hidrocarburos.

Se trata de un separador enterrado, realizado en hormigón prefabricado,

al que llegarán las aguas hidrocarburadas por efecto de la gravedad.

Se cuenta también con una red separativa de aguas de proceso no

aceitosas o no contaminadas que se llevarán directamente a la red de efluentes,

junto con los drenajes de purga de caldera, purga de torres de refrigeración, de

los equipos de la planta de tratamiento de agua bruta, etc.

Memoria descriptiva

270

1.5.10. Sistema de protección contra incendios

Para el cálculo del aljibe incendios y grupo de P.C.I. de la Planta de

Biomasa 10 MW, se aplica la norma UNE-EN 12845, tabla 4 “criterios de

diseño para instalaciones REA con protección sólo techo” y la normativa

RSCIEI, “Reglamento de Seguridad contra incendios en establecimientos

industriales” RD. 2267/2004 de 3 de diciembre.

Según el plano del Lay-out el edificio que más se vería afectado es el

Edificio 9 “Almacenamiento de combustible” donde se tiene previsto realizar un

almacenamiento libre de residuos forestales y astillados.

Las dimensiones de dicho edificio, son los siguientes:

� Largo�108m

� Ancho�10m

� Altura�14m

� Área�1080 m2

� Volumen� 15000m3

Clasificación del edificio: tipo C, Riesgo Alto y la categoría del producto

almacenado es Categoría III. Para una altura máxima permitida de

almacenamiento (libre o en bloques, ST1) de 7,2 m (UNE 12845)

1.5.10.1. Tanque de agua

El tanque de agua de PCI almacenará exclusivamente el agua necesaria

en el sistema contra incendios. En caso de emergencia, se podrá disponer del

agua de la balsa de las torres de refrigeración.

Para dimensionar el tanque de bombeo se han considerado los consumos

de agua necesarios para la protección contra incendios, durante un tiempo de 90

minutos asó como la mitad del caudal de los hidrantes durante 90 minutos

también tal y como indica el reglamento de protección contra incendios.

Con las estimaciones sobre las necesidades de agua del sistema de PCI,

se obtienen los siguientes volúmenes:

� Bomba eléctrica principal: 610 m3/h

Memoria descriptiva

271

� Bomba eléctrica Jockey: 14 m3/h

� Volumen del aljibe para la reserva de agua: 950 m3

Es decir que se establecerá un tanque de unos 950 m3 para satisfacer las

necesidades de protección contra incendios.

1.5.10.2. Equipo de presión y bombeo

El equipo de presión y bombeo estará formado por un grupo Jockey de

presurización del sistema, un grupo electrobomba principal para suministrar el

caudal necesario en caso de siniestro y un grupo motobomba diesel de reserva

para que entre en funcionamiento en el caso de que fallara el grupo principal

electrobomba.

El grupo de bombeo necesario para el sistema contra incendios de la

planta, ha sido dimensionado a partir del caudal estimado para el sistema de

mayor demanda. Esto es 610m3/h durante 90 minutos en el que están incluidas

la mitad del caudal necesario de los hidrantes tal y como se indica en la norma.

Considerando un gradiente hidráulico del 10% se necesita un caudal de

680 m3/h.

Irá equipado con la valvulería, cuadros eléctricos, caudalímetro, depósito

de combustible para el grupo diesel y todos los elementos para su perfecto

funcionamiento. Cumplirá con la norma UNE-CEPREVEN.

La presión de la red debe mantenerse a 7,5 bar por lo que considerando

las posibles pérdidas, se estima que será necesaria una bomba de 610 m3/h, 95

m.c.a.=9,5bar.

Tal y como se aprecia en el plano de la instalación contra incendios

(Anexo I plano L-014) el grupo de bombeo estará formado por una bomba

principal eléctrica del 100% de capacidad, una bomba diesel auxiliar también del

100% de capacidad y una bomba jockey para el mantenimiento de la presión.

Todo el grupo de bombeo irá ubicado en una caseta independiente, con

un sistema de extinción mediante rociadores cerrados, y los sistema de

señalización, extintores y luces de emergencia necesarios.

La red exterior será de funditubo e irá enterrada, formando una malla que

cubra la totalidad de la superficie de la planta con válvulas de corte que permitan

Memoria descriptiva

272

el aislamiento de zonas que puedan quedar temporalmente fuera de servicio, sin

dejar toda la planta sin suministro, e intentando que haya caminos alternativos

para llegar a un mismo punto.

Las válvulas serán de compuerta de husillo ascendente e irán instaladas

en arquetas registrables.

1.5.10.3. Red de hidratantes

Anillo perimetral de 8’’ alrededor de la planta. La tubería será de

fundición dúctil y las uniones y derivaciones serán del mismo material. Los

hidrantes serán de columna seca. Las válvulas de sectorización de compuerta de

husillo exterior ascendente.

1.5.10.4. Sistemas rociadores

Se colocarán rociadores automáticos para cubrir las zonas de

almacenamiento de biomasa, la caseta de maquinaria, el taller-almacén, la planta

de tratamiento de agua, el edificio de turbinas (zona de la instalación de aceite) y

el diesel de emergencia.

Para cada una de las zonas se valorará un colector que se alimente de la

red exterior y del que salen las alimentaciones para los distintos puestos de

control de los sistemas y las alimentaciones para las Bies.

1.5.10.5. Sistema de BIEs (Bocas de incendios equipadas)

Se prevé una red de Bies que cubra la totalidad de la superficie de la

planta.

Memoria descriptiva

273

1.5.10.6. Extintores portátiles

Se situarán armarios con material contra incendios en diversos puntos de

la planta para su utilización en caso necesario, así como extintores de polvo

sobre carro aptos para intemperie.

Los extintores portátiles son de los siguientes tipos:

� Polvo químico seco ABC de 6kg de capacidad, presión incorporada y

eficacia 21ª-113B

� Agua+AFFF al 1% de 9Lts de capacidad, presión incorporada, eficacia

13ª-183B

� CO2 cargado con 5kgde agente extintor y eficacia 70B

� Carro extintor de Polvo Químico Seco ABC de 50 kg de capacidad y

presión incorporada

� Carro de CO2 con dos botellas de 10kg de capacidad

1.5.10.7. Sistema de detección y pulsadores manuales y sirenas en planta

El sistema de detección de incendio de las zonas que lo requieran

constará de:

� Central de detección analógica ubicada en sala de control

� Detector de temperatura analógico

� Módulo monitor.

� Módulo de control monitor.

� Pulsador con modulo incorporado.

� Sirena de alarma interiores.

� Sirena de exteriores.

� Instalación eléctrica bajo tubo de acero enchufable.

� Sistema de pulsadores manuales centralizados en una central de

incendios.

Memoria descriptiva

274

1.5.10.8. Reglamentación aplicada

La siguiente reglamentación se ha de tener en cuenta a la hora de realizar

este sistema PCI ha sido:

� Reglamento de seguridad contra incendios en los establecimientos

industriales (RD 2267/2004) del 3 de diciembre de 2004.

� Reglamento de instalaciones de protección contra incendios (RD

1942/1993) y Normas UNE asociadas en su última edición.

� Normas NFPA en su última edición.

� Normas técnicas CEPREVEN.

Memoria descriptiva

275

1.6. Emisiones

La Directiva IPPC (Prevención y Control Integrado de la Polución) de la

Unión Europea no es aplicable para centrales inferiores a 50 MWf. Sin embargo

la legislación medioambiental prevé que se utilice la mejor tecnología disponible

(BAT) para reducir al mínimo los impactos sobre el medio ambiente.

La BAT depende del combustible utilizado y del tipo de central. Las

necesidades típicas de los niveles de emisión para nuevas centrales pequeñas que

quemen madera, de conformidad con el BAT son para material en partículas

< 120 mg/Nm3 y para emisiones de NOx entre 250 – 375 mg/Nm3.

No existe ninguna legislación para los niveles de emisión de CO y SOx.

La Directiva sobre Grandes Plantas de Combustión (LPC) (2001/80/CE,

actualizada 88/609/CEE) especifica los límites de emisión para centrales que

quemen combustibles para generar electricidad y/o calor y tengan una potencia

de entrada térmica superior a 50 MW. Dado que las centrales de este proyecto

están próximas a ese límite es razonable tratar de alcanzar los niveles de emisión

determinados por la Directiva LPC. Para las emisiones de CO, el nivel requerido

es de < 250 mg/Nm3 y para las emisiones de SO2 es < 850 mg/Nm3 (para

centrales construidas después de 2003).

1.7. Reducción de las emisiones

Las principales emisiones de gases de humo de una caldera que queme

biocombustible son óxidos de azufre (SOx), óxidos de nitrógeno (NOx),

partículas y pequeñas cantidades de metales pesados que proceden del

combustible. Durante la combustión también se forman óxidos de nitrógeno y de

azufre.

Debido a la reducida relación azufre/cloro en la mezcla de combustible

de pino/eucalipto, la principal parte de componentes de azufre están unidos al

cloro, y por lo tanto se eliminarán en el filtro de partículas. La reducción de

emisiones de azufre tiene lugar inyectando cal en el horno cuando sea necesario.

Si no se alcanza el nivel de emisiones requerido aplicando estas medidas, se

puede añadir al conducto de gases de humo un reactor NID independiente antes

de la caseta de filtros de mangas.

Memoria descriptiva

276

La principal medida para controlar las emisiones de NOx es la tecnología

de combustión BAT. Optimizando los puntos de alimentación de aire de

combustión y las velocidades del aire se puede conseguir una temperatura

óptima del lecho en la caldera y las emisiones de NOx permanecen bajas. Ahora

bien, si es necesario reducir aún más los niveles de NOx, la eliminación adicional

de óxido de nitrógeno se efectúa mediante un reactor no catalítico selectivo

(SNCR) que utilice urea o amoniaco. El amoniaco se rocía, en ese caso, sobre la

parte superior del horno. Existen otros sistemas más caros y eficaces, pero

generalmente no se necesitan en las calderas que queman biomasa.

Si la tecnología de combustión de la caldera es suficiente, existe la

posibilidad de utilizar únicamente ESP (Precipitador Electrostático) para

eliminar las partículas. Un ESP tiene la ventaja de unos menores costes de

mantenimiento y pérdidas de presión, pero pierde rendimiento en cuanto a

eliminación de partículas en comparación con una caseta de filtro de mangas. Si

se aplica un sistema NID o se rocía carbón activado en los gases de humos para

la eliminación de metales pesados y dioxinas, es obligatoria la caseta de filtros

de mangas.

1.8. Tratamiento de gases

Durante la combustión de residuos forestales, como se detalló en el

punto 2.3.6.1 de la Fase I se pueden producir los siguientes contaminantes; gases

ácidos, compuestos orgánicos como dioxinas y furanos o partículas sólidas por

productos inquemados.

Para la depuración de estos gases se ha previsto la instalación de un

sistema de limpieza compuesto por:

� Inyección de urea en la cámara de combustión.

� Absorbedor para neutralizar los gases ácidos con instalación de una

lechada de cal.

� Filtro de mangas para la retención de partículas.

Memoria descriptiva

277

1.8.1. NOx

El control de al formación de este compuesto se lleva a cabo con el

control de la temperatura de la combustión y el exceso de aire que se le

suministra.

El sistema que se emplea para la reducción del óxido de nitrógeno es el

SCNR, descrito en el apartado 2.3.6.1.1 de la primera parte del proyecto, este

sistema esta basado en una reacción química con la que se reducen las partículas

de NOx a moléculas de nitrógeno y vapor de agua. Este proceso puede llevarse a

cabo mediante dos técnicas distintas, la primera mediante la adición de

amoníaco y otra posible, mediante la adición de urea, esta última será la solución

que se adopte.

En el apartado 2.3.1.2 de los cálculos, se evaluaron los valores del

contenido de los gases de escape después de las reacciones que tienen lugar

durante la combustión, al considerarse que las reacciones eran ideales no se

obtuvo como resultado NOx en los productos, sin embargo es muy apremiado

hacer esta suposición por lo que se va a dimensionar el sistema considerando una

producción mínima de NOx.

Se va a realizar un cálculo orientativo de cómo se podría realizar el

dimensionamiento de un sistema de este tipo.

� Dimensionado del sistema

La cantidad de NOx generalmente será muy pequeña, para este cálculo

orientativo se va a tomar un valor de 0.001Kg de NOx por Kg de combustible.

El cálculo de la urea que se debe añadir, estará constituido por una serie

de cálculo químicos con las relaciones molares de las distintas reacciones que se

llevan a cabo en el proceso.

OHCONONONHCO 22222 222

12)( ++⇒++

Como se ve de esta ecuación la relación es la siguiente:

Memoria descriptiva

278

22)(1

2

NHmolCO

molesNO

Con un peso molecular del NO de 30 Kg/mol

En estas condiciones las emisiones que hay que evitar son.

KgComb

KmolNOe

KgNO

Kmol

Comb

NO

KgNO

Kmol

MmComb

NO

NO

533,330

1001,0

1001,0 −==

Por tanto la urea necesaria para esa reducción será:

h

l

h

Kg

ureamol

ureaKg

molNO

ureamolM

KgComb

KmolNOem comburea

5,4299,33

_1

_60

2

_153.,3

⇒=

=⋅⋅⋅−=

1.8.2. Gases ácidos

Para la eliminación de estos componentes en el apartado 2.3.6.1.2 de la

fase I se describe el equipo a emplear.

Las reacciones en el absorbedor son:

Tabla 1-30Eliminación de gases ácidos

La cal apagada que se emplea como producto de absorción, se forma a

partir de la cal viva (CaO) y agua.

� Dimensionado del sistema

Para la depuración de los gases ácidos procedentes de la combustión se

empleará la cal apagada, o hidróxido de calcio, disuelto en agua, que se

Memoria descriptiva

279

encargará de neutralizar los ácidos tóxicos, como el HCl (ácido clorhídrico) y el

SO2.

Tendrá lugar las siguientes reacciones:

OHCaClOHCaHCl 222)(2 +⇒+

OHCaSOOHCaSO 2322 )( +⇒+

Según los cálculos del apartado 2.3.1.2 se obtienen 0.000613

Kg_HCl/Kg_comb y 0,00102 Kg_SO2/Kg_comb. Por tanto a partir de este valor

se calcula el hidróxido cálcico total a inyectar en los absorbedores:

hKg

Kmol

OHCaKg

h

Kgcomb

KgSO

Kmol

Kgcomg

KgSO

Kmol

OHCaKg

h

Kgcomb

KgHCl

Kmol

Kgcomg

KgHClm OHCa

/028,23

1

1)2)((7412789

64

10,00102

2

1)2)((7412789

5,36

10,000613

2

2

)( 2

=

=⋅⋅⋅⋅

+⋅⋅⋅⋅=•

Por tanto se tiene evaluado el caudal de cal apagada a inyectar en el

absorbedor.

Cálculos

280

Cálculos 2.

Cálculos

281

2. CÁLCULOS .......................................... .................................................. 284

2.1. Ciclo de vapor ........................................................................................................................... 284 2.1.1. Cálculo de las extracciones 285

2.2. Composición del combustible .................................................................................................. 285

2.3. Dimensionado de la planta ...................................................................................................... 286 2.3.1. Cálculo de la combustión 286

2.3.1.1. Cálculo del aire necesario para la combustión ............................................................. 287

2.3.1.2. Gases emitidos durante la combustión ......................................................................... 290

2.3.1.3. Cenizas producidas durante la combustión .................................................................. 293

2.3.2. Equipos del ciclo agua-vapor (BOP) 294 2.3.2.1. Condensador ................................................................................................................ 294

2.3.2.2. Bombas de extracción del condensado ........................................................................ 294

2.3.2.3. Precalentador de baja ................................................................................................... 299

2.3.2.4. Desgasificador ............................................................................................................. 302

2.3.2.5. Bombas de agua tratada de aporte al desgasificador .................................................... 303

2.3.2.6. Bomba de alimentación de la caldera .......................................................................... 306

2.3.2.7. Torres de refrigeración ................................................................................................. 308

2.3.2.7.1. Bombas de alimentación al agua de la torre ........................................................... 317 2.3.2.7.2. Bombas de refrigeración circuito cerrado de la torre............................................. 318

2.3.3. Recepción y procesamiento de la biomasa. 320 2.3.3.1. Almacenamiento y reclamación de biomasa ................................................................ 321

2.3.4. Caldera de biomasa 322 2.3.5. Turbina de vapor 323

2.4. Cálculo de los rendimientos ..................................................................................................... 325

2.5. Consumos anuales estimados .................................................................................................. 326 2.5.1. Consumo de agua de la Fábrica 326 2.5.2. Consumos auxiliares de combustible 326 2.5.3. Consumos de productos químicos 327

Cálculos

282

Índice de ilustraciones Ilustración 2-1Ciclo de la Planta .................................................................................. 284

Ilustración 2-2 Composición volumétrica de los gases de escape (b.h.) ...................... 292

Ilustración 2-3 Composición volumétrica de los gases de escape (b.s.) ...................... 293

Ilustración 2-4Croquis de sistema de extracción de condensado ................................. 295

Ilustración 2-5Evaluación de los parámetros para el precalentador de condensado

[INCR99] ...................................................................................................................... 301

Ilustración 2-6Croquis del desaireador ......................................................................... 302

Ilustración 2-7Croquis del aporte de agua tratada al desgasificador ............................ 304

Ilustración 2-8Croquis del sistema de alimentación a caldera ..................................... 306

Índice de tablas

Tabla 2-1Valores de partida para la evaluación del ciclo ............................................. 285

Tabla 2-2Composición del combustible ....................................................................... 286

Tabla 2-3 Reacciones de combustión ........................................................................... 287

Tabla 2-4Condiciones de aire en el emplazamiento ..................................................... 289

Tabla 2-5 Proporción de emisiones por Kg de combustible ......................................... 291

Tabla 2-6 Composición volumétrica de gases de escape (b.h.) .................................... 292

Tabla 2-7 Composición volumétrica de los gases de escape (b.s.) ............................... 292

Tabla 2-8Cálculo de las pérdidas de carga en aspiración y descarga ........................... 297

Tabla 2-9Parámetros principales de cálculo de la bomba ............................................ 298

Tabla 2-10Altura y Potencia de la bomba de extracción .............................................. 299

Tabla 2-11Potencias para la bomba de agua de aporte al desgasificador ..................... 305

Tabla 2-12Potencias de bombas de alimentación a caldera ......................................... 308

Tabla 2-13Cálculo del “make up” necesario en la torre ............................................... 313

Tabla 2-14Cálculo de la conductividad del agua en función de los ciclo de recirculación

...................................................................................................................................... 315

Tabla 2-15Valores necesarios para la evaluación de un equipo de este tipo ................ 316

Cálculos

283

Tabla 2-16Condiciones ambientales y parámetros necesarios para el calderero.......... 322

Cálculos

284

2. Cálculos

2.1. Ciclo de vapor

El ciclo que se ha considerado para la recuperación de la energía, es el

mismo que se desarrollo en la Fase I del proyecto, es decir, el que se emplea en

la búsqueda de la tecnología de incineración más adecuada.

Su estructura es la siguiente:

Ilustración 2-1Ciclo de la Planta

En el ciclo aparecen detallados para cada punto, los valores de presión,

temperatura y entalpía que serán necesarios para el cálculo de los equipos.

Cálculos

285

Conocidos los parámetros de entrada que se proporcionan para el cálculo,

el resto de parámetros vienen determinados por las condiciones del flujo de

vapor de agua o bien por las suposiciones realizadas en el ciclo que se

enumeraron en el Apartado 3.4.1.1.2 de la Fase I.

Los datos de partida para el cálculo del ciclo son los siguientes:

Tabla 2-1Valores de partida para la evaluación del ciclo

2.1.1. Cálculo de las extracciones

A continuación se detalla el valor de los distintos flujos másicos, cuyo

cálculo se detalla en el apartado 3.4.1.1.4 de la Fase I y cuyo valor es

proporcionado directamente por la herramienta.

Sus valores son:

� Caudal principal: Qppal= 37448,68 Kg/h

� Caudal primera extracción: Q1ªextr= 2205,55 Kg/h

� Caudal segunda extracción: Q2ªextr= 2455,19 Kg/h

� Caudal de condensado: Qcond= 32787,95 Kg/h

� Caudal de alimentación a caldera: Qalim= 39321,11 Kg/h

2.2. Composición del combustible

A partir de los análisis que se realizó del combustible se llego al siguiente

análisis elemental del residuo:

Cálculos

286

Tabla 2-2Composición del combustible

2.3. Dimensionado de la planta

A continuación se van a realizar los cálculos pertinentes sobre las

prestaciones que deben tener cada uno de los equipos que forman parte de la

planta de generación.

Una vez conocidas las especificaciones acerca de cada uno de los equipos

que se emplean en la Planta de generación, se solicitaron ofertas a los

suministradores, cuyos equipos se han descrito en la Memoria del proyecto.

2.3.1. Cálculo de la combustión

El aporte de aire necesario para la combustión es un parámetro que el

propio suministrador de la caldera proporciona a la hora de dimensionar el

sistema de combustión, sin embargo se van a realizar unos cálculos orientativos

que se compararán con los parámetros de diseño del horno incinerador.

Para el cálculo de la combustión del residuo se partirá de una serie de

simplificaciones a fin de poder dar valores a los parámetros principales. En

primer lugar se considerarán que las reacciones que se producen durante la

misma son las siguientes:

� 22 COOC →+

� 22 SOOS →+

� HClHCl →+ 2

Cálculos

287

� 22 NN →

� OHOH 2222 →+

El contenido en nitrógeno del combustible se transformaría en óxidos de

nitrógeno, pero con la adición de urea se considera que todos estos óxidos se

transforman en moléculas de nitrógeno.

2.3.1.1. Cálculo del aire necesario para la combustión

Para la evaluación del aire necesario para la combustión del recurso, se

realizará un cálculo estequiométrico y se considerará un exceso de aire del 40%,

a fin de garantizar una combustión completa de todos los elementos.

El combustible se quemará empleando aire como elemento oxidante, la

cantidad de aire necesaria se calcula considerando que el aire utilizado es seco y

cuya composición en paso es de 21% oxígeno y 79% nitrógeno, por lo que 1 mol

de oxígeno corresponde a 3,76 moles de nitrógeno. Con estas proporciones y

sabiendo que las masas moleculares de nitrógeno y oxígeno son 28 y 32

respectivamente se obtiene un valor de masa molecular del aire de:

28,84Kg/Kmol.

Para el cálculo se resumirán en la tabla siguiente la relación entre las

distintas masas moleculares de los componentes del residuo:

Tabla 2-3 Reacciones de combustión

Cálculos

288

Por tanto partiendo de los cálculos de la tabla anterior se obtiene el valor

de la Masa molecular aparente del combustible:

� )(sin

2996,11)(sin8499,8

100'

cenizasKmol

Kg

cenizasKmol

KgM ==

Para la evaluación del aire necesario para la combustión del residuo, se

estudia la reacción estequiométrica, ya que su ajuste es mucho más sencillo que

teniendo en cuenta el exceso de aire en este punto.

La reacción estequiométrica del combustible con el aire seco, es la

siguiente:

HClFSOENDOHCCOBNOAOH

OHNClSC

⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⇒++++++++

2222222

222

)76.3(21971.0

01681.032769.000133.000019.000018.043409.0

Por tanto resolviendo las ecuaciones correspondientes a igualar los

coeficientes de las reacciones se llega a los siguientes valores:

� Carbono� B=0.43409

� Azufre� E=0.00018

� Cloro� F=0.00019

� Hidrógeno� 2*C+F=2*0.32769+2*0.21971� C=0.5473

� Oxígeno� 2*B+2*C+2*E=2*0.01681+0.21971+2*A� A=0.8549

� Nitrógeno� 2*D=2*0.00133+2*A*3.76� D=3.2157

Una vez definida la reacción de combustión con los correspondientes

coeficientes tanto en los reactivos como en los productos.

Conocidos los coeficientes de los reactivos formados por el aire de

combustión, se puede evaluar la cantidad de aire seco necesaria para la

combustión estequiométrica de 1 Kmol del recurso a consumir:

ecombustiblKg

aireKg

aireKmol

aireKg

combKg

aireKmol

ecombustiblKg

aireKg

_

_38.10

_

_84.28

_2996.11

_76.48549.0

_

_ =⋅⋅=

Cálculos

289

Con la consideración que se consideró de incluir un exceso de aire del

40%, para asegurar la combustión completa el aire seco necesario es:

� ecombustiblKg

aireKg

ecombustiblKg

aireKg

_

_53.144.1

_

_38.10 =⋅

Es importante considerar que el aire que se va a emplear en la

combustión no es aire seco, sino que procede de la atmosfera libre, por tanto las

condiciones del aire que se tomarán, de acuerdo con el emplazamiento de la

planta son:

Tabla 2-4Condiciones de aire en el emplazamiento

Por tanto empleando el dato de la humedad relativa se obtendrá la

cantidad de agua que aporta el aire inyectado del ambiente:

combKg

aguaKg

combKg

oaireKg

oaireKg

aguaKgmespecíficaHumm oaireaireagua

_

_196.0

_

sec._53.14

sec._

_0135.0_ sec__

=

=⋅=⋅=

Es decir que la masa de aire húmedo será la suma del aire seco y del agua

que contenida en el aire atmosférico:

combKg

humedoaireKgmmm oairaireaguahúmedoagua _

._73.14196.053.14sec.__ =+=+=

Conocido el valor del caudal de combustible que se debe introducir en la

caldera:

Qcomb=12789.86 kg_comb/h

Cálculos

290

h

aireKg

combKg

humedoaireKgQm combhúmedoagua

_67.188394

73.1486.12789_

.__

=

=⋅==

h

m

Kg

m

h

aireKgespVolmV húmedoairehúmedoagua

3

3

__

52.158251

84.0_

67.188394_

=

=⋅=⋅=

Una vez conocidas las necesidades de aire par la combustión, y acorde

con el punto de la Fase I 2.3.3 en el que se detalla que el aire de combustión se

distribuye aproximadamente como 60% para aire primario y 40% para el

secundario. Los flujos de aire de cada ventilador son:

� Primario� 0.6*158251,52=94950,91 m3/h

� Secundario� 0.4*158251,52=63300,60m3/h

2.3.1.2. Gases emitidos durante la combustión

Para el cálculo de los gases de escape hay que calcular la reacción

completa que tiene el combustible con el aire húmedo.

En la combustión de la caldera, se necesita un exceso de aire del 40%

para conseguir una reacción completa del residuo.

La humedad relativa considerada del aire atmosférico es del 70 %.

A partir del dato de la humedad específica del aire (0,0135 Kg_agua por

Kg de aire) y la cantidad de aire necesaria para consumir 1 Kg de combustible

(14,53 Kg aire/Kg comb), se puede obtener la cantidad adicional de agua que

tendrán los gases de escape.

