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CAPÍTULO 2

ANTECEDENTES

Capítulo 2. Antecedentes

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TABLA DE CONTENIDOS

1. INTRODUCCIÓN ................................................................................................................. 4

2. SISTEMAS DE RECEPTOR CENTRAL ........................................................................... 4

2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE UN SISTEMA DE RECEPTOR CENTRAL..................... 7

2.1.1. Campo de Helióstatos .................................................................................................... 7 2.1.2. Receptor Solar ............................................................................................................. 10 2.1.3. La Torre ....................................................................................................................... 13 2.1.4. Sistema de Control ....................................................................................................... 13 2.1.5. Sistema de Almacenamiento Térmico .......................................................................... 14 2.1.6. Sistema de Producción de Potencia ............................................................................. 15 2.1.7. Sistema Auxiliar ........................................................................................................... 15

2.2. BALANCE ENERGÉTICO DE UN SISTEMA DE RECEPTOR CENTRAL .................... 16

2.2.1 Pérdidas en la captación............................................................................................... 16 2.2.2 Pérdidas en la transmisión a través de la atmosfera .................................................... 20 2.2.3 Pérdidas en la captación de la radiación solar concentrada en el receptor ................ 21 2.2.4 Pérdidas en la conversión fototérmica ......................................................................... 26 2.2.5 Pérdidas en la parte convencional y autoconsumos ..................................................... 27 2.2.6. Balance Energético Global .......................................................................................... 27

3. LA HIBRIDACIÓN EN SISTEMAS TERMOSOLARES DE CONCENTRACIÓN ... 28

3.1. HIBRIDACIÓN DE SISTEMAS DE RECPETOR CENTRAL ........................................... 29

3.1.1. Proyecto SOLGAS (Estudio APAS) .............................................................................. 29 3.1.2. Proyecto Colón Solar ................................................................................................... 29 3.1.4. CESA-2......................................................................................................................... 30 3.1.5. SOLMASS ..................................................................................................................... 30

3.2. CENTRALES HÍBRIDAS SOLAR-BIOMASA ................................................................. 31

3.2.1. Borges .......................................................................................................................... 31 3.2.2. San Joaquin Solar 1&2 ................................................................................................ 31 3.2.3. Alba Nova .................................................................................................................... 31

3.2.4. Biomasol ...................................................................................................................... 32

3.3. OTROS PROYECTOS DE HIBRIDACIÓN SIN BIOMASA ............................................. 32

3.3.1. Kuraymat ..................................................................................................................... 33 3.3.2. Ain Beni Mathar ........................................................................................................... 33 3.3.3. Hassi R’Mel ................................................................................................................. 35 3.3.4. Martin Solar ................................................................................................................. 35

3.4. RECEPTORES HÍBRIDOS ................................................................................................. 35

3.4.1. Receptor ESOR ............................................................................................................ 35 3.4.2. Sistema sundish ............................................................................................................ 36 3.4.3. Sistema Biodish ............................................................................................................ 36 3.4.4. Receptor Hyhpire ......................................................................................................... 37 3.4.5. Receptor de Sandia National Labs ............................................................................... 38 3.4.6. STC (INFINIA) ............................................................................................................. 39 3.4.7. SIREC........................................................................................................................... 39


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4. LA BIOMASA COMO FUENTE DE ENERGÍA ............................................................. 41

4.1. RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS .................................................................................... 42

4.1.1 Tratamiento de los residuos sólidos urbanos en España .............................................. 45 4.1.2 Composición de los residuos sólidos urbanos .............................................................. 46 4.1.3 Procesos de recuperación energética ........................................................................... 48 4.1.4 Digestión Anaerobia o Biometanización ...................................................................... 49 4.1.5 Vertederos controlados y formación y extracción del biogás ....................................... 53 4.1.6 Procesos pirolíticos ...................................................................................................... 58 4.1.7 Gasificación .................................................................................................................. 59 4.1.8 Incineración .................................................................................................................. 61 4.1.9 Plasma .......................................................................................................................... 62