La reacción completa teniendo en cuenta el exceso de aire queda de la

siguiente manera, en la que los coeficientes estequiométricos se mantienen en

todas las sustancias salvo en los reactivos del aire que habría que multiplicar por

1,4 y en los productos aparece el oxígeno (antes no aparecía) y el nitrógeno con

los siguientes coeficientes: del O2 (0,4 veces el valor A) y del N2 (coeficiente

pasa a ser 1,4 veces el anterior):

Cálculos

291

22

222222

222

342.000019.000018.0

502.45473.043409.0)76.3(20.121971.0

01681.032769.000133.000019.000018.043409.0

OHClSO

NOHCONOOH

OHNClSC

+⋅+⋅+⋅+⋅+⋅⇒++

++++++

Se va a evaluar a continuación la composición de los gases de escape, sin

tener en cuenta el agua que aparece en el aire:

� Composición en peso: de cálculos anteriores se conoce la masa

molecular del combustible así como las masas moleculares de los

respectivos productos de la reacción que se estudia, por tanto la

operación de cálculo del contaminante es la siguiente:

o combKg

XKg

combKg

combKmol

XKmol

XKg

combKmol

XKmol

_

)(

_

_

)(

)(

_

)(⇒⋅⋅

siendo X cada uno de los productos de la reacción.

En la tabla siguiente aparecen los valores del cálculo anterior para cada

uno de los contaminantes:

Tabla 2-5 Proporción de emisiones por Kg de combustible

Partiendo de los valores anteriores se va a obtener la composición

volumétrica de cada uno de los contaminantes que, simplemente estudiando la

parte proporcional que tiene cada uno de los productos respecto al total:

Cálculos

292

Tabla 2-6 Composición volumétrica de gases de escape (b.h.)

Composición volumétrica

12%6%

0%

75%

7% 0%CO2

H20

SO2

N2

O2

HCl

Ilustración 2-2 Composición volumétrica de los gases de escape (b.h.)

Por otro lado con un cálculo similar al anterior se podría calcular la

composición del aire en base seca, para ello lo único que habría que modificar

sería la composición correspondiente al agua que aparece en la tabla y dividir el

resto de componentes entre el 100% de los gases que se emiten.

Tabla 2-7 Composición volumétrica de los gases de escape (b.s.)

Cálculos

293

Composición volumétrica

12% 0%

81%

7% 0%CO2

SO2

N2

O2

HCl

Ilustración 2-3 Composición volumétrica de los gases de escape (b.s.)

Finalmente lo que interesa es la composición de los gases de escape en

peso, teniendo en cuenta que el aire introducido para la combustión es

atmosférico, y por lo tanto tiene un alto nivel de agua.

� Kg de agua introducido por el aire atmosférico:

o combKg

aguaKg

vombKg

aireKg

_

_96.1135.0

_

_53,14 =⋅

� Kg de agua totales en los gases de escape: ahora habrá que sumar el valor

anterior al correspondiente a los productos de la reacción propia de

combustión.

o aguaKgtotalaguaKg _83.287.096.1__ =+=

2.3.1.3. Cenizas producidas durante la combustión

Como se vio en la tabla inicial del punto 2.3.1.1 dónde la composición

de cenizas era de 7,9 Kg cada 100 Kg de combustible. La cantidad de cenizas

será:

� h

cenizaKg

h

combKg

Kgcomb

cenizasKg _4,1010

_86.12789

100

_9,7 =⋅

Cálculos

294

2.3.2. Equipos del ciclo agua-vapor (BOP)

2.3.2.1. Condensador

� Caudal del condensado� 32787.95 Kg/h

� Potencia a disipar en el mismo:

o MWhhQ

Pot ppalcond 726.18)(

3600 32 =−⋅=

El valor de la potencia a disipar por el condensador será clave en el

dimensionado del mismo y de las torres de refrigeración encargadas de evacuar

esta potencia.

2.3.2.2. Bombas de extracción del condensado

� Caudal de la bomba� es el mismo que el de condensado anterior:

35243.13 Kg/h

� Altura que debe superar la bomba:

Esta sería la altura que idealmente tendría que superar la bomba, sin

embargo este valor no tiene en cuenta ni las alturas físicas a la entrada y salida

de las bombas, ni las pérdidas de carga de los codos y recorridos por las tuberías.

o

m

bar

Pae

PP

gHbomba

61,24

51085,0

08,0116,2

81,9

001008,0393

=

=⋅⋅

−⋅=

−⋅=η

ν

Para un cálculo más ajustado a la realidad se va a estimar la altura neta a

superar por la bomba de una manera más exhaustiva considerando tanto las cotas

Cálculos

295

de la aspiración y descarga como el valor de las pérdidas por fricción en las

tuberías.

Ilustración 2-4Croquis de sistema de extracción de condensado

A continuación se detalla una hoja de cálculo en la que se calcularon

todos los valores de las pérdidas de carga, con los valores orientativos respecto

a la situación física de cada una de las partes de las bombas de extracción,

detallado en el gráfico anterior.

En la hoja aparecen los cálculos de las pérdidas de carga por fricción,

según la fórmula siguiente:

o Aspiración:

baresmgd

vLfPérdidastuberías 005,0053,0

2

15,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅=

o Descarga:

baresmgd


2

15,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅=

Cálculos

296

Siendo:

f� factor de fricción

L� longitud de la tubería

v� velocidad del fluido

dint� diámetro interior de la tubería

g� gravedad

Además adicionalmente a estas pérdidas se estiman en un 25% adicional

las pérdidas en los accesorios necesarios.

Además de este cálculo aparece una información necesaria a la hora de

solicitar los equipos a sus fabricantes como es el NPSHd, que se calcula según la

siguiente fórmula:

o

m

PérdidasHHPP

NPSHd aspiraciónfluido

Tsatlínea

647,0

81,9

10)( 5ª_

=

=−−+⋅

⋅−=

ρ

Siendo:

Plínea� la correspondiente a la aspiración

P_sat_Tª� la de saturación correspondiente a la Tª

de entrada

Hfluido� la altura de la lámina de fluido.

Haspiración� correspondiente a la altura física de

la bomba

Pérdidas� las anteriores

Tabla con los cálculos de los valores correspondientes a las bombas de

extracción de condensado:

Cálculos

297

Tabla 2-8Cálculo de las pérdidas de carga en aspiración y descarga

Cálculos

298

Tabla 2-9Parámetros principales de cálculo de la bomba

La altura neta real se calcula de la siguiente manera:

mmmHHH succiónadescneta 35542,11,32arg ≈−=−=

mPérdidaszzg

vPH asp

líneasucción 543,12 2121

2

=−−+⋅

+= −

mzPérdidaszg

vPH

adesc

adescadesc 9,362 3434

2arg

argarg =−++⋅

+= −

� Trabajo realizado por la bomba:

o KWQ

HPot netabomba 47,33600

=⋅=

A continuación se detalla una tabla resumen con los parámetros

principales:

Cálculos

299

Tabla 2-10Altura y Potencia de la bomba de extracción

Los valores máximos y mínimos se estiman con un +- 30% sobre el nivel

nominal.

2.3.2.3. Precalentador de baja

El precalentador de baja que aparece en el ciclo, corresponde a un

intercambiador de calor de flujo cruzado, a contracorriente en el que el vapor

proveniente de la extracción de la turbina, circula por el exterior de una cámara,

dónde también esta alojada la tubería correspondiente al flujo de agua.

Para diseñar un intercambiador de calor, es esencial relacionar la

transferencia total de calor con los valores de temperaturas de entrada y salida

del fluido, coeficiente global de transferencia de calor, o el área superficial de

transferencia. A partir de la relación de estas magnitudes se podrá obtener el área

de transferencia que es el parámetro más importante para el dimensionamiento

del dispositivo.

La relación de estos parámetros se resume en la siguiente ecuación:

� MTDU

QAMTDAUQ TT ⋅

=→⋅⋅=•

•

00

Dónde:

Uo� coeficiente de transferencia de calor del intercambiador, valor de

carácter experimental, dependiente del tipo de intercambiador.

At� área de transferencia de calor.

Cálculos

300

MTD� diferencia de temperaturas en un intercambiador casco tubo. Se

calcula como el producto de la diferencia media logarítmica de temperaturas

multiplicada por un factor de corrección.

� LMTDFMTD ⋅=

El cálculo correspondiente a LTMD es:

� C

tT

tT

tTtTLMTDT º3,20

))(

)(ln(

)()(

12

21

1221 =

−−

−−−=

Dónde:

T� temperatura del fluido caliente.

t� temperatura fluido frío.

1, 2� entrada y salida respectivamente.

El valor del factor F se obtiene de las gráficas de los factores de

corrección que aparecen a continuación.

Para conseguir el valor del factor F hay que calcular los parámetros P y R

según las siguientes ecuaciones.

� 65,0)(

)(

11

12 =−−=

tT

ttP

� 1)(

)(

12

21 =−−=

tt

TTR

El valor P indica el punto en el eje de las X en el cual se ha de mirar,

mientras que R representa la curva en la que hay que posicionarse. El valor

correspondiente en el eje Y es el parámetro F.

Cálculos

301

Ilustración 2-5Evaluación de los parámetros para el precalentador de condensado [INCR99]

Dados los valores de las temperatura de intercambio que aparecen en

nuestro precalentador se emplea la gráfica correspondiente a dos pasos por

carcasa y cuatro o más pasos de tubería� F=0,85.

Por lo tanto:

� CLMTDFMTD º255,173,2085,0 =⋅=⋅=

El calor que se intercambia en el equipo es:

� KWs

h

h

KghhQQ dorprecalenta 9.1547)03,17414.332(

3600

113.35243)( 94 =−⋅⋅=−⋅=

•

Cálculos

302

El coeficiente de transferencia de calor para un intercambiador que

trabaja con vapor y agua se considera:

� Km

WUo ⋅

=2

1000

Por tanto el área que se necesita para el intercambio será de:

� 2

0

2,8855,171000

39.1547m

e

MTDU

QAT =

⋅=

⋅=

•

2.3.2.4. Desgasificador

A la hora de dimensionar el desgasificador hay que considerar los

siguientes parámetros:

� Presión de operación

� Caudales de agua y vapor

� Capacidad de almacenamiento

La presión de operación ya está definida del ciclo termodinámico, en este

caso el valor de la misma es de 2,16 bar.

A continuación se representa un croquis del equipo de gasificación

Ilustración 2-6Croquis del desaireador

Cálculos

303

Los valores de los parámetros son los siguientes:

o hkgQcondensado /14.35243=

o hkgQQ condensadoaporteagua /15.176205,0_ =⋅=

o hkgQextracción /55.2205=

El valor correspondiente al agua de aporte se estima en el 5% del retorno

de condensado, este valor se debe a que en el ciclo se producen pérdidas de

agua, siendo la principal en la purga del calderín de la caldera, para evitar que

este equipo se bloquee con las sales que pueda contener el agua de trabajo.

En la definición de la capacidad de almacenamiento que se precisa para

este equipo, se suele tomar como referencia para una instalación de este tipo que

la capacidad de almacenamiento, asegure la autonomía de la planta durante

aproximadamente 20-30 min a fin de que se pueda reparar la instalación en caso

de fallo en ese tiempo o en caso contrario que de tiempo a parar el sistema sin

riesgos.

o 3

tan

747.1111747

1min60

min2014.35243

mKg

hh

kgtiempoQV condensadoque

⇒=

=⋅⋅=⋅=

2.3.2.5. Bombas de agua tratada de aporte al desgasificador

� Caudal de la bomba:

o Es el principal� Qppal= 1966 Kg/h (se estima que

las purgas de la caldera son del orden del 5%, que

es la cantidad de agua que se aporta en al

desgasificador).

Cálculos

304

Ilustración 2-7Croquis del aporte de agua tratada al desgasificador

A continuación con un proceso de cálculo análogo al del Apartado

2.3.2.2 y con unas cotas físicas, como las de la imagen precedente se evaluarán

las condiciones de operación de las bombas de alimentación a caldera.

Los valores para las pérdidas de carga en aspiración y descarga son:

o Aspiración:

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=

o Descarga:

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=



siguiente fórmula:

Cálculos

305

m

PérdidasHHPP

NPSHd aspiraciónfluidoTsatlínea

614.0

81,9

10)( 5ª_

=

=−−+⋅

⋅−=

ρ


mmmHHH succiónadescneta 49405,108,59arg ≈−=−=

mPérdidaszzg

vPH asp


2

=−−+⋅

+= −

mzPérdidaszg

vPH

adesc


2arg

argarg =−++⋅

+= −

� Potencia de la bomba:

o KWQ


=⋅=


principales:

Tabla 2-11Potencias para la bomba de agua de aporte al desgasificador


nominal.

Cálculos

306

2.3.2.6. Bomba de alimentación de la caldera


o Es el principal� Qppal= 40960 Kg/h (se estima

que las purgas de la caldera son del orden del 5%,

que es la cantidad de agua que se aporta en al

desgasificador).

Ilustración 2-8Croquis del sistema de alimentación a caldera





o Aspiración:

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=

o Descarga:

Cálculos

307

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=



siguiente fórmula:

m

PérdidasHHPP


Tsatlínea

673,9

81,9

10)( 5ª_

=

=−−+⋅

⋅−=

ρ


mmmHHH succiónadescneta 990685,322.1022arg ≈−=−=

mPérdidaszzg

vPH asp


2

=−−+⋅

+= −

mzPérdidaszg

vPH

adesc

adescadesc 2.10222 3434

2arg

argarg =−++⋅

+= −


o KWQ


=⋅=


principales:

Cálculos

308

Tabla 2-12Potencias de bombas de alimentación a caldera


nominal.

2.3.2.7. Torres de refrigeración

Diseño de las torres de refrigeración.

Con los valores proporcionados por el cliente para las temperaturas del

agua de entrada y salida de la torre de refrigeración, y los cálculos del ciclo que

se lleva a cabo. Se deben dar los parámetros principales de funcionamiento de la

torre de refrigeración.

MWhhQ

Pot ppalcond 18)(

3600 32 =−⋅=

El cliente proporcionó los valores de temperaturas de entrada y salida

del agua a la torre de refrigeración que se detallan a continuación:

o Tin=27ºC

o Tout=35ºC

Con estos parámetros se determina el caudal de agua que se necesita para

conseguir evacuar el calor necesario calculado anteriormente:

sKge

CT

PQ

p

condagua /560

18.48

318726 =⋅

=⋅∆

= � Qagua=2016 t/h

Cálculos

309

Una vez evaluados los parámetros precedentes que son los principales

para el diseño del equipo que ocupa, hay que tener en cuenta la consideración de

los valores límites de los efluentes que se detallaron en el apartado 1.4.3

Para entender el proceso de cálculo que hay que llevar a cabo en una

torre de refrigeración hay que tener en cuenta unas indicaciones sobre el

funcionamiento de la misma.

En la torre de refrigeración se producen unos ciclos de recirculación que

habrá que evaluar. La influencia del número de ciclos recae en dos parámetros

principalmente.

Cuanto mayor sea en número de recirculaciones, menor será el caudal de

agua bruta que a suministrar. Esto es determinante ya que el empleo del agua

aumenta el coste y principalmente debido a que en ocasiones en el

emplazamiento no hay un exceso de este bien.

Por otro lado cuanto mayor sea el número de recirculaciones peor será la

calidad del efluente. Habrá que llegar a un óptimo entre estas dos situaciones

para conseguir cumplir los requerimientos de la legislación respecto al nivel de

algunas sustancias en los efluentes, tratando de emplear la menor cantidad de

agua bruta.

A continuación hay que realizar el dimensionado de la torre de

refrigeración.

Para ello se debe calcular el caudal de agua bruta (make up) que hay que

introducir a la torre para que el proceso funcione adecuadamente.

A la hora de adquirir un equipo de este tipo existen unos parámetros

fundamentales que se le deben dar al fabricante para que pueda ofertar la torre de

refrigeración. Esos parámetros son: el caudal de agua de evaporación, el salto de

temperaturas del agua entre la entrada y la salida, el caudal total de agua

(contando arrastres y purgas) y las condiciones del emplazamiento.

Para los cálculos anteriores se dispone de una hoja de cálculo

programada que proporciona los parámetros anteriores a partir de la potencia a

disipar el en condensador y los datos del emplazamiento, en nuestro caso:

o Qagua = 560Kg/s� 2016 m3/h

o T amb= 15ºC

Cálculos

310

o P amb= 101.3 KPa

o Humedad= 75%

El procedimiento de cálculo es el que se detalla a continuación:

1. En primer lugar a partir del caudal de agua y el incremento de

temperatura que sufre a su paso por el condensador se evalúa la

potencia a disipar:

� MWPotcond 726.18=

2. Esta potencia se va a disipar a partir dos términos: que son el

calor sensible y el calor latente evacuado en la torre. La parte más

importante corresponderá al calor latente ya que este término

tiene mucho más peso que el valor del calor sensible

3. Cálculo del calor latente. Este término esta compuesto por tres

sumandos: el más importante correspondiente al valor de la

evaporación del agua en la torre, el relacionado con la parte de

agua contenida en el aire que se evapora.

� )(

)(

_

__

ambsalaireaire

entaguasalaireevapevaplatente

TTWQ

TTQHlvQCalor

−⋅⋅+

−⋅+⋅=

Siendo:

Qevap� caudal del agua que se evapora.

Qaire� flujo de aire que atraviesa la torre.

Hlv� calor latente del agua.

W� correspondiente a la proporción de vapor en el aire.

Cálculos

311

4. Cálculo del calor sensible. Correspondiente al incremento del

calor sensible que tiene el aire entre la entrada y la salida.

� )( __ entairesalaireairesensible hshsQCalor −⋅=

Siendo:

Qaire� flujo de aire que atraviesa la torre.

hs� calor sensible del aire.

5. Una vez conocidos estos parámetros los que debe hacer la hoja de

cálculo será iterar hasta conseguir el valor que debe tener el

caudal de evaporación para evacuar el calor necesario:

� El cálculo necesario para evaluar este valor es:

o MWCalorCalor sensiblelatente 726.18=+

� Al ser el calor latente dependiente del valor del caudal de agua

evaporado se obtiene el valor de:

o hmskgQevap /61.20/72.5 3⇒=

6. Una vez en este punto se va a evaluar el resto de caudales que se

consideran en una torre de refrigeración: caudal de purgas, y

caudal de arrastre.

o El caudal de arrastres se considera que tiene un

valor del 0,02% del caudal de agua que se necesita

para refrigerar el circuito principal.

skgQQ aguaarrastres /11.05600002.00002,0 =⋅=⋅=

hmskgQarrastres /40.0/11.0 3⇒=

Cálculos

312

o El caudal de purgas. Este valor depende del

número de recirculaciones que se realicen en la

torre.

1−

⋅−+=

n

nQQQQ arrastrearrastreevap

purgas

Siendo n, el número de recirculaciones en la torre.

Este valor se encuentra generalmente entre 3-5

ciclos.

Para n=2.

hmskgQ purgas /21.20/61.5 3⇒=

A continuación se presenta la hoja con la que se han realizado los

cálculos:

Cálculos

313

Tabla 2-13Cálculo del “make up” necesario en la torre

Notas:

La casilla en verde es el valor del caudal total de agua de la torre.

RH�grado de humedad.

Wet bulb Temp� temperatura de bulbo húmedo.

Pvs�presión de vapor saturado.

Pv�presión de vapor.

Dew point�punto triple.

Cálculos

314

W�relación cantidad de vapor en aire.

Hlv �calor latente en agua.

Sensible/latent heat�calor sensible/latente en aire.

Water drifts� arrastres.

Blowdown � purgas.

7. Con los valores detallados anteriormente y como se puede ver en la tabla el caudal total es:

o hmskgQtotal /22.41/45.11 3⇒=

Sin embargo el proceso de estudio del equipo en cuestión no se puede dar

por finalizado por la puntualización inicial que se hizo sobre el número de ciclos

que se llevan a cabo en al agua de la torre. Hay que evaluar la calidad del

efluente y comprobar que esta dentro del rango de valores límite del

emplazamiento en el que se esta emplazado.

Con las recirculaciones, el valor no deseado del efluente que aumenta en

mayor proporción es el correspondiente a la conductividad.

A continuación se detalla como se lleva a cabo el proceso para el cálculo

de este valor y la comprobación de que se encuentra en el rango permitido.

1. En primer lugar ha que tener en cuenta que el número de ciclos de

recirculación se puede evaluar como:

o 21 =+=purgas

evap

Q

Qn

2. El cálculo de la conductividad de nuestros efluente se realiza de

la siguiente forma:

Cálculos

315

o cm

S

QQ

Qkk

purgaevaparrastre

totalentacióna

µ7.5336

1%

1lim =

+

⋅

+

=

Siendo k alimentación=2700uS/cm, según los

datos del punto 1.4.4

3. Los cálculos de las conductividades anteriores se fueron iterando

hasta cumplir el objetivo con ayuda de una hoja de cálculo, con la

estructura siguiente:

Tabla 2-14Cálculo de la conductividad del agua en función de los ciclo de recirculación

De manera que se pueden ir calculando los valores de conductividad y

comprobando con el valor límite de los efluentes.

Como se ve aquí influye el valor del caudal de agua bruta que hay que

introducir a la torre, por eso como se dice al principio este equipo requiere el

Cálculos

316

estudio en dos vertientes distintas con las que finalmente se trata de alcanzar la

solución más satisfactoria.

Los valores principales a los que se ha llegado después de estos cálculos

y que son fundamentales para desarrollar un equipo como este son:

Tabla 2-15Valores necesarios para la evaluación de un equipo de este tipo

Cálculos

317

2.3.2.7.1. Bombas de alimentación al agua de la torre


o Según los cálculos para la torre de refrigeración

Q= 41220 Kg/h





o Aspiración:

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=

o Descarga:

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=



siguiente fórmula:

m

PérdidasHHPP


Tsatlínea

720,10

81,9

10)( 5ª_

=

=−−+⋅

⋅−=

ρ


mHHH succiónadescneta 7arg ≈−=

Cálculos

318

mPérdidaszzg

vPH asp


2

=−−+⋅

+= −

mzPérdidaszg

vPH

adesc


2arg

argarg =−++⋅

+= −


KWQ


=⋅=

2.3.2.7.2. Bombas de refrigeración circuito cerrado de la torre


o Según los cálculos para la torre de refrigeración

Q= 2106 T/h





o Aspiración:

baresmgd

vLfPérdidastuberías 0004,0

2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=

o Descarga:

baresmgd


2

15,125,1

int

2

==⋅⋅

⋅⋅⋅⋅=

Cálculos

319



siguiente fórmula:

m

PérdidasHHPP


Tsatlínea

725,10

81,9

10)( 5ª_

=

=−−+⋅

⋅−=

ρ


mHHH succiónadescneta 11arg ≈−=

mPérdidaszzg

vPH asp


2

=−−+⋅

+= −

mzPérdidaszg

vPH

adesc


2arg

argarg =−++⋅

+= −


KWQ


=⋅=

Cálculos

320

2.3.3. Recepción y procesamiento de la biomasa.

El dimensionado de los sistemas de recepción y procesamiento depende

sobre todo de las horas de trabajo que vayamos a considerar. En este caso se va a

considerar las horas de trabajo siguientes: 16 h/día (lunes a viernes), 220

d/año� aprox. 3500 h/año.

Además la cantidad de material a procesar depende en gran medida de a

calidad el mismo, entendida como poder calorífico. Los cálculos de este poder

calorífico corresponderán a los valores que tenga este coeficiente en base

húmeda.

En un primer estudio del ciclo termodinámico el valor de la biomasa a

procesar es de alrededor de: 91600t/año, considerando un PCI en base húmeda

de 9736 kJ/kg.

Por tanto a partir de ese valor se debe dimensionar la capacidad que debe

tener para procesar la biomasa la planta de generación.

Recepción de biomasa triturada:

� Se requiere una capacidad para recepcionar hasta: 128,9 m^3/h

� Considerando una densidad aproximada de 0,25 t/m^3

� Capacidad expresada en t/h. 32,22t/h

� Considerando los siguientes factores:

o Disponibilidad conjunta 95%

o Aprovechamiento de capacidad 85%

� Capacidad expresada en t/día 416,36 t/d

(BH)

� Capacidad en t/año 91600t/año

(BH)

Para tener números más asequibles para el cálculo, se tomará como valor

de la capacidad a recepcionar 130m^3/h. Con lo que la capacidad de la recepción

en t/año toma el valor de aprox. 92300 t/año (BH). Manteniendo el resto de

valores en los valores tomados par el cálculo inicial.

Cálculos

321

2.3.3.1. Almacenamiento y reclamación de biomasa

El tamaño del silo de almacenamiento se determina en función del

consumo de la caldera de biomasa y de la autonomía que se desea tener con el

silo lleno. El silo de almacenamiento es un silo cubierto, para aislarlo en la

medida de lo posible de la intemperie.

Se dimensionará para el caso de máximo consumo de biomasa, por tanto

en este caso se va a considerar que el consumo máximo se dará para la situación

en la que se tenga una humedad en el combustible del 55%, con lo que el poder

calorífico se ve reducido a 5570 KJ/Kg.

� La densidad de la biomasa es la siguiente: 250 kg/m^3

� Consumo de la caldera: aprox. 21,3 t/h =

85,2 m^3/h.

� Autonomía requerida por el silo: 5 días

� Capacidad del silo con este planteamiento: Debe ser mayor que

10224m^3 aparentes.

Cálculos

322

2.3.4. Caldera de biomasa

La caldera es el equipo en el que se produce la cesión del calor

procedente de la incineración de la biomasa, para la producción de vapor.

� KWKgKJhkg

PCImPot hcombtérmica 33082/97363600

/12215 =⋅=⋅=⋅

A la hora de solicitar presupuesto para la caldera, la información

necesaria que hay que utilizar se resume en la siguiente tabla:

Tabla 2-16Condiciones ambientales y parámetros necesarios para el calderero

Así como las características del combustible que aparecen en el apartado

1.4.2.

Cálculos

323

2.3.5. Turbina de vapor

Hay que evaluar la turbina a partir de los diferentes tramos que la

componen, es decir, dividiéndola en los distintos escalonamientos que tiene,

producidos por las extracciones de vapor.

Primer tramo (punto1-punto7)

o hKgQTV /68.37448=

o

MW

hhQ

Pot condTV

409.6

)95.273215.3349(3600

68.37448)(

3600 71

=

=−⋅=−⋅=

Segundo tramo (punto7-punto8)

o hKgQTV /14.35243=

o MWhhQ

Pot condTV 997.1)94.252895.2732(

3600

14.35243)(

3600 87 =−⋅=−⋅=

Tercer tramo (punto8-punto2)

o hKgQTV /95.32787=

o MWhhQ

Pot condTV 704.2)06.223294.2528(

3600

95.32787)(

3600 28 =−⋅=−⋅=

Por tanto la potencia total aportada por la turbina es:

o MWPotTV 11.11704.2997.1409.6 =++=

Cálculos

324

El cual aplicándole el rendimiento del 90% que se estima para la parte de

las pérdidas correspondientes al tren de engranajes al que se acopla la misma, se

obtiene la potencia bruta de 10MW, que se especificaba al inicio del proyecto.

Cálculos

325

2.4. Cálculo de los rendimientos

A la hora de evaluar los rendimientos de una planta de este tipo, existen

diferentes posibilidades de cálculo, así como diferentes nomenclaturas para cada

una de ellas.