4.2. CULTIVOS ENERGÉTICOS (IDAE, 2007) ....................................................................... 63

4.2.1 Características necesarias de los cultivos energéticos ................................................. 64 4.2.2 Tipos de cultivos considerados ..................................................................................... 65 4.2.3 Cultivos forestales ........................................................................................................ 65 4.2.4 Especies agrícolas ........................................................................................................ 76

5. REFERENCIAS ................................................................................................................... 82


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1. INTRODUCCIÓN

En este segundo capítulo se recogen los antecedentes. En primer lugar se realiza

una presentación de los Sistemas de Receptor Central (SRC) en la que se describe

la tecnología y se enumeran los principales mecanismos de pérdidas, tras ello se

lleva a cabo una breve reseña de los proyectos llevados a cabo en el marco de la

hibridación de Sistemas Termosolares de Concentración (STC), y finalmente se

introduce el uso de biomasa como fuente de energía.

2. SISTEMAS DE RECEPTOR CENTRAL

En este apartado se hace en primer lugar una descripción de los STC y su

aplicación a la producción de energía eléctrica. A continuación se describe en más

profundidad un SRC convencional y los subsistemas que lo forman.

Los STC son, de forma general, sistemas de aprovechamiento de la energía solar

en media y alta temperatura mediante la concentración de la radiación solar

directa. La aplicación de los STC más común hoy por hoy es la generación de

electricidad.

Dentro de las energías renovables, la energía solar térmica de concentración posee

un importante potencial de uso en todos aquellos países que, como España, poseen

un alto nivel de Radiación Directa Normal (DNI, Direct Normal Irradiance), en

concreto en el Sur de España, la radiación global se sitúa en unos niveles en torno

a 1800-2100 kWh/m2 anuales. Dicho potencial de uso, unido a las primas e

incentivos que se establecieron en España en virtud del Real Decreto 661/2007 [1]

para la electricidad generada mediante sistemas termosolares impulsaron el interés

por este tipo de plantas.

Los STC aplicados a la generación de energía eléctrica dan lugar a las llamadas

Centrales Termosolares (CT). Éstas se componen de un sistema concentrador, un

sistema receptor y un sistema de conversión de potencia, pudiendo además incluir

un sistema de almacenamiento térmico y un sistema de combustible fósil (Figura

1).


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Figura 1. Esquema general de una Central Energética Termosolar

La función del sistema concentrador es captar y concentrar la radiación solar

sobre el receptor, donde la energía radiante se convierte en energía térmica

(normalmente, en forma de aumento de entalpía de un fluido) que, finalmente, se

convierte en otra forma de energía apta su utilización (por ejemplo, energía

eléctrica) en el sistema de conversión de potencia. La existencia de

almacenamiento térmico permite operar a las CT en períodos de ausencia de

radiación solar. De estos cuatro sistemas, los dos primeros (concentrador y

receptor) son específicos de una CT, constituyendo lo que frecuentemente se

denomina campo solar, mientras que los sistemas de conversión de potencia y

almacenamiento pueden considerarse convencionales.

La radiación solar en una CT puede complementarse con el aporte energético de

un combustible fósil o renovable (biomasa, biogás…), dando lugar a las centrales

conocidas como “híbridas”. El grado de hibridación puede ser muy variable:

desde plantas que sólo recurren al combustible auxiliar para eliminar o reducir al

mínimo imprescindible el almacenamiento térmico y cuya función principal es

absorber los transitorios producidos por variaciones más o menos bruscas de la

radiación solar y garantizar la producción de acuerdo con la estrategia de

operación establecida, hasta ciclos combinados convencionales apoyados por

energía solar, en los que el aporte de esta última fuente energética está entre el

10% y el 20% de la producción. Hay que decir que sólo las primeras (las que usan

el combustible auxiliar para mantener la temperatura del fluido caloportador)

tuvieron acceso al régimen especial de producción de energía eléctrica [1].


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Desde el punto de vista tecnológico, y atendiendo a las características de la parte

solar, existen diversos STC, de los cuales destacan por su grado de desarrollo los

siguientes:

Sistemas de canal parabólico.

Fresnel

Discos parabólicos.

Sistemas de receptor central.

Los dos primeros concentran la radiación solar en dos dimensiones, mientras que

los dos últimos lo hacen en tres dimensiones, pudiendo alcanzar por ello mayores

relaciones de concentración y por tanto mayores temperaturas de operación.