A continuación se proponen las más comunes y sus correspondientes

valores:

1. Rendimiento bruto (LHV/Poder calorífico inferior)

El rendimiento del ciclo se calcula a partir del cociente entre la potencia

bruta obtenida en la planta de generación y la energía térmica suministrada a

partir de la biomasa de entrada.

� %23,303023,008,33

10⇒===

MW

MW

MW

Pot

th

brutaη

2. Rendimiento neto (LHV/Poder calorífico inferior)

El cálculo es similar al anterior pero en este caso la potencia que se

considera es la neta, por lo tanto sería el valor bruto, menos los consumos

propios que se estiman en un 12%, por tanto queda de la siguiente manera:

� %6,26266,008,33

2,110⇒=−==

MW

MWMW

MW

Pot

th

netaη

Cálculos

326

2.5. Consumos anuales estimados

Los consumos de la planta se dividirán principalmente en los consumo de

agua necesarios tanto para la alimentación del ciclo agua vapor, como los

consumos para refrigerar el ciclo y los consumos auxiliares que haya que

considerar.

En segundo lugar aparecerán los consumos de combustibles auxiliares.

Por otro lado el consumo de productos químicos para el tratamiento del

agua, así como aditivos que haya que emplear en el tratamiento de los gases de

escape y en equipos de limpieza.

2.5.1. Consumo de agua de la Fábrica

El consumo de agua de la fábrica se divide principalmente en dos

vertientes, en primer lugar el consumo de agua de la red para la refrigeración del

condensador mediante las torres y por otro lado el agua desmineralizada de

aporte al desgasificador.

� Agua de red a la Planta para las torres de refrigeración� 45 m3/h.

� Agua de aporte desmineralizada al desgasificador� 2 m3/h.

� Agua para protección contra incendios.

Por lo tanto en consumo de agua aproximado para un año será de:

410000 m3/año.

2.5.2. Consumos auxiliares de combustible

Se evalúa para el escenario de máxima sustitución de biomasa por

combustibles auxiliares (máx=10% sobre el total de la energía primaria):

Consumo anual de gas natural� 3,46MW�25,95 GWh/año

Por tanto considerando un PCI del gas natural de 40 MJ/kg, se necesita

un caudal de gas natural de 756 Kg/h.

Cálculos

327

2.5.3. Consumos de productos químicos

Dentro de los consumos químicos necesarios para el correcto

funcionamiento de la Planta se encuentran los siguientes: aditivos para el

tratamiento de agua, urea para el sistema SNCR de reducción de los óxidos de

nitrógeno, adición de la cal apagada para evitar la formación de gases ácidos y

los aditivos necesarios para el tratamiento de agua de las torres.

� Aditivos para el tratamiento de agua: Dosificación de dispersante para la

precipitación de carbonatos y sulfatos en las membranas de osmosis: 0-

1,1L/h�8250 L/año.

� Urea para el sistema SCNR� aprox. 34 Kg/h�255 t/año (cálculos en

apartado 1.8.1)

� Cal apagada para los gases ácidos� aprox. 23,028Kg/h�172,10 t/año

(cálculos en apartado1.8.2)

Estudio económico

328

Estudio Económico 3.

Estudio económico

329

3. ESTUDIO ECONÓMICO ......................................................................... 330

3.1. Introducción ............................................................................................................................. 330

3.2. Presupuesto ............................................................................................................................... 331

3.3. Parámetros de producción y costes ......................................................................................... 334

3.4. Cuenta de explotación de un año tipo ..................................................................................... 335

3.5. Análisis de la rentabilidad de la inversión ............................................................................. 335

3.6. Análisis de la sensibilidad de la rentabilidad ......................................................................... 337

3.7. Análisis de la sensibilidad a la explotación ............................................................................ 339

Índice de ilustraciones

Ilustración 3-1 RetornoVs Precio comb y precio venta ................................................ 337

Ilustración 3-2TIRVs Precio comb y precio venta ....................................................... 338

Ilustración 3-3VAN Vs Precio comb y precio venta .................................................... 338

Ilustración 3-4 RetornoVs horas año ............................................................................ 340

Ilustración 3-5 TIRVs horas año .................................................................................. 340

Ilustración 3-6 VANVs horas año ................................................................................ 341

Índice de tablas

Tabla 3-1 Presupuesto .................................................................................................. 334

Tabla 3-2 Producción y precios .................................................................................... 334

Tabla 3-3 Costes e ingresos .......................................................................................... 335

Tabla 3-4 Viabilidad 15 años........................................................................................ 336

Tabla 3-5 Sensibilidad con rentabilidad ....................................................................... 337

Tabla 3-6 Sensibilidad con horas de explotación ......................................................... 340

Estudio económico

330

3. Estudio económico

3.1. Introducción

Un determinado proyecto de ingeniería surge para satisfacer una

necesidad concreta. Los proyectos de recuperación de energía a partir de

biomasa tienen los siguientes objetivos:

� La valorización de los residuos generados en las distintas actividades

agrícolas, industriales o forestales.

� La aportación de energía al sistema con el fin de reducir la dependencia

de otras formas de energía no renovables.

� La reducción de las emisiones de contaminantes, muy importante con la

creciente sensibilización social con este tema.

� Finalmente obtener una retribución atractiva por la venta de esta energía

al sistema.

Este último apartado es el que se va a detallar en el siguiente apartado.

El objeto de este estudio económico es analizar la viabilidad económica

de una planta de incineración de biomasa.

El análisis de la rentabilidad de la planta se realizará por medio de tres

parámetros respecto al precio de la biomasa y al precio de venta de la energía

eléctrica a la red:

� VAN: es un indicador financiero que mide los flujos de los futuros

ingresos y gastos que tendrá un proyecto, para determinar, si tras

descontar la inversión inicial, quedaría alguna ganancia. Si el resultado

es positivo el proyecto es viable.

o VAN = BNA – Inversión

o Siendo el beneficio neto actualizado (BNA) el

valor actual del flujo de caja o beneficio neto

proyectado.

Estudio económico

331

o La tasa de descuento con la que se actualiza el

flujo proyectado es la tasa de oportunidad,

rentabilidad mínima que se espera ganar.

� TIR: tasa interna de retorno. Con este método se homogeneizan los flujos

de caja según su orden cronológico. Este valor es el correspondiente a

una tasa de descuento de que permite que el BNA sea igual a la

inversión, el TIR es la máxima tasa de descuento que puede tener un

proyecto para que sea rentable.

� Pay Back: este método no se tiene en cuenta la cronología de los flujos

de caja y simplemente se evalúa en que año los flujos de caja empiezan a

ser positivos. Es un método más aproximado.

Adicionalmente en el último apartado de éste capítulo se analiza la

sensibilidad de esos tres parámetros respecto al precio de la biomasa y al precio

de venta de la energía eléctrica a la red.

3.2. Presupuesto

PRESUPUESTO COSTE CAPITULO PREVISTO €

1.-CALDERA, SISTEMA DE ALIMENTACIÓN DE BIOMASA Y

SISTEMAS AUXILIARES Caldera 7,350,000

Alimentación de

caldera INCL

Preparación de

combustible 2,390,000 TOTAL CALDERA 9,740,000 974,000 36%

2.-TURBINA DE VAPOR Y SISTEMAS AUXILIARES

Turbo-generador 3,680,000 Montaje 350,000 Repuestos 140,000

Estudio económico

332

Batería emergencia para bomba de

aceite 60,000 Condensador 640,000

Aislamiento acústico

80 dB 110,000 Auxiliares 95,000

TOTAL TURBINA

DE VAPOR 5,075,000 507,500 19%

3.-SISTEMAS MECÁNICOS AUXILIARES

Protección contra

incendios 603,376

HVAC sala de

control 40,000 Aislamiento acútico 24,675 Tratamiento de agua 80,700

Torres de

refrigeración 250,000 Intercambiador 50,000

Bombas de circulación 37,183

Bombas circuito

auxiliar 3,000

Bombas aceite y

varias 2,000 Bombas de acuífero 6,219 Puentes grúa Depósitos 120,000 Compresor

TOTAL EQUIPOS

MECANICOS 1,217,153 121,715 5%

4.-SISTEMA ELÉCTRICO Transformadores 338,000 Cuadros de MT 192,619

Cuadros de BT y

CCMM 349,730

Rectificador de baterias y

rectificador 35,572

Sistema de corriente

alterna e inversor 415,933 Cables MT 935,664 Cables BT 155,246

Estudio económico

333

Cables control 17,831 Grupo electrógeno 44,851 Red de tierras 50,268 Pararrayos 6,239

Alumbrado y tomas

de corriente 296,848

Bateria de

condensadores 9,584

TOTAL SISTEMA

ELECTRICO 2,848,385 284,839 11%

5.-INSTRUMENTACION Y CONTROL

Regulación y C.C.

grupos

Sistema de gestión y

control Montaje

TOTAL SISTEMA

DE CONTROL 341,230 34,123 1%

6.-OBRA CIVIL

Movimiento de

tierras 267,380

Red enterrada de

saneamiento 25,359

Cimentaciones y

soleras 1,091,736 Estructura metálica 616,104 Albañilería 136,500

Cubiertas y cerramientos industriales 125,550

Urbanización 126,151

TOTAL OBRA

CIVIL 2,627,658 262,766 10%

7.-INGENIERÍA

Ingeniería y Supervisión

TOTAL 3,700,000

Estudio económico

334

INGENIERÍA 370,000 14%

TOTAL

CONTRATISTA 25,549,426 2,554,943 95%

8.-OTROS GASTOS Imprevistos y varios 0% 0 Gestión Proyecto 3% 766,483

Visados, licencias y

permisos 2.0% 510,989

TOTAL GASTOS

DIVERSOS 1,277,471 127,747 0

TOTAL

GENERAL 26,826,897 POTENCIA INSTALADA (MW) 10.0 2,682,690

Tabla 3-1 Presupuesto

3.3. Parámetros de producción y costes

Se ha considerado:

� Precio de venta de la energía excedente tarifa b.6.3. Biomasa forestal.

� Horas anuales de operación: 7500 horas

El resto de parámetros se indican en la siguiente tabla:

Tabla 3-2 Producción y precios

Estudio económico

335

3.4. Cuenta de explotación de un año tipo

A partir de los datos de apartados anteriores, la cuenta de ingresos y

gastos estimada para un año de operación de la planta, considerando ingresos

únicamente los procedentes de la venta de la energía eléctrica excedente y como

gastos los de operación y combustible es la siguiente:

Tabla 3-3 Costes e ingresos

Dentro de los gastos de operación y mantenimiento, se encuentran los

correspondientes a los salarios del personal de la planta así como el

correspondiente al conste de los consumos de urea, cal y otros aditivos que se

necesitan para la correcta operación de la incineradora.

3.5. Análisis de la rentabilidad de la inversión

A continuación se recoge el análisis de rentabilidad de la planta en base

al presupuesto indicado anteriormente y a la anterior cuenta de explotación tipo

a 15 años.

Se ha supuesto una inflación anual del 3,0%, un incremento anual en la

tarifa de venta de energía a la red del 2’5% y un interés por pérdida de

oportunidad en activos financieros de un 5%, cifra que parece razonable en la

coyuntura económica actual.

Estudio económico

336

Tabla 3-4 Viabilidad 15 años

Estudio económico

337

3.6. Análisis de la sensibilidad de la rentabilidad

Es lógico pensar que los dos parámetros de operación que más van a

influir en la rentabilidad de la inversión son el precio de venta de la energía

eléctrica y el precio de compra del combustible.

Para ver la influencia en la rentabilidad que tienen estos factores, se ha

hecho el cálculo de la variación del TIR, VAN y Periodo de Retorno en función

de los mismos, y los resultados se muestran en las dos gráficas siguientes.

Los valores considerados para las oscilaciones del precio del combustible

y para el precio de venta de la energía son:

Tabla 3-5 Sensibilidad con rentabilidad

Acorde con estas variaciones se evalúa las modificaciones en los

indicadores de rentabilidad que se analizan.

� Periodo de retorno

Sensibilidad

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

11.37 12.00 12.63 13.26 13.89

Precio de venta de la EE (cEU/kWh)

Per

iodo

de

reto

rno

(año

s)

25.00

30.00

40.00

45.00

50.00

Ilustración 3-1 Retorno Vs Precio comb y precio venta

Estudio económico

338

� TIR

Sensibilidad

0.00%

2.00%

4.00%

6.00%

8.00%

10.00%

12.00%

14.00%

16.00%

18.00%

20.00%

11.37 12.00 12.63 13.26 13.89

Precio de Venta EE (cEU/kWh)

TIR

a 1

5 añ

os (%

) 25.00

30.00

40.00

45.00

50.00

Ilustración 3-2TIR Vs Precio comb y precio venta

� VAN

Sensibilidad

0

5,000,000

10,000,000

15,000,000

20,000,000

25,000,000

30,000,000

35,000,000

11.37 12.00 12.63 13.26 13.89

Precio de Venta EE (cEU/kWh)

VAN

(5%

, 15

años

)

25.00

30.00

40.00

45.00

50.00

Ilustración 3-3VAN Vs Precio comb y precio venta

Estudio económico

339

De las gráficas de sensibilidad anteriores se pueden extraer las siguientes

conclusiones:

En primer lugar, como es coherente, los escenarios más desfavorables

aparecen cuando el marco se sitúa en las situaciones con menor precio de venta

de la energía eléctrica y un mayor coste de la materia prima.

De la primera gráfica se puede analizar que si se tiene en cuenta que esta

clase de proyecto deja de ser atractiva cuando los periodos de retorno se

prolongan más de 10 años, se concluya que con el precio de retribución de la

energía que marca el Real Decreto, la inversión dejaría de ser atractiva si el

precio de compra del eucalipto creciera por encima de los 50 €/tn, es decir, un

20% del precio actual de compra del recurso.

Por otro lado evaluando la TIR, aparece en una situación similar en la

que con ese precio de compra de la biomasa, su valor desciende a un 6%, por lo

que se estaría rozando el límite de la rentabilidad exigida generalmente del 5%.

Situación que en el análisis del VAN se ve representado por un valor nulo del

mismo.

3.7. Análisis de la sensibilidad a la explotación

Uno de los factores que pueden afectar la viabilidad de la planta es la

disponibilidad de biomasa lo que supondría una variación en la disponibilidad de

la planta.

Con el fin de delimitar este condicionante se ha calculado el VAN, TIR

Y Periodo de retorno, para diferentes disponibilidades de planta considerando

fijos el coste de combustible y el precio de venta de la energía (se ha

considerado un coste de combustible de 40 €/t por partir de un caso viable para

el análisis).

Los resultados de este análisis de sensibilidad respecto a las horas de

operación se resumen en la siguiente tabla:

Estudio económico

340

Tabla 3-6 Sensibilidad con horas de explotación

Representación gráfica:

� Periodo de retorno

0.0

1.0

2.0

3.0

4.0

5.0

6.0

7.0

8.0

9.0

10.0

4,500 5,000 5,500 6,000 6,500 7,000 7,500 8,000 8,500

Horas/año

RETORNO

Ilustración 3-4 RetornoVs horas año

� TIR

0.0%

2.0%

4.0%

6.0%

8.0%

10.0%

12.0%

4,500 5,000 5,500 6,000 6,500 7,000 7,500 8,000 8,500

Horas/año

TIR

Ilustración 3-5 TIRVs horas año

Estudio económico

341

� VAN

DISPONIBILIDAD

-2,000,000

0

2,000,000

4,000,000

6,000,000

8,000,000

10,000,000

12,000,000

4,500 5,000 5,500 6,000 6,500 7,000 7,500 8,000 8,500

Horas/año

VAN

Ilustración 3-6 VAN Vs horas año

En el caso de analizar la sensibilidad respecto a las horas de operación, es

normal que cuanto más se consiga optimizar la eficiencia de los procesos, y que

este aprovechamiento permita mantener la planta más horas en funcionamiento

continuo, los indicadores de rentabilidad serán mucho más favorables.

En este ámbito la planta deja de ser atractiva en situaciones en que las

horas disponibles sean de menos de unas 5000 horas.

Memoria Ambiental

342

Memoria Ambiental 4.

Memoria Ambiental

343

4. MEMORIA AMBIENTAL ................................. ........................................ 344

4.1. Marco legal ............................................................................................................................... 344

4.2. Metodología .............................................................................................................................. 348 4.2.1. Análisis de alternativas 350 4.2.2. Justificación de la solución adoptada 355 4.2.3. Descripción del proyecto 357

4.2.3.1. Ubicación ..................................................................................................................... 357

4.2.3.2. Características Generales del Proyecto ........................................................................ 357

4.2.3.3. Actividades durante la construcción ............................................................................ 357

4.2.3.4. Fase de explotación y mantenimiento .......................................................................... 358

4.2.3.4.1. Sistemas o instalaciones ......................................................................................... 358 4.2.3.4.2. Proceso Industrial de la planta ................................................................................ 359

4.2.4. Inventario ambiental 360 4.2.5. Identificación y evaluación de los Impactos Ambientales 361

4.2.5.1. Identificación de los Impactos ..................................................................................... 361

4.2.5.2. Evaluación de los Impactos ......................................................................................... 366

4.2.6. Medidas correctoras 368 4.2.6.1. Medidas preventivas .................................................................................................... 368

4.2.6.2. Medidas minimizadoras ............................................................................................... 369

4.2.6.3. Medidas correctoras ..................................................................................................... 373

4.2.7. Programa de Vigilancia Ambiental 380 4.2.7.1. Actuaciones desarrolladas en el PVA .......................................................................... 380

4.2.7.2. Resumen de las acciones de control ambiental ........................................................... 381

Memoria ambiental

344

4. Memoria Ambiental

El objeto de esta parte del proyecto es describir la Memoria Ambiental de

las instalaciones de la Planta de Biomasa en Cantabria.

4.1. Marco legal

La normativa ambiental que aplicará a esta Memoria Ambiental para la

planta de biomasa es la que se expone a continuación:

COMUNITARIA

� Directiva Hábitat 92/43/CEE del Consejo de 21 de 1992 de

Conservación de los hábitats naturales y de la fauna y flora silvestre

� Directiva 79/409 del Consejo de 2 de abril de 1979 relativa a la

conservación de las aves silvestres (DOCE serie L 103, de 25.4.79).

Actualizada mediante la Directiva Aves 91/244, de 6 de marzo de la

Comisión (DOCE serie L 115, de 8.5.1991)

� Directiva 78/659/CEE del Consejo, de 18 de julio de 1978, relativa a la

calidad de las aguas continentales que requieren protección o mejora para

ser aptas para la vida de los peces. (DOCE núm. L 222, de 14 de agosto

de 1978).

� Directiva 1999/30/CE, de 22 de abril de 1999, relativa a SO2, NO2,

NOx, PM10 y Pb.

� Directiva 2000/69/CE, relativa a CO y Benceno.

� Directiva 2002/3/CE, relativa a ozono en el aire ambiente.

NACIONAL

Actividades clasificadas

Memoria ambiental

345

� Decreto 2414/1961, de 30 de noviembre, por el que se aprueba el

Reglamento de actividades molestas, insalubres, nocivas y peligrosas

(RAMINP). (BOE nº 292 de 07.12.61).

� Decreto 2183/1968, de 16 de agosto, del Ministerio de la Gobernación,

por el que se regula la aplicación del reglamento de actividades molestas,

insalubres, nocivas y peligrosas en zonas de dominio público. (BOE nº

227, de 20.09.68); (Corrección de errores: BOE nº 242, de 08.10.68).

Evaluación de Impacto

� Real Decreto Legislativo 1/2008, de 11 de enero, por el que se aprueba

el texto refundido de la Ley de Evaluación de Impacto Ambiental de

proyectos

� Real Decreto legislativo 1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de

impacto ambiental

� Ley 6/2001, de 28 de abril, de modificación del Real Decreto Legislativo

1302/1986, de 28 de junio, de evaluación de impacto ambiental.

� Ley 9/2006, de 28 de abril, sobre evaluación de los efectos de

determinados planes y programas en el medio ambiente.

Espacios Naturales

� Ley 4/1989, de 27 de marzo, de Conservación de los Espacios Naturales

y de la Flora y Fauna Silvestres (BOE nº 74, de 28.03.89)

� Ley 40/1997, de 5 de noviembre, sobre reforma de la ley 4/1989, de 27

de marzo, de Conservación de los Espacios Naturales y de la Fauna y

Flora Silvestre (BOE nº 266, de 6.11.97). Modificada por la Ley

41/1997, de 5.11.1997 (BOE nº 266, de 6.11.97)

� Real Decreto 1997/1995, de 7 de diciembre, por el que se establecen

medidas para contribuir a garantizar la biodiversidad mediante la

conservación de los hábitats naturales y de la fauna y flora silvestres

(BOE núm. 310, de 28.12.95)

Memoria ambiental

346

� Real Decreto 1193/1998, de 12 de junio, por el que se modifica el Real

Decreto 1197/1995 por el que se establecen medidas para contribuir a

garantizar la biodiversidad (BOE nº 151, de 25.06.98)

� Real Decreto 435/2004, de 12 de marzo, por el que se regula el

Inventario nacional de zonas húmedas (BOE nº 73, de 25.03.04)

Flora y Fauna

� Real Decreto 439/1990 de 30 de marzo, Catálogo Nacional de Especies

Amenazadas, (BOE nº 82, de 5.04.90)

� Modificado por:

� Orden 28 de agosto 1996 (BOE de 07.09.96)

� Orden 9 de julio de 1998 (BOE de 20.07.98)

� Orden 10 de marzo 2000 (BOE de 24.03.00)

� Orden 28 mayo 2001 (BOE 05.06.01)

� Orden MAM/2734/2002, de 21 de octubre (BOE 05.11.02)

� Orden MAM/2784/2004, de 28 de mayo (BOE 16.08.04)

� Orden MAM/1498/2006, de 26 de abril (BOE 17.05.06)

Aire

� Ley 38/1972, de 22 de diciembre, de protección del ambiente

atmosférico (BOE nº 309 de 22.12.72)

� Decreto 833/1975, de 6 de febrero, por el que se desarrolla la Ley

38/1972, de 22 de diciembre, de protección del ambiente atmosférico

(BOE nº 96, de 22.04.75)

� Orden de 18 de octubre de 1976, sobre Prevención y Corrección de la

Contaminación Industrial de la Atmósfera.

� Real Decreto 245/1989, de 27 de febrero, sobre determinación y

limitación de la potencia acústica admisible de determinado material y

maquinaria de obra (BOE nº 60, de 11.03.89)

� Real Decreto 212/2002, de 22 de febrero, por el que se regulan las

emisiones sonoras en el entorno debidas a determinadas máquinas de uso

al aire libre (BOE nº 52 de 01.03.02)

Memoria ambiental

347

� Real Decreto 1073/2002, de 18 de octubre, sobre evaluación y gestión

de la calidad del aire ambiente en relación con el dióxido de azufre,

dióxido de nitrógeno, óxidos de nitrógeno, partículas, plomo, benceno y

monóxido de carbono.

� Ley 37/2003, de 17 de noviembre, del Ruido (BOE nº 276, de 18.11.03).

Agua

� Ley 29/1985, de 2 de agosto, de aguas. Real Decreto 849/1986, de 11 de

abril, por el que se aprueba el Reglamento del Dominio Público

Hidráulico, que desarrolla los Títulos Preliminar, Primero, IV, V, VI y

VII. Real Decreto 927/1988, de 19 de julio, por el que se aprueba el

Reglamento de la Administración Pública del Agua y de la Planificación

Hidrológica, en desarrollo de los Títulos II y III. Real Decreto 1315/92,

de 30 de octubre, por el que se modifica parcialmente el R.D. 849/1.986

(BOE, 1 de diciembre de 1992).

Residuos

� Real Decreto 833/1988, de 20 de julio por el que se aprueba el

Reglamento para la ejecución de la ley 20/1986 Básica de Residuos

Tóxicos y Peligrosos (BOE 182 de 30.07.88)

� Ley 11/1997, de 24 de abril de Envases y Residuos de Envases (BOE 99

de 25.04.97)

� Ley 10/1998, de 21 de abril, de Residuos, (BOE de 22.04.98)

� Real Decreto 782/1998, de 30 de abril por el que se aprueba el

Reglamento para el desarrollo y ejecución de la ley 11/1997, de 24 de

abril de Envases y Residuos de Envases

� Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos (BOE

8.10.98).

Patrimonio Histórico

� Ley 16/1985, de 25 de junio, del Patrimonio Histórico Español ( BOE

29.06.85)

Memoria ambiental

348

4.2. Metodología

De acuerdo con el objeto fijado para esta memoria, recogido en el

apartado 1, de construcción de una planta de Biomasa en Cantabria y tomando

como referencia la normativa ambiental aplicable, tanto nacional como

autonómica, se ha dividido el proceso para la elaboración de la Memoria

Ambiental en las siguientes fases:

Primera fase: Definición del entorno del proyecto

Mediante el análisis de los factores ambientales susceptibles de recibir

impactos. Para ello se realiza una caracterización de los elementos que integran

el medio natural (gea, suelo, aire, agua, fauna, flora y la estructura y función de

los ecosistemas previsiblemente afectados), el medio perceptual (paisaje), el

Socioeconómico y el Patrimonio Cultural, que conforman el Entorno en el que

se desarrolla el Proyecto. El grado de detalle con el que se ha estudiado cada uno

de ellos es consecuencia de la significación que éstos alcanzan en la zona de

estudio.

Segunda fase: Análisis de alternativas

Se ha llevado a cabo un análisis detallado de las características de cada

una de las Alternativas sometidas a estudio con el fin de poner de manifiesto sus

principales efectos negativos desde el punto de vista ambiental, y se ha intentado

subsanarlos total o parcialmente durante la realización del estudio previo de

procesos de producción y tipo de biomasa así como optimización en la búsqueda

de la ubicación más adecuada.

Tercera fase: Identificar, describir y evaluación de los impactos

Se Identifican, describen y evalúan los impactos significativos generados

por cada una de las acciones del Proyecto para cada una de las alternativas. Para

ello se ha tenido en cuenta los impactos negativos de mayor importancia y los

Memoria ambiental

349

elementos del medio susceptibles de recibirlos. Ambos parámetros se

interrelacionan para poner de manifiesto el grado de afección medioambiental de

las distintas alternativas.

Quinta fase: Medidas preventivas, protectoras y correctoras y programa

de vigilancia ambiental.

Finalmente, se procede a la definición de las medidas preventivas,

protectoras y correctoras de los impactos más notables. Las medidas correctoras

propuestas tienen como objetivo básico la restauración paisajística de las zonas

colindantes a las instalaciones de la planta, disminución de emisiones a la

atmósfera, y tratamiento de residuos tanto sólidos como líquidos.

Sexta fase: Programa de Vigilancia Ambiental.

La Memoria Ambiental se concluye con la elaboración del Programa de

Vigilancia Ambiental, en el que se especifican todas las acciones que deben

realizarse para el cumplimiento de las medidas protectoras y correctoras

recogidas en este documento.