Figura 2. Configuraciones más habituales de los sistemas de concentración solar por

reflexión en CT

El grado de desarrollo de las distintas opciones de CT es diverso. Mientras que los

sistemas de canal parabólico se encuentran en una etapa de explotación comercial,

gracias principalmente al éxito alcanzado con las plantas SEGS en el desierto de

Mojave (California, USA) y el nuevo impulso conseguido con las centrales

construidas recientemente en Estados Unidos y en España; los sistemas de

receptor central por su parte, se encuentran en una etapa de madurez gracias

principalmente a la puesta en marcha y operación de las centrales PS10, PS20 y


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Gemasolar; los discos parabólicos se encuentran en una etapa cercana a la

comercialización y en cuanto a la tecnología de Fresnel cabe decir que se

encuentran aún en un estado de demostración tecnológica

2.1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE UN SISTEMA DE RECEPTOR

CENTRAL

Un SRC es un sistema termosolar de concentración en el que el sistema colector

está compuesto por un grupo, más o menos numeroso, de concentradores

individuales llamados helióstatos, que dirigen la radiación solar concentrada hacia

un receptor central, normalmente situado a una cierta altura sobre el suelo en una

torre.

Los componentes principales de un SRC son:

El sistema concentrador o campo de helióstatos.

El receptor.

La torre.

El sistema de control.

Además de los anteriores, en una CT de receptor central existen otros

componentes o subsistemas, como son:

El sistema de almacenamiento térmico (puede no existir).

El sistema de producción de potencia.

El sistema auxiliar.

A continuación se hace una descripción más detallada de los componentes

enumerados anteriormente.

2.1.1. Campo de Helióstatos

Su función es la de concentrar la radiación solar y redirigirla hacia el receptor. Es

el elemento más característico de una CT y constituye en torno al 50% de los

costes totales de la planta.

El diccionario de la Real Academia de la Lengua define helióstato como:

“Aparato que, mediante un servomecanismo, hace que un espejo siga el

movimiento diurno del Sol, recogiendo así la máxima energía para su utilización

calorífica”.


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Esta definición no es del todo adecuada, tal como se especifica en [2], ya que el

término “utilización calorífica” no recoge exhaustivamente la aplicación de los

helióstatos.

El helióstato está formado por una superficie reflectante (un espejo), una

estructura soporte (formada por cerchas metálicas normalmente), un pedestal de

cimentación, unos mecanismos de movimiento (servomecanismos) y un sistema

de control (Figura 3).

Figura 3. Componentes de un helióstato

La superficie reflectante está formada normalmente por espejos de vidrio aunque

también se han empleado superficies reflectantes de películas poliméricas de alta

reflectancia. El mayor inconveniente para la introducción de esta última

tecnología es su menor durabilidad.

Cada helióstato convencional está formado por múltiples módulos de espejos,

llamados facetas, los cuales se pueden apreciar en la Figura 4. Cada faceta tiene,

normalmente, una ligera curvatura esférica.


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Figura 4. Helióstato de 120 m2

diseñado por Solúcar S.A. para la planta PS10

Los helióstatos de las primeras plantas de demostración se construyeron con

espejos de vidrio sustentados en una estructura metálica (tecnología de vidrio-

metal). A mediados de la década de 1980 se desarrollaron los primeros prototipos

de helióstatos de membrana tensionada. Aunque estos últimos crearon grandes

expectativas por su potencial de reducción de costes, los avances más

significativos en este campo se han dado con helióstatos de vidrio-metal, debido

principalmente al abaratamiento de los espejos y a la optimización de

componentes.

La disposición de los helióstatos sobre el terreno responde a criterios técnico-

económicos que tienen en cuenta el efecto de las sombras y bloqueos, la altura de

la torre y los costes del terreno entre otros. Los dos tipos de campo de helióstatos

corresponden al denominado campo sur o campo norte, según se encuentre en el

hemisferio norte o sur, y al campo circular, especialmente favorable en zonas

con latitud baja (Figura 5).

Figura 5. Despliegues típicos de un campo de helióstatos alrededor de la torre (situada en el

origen de coordenadas): a la izquierda, campo Norte; a la derecha, campo circular [3].