Memoria ambiental

350

4.2.1. Análisis de alternativas

Con este análisis de alternativas se trata de minimizar, en la fase de

diseño del proyecto, el impacto del mismo sobre el medio natural. Para ello se

van a tener en cuenta dos aspectos fundamentales:

� Identificación de alternativas de Ubicación

� Otros tipos de alternativas distintas de las de Ubicación

Identificación de alternativas de ubicación

A la hora de valorar los distintos emplazamientos para la localización de

las plantas de Biomasa se tienen en cuenta los siguientes aspectos:

1. Áreas pobladas, tratando de alejar la planta de éstas en la medida

de lo posible, como medida de seguridad y minimización del

riesgo.

2. Evitar formaciones de vegetación catalogadas como hábitats

naturales.

3. Condicionantes de carácter legal o administrativo (planes de

ordenación del territorio, nuevos proyectos de infraestructuras,

planes de urbanismo, etc.), que pueden suponer una restricción al

proyecto.

4. Evitar las zonas de interés arqueológico.

5. Evitar los Lugares de Interés Geológico catalogados (estén o no

incluidos como figura de protección en la normativa sobre

espacios naturales)

6. Evitar las zonas de vegetación natural, localizando las

instalaciones lo más apartado posible de las mismas, siempre que

sea técnicamente viable, para minimizar la afección a la misma.

7. Evitar la afección a Espacios protegidos, LIC, ZEPA,etc.

8. Evitar áreas de interés faunístico.

Memoria ambiental

351

9. Evitar Zonas Húmedas.

10. Presencia de vías pecuarias.

11. Presencia de Montes de utilidad pública.

12. Red de evacuación eléctrica, localizando las instalaciones para

facilitar la evacuación eléctrica con el mínimo impacto al medio.

13. Cercanía a las vías de comunicación.

14. Facilidad de transporte y recogida de biomasa.

Otros tipos de alternativas distintas a las de ubicación

Además de las clásicas alternativas de localización, es necesario

considerar otras alternativas:

1. Alternativas de Diseño del Proyecto. En esta Memoria Ambiental

se han analizado los siguientes aspectos:

o Fuentes energéticas para la producción de

electricidad:

o Tipos de biomasa de entrada en la planta:

Residuos agrícolas: Son restos y sobrantes de cultivos como por ejemplo

la paja de los cereales, poda de árboles y viñedos, etc.

Residuos forestales: Son los residuos generados en la limpieza de las

explotaciones forestales como leña, ramaje, etc. además de restos de madera de

montes y bosques.

Residuos de industriales: Son aquellos residuos derivados de la

producción industrial con posibilidades de generación de biomasa energética

residual, como la industria de manufacturación maderera o agroalimentaria.

Cultivos energéticos: Los cultivos energéticos son plantas cultivadas con

el objetivo de ser aprovechadas como biomasa transformable en combustible. Es

una faceta agrícola todavía en experimentación y por ello existen a día de hoy

numerosos interrogantes sobre su viabilidad económica y los impactos de

Memoria ambiental

352

carácter medioambiental y social que puede producir. Existen diversos tipos de

cultivos que pueden ser utilizados con fines energéticos: colza, girasol, etc.

Residuos sólidos urbanos: Materiales biodegradables sobrantes del ciclo

de consumo humano.

√ Energías convencionales:

Petróleo: es un líquido oleoso bituminoso de origen natural compuesto

por diferentes sustancias orgánicas. Se encuentra en grandes cantidades bajo la

superficie terrestre. Este combustible causa contaminación tanto al usarlo como

al producirlo y transportarlo (vertidos), esto unido a la escasez de reservas

disponibles y a las pesimistas proyecciones, el petróleo no es actualmente la

mejor opción.

Gas natural: está formado por un pequeño grupo de hidrocarburos,

fundamentalmente metano con una pequeña cantidad de propano y butano. El

metano se distribuye normalmente por conducciones de gas a presión

(gasoductos). El problema del gas natural, es el que surge de la cantidad de CO2

que se emite a la atmósfera al quemar los combustibles fósiles, además tiene un

efecto invernadero, y está íntimamente asociado a la lluvia acida y sus efectos en

el medio. Si bien, sus emisiones de CO2, NOx, SO2 y partículas sólidas con

respecto a otros combustibles sólidos y derivados del petróleo son menores.

√ Otras Energías renovables, usadas para producir

electricidad:

Energía eólica: Es la energía asociada al viento. Se puede transformar en

energía eléctrica en los aerogeneradores.

Energía solar: Es la energía asociada a la radiación solar, siendo con la

denominada fotovoltaica con la que se obtiene directamente electricidad.

Energía hidráulica: Es la energía asociada a los saltos de agua ríos y

embalses La forma de energía que posee el agua de los embalses es energía

potencial gravitatoria, que se puede aprovechar conduciéndola y haciéndola caer

Memoria ambiental

353

por efecto de la gravedad. Se puede transformar en energía eléctrica en las

centrales hidroeléctricas.

Técnicas utilizadas para la transformación de biomasa en la planta:

Métodos termoquímicos: El calor es la fuente de transformación

principal y son los métodos utilizados en la transformación de la biomasa seca

(principalmente paja y madera). Se basan en la aplicación de elevadas

temperaturas y se pueden distinguir dos tipos de procesos según la cantidad de

oxígeno aportada en los mismos:

1.- Combustión: Aplicación de elevadas temperaturas con exceso de

oxígeno. La combustión directa u oxidación completa de la biomasa al

mezclarse con el oxígeno del aire libera en el proceso CO2, agua, cenizas y calor.

Este último es utilizado para el calentamiento doméstico o industrial o para

producción de electricidad.

2.- Gasificación/Pirólisis: Aplicación de elevadas temperaturas con

cantidades limitadas o nulas de oxígeno, que no permiten la combustión

completa, liberando en el proceso CO y CO2, hidrógeno y metano. El resultado

es la obtención de gases, líquidos o sólidos (p.e. carbón vegetal) con contenido

carbónico que pueden ser utilizados como energía útil.

Sistemas de Tratamiento de gases y de residuos:

Tratamiento de gases:

1.- Precipitadores electrostáticos: Los gases procedentes de la caldera de

combustión pueden ser depurados, antes de su lanzamiento al exterior,

empleando un filtro electrostático, estos filtros tienen la forma de una o varias

cámaras de chapa, en cuya parte baja llevan tolvas para el polvo.

En el filtro multiciclónico se extraen los inquemados y las partículas de

gran tamaño que se encuentren en los gases de escape y se devuelven al horno

para su combustión.

Memoria ambiental

354

Para obtener una presión baja y constante en el horno, es necesaria la

instalación de un “ventilador de gas de humo” cuyo caudal se podrá regular

automáticamente.

2.- Filtros de Mangas: Los filtros de mangas son uno de los equipos más

representativos de la separación sólido-gas mediante un medio poroso. Eliminan

las partículas sólidas que arrastra una corriente gaseosa haciéndola pasar a través

de un tejido.

3.- Cámaras de post-combustión: El principio de funcionamiento de

estos equipos se basa en la oxidación de los compuestos inquemados por

combustión a altas temperaturas con gran exceso de aire, quemando los humos,

que desaparecen en forma de gases no contaminantes. El funcionamiento es

continúo. La cantidad de oxígeno presente en los gases de salida puede ser

regulada para adecuarse a las necesidades de oxidación, temperatura o legales.

4.- Depurador de Humos: actúa quemando los gases que se desprenden

por la chimenea del horno, desapareciendo totalmente y pudiendo trabajar sin

salida al exterior.

Consta de un cilindro de acero inoxidable con unas resistencias eléctricas

en su interior y un catalizador de platino impregnando el soporte de las

resistencias. La temperatura en el depurador se mantiene de forma constante en

800 ºC, lo que garantiza el quemado total de los humos.

5.- Filtro de agua: El principio de funcionamiento es el lavado de los

gases mediante un elevado caudal agua en recirculación, que retiene los

contaminantes, principalmente restos inquemados.

6.- Ciclones: Usan el principio de fuerza centrifuga para remover las

partículas. En un ciclón el material contaminante es forzado a un movimiento

circular. Este movimiento ejerce fuerza centrifuga sobre las partículas y las

dirige a las paredes exteriores del ciclón. Las paredes del ciclón se angostan en

la parte inferior de la unidad, lo que permite que las partículas sean recogidas en

una tolva.

Tratamiento de Residuos

Las distintas opciones para el tratamiento de residuos después de su

clasificación se enumeran a continuación:

Memoria ambiental

355

� Retirada a vertederos de residuos sólidos o líquidos.

� Tratamiento por un gestor autorizado

� Reutilización, valorización o reciclaje (ej, cenizas volantes como

fertilizantes), etc.

4.2.2. Justificación de la solución adoptada

Inicialmente, en esta Memoria Ambiental se va a desechar la alternativa

nula, considerada como tal la no elaboración del proyecto, debido a que este tipo

de proyectos van a favorecer el desarrollo socioeconómico de su área de

influencia.

Con respecto al resto de las alternativas estudiadas para la elección de la

solución más conveniente, se ha llegado a las siguientes conclusiones:

- Con respecto a los diferentes tipos de biomasa que pudieran

utilizarse para producir electricidad, hay que considerar que todos tienen en

común el provenir, en última instancia, de la fotosíntesis vegetal. Un proceso

que utiliza la energía del sol para formar sustancias orgánicas a partir del CO2 y

de otros compuestos simples. Se ha elegido como mejor opción, la biomasa

forestal, ya que si se compara con residuos ganaderos, industriales y residuos

sólidos urbanos, es actualmente la más utilizada, y sobre la que más técnicas y

procesos se conocen para producir energía eléctrica.

Por último, con respecto a los cultivos energéticos, esta opción

incrementa los costes de producción de manera considerable.

- Se elige la biomasa como fuente de energía, frente a otros

alternativas energéticas de energías convencionales (gas natural y petróleo), por

su carácter de fuente energética renovable, Además, el aprovechamiento de la

biomasa como fuente energética puede considerarse especialmente beneficioso,

ya que por sus características no se requieren actividades extractivas

responsables de impactos ambientales graves y de difícil recuperación posterior,

no plantea problemas en su transporte, ni existe la posibilidad de graves

accidentes en su manipulación, almacenamiento y aprovechamiento.

Memoria ambiental

356

- Dentro de las energías renovables (eólica, solar e hidráulica), la

biomasa es la que se produce en las zonas rurales, y debido a las necesidades de

suministro, por su ubicación, y tras realizar un análisis de la masa forestal del

entorno, se considera esta opción como la más apropiada para su explotación. La

biomasa se produce básicamente en el medio rural, de ahí que el desarrollo de

esta fuente energética puede ayudar a potenciar el desarrollo económico y la

creación de empleo en zonas deprimidas y evitar así la presión demográfica

sobre las grandes ciudades

La energía eólica tiene mayor impacto ambiental paisajístico, ya que la

ubicación de los aerogeneradores puede plantear un problema en si mismo.

La energía hidráulica requiere una hidrología y topografía muy específica

que en este caso dificulta su utilización.

Por su parte, la energía solar requiere a su vez de infraestructuras

complejas para el entorno que se ha estudiado.

- En referencia a las técnicas utilizadas para producir energía

eléctrica desde la biomasa se ha escogido la mejor técnica disponible según las

características del tipo de biomasa escogida. El elevado poder calórico de la

materia prima seleccionada y la escasa emisión neta de gases contaminantes

hace de la combustión la mejor alternativa frente a la gasificación o pirolisis.

- Para el tratamiento de gases se han elegido las mejores técnicas

disponibles para ello. Así se ha diseñado la planta con un filtro de mangas, ya

que resulta ser el más eficaz debido a las características de los gases y partículas

producidas durante el proceso.

- Por último indicar que el tratamiento de residuos se realizará

individualmente para cada uno de ellos en función a sus características y

volumen producido, pudiendo escogerse en cada caso concreto una de las

alternativas propuestas para su tratamiento más adecuado y que de esta manera,

se minimice el impacto generado el medio.

Memoria ambiental

357

4.2.3. Descripción del proyecto

Para la producción de energía eléctrica a través de biomasa se ha

seleccionado la mejor tecnología empleada, desde el punto de vista de seguridad

de la población, económico y ambiental.

De cada una de las diferentes etapas del Proyecto, desde su inicio hasta

su explotación, en la Memoria Ambiental se desarrollan aquellas actividades

que, de forma directa o indirecta, inciden sobre algún factor del medio.

A continuación se resumen las diferentes etapas seguidas en la

construcción, así como las operaciones en funcionamiento de estas instalaciones.

4.2.3.1. Ubicación

La ubicación de la instalación es en la Comunidad Autónoma de

Cantabria.

4.2.3.2. Características Generales del Proyecto

El proyecto descrito a continuación constituye una planta de producción

de energía eléctrica mediante combustión de biomasa de origen forestal, y

presenta las siguientes características:

� Términos Municipales afectados: Cantabria.

� Biomasa: 100% de eucalipto (LHV 9,75 MJ/Kg).

� Potencia eléctrica: 10 MW.

� Potencia de autoconsumo: 1,2 MW.

� Funcionamiento: 7500 h/año.

4.2.3.3. Actividades durante la construcción

Las etapas que se llevan a cabo durante la construcción de una Planta de

Biomasa se exponen en los siguientes puntos:

� Ocupación del suelo necesario para las instalaciones.

� Creación de vías de acceso y pistas para el trasiego de la maquinaria.

Memoria ambiental

358

� Desbroce y movimiento de tierras de la parcela dónde se ubique la planta

de biomasa.

� Pavimentación y recubrimientos de la parcela.

� Construcción de edificaciones necesarias para el correcto funcionamiento

de la planta.

� Construcción de líneas eléctricas de evacuación y suministro.

� Voladuras y perforaciones si fueran necesarias, según la ubicación de la

parcela.

� Instalación de vallado en el perímetro de la parcela.

� Restitución del terreno o del entorno en aquellas zonas en las que no se

ubiquen instalaciones.

� Residuos generados durante la obra.

4.2.3.4. Fase de explotación y mantenimiento

A continuación se indican las instalaciones que configuran la planta, así

como el proceso industrial detallado que tiene lugar en la misma.

4.2.3.4.1. Sistemas o instalaciones

La planta estará formada por las siguientes instalaciones:

� Almacén de biomasa de largo plazo: área de 20000 m2 reservada para el

almacenaje a largo plazo de biomasa intratada. La biomasa intratada será

recogida con maquinaria adecuada y triturada antes del transporte a los

silos de almacenaje.

� Almacenaje: cinco silos cubiertos y cerrados, con capacidad cada uno de

2000 m3 de almacenaje de astillas, con un total de cinco días de

abastecimiento a la caldera (un día cada silo), con un funcionamiento

automático en las operaciones de descarga de camiones, apilamiento

provisional y transporte a combustión.

� Caldera de producción de vapor: mediante incineración de la biomasa en

un hogar de tipo lecho fijo.

Memoria ambiental

359

� Turbina de vapor a condensación: en la que se expande el vapor

producido en la caldera generando una potencia eléctrica de 10MW.

Generador de vapor de la biomasa: 37.5 t/h de vapor a 485º y 90 bar de

presión.

� Sistema de depuración de gases de combustión: consistente en una

neutralización por vía seca de los compuestos ácido clorhídrico y

sulfúrico contenidos en pequeña proporción en la biomasa y en la

deposición de partículas y cenizas volantes en un filtro de mangas.

� Torre de refrigeración: sistema de refrigeración por Torre.

� Planta de agua desmineralizada: el proceso de desmineralización se

realiza mediante resinas aniónica, catiónica y de lecho mixto, con

regeneración de los electrolitos mediante hipoclorito y ácido.

4.2.3.4.2. Proceso Industrial de la planta

El proceso que tendrá lugar en la instalación se resume a continuación:

� La biomasa será transportada en camiones. Dependiendo de la ubicación

de la planta puede ser más factible favorecer el transporte ferroviario o

marítimo. Esta biomasa podrá ser entregada en la planta de dos formas

distintas, intratada o tratada (astillas, trozos). La madera intratada será

descargada en las zonas identificadas como almacenaje de largo plazo. El

combustible de madera tratada será descargado en la estación de

recepción.

� A la biomasa tratada (astillas) se le realiza un tamizado con la intención

de eliminar cualquier partícula inadecuada. Todas las impurezas son

transferidas a un arca de deshecho. Tras pasar por la cinta de

alimentación y por el disgregador de pacas la biomasa entra en la caldera,

donde tiene lugar su combustión. Los gases de salida de la caldera se

conducen a través de un conducto de humos hacia un filtro de manga o

un precipitador electrostático, donde son depurados de las partículas en

suspensión antes de ser evacuados a la atmósfera, para asegurar valores

adecuados de emisión.

Memoria ambiental

360

� El vapor producido en la caldera es el necesario para generar la energía

eléctrica suficiente en las bornes del generador. Esta energía pasa

posteriormente a un centro de transformación interior que eleva la

tensión. El vapor de salida de la turbina entra en el condensador. Este

agua condensada entra en el desgasificador, donde se eliminan los gases

disueltos (C02, 02) antes de entrar de nuevo en la caldera, cerrándose el

ciclo.

4.2.4. Inventario ambiental

Tras conocer la ubicación de la planta de biomasa se incorpora la

caracterización de los elementos que integran el medio natural, perceptual,

socioeconómico y cultural. El resultado de esta caracterización es fundamental

para el análisis y valoración de los efectos que el proyecto en estudio pueda

producir sobre el territorio.

Los elementos del medio que se analizan son:

Medio natural

� Climatología: Caracterización climática de la zona de estudio.

� Calidad atmosférica: Condiciones de la atmósfera al inicio del Proyecto,

incluyendo el ruido.

� Geomorfología: Como soporte de las formaciones vegetales y elementos

que condicionan el paisaje de la zona.

� Hidrología: Cursos de agua temporales y permanentes interceptados o

que se puedan ver afectados.

� Hidrogeología: Los acuíferos, puntos singulares, zonas de extracción y

de infiltración situados en el área de estudio.

� Vegetación: Distribución espacial, especies representadas y

características de las formaciones vegetales existentes en la zona.

� Fauna: La asociada a los nichos ecológicos, y/ o biótopos existentes en la

zona de estudio.

Memoria ambiental

361

� Espacios naturales protegidos: Incluye a los Espacios Naturales

Protegidos que se pueden ver afectados por la actuación.

Medio Perceptual

Hace referencia a las unidades de paisaje incluidas en el área donde se

sitúa la planta, principalmente a las que resultan perceptibles desde los puntos de

máxima visibilidad del entorno.

Medio socioeconómico

Se refiere a la población, así como a las actividades económicas de la

zona y que pueden verse afectadas, directa o indirectamente por la ejecución de

la actuación propuesta.

Patrimonio Histórico- Artístico

Se comprueba la existencia y posible afección a zonas arqueológicas

tanto en la zona de la parcela, como en los accesos abiertos.

4.2.5. Identificación y evaluación de los Impactos Ambientales

4.2.5.1. Identificación de los Impactos

A continuación se van a reconocer los aspectos ambientales y analizar

cuales serán los factores que potencialmente podrán sufrir algún tipo de

alteración de sus características y/o cualidades de partida durante las diferentes

fases del ejercicio de la actividad y finalmente, se caracteriza los impactos con el

fin de evaluar la necesidad de establecer medidas correctoras.

La identificación y evaluación se hará a partir de la matriz de doble

entrada conocida como matriz de Leopold, en la cual se disponen como

columnas las acciones del proyecto, y como filas los factores ambientales.

Memoria ambiental

362

Habrá que establecer esta evaluación en cada una de las fases que pueden

causar impactos, que son la construcción, explotación y desmantelamiento.

1. Climatología 11. Población 2. Atmósfera 12. Empleo 3. Geología y geomorfología 13. Usos del suelo 4. Edafología 14. Sectores productivos 5. Hidrología 15. Infraestructuras 6. Vegetación 16. Patrimonio arqueológico 7. Hábitat de interés comunitario 17. Vías pecuarias 8. Fauna 18. Actividad cinegética 9. Espacios naturales 10. Paisaje

Memoria ambiental

363

Fase de construcción

ACTIVIDADES MEDIO NATURAL MEDIO SOCIOECONÓMICO 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Desbroce y movimiento de tierras Creación de vías de acceso y pistas

Operaciones de maquinaria (Distribución de materiales, etc.)

Pavimentación y recubrimientos Construcción de edificaciones

Construcción de líneas de evacuación y suministro

Voladuras y perforaciones Instalación de vallados

Restitución del terreno y del entorno

Presencia de sustancias peligrosas (Riesgos de accidentes)

Impacto negativo

Impacto Positivo

Impacto potencial

Memoria ambiental

364

Fase explotación


Ocupación permanente Señalización Recepción y almacenamiento de Biomasa

Estación de recepción (tamizado) Combustión en Caldera de vapor Emisiones gases y partículas de combustión

Refrigeración de condensador de turbina de la caldera en Torres de Refrigeración

Desmineralización del agua Presencia de líneas eléctricas Generación de energía eléctrica Riesgo de accidentes

Impacto negativo

Impacto Positivo

Impacto potencial

Memoria ambiental

365

Fase de desmantelamiento


Desmantelamiento de las instalaciones

Operaciones de maquinaria Restauración del terreno

Riesgo de accidentes

Impacto negativo

Impacto Positivo

Impacto potencial

Memoria ambiental

366

4.2.5.2. Evaluación de los Impactos

En esta apartado se evalúan las principales alteraciones sobre los factores

del medio en fase de construcción, se trata de impactos moderados que

requieren, por tanto, la implementación de medidas correctoras:

Durante la fase de la construcción hay que considerar las alteraciones que

se pueden producir sobre la calidad del aire así como los niveles sonoros que se

generan.

Atmósfera:

� La calidad del aire sufre alteraciones debido al aumento de partículas

sólidas en suspensión en el aire y el incremento de los niveles de CO,

CO2, como consecuencia del funcionamiento de la maquinaria necesaria

en la ejecución de las obras.

� Alteración de los niveles sonoros, debido a la misma razón que la

anterior,

Suelos:

Las actuaciones necesarias en fase de obra van a afectar al suelo de la

parcela, en especial por la eliminación física del mismo o por la pérdida de sus

condiciones edafológicas.

El desbroce de la cubierta vegetal, la explanación del terreno y el paso de

maquinaria pesada favorecen la erosión y en consecuencia la pérdida de suelo

por la disgregación del suelo en partículas más finas y su posterior difusión a la

atmósfera en forma de polvo.

Hidrología:

Con respecto a la hidrología superficial, las afecciones directas a los

cauces próximos a la parcela supone un descenso de la calidad del agua por

turbidez, resuspensión de contaminantes sedimentados en el fondo,

redistribución de nutrientes, etc.

Con respecto a la hidrología subterránea los aspectos a destacar son la

contaminación de los acuíferos, situados en la zona de la parcela que sería

consecuencia de los derrames de aceites e hidrocarburos de la maquinaria de la

obra.

Memoria ambiental

367

Cubierta vegetal:

De todos los elementos del medio afectados, en el caso de ubicarse la

parcelas en zonas naturales, es la cubierta vegetal la que va a sufrir el impacto

más importante ya que es necesario limpiar mediante la tala y desbroce la

parcela y los accesos necesarios para el paso de la maquinaria, vehículos y

personal de la obra.

Fauna:

La presencia de maquinaria y personal va a suponer por una parte

molestias en la fauna que provocarán pequeños desplazamientos y, por otro lado,

en las zonas con vegetación, el desbroce de la misma, va a suponer una pérdida

temporal del lugar de alimentación y cobijo para muchas especies, lo que

implica la alteración de sus hábitats.

Paisaje:

El desbroce y explanación de la parcela y la presencia de maquinaria y

personal suponen un impacto debido al contraste cromático entre el suelo

desnudo y el entorno.

En fase de explotación se han considerado como afecciones más

relevantes los siguientes, se trata de impactos moderados que requieren la

implementación de medidas correctoras:

Atmósfera

La combustión de la biomasa supone la aparición de productos

contaminantes en mayor o menor grado, dependiendo de la naturaleza de los

reactivos y de las tecnologías utilizadas, con el alto riesgo de que dichos

productos sean emitidos al medioambiente. Entre ellas, destacan las partículas, el

dióxido y monóxido de carbono, los compuestos de azufre, los óxidos de

nitrógeno y los residuos sólidos y líquidos.

Las partículas que se obtienen en un proceso de combustión son las

cenizas volantes. Las medidas preventivas que se implementan en la planta

operan con unos rendimientos muy altos y, por lo tanto, se consiguen retener

porcentajes muy elevados del total de partículas generadas, quedando por debajo

de los niveles legales, así como el resto de contaminantes.

Memoria ambiental

368

Hidrología

La generación de aguas contaminadas, tanto por el propio proceso de la

instalación, por ejemplo la generación de cenizas como productos sólidos (que

poseen sustancias toxicas), como las pluviales y sanitarias suponen un impacto,

por lo que es necesario la aplicación de medidas correctoras.

Suelos

La generación residuos sólidos (cenizas, inquemados, lodos, etc.) deben

ser tratados convenientemente para que no produzcan contaminación de los

suelos, para lo cual se deben implementar medidas correctoras.

Paisaje

La presencia de las instalaciones de la planta en áreas naturales supone

un impacto relevante al paisaje debido al contraste de las instalaciones con el

entorno, en el caso de que las plantas se localicen en áreas edificadas este

impacto quedará reducido considerablemente.

4.2.6. Medidas correctoras

La Memoria Ambiental incluye las acciones tendentes a prevenir,

controlar, atenuar, restaurar o compensar los impactos negativos que se han

detectado en el apartado de impactos. Estas medidas se clasificarán como:

medidas preventivas, medidas minimizadoras y medidas correctoras.

4.2.6.1. Medidas preventivas

Las medidas preventivas se dirigen a evitar que se produzca la afección

del proyecto al medio y se introducen en la fase de diseño del Proyecto, en esta

Memoria Ambiental se tienen en cuenta las siguientes:

� Medidas tomadas para la protección del medio físico: una adecuada

planificación inicial de las obras, junto con la valoración ambiental del

territorio permite elegir las zonas más adecuadas minimizando el impacto

originado. Así, la ubicación de la planta se realiza teniendo en cuenta

condicionantes físicos y ambientales existentes en la zona:

Memoria ambiental

369

o Necesidades de la obra en cada una de las zonas.

o Evitar la afección a zonas protegidas o de alto

valor ambiental.

o Facilidad de acceso a la zona de las obras.

Además, en la ubicación y construcción de la planta se atendrá a lo

establecido en la Normativa Urbanística y Reglamento de Actividades Molestas,

Insalubres, Nocivas y Peligrosas, correspondiendo a los Ayuntamientos y

comisiones respectivas las competencias en estas materias.

La correcta tecnología empleada en esta planta (mejores técnicas

disponibles) va a permitir que todas las emisiones a la atmósfera, la generación

de vertidos, residuos, etc., no vayan a producir impactos significativos al medio.

4.2.6.2. Medidas minimizadoras

Se implantan durante la fase de construcción y buscan reducir las

afecciones que se producen durante esta fase del proyecto. Normalmente

suponen un coste adicional muy bajo y facilitan la introducción de las

posteriores medidas correctoras. Estas medidas minimizadoras se dirigen a:

La protección del medio físico:

� Durante las obras se generará un cierto volumen de material sobrante y

en algunos casos inservibles, que se deberá depositar en vertederos

previamente acondicionados.

� En los accesos temporales durante la fase de construcción se utilizará, en

la medida de lo posible, la red de caminos existente evitando la apertura

de otros nuevos.

� Se evitará transitar por zonas próximas a yacimientos arqueológicos,

espacios protegidos, etc.

� Una vez terminada la utilización de caminos para acceso a la obra, se

repararán todos los desperfectos o daños que se hayan podido originar

como consecuencia del tránsito de vehículos.

Memoria ambiental

370

� Se aplicarán técnicas para reducir en origen los distintos tipos de

residuos: control de pedidos y compras, selección de materiales

auxiliares, control de mantenimiento de equipos y proceso.

La protección de la calidad del aire:

� Con el fin de reducir las emisiones de polvo generadas por el tránsito de

maquinaria por los distintos caminos de obra, se procederá al riego de

éstos. Este riego se realizará con camión cisterna o similar, en todo

momento en que las condiciones ambientales lo exijan y de manera

obligatoria durante los meses más secos.

� Los camiones de transporte de material dispondrán de toldos ajustables

que eviten tanto la pérdida de material como la formación de polvo.

� Todos los camiones y maquinaria de obra deberán poseer los certificados

de haber pasado las revisiones que indica la legislación en lo referente a

emisiones de CO, NOx, HC, Pb, etc., así como la generación de ruidos

con la utilización de silenciadores.

La protección y conservación de los suelos

� Con el fin de minimizar la ocupación del suelo y la afección a la

vegetación y al suelo, se jalonará la zona de obras antes del inicio de las

mismas. De esta manera se evitará que la maquinaria circule fuera del

área de ocupación. Dentro de las zonas a jalonar se encuentra la parcela

en la que se ubica la planta de biomasa o las zonas de obras en los puntos

de abastecimiento de agua y gas.

� También se jalonarán aquellas áreas que, por sus valores ambientales y

su cercanía al área de actuación, obliguen a establecer medidas especiales

para su protección.

� El jalonamiento se realizará mediante soportes metálicos clavados en el

suelo y separados ocho metros, que se unirán mediante una malla de

señalización de obra.

� La tierra vegetal procedente de la excavación se utilizará en las labores

de ajardinamiento alrededor de la planta de biomasa y en las labores de

Memoria ambiental

371

tapado de las zanjas realizadas para las conducciones de agua, gas y

electricidad. Se considera un espesor medio de tierra vegetal de 5 cm ya

que se trata de suelos en general muy pobres y pedregosos con escaso

contenido en materia orgánica.

� En aquellas zonas donde vaya a producirse la ocupación del suelo y se

haya determinado que la tierra vegetal es válida para su utilización

posterior, se retirará de manera selectiva hasta su posterior manejo.

Como normas generales se indican:

o Se establecerán distintos lugares de acopio a lo

largo de las diferentes actuaciones.

o La tierra almacenada se dispondrá en caballones

con una altura no superior a 1,5 m para evitar la

compactación.

� Durante el tiempo en que la tierra vegetal permanezca acopiada se

realizarán labores de mantenimiento consistentes en riegos periódicos,

abonados e incluso siembra de leguminosas.

� El extendido de tierra vegetal se realizará con maquinaria que ocasione

una mínima compactación y con un espesor medio de 20 cm.

� Debido a los necesarios cambios de aceite y lubricantes empleados en los

motores de combustión y en los sistemas de transmisión de la maquinaria

de obras, los contratistas adjudicatarios de las obras se convertirán en

productores de residuos, debiendo gestionar correctamente los mismos.

� Los aceites deben almacenarse correctamente, evitando las mezclas con

agua o con otros residuos no oleaginosos y utilizando instalaciones que

permitan la conservación de los aceites usados hasta su recogida y

gestión y que sean accesibles a los vehículos encargados de recogerlos.

� Los aceites usados se entregarán a un gestor autorizado para la recogida

o bien serán recogidos por el contratista quien, contando también con la

debida autorización, los llevará hasta la planta de tratamiento designada

por la Comunidad Autónoma.

� El almacenamiento de los residuos se realizará en recintos cerrados y

dotados de una solera impermeable con drenajes conectados a una balsa

impermeabilizada, de manera que si se produce una fuga o vertido

accidental de dichas sustancias, queden controladas.

Memoria ambiental

372

� Los cambios de aceite y mantenimiento de la maquinaria se realizarán

preferiblemente en talleres autorizados. Para las operaciones de

mantenimiento de emergencia en obra deberán habilitarse áreas ad-hoc,

impermeabilizadas y con capacidad de retención suficiente para evitar

posibles fugas o vertidos accidentales.

� En caso de vertido accidental de residuo peligroso se procederá a la

retirada inmediata de los materiales vertidos y tierras contaminadas, a su

almacenamiento y eliminación controlada de acuerdo con la naturaleza

del vertido a través de gestor autorizado.

� Los residuos asimilables a urbanos o los residuos sólidos urbanos (RSU)

que se generen se almacenarán y gestionarán de acuerdo con lo

establecido en la normativa vigente.

La protección de las aguas y el sistema hidrológico

� Delimitación de la superficie estricta de ocupación, que se limitará al

mínimo imprescindible para la ejecución de las obras.

� Impermeabilización de las superficies de ubicación de la maquinaria.

� Realización de labores de mantenimiento de la maquinaria fuera de los

cursos hídricos y zonas húmedas.

La protección de la fauna

� Restringir, en la medida de lo posible, la realización de trabajos

nocturnos que requieran de la utilización de potentes iluminaciones.

� Restringir al máximo la dispersión de las zonas de obras, reduciendo con

ello el tránsito extensivo de personas y vehículos.

� Se controlará la difusión de polvo que pueda trascender a los hábitats de

interés faunístico circundantes.

� Para evitar la muerte de la fauna por atropello, se respetarán las zonas

aptas para el tránsito de vehículos, se velará por un absoluto

cumplimiento de las limitaciones de velocidad y se tratará de evitar el

tránsito nocturno de vehículos.

La protección del paisaje

Memoria ambiental

373

� Las zonas de acopios deberán restablecerse en zonas ocultas para evitar

intrusiones visuales. Se evitarán los acopios con formas geométricas y/o

aristadas.

� Se procurará que los volúmenes de vertido tengan poca altura en relación

con su dimensión horizontal.

4.2.6.3. Medidas correctoras

Las medidas correctoras a aplicar en fase de funcionamiento de la planta

que se ha considerado son:

Con respecto a los vertidos

� Previamente al inicio de la actividad, se deberá obtener autorización de

vertido por parte de la Confederación Hidrográfica, quien establecerá los

valores límite de emisión y las condiciones de vertido sin perjuicio de las

establecidas en los puntos siguientes.

� Se construirán en la planta fosas sépticas estancas de capacidad adecuada

para dar servicio de evacuación a las aguas sanitarias generadas en la

instalación, las aguas procedentes de la limpieza general de oficinas y

salas de control y las aguas pluviales procedentes de zonas de la planta

donde dichas aguas son susceptibles de ser contaminadas. La limpieza y

gestión del vertido acumulado en estas fosas será realizada cuantas veces

sea necesaria por un Gestor de Residuos Autorizado. Los depósitos

llevarán incorporados un sensor de nivel de llenado que permitirá avisar

al gestor final del vertido con la suficiente anticipación.

� Las aguas contaminadas por aceites e hidrocarburos procedentes de la

limpieza de equipos e instalaciones serán sometidas a un tratamiento de

depuración mediante la instalación de un decantador-separador de

hidrocarburos.

� Las aguas procedentes de la recuperación de las resinas de intercambio

iónico, utilizadas en el sistema de desmineralización del agua, deberán

Memoria ambiental

374

ser sometidas a un tratamiento de neutralización de pH antes de su

vertido.

� Las aguas procedentes del proceso de refrigeración serán devueltas a uno

de los dos estanques de enfriamiento construidos para tal fin dando lugar

a un ciclo cerrado de refrigeración.

� Las aguas procedentes de purgas de la torre de refrigeración o de la

caldera de vapor, sometidas a tratamiento químico inicial y con alto

contenido salino, serán convenientemente tratadas antes de su vertido.

� Todas las aguas de carácter industrial, previamente tratadas, serán

vertidas a dos depósitos de homogeneización y enfriamiento, construidos

para tal fin, de capacidad adecuada para garantizar la eficacia de los

mismos.

� El agua almacenada en los depósitos de homogeneización y

enfriamiento, una vez alcance la temperatura adecuada, será evacuada al

curso.

� Las aguas de lluvia se canalizarán de forma independiente al resto de

aguas, y una vez depuradas convenientemente mediante decantador-

separador de hidrocarburos serán almacenadas y reutilizadas en el

proceso.

� Al inicio de funcionamiento de la planta, el efluente líquido generado en

la misma deberá ser caracterizado para garantizar el cumplimiento de los

límites que establezca la autorización de vertido.

Con respecto a los residuos

� Antes de que dé comienzo la actividad se indicará a esta Dirección

General de Medio Ambiente qué tipo de gestión y qué gestores

autorizados se harán cargo de los residuos generados por la actividad con

el fin último de su valorización o eliminación. Éstos deberán estar

registrados como Gestores de Residuos en la provincia de Cantabria.

� Los residuos peligrosos generados y gestionados en las instalaciones

deberán envasarse, etiquetarse y almacenarse conforme a lo establecido

por la ley. El tiempo máximo para el almacenamiento de residuos

peligrosos no podrá exceder de seis meses.

Memoria ambiental

375

� Los residuos no peligrosos generados en el complejo industrial podrán

depositarse temporalmente en las instalaciones, con carácter previo a su

eliminación o valorización, por tiempo inferior a dos años. Sin embargo,

si el destino final de estos residuos es la eliminación mediante deposición

en vertedero, el tiempo de almacenamiento no podrá sobrepasar el año,

según lo dispuesto en la ley.

� Las cenizas producidas en la combustión de biomasa serán caracterizadas

con objeto de determinar su naturaleza y destino más adecuado.

� De acuerdo con lo establecido en los artículos 13 y 14 de la Ley 10/1998,

de 21 de abril, de Residuos, el promotor del proyecto deberá solicitar

autorización de actividad de eliminación o valorización de residuos.

� Igualmente, en la Conserjería de Medio Ambiente se deberá solicitar la

inscripción en el Registro de Productores de Residuos Peligrosos.

� Los residuos derivados del plan de limpieza del decantador-separador de

hidrocarburos serán retirados y gestionados por un Gestor Autorizado de

Residuos Peligrosos.

� Los lodos que puedan precipitar en los depósitos de homogeneización y

enfriamiento serán retirados y gestionados por un Gestor Autorizado de

Residuos. Previamente a su retirada serán caracterizados para determinar

su peligrosidad.

� Se establecerá un plan de fomento de tratamientos alternativos para los

residuos de la combustión: cenizas e inquemados. Estos residuos podrán

ser destinados a un tratamiento en cementaras o empresas cerámicas o

bien orientarlos a uso para inertización de residuos líquidos. Su

caracterización permite, asimismo buscar aplicaciones como

componentes para fertilizantes y abonos líquidos. En caso de no

encontrar una aplicación viable de entre las mencionadas se llevarán a

vertedero autorizado.

Con respecto a la atmósfera

� Las instalaciones se diseñarán, equiparán, construirán y explotarán de

modo que eviten emisiones a la atmósfera que provoquen una

contaminación atmosférica significativa. En particular, los gases de

Memoria ambiental

376

escape serán liberados de modo controlado y por medio de chimeneas

que irán asociadas a cada uno de los focos de emisión. La altura de las

chimeneas, así como los orificios para la toma de muestra y plataformas

de acceso se determinarán de acuerdo con la legislación vigente.

� El transporte de las escorias de caldera y las cenizas volantes hasta los

depósitos de almacenamiento de las mismas se hará mediante conductos

cerrados para evitar la emisión de partículas a la atmósfera. Así mismo su

almacenamiento se realizará en depósitos cerrados de modo que se

impida su dispersión.

� Los humos de combustión de la biomasa y cenizas volantes ascenderán

aspirados por el ventilador de tiro inducido situado en la cola del circuito

de gases.

� Los humos se depuran antes de su envío a la atmósfera. El sistema de

depuración de gases de combustión consiste en una neutralización por

vía seca de los compuestos ácidos de cloro y azufre contenidos en muy

pequeña proporción en la composición de la biomasa y en la deposición

de partículas y cenizas volantes en un filtro de mangas. Los valores

límite de emisión a la atmósfera que no deberán rebasarse y los métodos

de control y seguimiento de las emisiones serán los establecidos en la

legislación vigente, concretamente los establecidos en el Decreto

833/1975, de 22 de diciembre, de Protección del Ambiente Atmosférico.

De esta manera, los valores de emisión de contaminantes a la atmósfera

no rebasan la legislación vigente (para las emisiones Decreto 833/1975):

Límites de emisiones para Actividades industriales diversas según el

Decreto 833/1975:

o Partículas sólidas mg/Nm3 150

o SO2 mg/Nm3 4.300

o CO p.p.m. 500

o NOx (medio como NO2) p.p.m. 300

o Flúor total:

o Zonas húmedas de pastizales mg/Nm3 40

o Otras zonas mg/Nm3 80

o Cl mg/Nm3 230

Memoria ambiental

377

o HCl mg/Nm3 460

o SH2 mg/Nm3 10

o Opacidad: El índice de ennegrecimiento no será

superior al número 1 de la escala de Ringelmann o

al número 2 de la escala de Bacharach, que

equivale al 20 por 100 de opacidad.

Con respecto al ruido

� No se permitirá el funcionamiento de ninguna fuente sonora cuyo nivel

de recepción externo sobrepase, al límite de propiedad, los 60 dB(A) de

día y los 45 dB(A) de noche.

� El anclaje de máquinas y aparatos será tal que no se produzcan

vibraciones o repidaciones realizándose de modo que se logre el óptimo

equilibrio estático y dinámico mediante la deposición de bancadas de

inercia de peso comprendido entre 1,5 y 2,5 veces al de la máquina que

soporta, y apoyando el conjunto sobre antivibradores, expresamente

calculados.

� Los conductos con circulación forzada de líquidos o gases, especialmente

cuando estén conectados con máquinas que tengan órganos en

movimiento, estarán provistos de dispositivos que impidan la transmisión

de vibraciones. Estos conductos se aislarán con materiales elásticos en

sus anclajes y en las partes de su recorrido que atraviesen muros y

tabiques.

Con respecto a las líneas eléctricas

Se pretende establecer medidas para minimizar la presencia de las

mismas, a fin de evitar las electrocuciones, principal problema de la avifauna:

1. Medidas correctoras frente a la electrocución.

Apoyos de alineación, simple circuito:

� No se instalarán aisladores rígidos.

Memoria ambiental

378

� Los apoyos de alineación, las crucetas son de tipo bóveda

preferiblemente, con una distancia entre conductores no inferior a 1,5 m

y con una distancia mínima entre elementos en tensión y la cruceta de 35

cm.

Apoyos de amarre:

� No se instalarán aisladores rígidos.

� Los apoyos de amarre, ángulo, derivación y seccionamiento; la distancia

entre los elementos en tensión y la cruceta será mínimo de 70 cm, y no se

colocarán puentes sin aislar por encima de la cabecera de apoyo.

� Apoyos de derivación, seccionamiento y autoválvulas; los puentes serán

aislados, o bien la distancia entre fase y tierra será de al menos 70 cm

desde conductores a crucetas.

Apoyo de centros de transformación:

� Las autoválvulas se colocan por debajo de la cabecera de apoyo, la

distancia entre los elementos en tensión y la cruceta será mínimo de 70

cm., se pueden colocar aisladores de apoyo por debajo de la cabeza del

poste, y la distancia entre fase y tierra será superior a 35 cm. o en caso

contrario deberán aislarse los puentes.

2. Medidas correctoras frente a la colisión

� Se colocarán tres espirales salva-pájaros por vano. Las espirales serán

de 1 m de longitud y se colocarán cada 10 metros al tresbolillo.

3. Medidas correctoras frente a la nidificación

� Se instalarán dispositivos antinidificación tipo tejadillo en todas las

crucetas rectas.

Memoria ambiental

379

Medidas de restauración:

Una vez finalizadas las obras

� Restauración morfológica y revegetación de las zanjas excavadas

para las conducciones de agua, gas y electricidad. Para ello se

utilizará la tierra vegetal previamente acopiada y, en caso de

requerirse la ejecución de siembras posteriores, se utilizarán especies

similares a las del entorno.

� Restauración morfológica y revegetación de las zonas degradadas por

las obras como: los accesos, las áreas próximas a la parcela, etc.

� La especie objeto de la reforestación será la vegetación arbórea y

arbustiva natural presente en la zona. La reforestación también

incluirá la siembra del arbolado adecuado. En el perímetro de la

planta se plantarán especies arbóreas de rápido crecimiento con

objeto de disminuir el impacto paisajístico de las instalaciones.

� El plan de reforestación finalizará cuando quede asegurado el éxito

de la plantación.

Una vez finalizada la actividad

� Se desmantelarán y retirarán de la finca todos los elementos

constituyentes de la planta de combustión de biomasa en un periodo

inferior a nueve meses desde la finalización de la actividad.

� En caso de no finalizar las obras, se procederá al derribo de las

mismas con la maquinaria adecuada, y a dejar el terreno en las

condiciones en las que estaba anteriormente.

� Si una vez finalizada la actividad, se pretendiera el uso de las

instalaciones para otra actividad distinta, deberán adecuarse las

instalaciones y contar con todas las autorizaciones exigidas para el

nuevo aprovechamiento.

� En todo caso, al finalizar las actividades se deberá dejar el terreno en

su estado original, demoliendo adecuadamente las instalaciones, y

retirando todos los escombros a vertedero autorizado.

Memoria ambiental

380

4.2.7. Programa de Vigilancia Ambiental

Con el Programa de Vigilancia Ambiental (PVA) se permite el

cumplimiento de las medidas protectoras y correctoras tenidas en cuenta en la

Memoria Ambiental. Además, el PVA va a permitir identificar otros que no

hayan sido previstos inicialmente. Esto permitirá la implantación de medidas

correctoras, siempre y cuando que las ya aplicadas sean insuficientes.

Si fuera solicitado por el Órgano Ambiental Competente, la empresa

promotora propondrá un técnico con conocimientos suficientes, que será el

responsable de la ejecución del PVA. Dicho técnico será contratado por la

empresa promotora, con cargo al presupuesto del Proyecto y el tiempo que duren

las obras, la explotación de la planta y su posterior desmantelamiento.

4.2.7.1. Actuaciones desarrolladas en el PVA

El Programa de Vigilancia Ambiental supondrá fundamentalmente a la

inspección y control ambiental de las obras de la planta, así como de la posterior

fase desmantelamiento. Las acciones necesarias para ejecutar el PVA quedan

resumidas en los siguientes puntos:

� Contactos con los representantes del Órgano Ambiental Competente,

manteniéndolos informados sobre el estado de las obras.

� Supervisión de la fase de obra a través del control de una serie de

parámetros.

� Asesoramiento a la Dirección de Obra.

� Seguimiento del Libro de Registro de entrada de biomasa, con indicación

de fecha de entrada, procedencia y cantidad.

� Informe sobre las características de las emisiones a la atmósfera, en

donde se determinan las emisiones de los contaminantes: partículas

sólidas, SO2, CO y NOx.

� Supervisión de la fase de desmantelamiento a través del control de los

parámetros a determinar.

Memoria ambiental

381

4.2.7.2. Resumen de las acciones de control ambiental

Las acciones de control ambiental se pueden resumir en los siguientes

puntos:

� Supervisión al inicio de la obra que el promotor posea todos los permisos

necesarios y los libros de registros.

� Controlar la adecuada retirada y mantenimiento de la tierra vegetal en las

primeras fases de la obra.

� Evitar el corte de pies ecológicamente interesantes (por su grado de

rareza o por su estado de conservación).

� Mantener una velocidad aconsejable de tránsito para limitar la

generación de partículas en suspensión y sus consecuencias adversas

asociadas.

� Controlar el trasiego de zonas de acopio, maquinaria y vehículos fuera

del espacio asignado a tal efecto y la no apertura de caminos de acceso a

la pista.

� Vigilar la presencia de vertidos o residuos generados en el proceso

constructivo.

� Controlar las prácticas ambientalmente indeseables como pueden ser los

eventuales repostajes, cambios de aceite, limpieza de cubetas de

hormigoneras fuera de los espacios asignados a tal fin, etc.

� En aquellas actividades que impliquen altos niveles acústicos,

planificarlas de forma que no implique serias molestias a la población

próxima y que no se desarrollen próximas a los periodos críticos fauna

protegida (reproducción y cría).

� Vigilar el correcto mantenimiento y restitución de pistas, caminos,

carreteras y todas aquellas infraestructuras existentes antes del comienzo

de las obras y que de alguna forma son afectadas por las mismas.

� Controlar que se cumplan todas las medidas de prevención de incendios

forestales.

Memoria ambiental

382

� Controlar las emisiones a la atmósfera, vertidos, niveles sonoros,

consumos en fase de explotación.

� Controlar que en fase de desmantelamiento, el terreno se quede en su

estado original.

� Durante la fase de obras se remitirán informes trimestrales sobre el

progreso de las obras y la aplicación de las medidas protectoras y

correctoras.

Anexos

383

Anexos 5.

Anexos

384

5. ANEXOS ................................................................................................. 385

5.1. ANEXO II NORMAS .............................................................................................................. 385 5.1.1. Resumen de normas que se han empleado 385 5.1.2. Detalle de las normas más significativas 386

5.1.2.1. RD 661/2007 ................................................................................................................ 386

5.1.2.2. Actualización de la tarifa de venta de la energía ORDEN ITC/3801/2008 ................. 428

5.1.2.3. API STD-610 Apéndice G y H .................................................................................... 429

5.1.2.4. Diagrama de Mollier .................................................................................................... 438

5.1.2.5. Tablas de propiedades de agua y del aire ..................................................................... 439

Anexos

385

5. ANEXOS

5.1. ANEXO II NORMAS

5.1.1. Resumen de normas que se han empleado

1. DIN 4312 para turbinas de vapor 2. CEN/TS 14961:2005� Especificaciones de combustible 3. UNE-EN 12952-15� Calidad de agua en generadores de vapor 4. Reglamento de Alta, media y baja tensión. REBT 5. RD 1110/2007� Reglamento unificado de puntos de medida

6. CEI 62271-200� para celdas de media tensión 7. UNE-EN 60439-1� Conjuntos de aparamenta de baja tensión.

Parte 1: Requisitos para los conjuntos de serie y los conjuntos derivados de serie

8. API STD-610 Apéndice G y H 9. Especificaciones acerca de velocidades de Fluidos en tuberías

(HEYMO) 10. ASME 331.1� especificaciones del espesor de las líneas del

ciclo. 11. ASTM A 530� tolerancia mínima para espesores. 12. UNE-EN-12845 tabla 4�Criterios básicos para instalaciones

REA con protección sólo techo. 13. RSCIEI� Reglamento de seguridad contra incendios en

establecimientos industriales. RD 2267/2004. 14. La Directiva IPPC (Prevención y Control Integrado de la

Polución) 15. La Directiva sobre Grandes Plantas de Combustión (LPC)

(2001/80/CE, actualizada 88/609/CEE) 16. Normas Medioambientales de la Memoria Ambiental.

Anexos

386

5.1.2. Detalle de las normas más significativas

5.1.2.1. RD 661/2007, disposiciones generales y particulares para biomasa

La sociedad española actual, en el contexto de la reducción de la

dependencia energética exterior, de un mejor aprovechamiento de los recursos

energéticos disponibles y de una mayor sensibilización ambiental, demanda cada

vez más la utilización de las energías renovables y la eficiencia en la generación

de electricidad, como principios básicos para conseguir un desarrollo sostenible

desde un punto de vista económico, social y ambiental.

Además, la política energética nacional debe posibilitar, mediante la

búsqueda de la eficiencia energética en la generación de electricidad y la

utilización de fuentes de energía renovables, la reducción de gases de efecto

invernadero de acuerdo con los compromisos adquiridos con la firma del

protocolo de Kyoto.

La creación del régimen especial de generación eléctrica supuso un hito

importante en la política energética de nuestro país. Los objetivos relativos al

fomento de las energías renovables y a la cogeneración, se recogen en el Plan de

Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Ahorro y Eficiencia

Energética en España (E4), respectivamente. A la vista de los mismos se

constata que aunque el crecimiento experimentado por el conjunto del régimen

especial de generación eléctrica ha sido destacable, en determinadas tecnologías,

los objetivos planteados se encuentran aún lejos de ser alcanzados.

Desde el punto de vista de la retribución, la actividad de producción de

energía eléctrica en régimen especial se caracteriza por la posibilidad de que su

régimen retributivo se complemente mediante la percepción de una prima en los

términos que reglamentariamente se establezcan, para cuya determinación

pueden tenerse en cuenta factores como el nivel de tensión de entrega de la

energía a la red, la contribución a la mejora del medio ambiente, el ahorro de

energía primaria, la eficiencia energética y los costes de inversión en que se haya

incurrido.

La modificación del régimen económico y jurídico que regula el régimen

especial vigente hasta el momento, se hace necesaria por varias razones: En

primer lugar, el crecimiento experimentado por el régimen especial en los

Anexos

387

últimos años, unido a la experiencia acumulada durante la aplicación de los

Reales Decretos 2818/1998, de 23 de diciembre y 436/2004, de 12 de marzo, ha

puesto de manifiesto la necesidad de regular ciertos aspectos técnicos para

contribuir al crecimiento de estas tecnologías, salvaguardando la seguridad en el

sistema eléctrico y garantizando su calidad de suministro, así como para

minimizar las restricciones a la producción de dicha generación. El régimen

económico establecido en el Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, debido al

comportamiento que han experimentado los precios del mercado, en el que en

los últimos tiempos han tomado más relevancia ciertas variables no consideradas

en el citado régimen retributivo del régimen especial, hace necesario la

modificación del esquema retributivo, desligándolo de la Tarifa Eléctrica Media

o de Referencia, utilizada hasta el momento. Por último es necesario recoger los

cambios normativos derivados de la normativa europea, así como del Real

Decreto-ley 7/2006, de 23 de junio, por el que se adoptan medidas urgentes en el

sector energético, que introduce modificaciones importantes en cuanto al

régimen jurídico de la actividad de cogeneración.

El presente real decreto sustituye al Real Decreto 436/2004, de 12 de

marzo, por el que se establece la metodología para la actualización y

sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad de producción

de energía eléctrica en régimen especial y da una nueva regulación a la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial, manteniendo la

estructura básica de su regulación.

El marco económico establecido en el presente real decreto desarrolla los

principios recogidos en la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector

Eléctrico, garantizando a los titulares de instalaciones en régimen especial una

retribución razonable para sus inversiones y a los consumidores eléctricos una

asignación también razonable de los costes imputables al sistema eléctrico, si

bien se incentiva la participación en el mercado, por estimarse que con ello se

consigue una menor intervención administrativa en la fijación de los precios de

la electricidad, así como una mejor y más eficiente imputación de los costes del

sistema, en especial en lo referido a gestión de desvíos y a la prestación de

servicios complementarios.