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Un desarrollo de gran interés potencial es el helióstato autónomo, desarrollado en

la Plataforma Solar de Almería. Este helióstato se alimenta con la energía

producida por un pequeño panel fotovoltaico instalado sobre su estructura y se

controla vía radio, lo que elimina la necesidad de cableados de potencia y control

del campo de helióstatos, con la consiguiente reducción de costes.

2.1.2. Receptor Solar

El receptor de una CT de receptor central es el dispositivo donde se produce la

conversión de la radiación solar concentrada en energía térmica, la cual en la

mayoría de los casos se traduce en aumento de entalpía de un fluido.

Las dimensiones del receptor deben permitir además de un rendimiento

termodinámico aceptable, un reparto de flujo de radiación incidente en su

superficie lo suficientemente homogéneo como para que no se produzcan picos de

flujo superiores a los que el material del receptor puede soportar sin perjudicar a

su vida útil, y posibilitar a su vez que el desbordamiento de radiación en los

contornos del receptor, efecto que en inglés se denomina “spillage”, sea mínimo.

El receptor solar está formado fundamentalmente por: la superficie absorbente, la

estructura soporte, tuberías de interconexión entre paneles, colectores exteriores e

interiores, revestimiento de material aislante y por último, el sistema de control.

A lo largo de la breve historia de la tecnología de SRC, se han propuesto,

diseñado, construido y ensayado un gran número de receptores de diversas

características geométricas y operativas con distintos fluidos de trabajo.

Desde el punto de vista de la geometría del receptor se puede hablar de dos

configuraciones diferentes, receptor externo y receptor de cavidad, mostradas en

la Figura 6.

Figura 6. Receptor de cavidad (izquierda). Receptor externo cilíndrico (derecha) [3].


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En los receptores exteriores, la radiación solar reflejada por el campo de

helióstatos incide directamente sobre la superficie absorbente, mientras que en los

receptores de cavidad, la radiación pasa a través de una apertura a una zona hueca

en forma de caja, antes de llegar a las superficies absorbentes.

Las principales ventajas e inconvenientes entre receptores externos y de cavidad

son las siguientes:

Las pérdidas por radiación, en general, son mayores para los receptores externos

que para los de cavidad. Esto es así ya que los paneles absorbentes de los

receptores externos tienen mayores factores de forma hacia el entorno. De la

misma forma, las pérdidas por reflexión también son mayores para un receptor

externo.

Las pérdidas por desbordamiento o “spillage” (debidas al desbordamiento del

flujo incidente sobre la superficie receptora) son generalmente mayores en los

receptores de cavidad. El volumen del receptor, así como el número de

componentes y sus costes son mayores para los receptores de cavidad. Pero por

otro lado al ser más voluminosos, los receptores de cavidad son más adiabáticos

que los externos, reduciéndose de esta forma los transitorios al cambiar las

condiciones de contorno (por ejemplo el paso momentáneo de nubes que atenúan

la radiación solar).

Otro modo de clasificación de los receptores se realiza en función del mecanismo

de transferencia de calor, distinguiendo así entre los receptores de absorción

directa (DAR) y de absorción indirecta, contando entre ellos los receptores de

tubos, los de placa y los receptores volumétricos, ya sean atmosféricos o

presurizados.

En los receptores de tubos la superficie de absorción se compone de paneles de

tubos a través de los que circula un fluido de trabajo. En cambio, la base del

concepto de los receptores volumétricos consiste en la absorción tridimensional de

calor, la radiación solar concentrada calienta el absorbente en todo su volumen y

al mismo tiempo un fluido de trabajo circula a través de este calentándose por

convección, evitando en gran medida las pérdidas de transmisión de calor

asociadas a dicho mecanismo.


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Figura 7. Transferencia de calor en receptores tubulares y volumétricos.

Por último, es posible distinguir los receptores según el fluido de trabajo. Hasta

ahora los fluidos caloportadores empleados en un SRC han sido

fundamentalmente los que se enumeran a continuación:

1) Agua/vapor: Es el medio de transporte de calor más usado en la industria. A la

salida del receptor el vapor puede encontrarse o bien, en condiciones de vapor

saturado o sobrecalentado, en función del diseño de la central. La gran ventaja del

uso de este fluido de trabajo es que tras alcanzar las condiciones de diseño en el

receptor, el vapor se expande directamente en la turbina sin necesidad del uso de

intercambiadores intermedios.