Para ello se mantiene un sistema análogo al contemplado en el Real

Decreto 436/2004, de 12 de marzo, en el que el titular de la instalación puede

Anexos

388

optar por vender su energía a una tarifa regulada, única para todos los periodos

de programación, o bien vender dicha energía directamente en el mercado diario,

en el mercado a plazo o a través de un contrato bilateral, percibiendo en este

caso el precio negociado en el mercado más una prima. En éste último caso, se

introduce una novedad para ciertas tecnologías, unos límites inferior y superior

para la suma del precio horario del mercado diario, más una prima de referencia,

de forma que la prima a percibir en cada hora, pueda quedar acotada en función

de dichos valores. Este nuevo sistema, protege al promotor cuando los ingresos

derivados del precio del mercado fueran excesivamente bajos, y elimina la prima

cuando el precio del mercado es suficientemente elevado para garantizar la

cobertura de sus costes, eliminando irracionalidades en la retribución de

tecnologías, cuyos costes no están directamente ligados a los precios del petróleo

en los mercados internacionales.

Por otra parte, para salvaguardar la seguridad y calidad del suministro

eléctrico en el sistema, así como para minimizar las restricciones de producción

a aquellas tecnologías consideradas hoy por hoy como no gestionables, se

establecen unos objetivos de potencia instalada de referencia, coincidente con

los objetivos del Plan de Energías Renovables 2005-2010 y de la Estrategia de

Ahorro y Eficiencia Energética en España (E4), para los que será de aplicación

el régimen retributivo establecido en este real decreto.

Igualmente, durante el año 2008 se iniciará la elaboración de un nuevo

Plan de Energías Renovables para su aplicación en el período 2011-2020. Los

nuevos objetivos que se establezcan se considerarán en la revisión del régimen

retributivo prevista para finales de 2010.

Para el caso particular de la energía eólica, con el objeto de optimizar su

penetración en el sistema eléctrico peninsular, además se iniciará en 2007 un

estudio del potencial eólico evacuable a la red, cuyos resultados se tendrán en

cuenta en la planificación futura de infraestructuras eléctricas para el período

2007-2016.

El fomento de la cogeneración de alta eficiencia sobre la base de la

demanda de calor útil es una prioridad para la Unión Europea y sus Estados

miembros, habida cuenta de los beneficios potenciales de la cogeneración en lo

que se refiere al ahorro de energía primaria, a la eliminación de pérdidas en la

red y a la reducción de las emisiones, en particular de gases de efecto

Anexos

389

invernadero, por todo ello el objetivo de la Directiva 2004/8/CE del Parlamento

Europeo y del Consejo, de 11 de febrero de 2004, relativa al fomento de la

cogeneración sobre la base de la demanda de calor útil en el mercado interior de

la energía y por la que se modifica la Directiva 92/42/CEE, expresado en su

artículo 1.º, es incrementar la eficiencia energética y mejorar la seguridad de

abastecimiento mediante la creación de un marco para el fomento y desarrollo de

la cogeneración.

La retribución de la energía generada por la cogeneración se basa en los

servicios prestados al sistema, tanto por su condición de generación distribuida

como por su mayor eficiencia energética, introduciendo, por primera vez, una

retribución que es función directa del ahorro de energía primaria que exceda del

que corresponde al cumplimiento de los requisitos mínimos.

Como consecuencia de la derogación de los costes de transición a la

competencia (CTC's), efectuada por el Real Decreto Ley 7/2006, de 23 de junio,

desapareció la prima de ciertas instalaciones de la categoría a) del Real Decreto

436/2004, de 12 de marzo, con anterioridad a la fecha prevista inicialmente de

2010. Para paliar este agravio sobre las instalaciones cuya actividad no estaba

directamente ligada a estos costes, se incrementa, desde la entrada en vigor del

citado real decreto-ley y hasta la entrada en vigor del presente real decreto, el

valor del incentivo de dichas instalaciones, en la cuantía de la prima suprimida,

quedando la retribución total exactamente igual a la situación anterior a la

modificación.

Además, se prevé que ciertas instalaciones de tecnologías asimilables al

régimen especial pero que por lo elevado de su potencia deban estar incluidas en

el régimen ordinario, o bien, instalaciones térmicas convencionales que utilicen

biomasa o biogás, puedan percibir una prima o un complemento, para fomentar

su implantación, por su contribución a los objetivos del régimen especial.

Por otro lado, se introducen sendas disposiciones adicionales relativas a

los mecanismos de reparto de gastos y costes y la estimación de los costes de

conexión para las instalaciones del régimen especial. necesarias para la

incorporación al derecho español el contenido de los artículos 7.4 y 7.5 de la

Directiva 2001/77/CE del Parlamento Europeo y del Consejo, de 27 de

septiembre de 2001, relativa a la promoción de la electricidad generada a partir

de fuentes de energía renovables en el mercado interior de la electricidad.

Anexos

390

El real decreto se estructura sistemáticamente en cuatro capítulos. El

capítulo I define el alcance objetivo de la norma y especifica las instalaciones

que tienen la consideración de régimen especial, clasificándolas en categorías,

grupos y subgrupos; el capítulo II regula el procedimiento para la inclusión de

una instalación de producción de energía eléctrica en el régimen especial; el

capítulo III, los derechos y obligaciones de los productores en régimen especial,

y el capítulo IV, el régimen económico.

Con este real decreto se pretende que en el año 2010 se alcance el

objetivo indicativo nacional incluido en la Directiva 2001/77/CE del Parlamento

Europeo y del Consejo, de 27 de septiembre de 2001, relativa a la promoción de

la electricidad generada a partir de fuentes de energía renovables en el mercado

interior de la electricidad, de manera que al menos el 29,4 por ciento del

consumo bruto de electricidad en 2010 provenga de fuentes de energía

renovables.

De acuerdo con lo previsto en la disposición adicional undécima,

apartado tercero, de la Ley 34/1998, de 7 de octubre, del sector de hidrocarburos,

este real decreto ha sido sometido a informe preceptivo de la Comisión Nacional

de Energía.

En su virtud, a propuesta del Ministro de Industria Turismo y Comercio,

de acuerdo con el Consejo de Estado y previa deliberación del Consejo de

Ministros en su reunión del día 25 de mayo de 2007,

D I S P O N G O :

CAPÍTULO I

Objeto y ámbito de aplicación

Artículo 1. Objeto.

Constituye el objeto de este real decreto:

a) El establecimiento de un régimen jurídico y económico de la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial que sustituye al Real

Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para

la actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la

actividad de producción de energía eléctrica en régimen especial por una nueva

regulación de la actividad de producción de energía eléctrica en régimen

especial.

Anexos

391

b) El establecimiento de un régimen económico transitorio para las

instalaciones incluidas en las categorías a), b), c) y d) del Real Decreto

436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la metodología para la

actualización y sistematización del régimen jurídico y económico de la actividad

de producción de energía eléctrica en régimen especial.

c) La determinación de una prima que complemente el régimen

retributivo de aquellas instalaciones con potencia superior a 50 MW, aplicable a

las instalaciones incluidas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de

noviembre, y a las cogeneraciones.

d) La determinación de una prima que complemente el régimen

retributivo de las instalaciones de co-combustión de biomasa y/o biogás en

centrales térmicas del régimen ordinario, independientemente de su potencia, de

acuerdo con lo establecido en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de

noviembre.

Artículo 2. Ámbito de aplicación.

1. Podrán acogerse al régimen especial establecido en este real decreto

las instalaciones de producción de energía eléctrica contempladas en el artículo

27.1 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

Dichas instalaciones se clasifican en las siguientes categorías, grupos y

subgrupos, en función de las energías primarias utilizadas, de las tecnologías de

producción empleadas y de los rendimientos energéticos obtenidos:

a) Categoría a): productores que utilicen la cogeneración u otras formas

de producción de electricidad a partir de energías residuales.

Tienen la consideración de productores cogeneradores aquellas personas

físicas o jurídicas que desarrollen las actividades destinadas a la generación de

energía térmica útil y energía eléctrica y/o mecánica mediante cogeneración,

tanto para su propio uso como para la venta total o parcial de las mismas.

Entendiéndose como energía eléctrica la producción en barras de central o

generación neta, de acuerdo con los artículos 16.7 y 30.2 de la Ley 54/1997, de

27 de noviembre.

Se entiende por energía térmica útil la producida en un proceso de

cogeneración para satisfacer, sin superarla, una demanda económicamente

justificable de calor y/o refrigeración y, por tanto, que sería satisfecha en

Anexos

392

condiciones de mercado mediante otros procesos, de no recurrirse a la

cogeneración.

Esta categoría a) se clasifica a su vez en dos grupos:

1.º Grupo a.1. Instalaciones que incluyan una central de cogeneración

siempre que supongan un alto rendimiento energético y satisfagan los requisitos

que se determinan en el anexo I. Dicho grupo se divide en cuatro subgrupos:

Subgrupo a.1.1. Cogeneraciones que utilicen como combustible el gas

natural, siempre que éste suponga al menos el 95 por ciento de la energía

primaria utilizada, o al menos el 65 por ciento de la energía primaria utilizada

cuando el resto provenga de biomasa y/o biogás en los términos previstos en el

anexo II; siendo los porcentajes de la energía primaria utilizada citados medidos

por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.2. Cogeneraciones que utilicen como combustible gasóleo,

fuel-oil o bien Gases Licuados del Petróleo (GLP), siempre que estos supongan

al menos el 95 por ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder

calorífico inferior.

Subgrupo a.1.3. Cogeneraciones que utilicen como combustible principal

biomasa y/o biogás, en los términos que figuran en el anexo II, y siempre que

ésta suponga al menos el 90 por ciento de la energía primaria utilizada, medida

por el poder calorífico inferior.

Subgrupo a.1.4. Resto de cogeneraciones que incluyen como posibles

combustibles a emplear, gases residuales de refinería, coquería, combustibles de

proceso, carbón y otros no contemplados en los subgrupos anteriores.

2.º Grupo a.2. Instalaciones que incluyan una central que utilice energías

residuales procedentes de cualquier instalación, máquina o proceso industrial

cuya finalidad no sea la producción de energía eléctrica y/o mecánica.

b) Categoría b): instalaciones que utilicen como energía primaria alguna

de las energías renovables no consumibles, biomasa, o cualquier tipo de

biocarburante, siempre y cuando su titular no realice actividades de producción

en el régimen ordinario.

Esta categoría b) se clasifica a su vez en ocho grupos:

1.º Grupo b.1. Instalaciones que utilicen como energía primaria la energía

solar. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Anexos

393

Subgrupo b.1.1. Instalaciones que únicamente utilicen la radiación solar

como energía primaria mediante la tecnología fotovoltaica.

Subgrupo b.1.2. Instalaciones que utilicen únicamente procesos térmicos

para la transformación de la energía solar, como energía primaria, en

electricidad. En estas instalaciones se podrán utilizar equipos que utilicen un

combustible para el mantenimiento de la temperatura del fluido trasmisor de

calor para compensar la falta de irradiación solar que pueda afectar a la entrega

prevista de energía. La generación eléctrica a partir de dicho combustible deberá

ser inferior, en cómputo anual, al 12 por ciento de la producción total de

electricidad si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción a) del

artículo 24.1 de este real decreto. Dicho porcentaje podrá llegar a ser el 15 por

ciento si la instalación vende su energía de acuerdo a la opción b) del citado

artículo 24.1.

2.º Grupo b.2. Instalaciones que únicamente utilicen como energía

primaria la energía eólica. Dicho grupo se divide en dos subgrupos:

Subgrupo b.2.1. Instalaciones eólicas ubicadas en tierra.

Subgrupo b.2.2. Instalaciones eólicas ubicadas en el mar territorial.

3.º Grupo b.3. Instalaciones que únicamente utilicen como energía

primaria la geotérmica, la de las olas, la de las mareas, la de las rocas calientes y

secas, la oceanotérmica y la energía de las corrientes marinas.

4.º Grupo b.4. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada no sea

superior a 10 MW.

5.º Grupo b.5. Centrales hidroeléctricas cuya potencia instalada sea

superior a 10 MW y no sea superior a 50 MW.

6.º Grupo b.6. Centrales que utilicen como combustible principal

biomasa procedente de cultivos energéticos, de residuos de las actividades

agrícolas o de jardinerías, o residuos de aprovechamientos forestales y otras

operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes, en los términos

que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:


biomasa procedente de cultivos energéticos.


biomasa procedente de residuos de las actividades agrícolas o de jardinerías.

Anexos

394


biomasa procedente de residuos de aprovechamientos forestales y otras

operaciones selvícolas en las masas forestales y espacios verdes.


biomasa procedente de estiércoles, biocombustibles o biogás procedente de la

digestión anaerobia de residuos agrícolas y ganaderos, de residuos

biodegradables de instalaciones industriales o de lodos de depuración de aguas

residuales, así como el recuperado en los vertederos controlados, en los términos

que figuran en el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:

Subgrupo b.7.1. Instalaciones que empleen como combustible principal

el biogás de vertederos.


el biogás generado en digestores empleando alguno de los siguientes residuos:

residuos biodegradables industriales, lodos de depuradora de aguas urbanas o

industriales, residuos sólidos urbanos, residuos ganaderos, agrícolas y otros para

los cuales se aplique el proceso de digestión anaerobia, tanto individualmente

como en co-digestión.


estiércoles mediante combustión y biocombustibles líquidos.


biomasa procedente de instalaciones industriales, en los términos que figuran en

el anexo II. Dicho grupo se divide en tres subgrupos:


biomasa procedente de instalaciones industriales del sector agrícola.


biomasa procedente de instalaciones industriales del sector forestal.


licores negros de la industria papelera.

c) Categoría c): instalaciones que utilicen como energía primaria residuos

con valorización energética no contemplados en la categoría b). Dicha categoría

se divide en cuatro grupos:

1.º Grupo c.1. Centrales que utilicen como combustible principal residuos

sólidos urbanos.

Anexos

395

2.º Grupo c.2. Centrales que utilicen como combustible principal otros

residuos no contemplados anteriormente.

3.º Grupo c.3. Centrales que utilicen como combustible residuos, siempre

que éstos no supongan menos del 50 por ciento de la energía primaria utilizada,

medida por el poder calorífico inferior.

4.º Grupo c.4. Centrales que hubieran estado acogidas al Real Decreto

2366/1994, de 9 de diciembre y que a la entrada en vigor del presente real

decreto se encuentren en explotación, cuando utilicen como combustible

productos de las explotaciones mineras de calidades no comerciales para la

generación eléctrica, por su elevado contenido en azufre o cenizas, y siempre

que su poder calorífico inferior sea inferior a 2.200 kcal/kg y que los residuos

representen más del 25 por ciento de la energía primaria utilizada medida por el

poder calorífico inferior.

2. A los efectos de la categoría b) anterior, se entenderá como

combustible principal aquel combustible que suponga, como mínimo, el 90 por

ciento de la energía primaria utilizada, medida por el poder calorífico inferior,

excepto lo establecido para el subgrupo b.1.2 en el punto 1.b) anterior. Para la

categoría c) el porcentaje anterior será el 70 por ciento, excepto para la c.3 y c.4.

3. Se admite la posibilidad de hibridaciones de varios combustibles y/o

tecnologías, en los términos establecidos en el artículo 23 de este real decreto.

Artículo 3. Potencia de las instalaciones.

1. La potencia nominal será la especificada en la placa de características

del grupo motor o alternador, según aplique, corregida por las condiciones de

medida siguientes, en caso que sea procedente:

a) Carga: 100 por ciento en las condiciones nominales del diseño.

b) Altitud: la del emplazamiento del equipo.

c) Temperatura ambiente: 15 ºC.

d) Pérdidas de carga: admisión 150 mm c.d.a.; escape 250 mm c.d.a.

e) Pérdidas por ensuciamiento y degradación: tres por ciento.

2. A los efectos del límite de potencia establecido para acogerse al

régimen especial o para la determinación del régimen económico establecido en

el capítulo IV, se considerará que pertenecen a una única instalación cuya

potencia será la suma de las potencias de las instalaciones unitarias para cada

uno de los grupos definidos en el artículo 2:

Anexos

396

a) Categorías a): instalaciones que tengan en común al menos un

consumidor de energía térmica útil o que la energía residual provenga del mismo

proceso industrial.

b) Categoría b): para las instalaciones del grupo b.1, que no estén en el

ámbito de aplicación del Real Decreto 1663/2000, de 29 de septiembre, sobre

conexión de instalaciones fotovoltaicas a la red de baja tensión, y para los

grupos b.2 y b.3, las que viertan su energía a un mismo transformador con

tensión de salida igual a la de la red de distribución o transporte a la que han de

conectarse. Si varias instalaciones de producción utilizasen las mismas

instalaciones de evacuación, la referencia anterior se entendería respecto al

transformador anterior al que sea común para varias instalaciones de producción.

En caso de no existir un transformador anterior, para las instalaciones del

subgrupo b.1.1, se considerará la suma de potencias de los inversores trabajando

en paralelo para un mismo titular y que viertan su energía en dicho

transformador común.

Para las instalaciones de los grupos b.4 y b.5, las que tengan la misma

cota altimétrica de toma y desagüe dentro de una misma ubicación.

c) Para el resto de instalaciones de las categorías b) y c), las que tengan

equipos electromecánicos propios.

3. Para las categorías a) y c), así como para los grupos b.6, b.7 y b.8, a

los efectos de lo establecido en el punto 2 anterior, no se considerará la suma de

las potencias de dos instalaciones, cuando la inscripción definitiva de la segunda

se produzca al menos cinco años después de la inscripción definitiva de la

primera, y la potencia total de la segunda sea de nueva instalación.

CAPÍTULO II

Procedimientos administrativos para la inclusión de una instalación de

producción de energía eléctrica en el régimen especial

Sección 1.ª Disposiciones generales

Artículo 4. Competencias administrativas.

1. La autorización administrativa para la construcción, explotación,

modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción

en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instalación de

producción acogida a dicho régimen corresponde a los órganos de las

comunidades autónomas.

Anexos

397

2. Corresponde a la Administración General del Estado, a través de la

Dirección General de Política Energética y Minas del Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio, sin perjuicio de las competencias que tengan atribuidas

otros departamentos ministeriales:

a) La autorización administrativa para la construcción, explotación,

modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones de producción

en régimen especial y el reconocimiento de la condición de instalación de

producción acogida a dicho régimen cuando la comunidad autónoma donde esté

ubicada la instalación no cuente con competencias en la materia o cuando las

instalaciones estén ubicadas en más de una comunidad autónoma.

b) La autorización administrativa para la construcción, explotación,

modificación sustancial, transmisión y cierre de las instalaciones cuya potencia

instalada supere los 50 MW, o se encuentren ubicadas en el mar, previa consulta

en cada caso con las comunidades autónomas afectadas por la instalación.

c) La inscripción o toma de razón, en su caso, en el Registro

administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica de las

instalaciones reguladas en este real decreto, así como la comunicación de la

inscripción o toma de razón a la Comisión Nacional de Energía, al operador del

sistema y, en su caso, al operador del mercado.

3. Se entiende por modificación sustancial de una instalación preexistente

las sustituciones de los equipos principales como las calderas, motores, turbinas

hidráulicas, de vapor, eólicas o de gas, alternadores y transformadores, cuando

se acredite que la inversión de la modificación parcial o global que se realiza

supera el 50 por ciento de la inversión total de la planta, valorada con criterio de

reposición. La modificación sustancial dará origen a una nueva fecha de puesta

en servicio a los efectos del capítulo IV.

4. Las anteriores competencias se entienden sin perjuicio de otras que

pudieran corresponder a cada organismo respecto a las instalaciones sujetas a

esta regulación.

Artículo 5. Autorización de instalaciones.

El procedimiento para el otorgamiento de autorizaciones administrativas

para la construcción, modificación, explotación, transmisión y cierre de las

instalaciones a las que hace referencia este real decreto, cuando sea competencia

de la Administración General del Estado, se regirá por las normas por las que se

Anexos

398

regulan con carácter general las instalaciones de producción de energía eléctrica,

sin perjuicio de las concesiones y autorizaciones que sean necesarias, de acuerdo

con otras disposiciones que resulten aplicables, que pudieran ser previas a la

autorización de instalaciones como en el caso de la concesión de aguas para las

centrales hidroeléctricas.

Para la obtención de la autorización de la instalación, será un requisito

previo indispensable la obtención de los derechos de acceso y conexión a las

redes de transporte o distribución correspondientes.

Las comunidades autónomas, en el ámbito de sus competencias, podrán

desarrollar procedimientos simplificados para la autorización de instalaciones

cuando éstas tengan una potencia instalada no superior a 100 kW.

Artículo 6. Requisitos para la inclusión de una instalación en el régimen

especial.

1. La condición de instalación de producción acogida al régimen especial

será otorgada por la Administración competente para su autorización. Los

titulares o explotadores de las instalaciones que pretendan acogerse a este

régimen deberán solicitar ante la Administración competente su inclusión en una

de las categorías, grupo y, en su caso, subgrupo a los que se refiere el artículo 2.

2. Para que una instalación de producción pueda acogerse al régimen

especial se deberá acreditar además del cumplimiento de los requisitos a que se

refiere el artículo 2 las principales características técnicas y de funcionamiento

de la instalación.

Asimismo, deberá realizarse una evaluación cuantificada de la energía

eléctrica que va a ser transferida en su caso a la red.

3. En el caso de instalaciones incluidas en la categoría a) del artículo 2.1,

se deberán acreditar las siguientes características de la instalación:

a) La máxima potencia a entregar con el mínimo consumo compatible

con el proceso.

b) La mínima potencia a entregar compatible con el proceso asociado al

funcionamiento en régimen normal.

c) La potencia mínima a entregar compatible con las condiciones técnicas

del grupo generador, para los productores que no tengan proceso industrial.

d) El cumplimiento de los requisitos que se determinan en el anexo I,

según corresponda, para la categoría a), para lo cual se debe elaborar un estudio

Anexos

399

energético que lo acredite, justificando, en su caso, la necesidad de energía

térmica útil producida, de acuerdo con la definición dada en el artículo 2, en los

diferentes regímenes de explotación de la instalación previstos.

Además de lo anterior, el titular deberá presentar un procedimiento de

medida y registro de la energía térmica útil, indicando los equipos de medida

necesarios para su correcta determinación.

4. En el caso de instalaciones híbridas, así como, en su caso, las

instalaciones del subgrupo a.1.3, se deberá justificar la energía que se transfiere

a la red mediante el consumo de cada uno de los combustibles, su poder

calorífico, los consumos propios asociados a cada combustible y los

rendimientos de conversión de la energía térmica del combustible en energía

eléctrica, así como la cantidad y procedencia de los distintos combustibles

primarios que vayan a ser utilizados.

Sección 2.ª Procedimiento

Artículo 7. Presentación de la solicitud.

En el caso de las instalaciones para cuya autorización sea competente la

Administración General del Estado, la solicitud de inclusión en el régimen

especial deberá ser presentada por el titular de la instalación o por quien le

represente, entendiendo por tales al propietario, arrendatario, concesionario

hidráulico o titular de cualquier otro derecho que le vincule con la explotación

de una instalación. Esta solicitud deberá acompañarse de la documentación

acreditativa de los requisitos a que se refiere el artículo anterior, así como de una

memoria-resumen de la entidad peticionaria que deberá contener:

a) Nombre o razón social y domicilio del peticionario.

b) Capital social y accionistas con participación superior al cinco por

ciento, en su caso, y participación de éstos. Relación de empresas filiales en las

que el titular tenga participación mayoritaria.

c) Las condiciones de eficiencia energética, técnicas y de seguridad de la

instalación para la que se solicita la inclusión en el régimen especial.

d) Relación de otras instalaciones acogidas al régimen especial de las que

sea titular.

e) Copia del balance y cuenta de resultados correspondiente al último

ejercicio fiscal.

Artículo 8. Tramitación y resolución.

Anexos

400

1. Cuando los documentos exigidos a los interesados ya estuvieran en

poder de cualquier órgano de la Administración actuante, el solicitante podrá

acogerse a lo establecido en el artículo 35.f) de la Ley 30/1992, de 26 de

noviembre, de Régimen Jurídico de las Administraciones Públicas y del

Procedimiento Administrativo Común, siempre que haga constar la fecha y el

órgano o dependencia en que fueron presentados o, en su caso, emitidos.

En los supuestos de imposibilidad material de obtener el documento,

debidamente justificada en el expediente, el órgano competente podrá requerir al

solicitante su presentación o, en su defecto, la acreditación por otros medios de

los requisitos a que se refiere el documento, con anterioridad a la formulación de

la propuesta de resolución.

2. El procedimiento de tramitación de la solicitud se ajustará a lo previsto

en la Ley 30/1992, de 26 de noviembre, de Régimen Jurídico de las

Administraciones Públicas y del Procedimiento Administrativo Común, y en sus

normas de desarrollo.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas notificará la

resolución expresa sobre la solicitud en el plazo de tres meses. La falta de

notificación de la resolución expresa en plazo tendrá efectos desestimatorios, de

acuerdo al artículo 28.3 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre. No obstante,

podrá interponerse recurso de alzada ante la autoridad administrativa

correspondiente.

Sección 3.ª Registro de instalaciones de producción en régimen especial

Artículo 9. Registro administrativo de instalaciones de producción en

régimen especial.

1. Para el adecuado seguimiento del régimen especial y específicamente

para la gestión y el control de la percepción de las tarifas reguladas, las primas y

complementos, tanto en lo relativo a la categoría, grupo y subgrupo, a la

potencia instalada y, en su caso, a la fecha de puesta en servicio como a la

evolución de la energía eléctrica producida, la energía cedida a la red, la energía

primaria utilizada, el calor útil producido y el ahorro de energía primaria

conseguido, las instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen

especial deberán ser inscritas obligatoriamente en la sección segunda del

Registro administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica a que

se refiere el artículo 21.4 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente

Anexos

401

del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio. Dicha sección segunda del

Registro administrativo citado será denominada, en lo sucesivo Registro

administrativo de instalaciones de producción en régimen especial.

2. El procedimiento de inscripción en este registro constará de una fase

de inscripción previa y de una fase de inscripción definitiva.

Artículo 10. Coordinación con las comunidades autónomas y con otros

organismos.

1. Sin perjuicio de lo previsto en el artículo anterior, las comunidades

autónomas podrán crear y gestionar los correspondientes registros territoriales.

2. Para garantizar la intercambiabilidad de las inscripciones entre el

Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial y los

registros autonómicos que puedan constituirse, así como la agilidad y

homogeneidad en la remisión de datos entre la Administración General del

Estado y las comunidades autónomas, se establece en el anexo III el modelo de

inscripción previa y definitiva en el registro. De acuerdo con estos modelos, se

realizará la comunicación de datos por las comunidades autónomas para la toma

de razón de las inscripciones en el registro dependiente del Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, así como la transmisión a aquéllas de las

inscripciones que afecten a su ámbito territorial.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas establecerá, en

colaboración con las comunidades autónomas, un procedimiento telemático al

que se adherirán los órganos competentes de las mismas para la comunicación

de datos remitidos por éstas para la toma de razón de las inscripciones en el

registro dependiente del Ministerio de Industria, Turismo y Comercio.

Igualmente la Dirección General de Política Energética y Minas promoverá la

utilización de dicho procedimiento telemático en sentido inverso, para la

transmisión a los órganos competentes de las comunidades autónomas de las

inscripciones que afecten a su ámbito territorial, así como a la Comisión

Nacional de Energía, al operador del sistema y al operador del mercado de las

inscripciones en el Registro administrativo de instalaciones en régimen especial.

Artículo 11. Inscripción previa.

1. La solicitud de inscripción previa se dirigirá al órgano correspondiente

de la comunidad autónoma competente o, en su caso, a la Dirección General de

Política Energética y Minas.

Anexos

402

Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y

Minas deberá resolver sobre la solicitud de inscripción previa en un plazo

máximo de un mes.

2. La solicitud de inscripción previa se acompañará, al menos, del acta de

puesta en servicio provisional para pruebas, el contrato técnico con la empresa

distribuidora o, en su caso, contrato técnico de acceso a la red de transporte, a

los que se refiere el artículo 16 de este real decreto, así como de aquella

documentación que hubiera sido modificada respecto de la presentada para el

otorgamiento de la condición de instalación acogida al régimen especial.

3. Una vez inscrita, la comunidad autónoma competente deberá dar

traslado a la Dirección General de Política Energética y Minas, en un plazo

máximo de un mes de la inscripción de la instalación en el registro autonómico

para la toma de razón de la inscripción previa en el registro administrativo,

acompañado del modelo de inscripción del anexo III.

4. La formalización de la inscripción previa dará lugar a la asignación de

un número de identificación en el registro, que será comunicado a la Comisión

Nacional de Energía y a la comunidad autónoma competente, al objeto de que

por ésta última se proceda a su notificación al interesado. Esta notificación será

efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se

trate de instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración

General del Estado.

5. La formalización de la inscripción previa en el Registro administrativo

de instalaciones de producción de energía eléctrica en régimen especial

dependiente de la Dirección General de Política Energética y Minas, será

considerada requisito suficiente para dar cumplimiento a lo previsto en el

artículo 4.a) del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, y será notificada

al interesado.

Artículo 12. Inscripción definitiva.

1. La solicitud de inscripción definitiva se dirigirá al órgano

correspondiente de la comunidad autónoma competente o, en su caso, a la

Dirección General de Política Energética y Minas, acompañada de:

a) Documento de opción de venta de la energía producida a que se refiere

el artículo 24.

Anexos

403

b) Certificado emitido por el encargado de la lectura, que acredite el

cumplimiento de lo dispuesto en el Reglamento de puntos de medida de los

consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real Decreto

2018/1997, de 26 de diciembre. Para todas las instalaciones correspondientes a

puntos de medida tipo 3, el encargado de la lectura será el distribuidor

correspondiente.

c) Informe del operador del sistema, o del gestor de la red de distribución

en su caso, que acredite la adecuada cumplimentación de los procedimientos de

acceso y conexión y el cumplimiento de los requisitos de información, técnicos y

operativos establecidos en los procedimientos de operación, incluyendo la

adscripción a un centro de control de generación con los requisitos establecidos

en el presente real decreto.

d) Acreditación del cumplimiento de los requisitos exigidos en el artículo

4 del Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se organiza y

regula el mercado de producción de energía eléctrica, para los sujetos del

mercado de producción. En el caso en el que el titular de una instalación que

hubiera elegido la opción a) del artículo 24.1, vaya a ser representado por un

representante en nombre propio, será éste último el que deberá presentar la

acreditación establecida en el presente párrafo.

e) En el caso de instalaciones híbridas, así como instalaciones del

subgrupo a.1.3, memoria justificativa que acredite el origen de los combustibles

que van a ser utilizados y sus características, así como, en su caso, los

porcentajes de participación de cada combustible y/o tecnología en cada uno de

los grupos y subgrupos.

La solicitud de inscripción definitiva podrá presentarse simultáneamente

con la solicitud del acta de puesta en servicio de la instalación.

2. En el caso de que la competencia para la resolución de la solicitud

corresponda a una comunidad autónoma, ésta, en el plazo de un mes, deberá

comunicar la inscripción de la instalación en el registro autonómico o, en su

caso, de los datos precisos para la inscripción definitiva en el Registro

administrativo de instalaciones de producción en régimen especial a la Dirección

General de Política Energética y Minas, según el modelo de inscripción del

anexo III, acompañado del acta de puesta en servicio definitiva definida en el

artículo 132 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se

Anexos

404

regulan las actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro

y procedimientos de autorización de instalaciones de energía eléctrica.

Cuando resulte competente, la Dirección General de Política Energética y

Minas deberá resolver sobre la solicitud de inscripción definitiva en un plazo

máximo de un mes.

3. La Dirección General de Política Energética y Minas comunicará la

inscripción definitiva en este registro, en la que constará el número de

identificación en éste, al operador del mercado, al operador del sistema, a la

Comisión Nacional de Energía y a la comunidad autónoma que resulte

competente. Por su parte el órgano competente de ésta procederá a su

notificación al solicitante y a la empresa distribuidora. Esta notificación será

efectuada por la Dirección General de Política Energética y Minas cuando se

trate de instalaciones para cuya autorización sea competente la Administración

General del Estado.

4. La remisión de información a que hace referencia el presente artículo

se remitirá de acuerdo al procedimiento a que hace referencia el artículo 10.3 del

presente real decreto.

Artículo 13. Caducidad y cancelación de la inscripción previa.

La inscripción previa de una instalación en el Registro administrativo de

instalaciones de producción en régimen especial dependiente de la Dirección

General de Política Energética y Minas será cancelada si, transcurridos tres

meses desde que aquélla fuese notificada al interesado, éste no hubiera solicitado

la inscripción definitiva. No obstante, no se producirá esta cancelación en el caso

de que a juicio de la Administración competente existan razones fundadas para

que esta inscripción permanezca en el registro, lo que deberá comunicar, en su

caso, a la Dirección General de Política Energética y Minas y a la Comisión

Nacional de Energía expresando el plazo durante el cual la vigencia de la

inscripción debe prorrogarse.

Artículo 14. Efectos de la inscripción.

1. La condición de instalación acogida al régimen especial tendrá efectos

desde la fecha de la resolución de otorgamiento de esta condición emitida por la

autoridad competente. No obstante, la inscripción definitiva de la instalación en

el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial

será requisito necesario para la aplicación a dicha instalación del régimen

Anexos

405

económico regulado en este real decreto, con efectos desde el primer día del mes

siguiente a la fecha del acta de puesta en marcha definitiva de la instalación.

En cualquier caso, a partir de dicho primer día serán aplicables, en su

caso, los complementos, y costes por desvíos previstos en dicho régimen

económico. Asimismo, cuando la opción de venta elegida fuera la del artículo

24.1.b), se aplicará desde dicho primer día, y hasta que se acceda al mercado, la

retribución resultante del artículo 24.1.a), con sus complementos y costes por

desvíos asociados.

2. Sin perjuicio de lo previsto en el apartado anterior, la energía eléctrica

que pudiera haberse vertido a la red como consecuencia de un funcionamiento

en pruebas previo al acta de puesta en marcha definitiva, y la vertida después de

la concesión de dicha acta, hasta el primer día del mes siguiente, será retribuida

con un precio equivalente al precio final horario del mercado.

El funcionamiento en pruebas deberá ser previamente autorizado y su

duración no podrá exceder de tres meses.

Dicho plazo podrá ser ampliado por la autoridad competente si la causa

del retraso es ajena al titular o explotador de la instalación de producción.

Artículo 15. Cancelación y revocación de la inscripción definitiva.

Procederá la cancelación de la inscripción definitiva en el Registro

administrativo de instalaciones de producción en régimen especial en los

siguientes casos:

a) Cese de la actividad como instalación de producción en régimen

especial.

b) Revocación por el órgano competente del reconocimiento de

instalación acogida al régimen especial o revocación de la autorización de la

instalación, de acuerdo con la legislación aplicable.

La Administración competente comunicará la cancelación o revocación,

así como cualquier otra incidencia de la inscripción definitiva en el registro, a la

empresa distribuidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas

para su toma de razón en el Registro administrativo de instalaciones de

producción en régimen especial. Por su parte, ésta última lo comunicará a la

Comisión Nacional de Energía.

CAPÍTULO III

Derechos y obligaciones de las instalaciones del régimen especial

Anexos

406

Artículo 16. Contratos con las empresas de red.

1. El titular de la instalación de producción acogida al régimen especial y

la empresa distribuidora suscribirán un contrato tipo, según modelo establecido

por la Dirección General de Política Energética y Minas, por el que se regirán las

relaciones técnicas entre ambos.

En dicho contrato se reflejarán, como mínimo, los siguientes extremos:

a) Puntos de conexión y medida, indicando al menos las características

de los equipos de control, conexión, seguridad y medida.

b) Características cualitativas y cuantitativas de la energía cedida y, en su

caso, de la consumida, especificando potencia y previsiones de producción,

consumo, generación neta, venta y, en su caso, compra.

c) Causas de rescisión o modificación del contrato.

d) Condiciones de explotación de la interconexión, así como las

circunstancias en las que se considere la imposibilidad técnica de absorción de

los excedentes de energía.

La empresa distribuidora tendrá la obligación de suscribir este contrato,

incluso aunque no se produzca generación neta en la instalación.

2. Adicionalmente, en el caso de conexión a la red de transporte, se

aplicará lo dispuesto en el artículo 58 del Real Decreto 1955/2000, de 1 de

diciembre, y deberá comunicarse el contrato técnico de acceso a la red de

transporte al operador del sistema y al gestor de la red de transporte.

Este contrato técnico se anexará al contrato principal definido en el

apartado anterior.

La firma de los mencionados contratos con los titulares de redes requerirá

la acreditación ante éstos de las autorizaciones administrativas de las

instalaciones de generación, así como de las correspondientes instalaciones de

conexión desde las mismas hasta el punto de conexión en la red de transporte o

distribución, necesarias para la puesta en servicio.

Artículo 17. Derechos de los productores en régimen especial.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.2 de la Ley 54/1997, de

27 de noviembre, los titulares de instalaciones de producción acogidas al

régimen especial tendrán los siguientes derechos:

a) Conectar en paralelo su grupo o grupos generadores a la red de la

compañía eléctrica distribuidora o de transporte.

Anexos

407

b) Transferir al sistema a través de la compañía eléctrica distribuidora o

de transporte su producción neta de energía eléctrica o energía vendida, siempre

que técnicamente sea posible su absorción por la red.

c) Percibir por la venta, total o parcial, de su energía eléctrica generada

neta en cualquiera de las opciones que aparecen en el artículo 24.1, la retribución

prevista en el régimen económico de este real decreto. El derecho a la

percepción de la tarifa regulada, o en su caso, prima, estará supeditada a la

inscripción definitiva de la instalación en el Registro de instalaciones de

producción en régimen especial dependiente de la Dirección General de Política

Energética y Minas, con anterioridad a la fecha límite establecida en el artículo

22.

d) Vender toda o parte de su producción neta a través de líneas directas.

e) Prioridad en el acceso y conexión a la red eléctrica en los términos

establecidos en el anexo XI de este real decreto o en las normas que lo

sustituyan.

Artículo 18. Obligaciones de los productores en régimen especial.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 30.1 de la Ley 54/1997, de

27 de noviembre, los titulares de instalaciones de producción en régimen

especial tendrán las siguientes obligaciones:

a) Entregar y recibir la energía en condiciones técnicas adecuadas, de

forma que no se causen trastornos en el normal funcionamiento del sistema.

b) Para las instalaciones de generación de la categoría a) en el caso en

que se produzca una cesión de energía térmica producida, será requisito para

acogerse a este régimen retributivo, la formalización de uno o varios contratos

de venta de energía térmica, por el total del calor útil de la planta.

c) Ser inscritas en la sección segunda del Registro administrativo de

instalaciones de producción de energía eléctrica a que se refiere el artículo 21.4

de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, dependiente del Ministerio de Industria,

Turismo y Comercio, de acuerdo con lo establecido en el artículo 9 del presente

real decreto.

d) Todas las instalaciones de régimen especial con potencia superior a 10

MW deberán estar adscritas a un centro de control de generación, que actuará

como interlocutor con el operador del sistema, remitiéndole la información en

Anexos

408

tiempo real de las instalaciones y haciendo que sus instrucciones sean ejecutadas

con objeto de garantizar en todo momento la fiabilidad del sistema eléctrico.

La obligación de adscripción a un centro de control de generación será

condición necesaria para la percepción de la tarifa o, en su caso, prima

establecida en el presente real decreto, o en reales decretos anteriores vigentes

con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la venta a tarifa

regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la percepción de un

precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa.

Los costes de instalación y mantenimiento de los centros de control de

generación, incluyendo la instalación y mantenimiento de las líneas de

comunicación con el operador del sistema, serán por cuenta de los generadores

en régimen especial adscritos a los mismos. La comunicación de dichos centros

control de generación con el operador del sistema se hará de acuerdo a los

protocolos y estándares comunicados por el operador del sistema y aprobados

por la Dirección General de Política Energética y Minas.

Las condiciones de funcionamiento de los centros de control, junto con

las obligaciones de los generadores en régimen especial, en relación con los

mismos, serán las establecidas en los correspondientes procedimientos de

operación.

e) Las instalaciones eólicas están obligadas al cumplimiento de lo

dispuesto en el procedimiento de operación P.O. 12.3 «Requisitos de respuesta

frente a huecos de tensión de las instalaciones eólicas», aprobado mediante

resolución de 4 de octubre de 2006 de la Secretaría General de Energía. A estos

efectos, la verificación de su cumplimiento se regulará en el procedimiento

correspondiente.

Sin perjuicio de lo dispuesto en el apartado 3 de la disposición transitoria

quinta, esta obligación será condición necesaria para la percepción de la tarifa o,

en su caso, prima establecida en el presente real decreto, o en reales decretos

anteriores vigentes con carácter transitorio. Si la opción de venta elegida fuera la

venta a tarifa regulada, el incumplimiento de esta obligación implicaría la

percepción de un precio equivalente al precio final horario del mercado, en lugar

de la tarifa misma.

Artículo 19. Remisión de documentación.

Anexos

409

1. Los titulares o explotadores de las instalaciones inscritas en el Registro

administrativo de instalaciones de producción en régimen especial deberán

enviar al órgano que autorizó la instalación, durante el primer trimestre de cada

año, una memoria-resumen del año inmediatamente anterior, de acuerdo con el

modelo establecido en el anexo IV.

En el caso de las instalaciones que tengan la obligación del cumplimiento

del rendimiento eléctrico equivalente se remitirá un certificado, de una entidad

reconocida por la Administración competente, acreditativo de que se cumplen

las exigencias mínimas del anexo I, así como del valor realmente alcanzado de

rendimiento eléctrico equivalente, debiendo notificar cualquier cambio

producido en los datos aportados para la autorización de la instalación, para la

inclusión en el régimen especial o para la inscripción en el registro.

En el caso de instalaciones que utilicen biomasa y/o biogás considerado

en los grupos b.6, b.7 y b.8, de forma única, en hibridación o co-combustión,

remitirán además, la información que se determine en el correspondiente

procedimiento de certificación, dentro del sistema de certificación de biomasa y

biogás, que será desarrollado por el Ministerio de Industria, Turismo y

Comercio. Asimismo, mientras que, de acuerdo con la disposición final cuarta,

no se haya desarrollado dicho sistema, los titulares o explotadores remitirán,

adjunta a la memoria resumen, una relación de los tipos de combustible

utilizados indicando la cantidad anual empleada en toneladas al año y el PCI

medio, en kcal/kg, de cada uno de ellos.

2. En el plazo máximo de un mes, contado a partir de su recepción, los

órganos competentes de las comunidades autónomas remitirán la información,

incluidas las memorias-resumen anuales, a la Dirección General de Política

Energética y Minas para su toma de razón en el registro, con copia a la Comisión

Nacional de Energía.

3. Al objeto de proceder a la elaboración de las estadísticas anuales

relativas al cumplimiento de los objetivos nacionales incluidos en el Plan de

Energías Renovables 2005-2010 y en la Estrategia de Eficiencia Energética en

España (E4), la Dirección General de Política Energética y Minas, a su vez,

remitirá y pondrá a disposición del Instituto para la Diversificación y Ahorro de

la Energía toda la información a la que aquí se hace referencia y que afecte a las

instalaciones del régimen especial y a las cogeneraciones de más de 50 MW.

Anexos

410

4. La documentación a que hace referencia el presente artículo se remitirá

por procedimiento telemático a que hace referencia el artículo 10.3 del presente

real decreto.

Artículo 20. Cesión de la energía eléctrica generada en régimen especial.

1. Las instalaciones incluidas en el régimen especial podrán incorporar al

sistema la totalidad de la energía eléctrica neta producida, entendiendo como tal

la energía eléctrica bruta generada por la planta menos los consumos propios del

sistema de generación de energía eléctrica.

2. Para las instalaciones interconectadas con la red eléctrica, será

necesario un acuerdo entre el titular y el gestor de la red correspondiente, que se

formalizará mediante un contrato comprensivo de los extremos a que hace

referencia el artículo 16.

3. Las instalaciones de régimen especial deberán contar con los equipos

de medida de energía eléctrica necesarios que permitan su liquidación,

facturación y control, de acuerdo con lo expresado en este real decreto y en el

Reglamento de puntos de medida de los consumos y tránsitos de energía

eléctrica, aprobado por el Real Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.

En el caso de que la medida se obtenga mediante una configuración que

incluya el cómputo de pérdidas de energía, el titular y la empresa distribuidora

deberán establecer un acuerdo para cuantificar dichas pérdidas. Dicho acuerdo

deberá quedar reflejado en el contrato que deben suscribir ambos sujetos,

definido en el artículo 16.

Cuando varias instalaciones de producción en régimen especial

compartan conexión, en ausencia de acuerdo entre ellas y con el gestor de la red

autorizado por el órgano competente, la energía medida se asignará a cada

instalación, junto con la imputación de pérdidas que corresponda,

proporcionalmente a las medidas individualizadas.

Artículo 21. Sistema de información del cumplimiento del objetivo de

potencia para cada tecnología.

En el plazo máximo de dos meses desde la publicación del presente real

decreto, la Comisión Nacional de Energía establecerá, un sistema de

información a través de su página web, en el que se determinará, en cada

momento y para cada tecnología, la potencia total con inscripción definitiva en

el Registro administrativo de instalaciones de producción en régimen especial,

Anexos

411

con el grado de avance respecto de los objetivos de potencia establecidos en los

artículos 35 al 42 del presente real decreto, la evolución mensual, así como el

plazo estimado de cumplimiento del objetivo correspondiente.

Artículo 22. Plazo de mantenimiento de las tarifas y primas reguladas.

1. Una vez se alcance el 85 por ciento del objetivo de potencia para un

grupo o subgrupo, establecido en los artículos 35 al 42 del presente real decreto,

se establecerá, mediante resolución del Secretario General de Energía, el plazo

máximo durante el cual aquellas instalaciones que sean inscritas en el Registro

administrativo de instalaciones de producción en régimen especial con

anterioridad a la fecha de finalización de dicho plazo tendrán derecho a la prima

o, en su caso, tarifa regulada establecida en el presente real decreto para dicho

grupo o subgrupo, que no podrá ser inferior a doce meses.

Para ello la Comisión Nacional de Energía propondrá a la Secretaría

General de Energía una fecha límite, teniendo en cuenta el análisis de los datos

reflejados por el sistema de información a que hace referencia el artículo 21 y

teniendo en cuenta la velocidad de implantación de nuevas instalaciones y la

duración media de la ejecución de la obra para un proyecto tipo de una

tecnología.

2. Aquellas instalaciones que sean inscritas de forma definitiva en el

Registro administrativo de producción en régimen especial dependiente del

Ministerio de Industria, Turismo y Comercio, con posterioridad a la fecha de

finalización establecida para su tecnología, percibirán por la energía vendida, si

hubieran elegido la opción a) del artículo 24.1, una remuneración equivalente al

precio final horario del mercado de producción, y si hubieran elegido la opción

b) el precio de venta de la electricidad será el precio que resulte en el mercado

organizado o el precio libremente negociado por el titular o el representante de la

instalación, complementado, en su caso, por los complementos del mercado que

le sean de aplicación.

Sin perjuicio de lo anterior, estas instalaciones serán tenidas en cuenta a

la hora de fijar los nuevos objetivos de potencia para el Plan de Energías

Renovables 2011-2020.

Artículo 23. Instalaciones híbridas.

1. A los efectos del presente real decreto se entiende por hibridación la

generación de energía eléctrica en una instalación, utilizando combustibles y/o

Anexos

412

tecnologías de los grupos o subgrupos siguientes b.1.2, b.6, b.7, b.8 y c.4, de

acuerdo a los tipos y condiciones establecidos en el apartado 2 siguiente.

2. Solo se admiten las instalaciones híbridas de acuerdo a las siguientes

definiciones:

i. Hibridación tipo 1: aquella que incorpore 2 ó más de los combustibles

principales indicados para los grupos b.6, b.7, b.8 y c4 y que en su conjunto

supongan en cómputo anual, como mínimo, el 90 por ciento de la energía

primaria utilizada medida por sus poderes caloríficos inferiores.

ii. Hibridación tipo 2: aquella instalación del subgrupo b.1.2 que

adicionalmente, incorpore 1 o más de los combustibles principales indicados

para los grupos b.6, b.7 y b.8. La generación eléctrica a partir de dichos

combustibles deberá ser inferior, en el cómputo anual, al 50 por ciento de la

producción total de electricidad. Cuando además de los combustibles principales

indicados para los grupos b.6, b.7 y b.8 la instalación utilice otro combustible

primario para los usos que figuran en el artículo 2.1.b, la generación eléctrica a

partir del mismo no podrá superar, en el cómputo anual, el porcentaje del 10 por

ciento, medido por su poder calorífico inferior.

3. Para el caso de hibridación tipo 1, la inscripción en el registro se hará

en los grupos o subgrupos que corresponda atendiendo al porcentaje de

participación de cada uno de ellos, sin perjuicio de la percepción de la

retribución que le corresponda en función de la contribución real mensual de

cada uno de los grupos o subgrupos. Salvo que se trate de una cogeneración, en

cuyo caso la instalación se inscribirá en el subgrupo a.1.3. Para el caso de

hibridación tipo 2, la inscripción se realizará en el grupo b.1.2.

4. En el caso de utilización de un combustible de los contemplados en el

presente artículo, pero que no haya sido contemplado en la inscripción de la

instalación en el registro, el titular de la misma, deberá comunicarlo al órgano

competente, adjuntando justificación del origen de los combustibles no

contemplados y sus características, así como los porcentajes de participación de

cada combustible y/o tecnología en cada uno de los grupos y subgrupos.

5. Únicamente será aplicable la hibridación entre los grupos y subgrupos

especificados en el presente artículo en el caso en que el titular de la instalación

mantenga un registro documental suficiente que permita determinar de manera

Anexos

413

fehaciente e inequívoca la energía eléctrica producida atribuible a cada uno de

los combustibles y tecnologías de los grupos y subgrupos especificados.

6. El incumplimiento del registro documental referido en apartado

anterior o el fraude en los porcentajes de hibridación retribuidos serán causa

suficiente para la revocación del derecho a la aplicación del régimen económico

regulado en este real decreto y, en su caso, a la incoación del procedimiento

sancionador correspondiente. Si se hubiera elegido la opción de venta de energía

a tarifa regulada, la suspensión referida implicaría la percepción de un precio

equivalente al precio final horario del mercado, en lugar de la tarifa misma, sin

perjuicio de la obligación, en su caso, de abonar el coste de los desvíos en que

incurra.

CAPÍTULO IV

Régimen económico

Sección 1.ª Disposiciones generales

Artículo 24. Mecanismos de retribución de la energía eléctrica producida

en régimen especial.

1. Para vender, total o parcialmente, su producción neta de energía

eléctrica, los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real

decreto deberán elegir una de las opciones siguientes:

a) Ceder la electricidad al sistema a través de la red de transporte o

distribución, percibiendo por ella una tarifa regulada, única para todos los

períodos de programación, expresada en céntimos de euro por kilovatio-hora.

b) Vender la electricidad en el mercado de producción de energía

eléctrica. En este caso, el precio de venta de la electricidad será el precio que

resulte en el mercado organizado o el precio libremente negociado por el titular

o el representante de la instalación, complementado, en su caso, por una prima

en céntimos de euro por kilovatio-hora.

2. En ambos casos, el titular de la instalación deberá observar las normas

contenidas en la sección 2.ª de este capítulo IV, y le será además de aplicación la

legislación, normativa y reglamentación específica del mercado eléctrico.

3. De acuerdo con el artículo 17.d), el titular de una instalación de

régimen especial podrá además, vender parte de su energía a través de una línea

directa, sin que a esta energía le sea de aplicación el régimen económico

regulado en este real decreto.

Anexos

414

4. Los titulares de instalaciones a los que resulte de aplicación este real

decreto podrán elegir, por períodos no inferiores a un año, la opción de venta de

su energía que más les convenga, lo que comunicarán a la empresa distribuidora

y a la Dirección General de Política Energética y Minas, con una antelación

mínima de un mes, referido a la fecha del cambio de opción. Dicha fecha será el

primer día del primer mes en que el cambio de opción vaya a ser efectivo y

deberá quedar referida explícitamente en la comunicación.

5. La Dirección General de Política Energética y Minas tomará nota de la

opción elegida, y de los cambios que se produzcan en la inscripción del Registro

administrativo de instalaciones de producción de energía eléctrica y la

comunicará a la Comisión Nacional de Energía y, en su caso, a los operadores

del sistema y del mercado, a los efectos de liquidación de las energías.

Artículo 25. Tarifa regulada.

La tarifa regulada a que se refiere el artículo 24.1.a) consiste en una

cantidad fija, única para todos los periodos de programación, y que se determina

en función de la categoría, grupo y subgrupo al que pertenece la instalación, así

como de su potencia instalada y, en su caso, antigüedad desde la fecha de puesta

en servicio, en los artículos 35 al 42 del presente real decreto.

Artículo 26. Discriminación horaria.

1. Las instalaciones de la categoría a) y los grupos b.4, b.5, b.6, b.7 y b.8,

que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1, podrán acogerse, con carácter

voluntario, al régimen de discriminación horaria de dos periodos siguiente:

Invierno Verano

P

unta Valle

P

unta Valle

1

1-21 h

21-24 h

y 0-11 h

1

2-22h

22-24 h

y 0-12 h

Los cambios de horario de invierno a verano o viceversa coincidirán con

la fecha de cambio oficial de hora.

2. La tarifa regulada a percibir en este caso, se calculará como el

producto de la tarifa que le corresponda por su grupo, subgrupo, antigüedad y

Anexos

415

rango de potencia, multiplicada por 1,0462 para el periodo punta y 0,9670 para

el periodo valle.

3. El titular de una instalación que desee acogerse a dicho régimen podrá

hacerlo por periodos no inferiores a un año lo que comunicará a la empresa

distribuidora y a la Dirección General de Política Energética y Minas, con una

antelación mínima de un mes, referido a la fecha del cambio de opción. Dicha

fecha será el primer día del primer mes en que el cambio de opción vaya a ser

efectivo y deberá quedar referida explícitamente en la comunicación.

4. El acogimiento al régimen de discriminación horaria regulado en el

presente artículo, podrá realizarse, conjuntamente con la elección de venta

regulada en el artículo 24.4 del presente real decreto. En caso de no realizarse de

forma conjunta, el titular de la instalación no podrá cambiar a la opción de venta

del artículo 24.1.b), en tanto en cuanto no haya permanecido acogido al citado

régimen de discriminación horaria durante al menos un año.

Artículo 27. Prima.

1. La prima a que se refiere el artículo 24.1.b) consiste en una cantidad

adicional al precio que resulte en el mercado organizado o el precio libremente

negociado por el titular o el representante de la instalación.

2. Para ciertos tipos de instalaciones pertenecientes a la categoría b), se

establece una prima variable, en función del precio del mercado de referencia.

Para éstas, se establece una prima de referencia y unos límites superior e

inferior para la suma del precio del mercado de referencia y la prima de

referencia. Para el caso de venta de energía a través del sistema de ofertas

gestionado por el operador de mercado, así como para los contratos de

adquisición entre los titulares de las instalaciones y los comercializadores cuya

energía es vendida en el sistema de ofertas, el precio del mercado de referencia

será el precio horario del mercado diario. Para el resto de posibilidades

contempladas en la opción b) del artículo 24.1, el precio del mercado de

referencia será el precio que resulte de acuerdo a la aplicación del sistema de

subastas regulado en la Orden ITC/400/2007, de 26 de febrero, por la que se

regulan los contratos bilaterales que firmen las empresas distribuidoras para el

suministro a tarifa en el territorio peninsular.

La prima a percibir en cada hora, se calcula de la siguiente forma:

Anexos

416

i. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de

referencia comprendidos entre el límite superior e inferior establecidos para un

determinado grupo y subgrupo, el valor a percibir será la prima de referencia

para ese grupo o subgrupo, en esa hora.

ii. Para valores del precio del mercado de referencia más la prima de

referencia inferiores o iguales al límite inferior, el valor de la prima a percibir

será la diferencia entre el límite inferior y el precio horario del mercado diario en

esa hora.

iii. Para valores del precio del mercado de referencia comprendidos entre

el límite superior menos la prima de referencia y el límite superior, el valor de la

prima a percibir será la diferencia entre el límite superior y el precio del mercado

de referencia en esa hora.

iv. Para valores del precio del mercado de referencia superiores o iguales

al límite superior, el valor de la prima a percibir será cero en esa hora.

3. La prima o, cuando corresponda, prima de referencia, así como los

límites superior e inferior se determinan en función de la categoría, grupo y

subgrupo al que pertenece la instalación, así como de su potencia instalada y, en

su caso, antigüedad desde la fecha de puesta en servicio, en los artículos 35 al 42

del presente real decreto.

Artículo 28. Complemento por Eficiencia.

1. Las instalaciones del régimen especial, a las que les sea exigible el

cumplimiento del rendimiento eléctrico equivalente y aquellas cogeneraciones

con potencia instalada mayor de 50 MW y menor o igual de 100 MW, que

acrediten en cualquier caso un rendimiento eléctrico equivalente superior al

mínimo por tipo de tecnología y combustible según se recoge en el anexo I de

este real decreto, percibirán un complemento por eficiencia, aplicable

únicamente sobre la energía cedida al sistema a través de la red de transporte o

distribución, basado en un ahorro de energía primaria incremental cuya cuantía

será determinada de la siguiente forma:

Complemento por eficiencia = 1,1 x (1/REEminimo -1/REEi) x Cmp

REEminimo: Rendimiento eléctrico equivalente mínimo exigido que

aparece en la tabla del anexo I.

REEi: Rendimiento eléctrico equivalente acreditado por la instalación, en

el año considerado y calculado según el anexo I.

Anexos

417

Cmp: coste unitario de la materia prima del gas natural (en c€/kWhPCS)

publicado periódicamente por el Ministerio de Industria, Turismo y Comercio,

por medio de la orden en la que se establecen, entre otros, las tarifas de venta de

gas natural y gases manufacturados por canalización para suministros a presión

igual o inferior a 4 bar.

2. Este complemento por mayor eficiencia será retribuido a la instalación

independientemente de la opción de venta elegida en el artículo 24.1 del presente

real decreto.

Artículo 29. Complemento por energía reactiva.

1. Toda instalación acogida al régimen especial, en virtud de la

aplicación de este real decreto, independientemente de la opción de venta

elegida en el artículo 24.1, recibirá un complemento por energía reactiva por el

mantenimiento de unos determinados valores de factor de potencia. Este

complemento se fija como un porcentaje, en función del factor de potencia con

el que se entregue la energía del valor de 7,8441 c€/kWh, que será revisado

anualmente. Dicho porcentaje, se establece en el anexo V del presente real

decreto.

2. Aquellas instalaciones del régimen especial cuya potencia instalada

sea igual o superior a 10 MW podrán recibir instrucciones del mismo para la

modificación temporal del valor mantenido. En caso de cumplimiento de estas

instrucciones del operador del sistema, se aplicará la máxima bonificación

contemplada en el anexo V para el periodo en que se encuentre y en caso de

incumplimiento de las mismas, se aplicará la máxima penalización contemplada

en el mismo anexo para dicho periodo.

El operador del sistema podrá incorporar en dichas instrucciones las

propuestas recibidas de los gestores de la red de distribución, y podrá delegar en

éstos la transmisión de instrucciones a los generadores conectados a sus redes.

3. Sin perjuicio de lo anterior, las instalaciones que opten por vender su

energía en el mercado, según el artículo 24.1.b), y cumplan los requisitos para

ser proveedor del servicio de control de tensiones de la red de transporte, podrán

renunciar al complemento por energía reactiva establecido en este artículo, y

podrán participar voluntariamente en el procedimiento de operación de control

de tensión vigente, aplicando sus mecanismos de retribución.

Artículo 30. Liquidación de tarifas reguladas, primas y complementos.

Anexos

418

1. Las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1

liquidarán con la Comisión Nacional de Energía, bien directamente, o bien a

través de su representante, la cuantía correspondiente, a la diferencia entre la

energía neta efectivamente producida, valorada al precio de la tarifa regulada

que le corresponda y la liquidación realizada por el operador del mercado y el

operador del sistema, así como los complementos correspondientes, sin perjuicio

de lo establecido en el artículo 34 de este real decreto.

2. Las instalaciones que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1

recibirán de la Comisión Nacional de Energía, bien directamente, o bien a través

de su representante, la cuantía correspondiente a las primas y complementos que

le sean de aplicación.

3. Los pagos correspondientes a los conceptos establecidos en los

párrafos 1 y 2 anteriores podrán ser gestionados, a través de un tercero previa

autorización por parte de la Secretaría General de Energía del Ministerio de

Industria, Turismo y Comercio, que deberá ser independiente de las actividades

de generación y distribución y ser designado conforme a la legislación de

contratos de las Administraciones Públicas.

4. Los importes correspondientes a estos conceptos se someterán al

correspondiente proceso de liquidación por la Comisión Nacional de Energía, de

acuerdo con lo establecido en el Real Decreto 2017/1997, de 26 de diciembre,

por el que se organiza y regula el procedimiento de liquidación de los costes de

transporte, distribución y comercialización a tarifa, de los costes permanentes

del sistema y de los costes de diversificación y seguridad de abastecimiento.

Sección 2.ª Participación en el mercado eléctrico

Artículo 31. Participación en el mercado.

1. Las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1

realizarán la venta de su energía a través del sistema de ofertas gestionado por el

operador del mercado, a los efectos de la cuantificación de los desvíos de

energía, y en su caso, liquidación del coste de los mismos, bien directamente o a

través de su representante. Para ello, realizarán ofertas de venta de energía a

precio cero en el mercado diario, y en su caso, ofertas en el intradiario, de

acuerdo con las Reglas del Mercado vigentes.

2. Para las instalaciones a las que hace referencia el artículo 34.2, la

oferta de venta se realizará de acuerdo con la mejor previsión posible con los

Anexos

419

datos disponibles o en su defecto, de acuerdo con los perfiles de producción

recogidos en el anexo XII del presente real decreto.

3. El operador del sistema liquidará tanto el coste de los desvíos como el

déficit de desvíos correspondiente a aquellas instalaciones que están exentas de

desvíos, de acuerdo a los procedimientos de operación correspondientes.

4. Con carácter mensual, el operador del mercado y el operador del

sistema remitirán a la Comisión Nacional de Energía la información relativa a la

liquidación realizada a las instalaciones que hayan optado por vender su energía

de acuerdo a la opción a) del artículo 24.1.

5. Las instalaciones que hayan elegido la opción b) del artículo 24.1

podrán vender su energía bien directamente o bien indirectamente mediante

representación tanto en el mercado de ofertas como en la firma de contratos

bilaterales o en la negociación a plazo.

6. El representante podrá ser agente del mercado en el que vaya a

negociar la energía de su representado, para lo que tendrá que cumplir con los

requisitos y procedimientos establecidos para ello.

Si el sujeto al que representa fuera agente del mercado diario de

producción no será necesario que el representante se acredite como tal.

7. El representante podrá presentar las ofertas por el conjunto de las

instalaciones de régimen especial a las que representa, agrupadas en una o varias

unidades de oferta, sin perjuicio de la obligación de desagregar por unidades de

producción las ofertas casadas.

8. Los operadores dominantes del sector eléctrico, determinados por la

Comisión Nacional de la Energía, así como las personas jurídicas participadas

por alguno de ellos, sólo podrán actuar como representantes instalaciones de

producción en régimen especial de las que posean una participación directa o

indirecta superior al 50 por ciento. Esta limitación debe ser aplicada, igualmente,

a los contratos de adquisición de energía firmados entre los comercializadores

del operador dominante y sus instalaciones de régimen especial. Se entiende que

una empresa está participada por otra cuando se cumplan los criterios

establecidos en el artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.

9. Los titulares de instalaciones de producción en régimen ordinario que

no pertenezcan a los operadores dominantes, así como las personas jurídicas

participadas por alguno de ellos, o terceras sociedades que ejerzan la

Anexos

420

representación de instalaciones de producción, podrán actuar como

representantes de instalaciones de producción en régimen especial, con la

adecuada separación de actividades por cuenta propia y cuenta ajena, y hasta un

límite máximo del 5 por ciento de cuota conjunta de participación del grupo de

sociedades en la oferta del mercado de producción. Estas características y

limitación deben ser aplicadas, igualmente, a los contratos de adquisición de

energía firmados entre los comercializadores no pertenecientes a los operadores

dominantes y las instalaciones de régimen especial. Se entiende que una empresa

está participada por otra cuando se cumplan los criterios establecidos en el

artículo 185 de la Ley de Sociedades Anónimas.

10. La Comisión Nacional de Energía será responsable de incoar los

correspondientes procedimientos sancionadores en caso de incumplimiento de lo

previsto en los apartados anteriores.

Artículo 32. Requisitos para participar en el mercado.

Para adquirir la condición de sujeto del mercado de producción, el titular

de la instalación o quien le represente deberá cumplir las condiciones

establecidas en el Real Decreto 2019/1997, de 26 de diciembre, por el que se

organiza y regula el mercado de producción de energía eléctrica. Una vez

adquirida dicha condición, o cuando se produzca cualquier modificación de ésta,

el operador del sistema lo comunicará en el plazo de dos semanas a la Dirección

General de Política Energética y Minas y a la Comisión Nacional de Energía.

Artículo 33. Participación en los servicios de ajuste del sistema.

1. Las instalaciones objeto del presente real decreto que hayan elegido la

opción b) del artículo 24.1 podrán participar en los mercados asociados a los

servicios de ajuste del sistema de carácter potestativo teniendo en cuenta que:

a) El valor mínimo de las ofertas para la participación en estos servicios

de ajuste del sistema será de 10 MW, pudiendo alcanzar dicho valor como oferta

agregada de varias instalaciones.

b) Podrán participar todas las instalaciones de régimen especial salvo las

no gestionables, previa autorización mediante resolución, de la Dirección

General de Política Energética y Minas y habilitación del operador del sistema.

2. En caso de que el programa de producción de una instalación de

régimen especial resulte modificado por alguno de los servicios de ajuste del

sistema, esta modificación del programa devengará los derechos de cobro y/u

Anexos

421

obligaciones de pago correspondientes a la provisión del servicio, obteniendo en

todo caso la instalación el derecho a la percepción de la prima y los

complementos correspondientes por la energía vertida de forma efectiva a la red.

En este caso, el operador del sistema comunicará al distribuidor

correspondiente, al operador del mercado y a la Comisión Nacional de Energía

el importe devengado por este servicio, así como la energía cedida.

3. Las instalaciones que tengan la obligación de cumplir un determinado

rendimiento eléctrico equivalente cuando sean programadas por restricciones

técnicas serán eximidas del requisito del cumplimiento del citado rendimiento

durante el periodo correspondiente a dicha programación.

4. La Secretaría General de Energía establecerá, mediante Resolución, un

procedimiento técnico-económico en el que se fijará el tratamiento de las

instalaciones de cogeneración para la solución de situaciones de congestión del

sistema.

Artículo 34. Cálculo y liquidación del coste de los desvíos.

1. A las instalaciones que hayan elegido la opción a) del artículo 24.1, se

les repercutirá el coste de desvío fijado en el mercado organizado por cada

período de programación.

El coste del desvío, en cada hora, se repercutirá sobre la diferencia, en

valor absoluto, entre la producción real y la previsión.

2. Estarán exentas del pago del coste de los desvíos aquellas instalaciones

que habiendo elegido la opción a) del artículo 24.1 no tengan obligación de

disponer de equipo de medida horaria, de acuerdo con el Reglamento de puntos

de medida de los consumos y tránsitos de energía eléctrica, aprobado por el Real

Decreto 2018/1997, de 26 de diciembre.

Sección 3.ª tarifas y primas

Artículo 36. Tarifas y primas para instalaciones de la categoría b).

Las tarifas y primas correspondientes a las instalaciones de la categoría

b) será la contemplada en la tabla 3, siguiente.

Se contempla, para algunos subgrupos, una retribución diferente para los

primeros años desde su puesta en servicio.

Anexos

422

Artículo 41. Tarifas y primas para instalaciones de la categoría b), grupos

b.6, b.7 y b.8: biomasa y biogás.

Sin perjuicio de lo establecido en el artículo 36 anterior, para las

instalaciones de los grupos b.6, b.7 y b.8, y de lo dispuesto en el artículo 44, a

los efectos de lo establecido en los artículos 17.c) y 22, se establece como

objetivo de potencia instalada de referencia para instalaciones que utilicen como

combustible los recogidos para los grupos b.6 y b.8, 1.317 MW y para las de los

combustibles del grupo b.7, 250 MW. En estos casos, no se considerarán, dentro

de los objetivos de potencia instalada de referencia, las potencias equivalentes de

biomasa o biogás en instalaciones de co-combustión.

Artículo 43. Tarifas y primas para las instalaciones híbridas consideradas

en el artículo 23.

Anexos

423

Las primas o tarifas aplicables a la electricidad vertida a la red, en las

instalaciones híbridas, se valorarán según la energía primaria aportada a través

de cada una de las tecnologías y/o combustibles, de acuerdo a lo establecido en

el anexo X.

Artículo 44. Actualización y revisión de tarifas, primas y complementos.

Los importes de tarifas, primas, complementos y límites inferior y

superior del precio horario del mercado definidos en este real decreto, para la

categoría b) y el subgrupo a.1.3, se actualizarán anualmente tomando como

referencia el incremento del IPC menos el valor establecido en la disposición

adicional primera del presente real decreto.

3. Durante el año 2010, a la vista del resultado de los informes de

seguimiento sobre el grado de cumplimiento del Plan de Energías Renovables

(PER) 2005-2010 y de la Estrategia de Ahorro y Eficiencia Energética en

España (E4), así como de los nuevos objetivos que se incluyan en el siguiente

Plan de Energías Renovables para el período 2011-2020, se procederá a la

revisión de las tarifas, primas, complementos y límites inferior y superior

definidos en este real decreto, atendiendo a los costes asociados a cada una de

estas tecnologías, al grado de participación del régimen especial en la cobertura

de la demanda y a su incidencia en la gestión técnica y económica del sistema,

garantizando siempre unas tasas de rentabilidad razonables con referencia al

coste del dinero en el mercado de capitales. Cada cuatro años, a partir de

entonces, se realizará una nueva revisión manteniendo los criterios anteriores.

Las revisiones a las que se refiere este apartado de la tarifa regulada y de

los límites superior e inferior no afectarán a las instalaciones cuya acta de puesta

en servicio se hubiera otorgado antes del 1 de enero del segundo año posterior al

año en que se haya efectuado la revisión.

4. Se habilita a la Comisión Nacional de Energía para establecer

mediante circular la definición de las tecnologías e instalaciones tipo, así como

para recopilar información de las inversiones, costes, ingresos y otros

parámetros de las distintas instalaciones reales que configuran las tecnologías

tipo.

Sección 4.ª Instalaciones que sólo pueden optar por vender su energía

eléctrica en el mercado

Artículo 45. Instalaciones con potencia superior a 50 MW.

Anexos

424

1. Las instalaciones con potencia eléctrica instalada superior a 50 MW

descritas en el artículo 30.5 de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, están

obligadas a negociar libremente en el mercado su producción neta de

electricidad.

2. Las instalaciones de tecnologías análogas a las de la categoría b), salvo

las hidroeléctricas, de potencia instalada mayor de 50 MW, tendrán derecho a

percibir una prima, aplicada a la electricidad vendida al mercado, igual a la de

una instalación de 50 MW del mismo grupo y subgrupo y, en su caso, mismo

combustible y misma antigüedad desde la fecha de puesta en servicio,

determinados en el artículo 36, multiplicada por el siguiente coeficiente:

Artículo 46. Instalaciones de co-combustión de biomasa y/o biogás en

centrales térmicas del régimen ordinario.

1. Sin perjuicio de lo establecido en la disposición transitoria octava, las

instalaciones térmicas de régimen ordinario, podrán utilizar como combustible

adicional biomasa y/o biogás de los considerados para los grupos b.6 y b.7 en los

términos que figuran en el anexo II.

Mediante acuerdo del Consejo de Ministros, previa consulta con las

Comunidades Autónomas, podrá determinarse el derecho a la percepción de una

prima, específica para cada instalación, durante los primeros quince años desde

su puesta en servicio.

El cálculo de esta prima para cada instalación se realizará a través de los

datos obtenidos en el modelo de solicitud del anexo VIII.

La prima sólo se aplicará a la parte proporcional de energía eléctrica

producida atribuible a la biomasa y/o biogás sobre el total de la energía

producida por la instalación, en base a la energía primaria.

Artículo 49. Comunicación de la suspensión del régimen económico.

Aquellas instalaciones del grupo a.1.3, podrán comunicar la suspensión

del régimen económico asociado a dicho grupo, de forma temporal. En ese caso,

percibirán, durante el periodo, la retribución correspondiente a la de las

instalaciones de los grupos b.6, b.7 o b.8, de acuerdo con el combustible

utilizado.

2. En cualquier caso, la comunicación a que hace referencia el párrafo 1

anterior será remitida al organismo competente de la comunidad autónoma,

indicando la fecha de aplicación y duración total del mencionado periodo

Anexos

425

suspensivo. Asimismo se remitirá copia de la citada comunicación a la Dirección

General de Política Energética y a la Comisión Nacional de Energía.

Disposición adicional sexta. Instalaciones de potencia instalada mayor de

50 MW y no superior a 100 MW del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo.

1. Aquellas instalaciones de potencia instalada mayor de 50 MW y no

superior a 100 MW, que hubieran estado acogidas a la disposición transitoria

primera del Real Decreto 436/2004, de 12 de marzo, por el que se establece la

metodología para la actualización y sistematización del régimen jurídico y

económico de la actividad e producción de energía eléctrica en régimen especial,

tendrán derecho al cobro por energía reactiva regulado en el artículo 29 del

presente real decreto.

2. Aquellas de las instalaciones contempladas en el párrafo 1, que utilicen

como energía primaria residuos con valorización energética, percibirán una

prima por su energía vendida en el mercado de 1,9147 c€/kWh que será

actualizado anualmente con el incremento del IPC, durante un periodo máximo

de quince años desde su puesta en servicio.

Disposición adicional novena. Plan de Energías Renovables 2011-2020.

Durante el año 2008 se iniciará el estudio de un nuevo Plan de Energías

Renovables para su aplicación en el período 2011-2020. La fijación de nuevos

objetivos para cada área renovable y, en su caso, limitaciones de capacidad, se

realizará de acuerdo con la evolución de la demanda energética nacional, el

desarrollo de la red eléctrica para permitir la máxima integración en el sistema

en condiciones de seguridad de suministro. Los nuevos objetivos que se

establezcan se considerarán en la revisión del régimen retributivo para el

régimen especial prevista para finales del año 2010.

Disposición adicional décima. Facturación de la energía excedentaria de

las instalaciones de cogeneración a las que se refiere la disposición transitoria 8.ª

2.ª de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre.

La facturación de la energía excedentaria incorporada al sistema por las

instalaciones de cogeneración a que se refiere la refiere la Disposición

Transitoria 8.ª 2.ª de la Ley 54/1997, de 27 de noviembre durante la vigencia de

dicha disposición transitoria, debe corresponder con la efectuada a la empresa

distribuidora, en base a la configuración eléctrica de su interconexión entre el

Anexos

426

productor-consumidor y la red, de acuerdo con lo establecido en su momento por

el órgano competente en las autorizaciones de las instalaciones.

ANEXO II

Biomasa y biogás que pueden incluirse en los grupos b.7, b.8 y b.9

del artículo 2.1

A. Ámbito de aplicación

A los efectos de lo establecido en este real decreto, se entenderá por

biomasa la fracción biodegradable de los productos, subproductos y residuos

procedentes de la agricultura (incluidas las sustancias de origen vegetal y de

origen animal), de la silvicultura y de las industrias conexas, así como la

fracción biodegradable de los residuos industriales y municipales.

Las comunidades autónomas, en el ámbito de sus competencias, podrán

considerar, para el caso de las biomasas forestales, disponibilidades y

requerimientos de materias primas de los sectores relacionados con la

transformación de la madera, en el largo plazo, estableciendo, en su caso, los

correspondientes mecanismos de ajuste.

Los tipos de biomasa y biogás considerados en el artículo 2.1 aparecen

descritos a continuación:

Productos incluidos en el grupo b.6

Productos incluidos en el subgrupo b.6.1

a) Cultivos energéticos agrícolas

Biomasa, de origen agrícola, producida expresa y únicamente con fines

energéticos, mediante las actividades de cultivo, cosecha y, en caso necesario,

procesado de materias primas recolectadas. Según su origen se dividen en:

herbáceos o leñosos.

b) Cultivos energéticos forestales

Biomasa de origen forestal, procedente del aprovechamiento principal de

masas forestales, originadas mediante actividades de cultivo, cosecha y en caso

necesario, procesado de las materias primas recolectadas y cuyo destino final sea

el energético.

Productos incluidos en el subgrupo b.6.2

a) Residuos de las actividades agrícolas

Anexos

427

Biomasa residual originada durante el cultivo y primera transformación

de productos agrícolas, incluyendo la procedente de los procesos de eliminación

de la cáscara cuando corresponda. Se incluyen los siguientes productos:

1. Residuos agrícolas herbáceos:

1.1. Del cultivo de cereales: pajas y otros

1.2. De producciones hortícolas: residuos de cultivo de invernadero

1.3. De cultivos para fines agroindustriales, tales como algodón o lino

1.4. De cultivos de legumbres y semillas oleaginosas

2. Residuos agrícolas leñosos: procedentes de las podas de especies

agrícolas leñosas (olivar, viñedos y frutales)

b) Residuos de las actividades de jardinería

Biomasa residual generada en la limpieza y mantenimiento de jardines.

Productos incluidos en el subgrupo b.6.3:

Residuos de aprovechamientos forestales y otras operaciones selvícolas

en las masas forestales y espacios verdes

Biomasa residual producida durante la realización de cualquier tipo de

tratamiento o aprovechamiento selvícola en masas forestales, incluidas cortezas,

así como la generada en la limpieza y mantenimiento de los espacios verdes.

Anexos

428

5.1.2.2. Actualización de la tarifa de venta de la energía ORDEN ITC/3801/2008

Anexos

429

5.1.2.3. API STD-610 Apéndice G y H

Anexos

430

Anexos

431

Anexos

432

Anexos

433

Anexos

434

Anexos

435

Anexos

436

Anexos

437

Anexos

438

5.1.2.4. Diagrama de Mollier

Anexos

439

5.1.2.5. Tablas de propiedades de agua y del aire

Anexos

440

Anexos

441

Anexos

442

Anexos

443

Anexos

444

Anexos

445

Anexos

446

Anexos

447

Bibliografía

448

6. BIBLIOGRAFÍA

1. Catalogo de las fabricantes principales World wide

2. Proyectos ENCE, EUFER, CORDUENTE

3. Criterios de cálculo de velocidades en líneas del proceso

(HEYMO)

4. [RAUM09], Raumaster sistemas de tratamiento de biomasa

5. [MAN09], Turbogrupos para ciclos de vapor

6. [AQUA09] Suministrador de desgasificador scrubber compacto.

7. [EWK09] Suministrador de torres de refrigeración

8. Especificaciones de tuberías

9. [INCR99] Incropera, Frank P., De Witt, David P. “Fundamentos

de la transferencia de calor” 1999

10. Balza, Juanjo, “ Apuntes de Tecnología eléctrica”

11. Linares, José Ignacio, Moratilla, Yolanda, Herranz, L. Enrique,

“Apuntes de tecnologías energéticas”, Departamento de

Mecánica, Universidad Pontificia Comillas de Madrid, 2008-2009

12. [GUIA08]“Guía resumida del clima en España”, editada por el

Instituto nacional de meteorología

Planos

449

DOCUMENTO 2 PLANOS

450

L-001 Plano de implantación

L-002 Lay-out

L-003 Diagrama de proceso

L-004 Diagrama de líneas principales del ciclo agua -vapor

L-005 Desgasificador

L-006 Agua tratada

L-007 Agua de servicio

L-008 Distribución del agua de servicio

L-009 Sistema de agua de refrigeración

L-010 Sistema de agua de circulación

L-011 Sistema de aire comprimido

L-012 Distribución de aire de servicios

L-013 Distribución de aire de instrumentación

L-014 Sistema contra incendios

L-015 Planta de tratamiento de agua

L-016 Unifilar

L-017 Diagrama de tuberías e instrumentos del siste ma de tratamiento de efluentes

4a_pfc_biomasa.pdf

Documents