2) Sales fundidas: Normalmente son mezclas binarias de nitrato de sodio y

potasio. Se trata de un fluido caloportador relativamente barato y no tóxico. Las

sales fundidas son un medio adecuado como fluido de trabajo en el receptor y

como fluido de almacenamiento térmico, ya que es un fluido estable hasta los

565ºC aproximadamente y permanecen en estado líquido hasta unos 245ºC. Hay

una precaución a tener en cuenta relacionada con el hecho de la alta temperatura

de solidificación mencionada anteriormente, debiéndose tomar por tanto las

oportunas medidas para evitar la solidificación del fluido en tuberías,

intercambiadores y depósito de almacenamiento.

3) Sodio líquido: El uso del sodio líquido como fluido caloportador se ha

desarrollado en la industria nuclear. El sodio tiene unas excelentes propiedades de

transferencia de calor permitiendo el empleo de receptores de menor tamaño que


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los que usan otros fluidos de trabajo. La operación con sodio es similar a la de

sales fundidas, siendo estable en estado líquido hasta unos 540ºC y con punto de

fusión en unos 98ºC. El problema del sodio es su alta reactividad con el aire y el

agua, por tanto deben extremarse las medidas de seguridad para evitar escapes de

sodio a la atmósfera. Debido a su peligrosidad el sodio líquido está en desuso hoy

en día.

4) Aire: Ha sido el último fluido de trabajo en incorporarse al uso en receptores

solares. Se emplea tanto en receptores tubulares como volumétricos, alcanzando

mejores eficiencias en este segundo tipo. Su gran ventaja es la facilidad de

operación y mantenimiento de los diferentes equipos, así como la alta temperatura

(hasta unos 1200ºC) que puede llegar a alcanzar el aire a la salida del receptor.

2.1.3. La Torre

Para asegurar un buen rendimiento geométrico del campo de helióstatos, el

receptor solar se debe instalar a una cierta altura sobre dicho campo. Esto se

consigue, entre otros, situando el receptor en una torre, que puede ser de hormigón

o acero. Su altura es uno de los parámetros más importantes en el proceso de

optimización del campo solar, dado que siempre existe un óptimo técnico a partir

del cual, un incremento en la altura de la torre perjudica los rendimientos

generales del campo. Puede existir además un óptimo económico que delimite una

altura de torre inferior a la determinada por el óptimo técnico, ya que es posible

llegar a un punto a partir del cual, el coste añadido a una altura de torre superior

no compense el ahorro provocado por una mejora del rendimiento general del

campo [4].

2.1.4. Sistema de Control

El sistema de control es más complejo que el de una planta térmica convencional,

ya que además debe integrar todos los subsistemas solares de la central, cuya

interacción se complica, sobre todo, en los períodos de arranques, paradas y

transitorios, que son los más críticos. El cambio de un modo de operación a otro

implica numerosas etapas y consideraciones, por ello el diseño del sistema de

control tiene que estar totalmente integrado en el proceso del diseño global de una

planta.


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2.1.5. Sistema de Almacenamiento Térmico

Los sistemas de almacenamiento térmico de energía se caracterizan porque tanto

las entradas energéticas como las salidas del sistema son en forma de energía

térmica. La posibilidad de contar con estos sistemas, a los que derivar energía

térmica producida en el campo solar durante las horas de sol para su posterior

utilización, es una de las características diferenciales de las CT que facilitan su

gobernabilidad en un amplio sentido.

Tradicionalmente se han propuesto tres tipos de sistemas de almacenamiento:

sistemas basados en calor sensible, en calor latente y en energía termoquímica.

El almacenamiento térmico suele ser el sistema de almacenamiento más

empleado, pudiendo implementarse de dos formas: almacenamiento directo, en el

cual el fluido de trabajo del receptor es el mismo que el medio de

almacenamiento, o almacenamiento indirecto, en el que se usan diferentes fluidos

de trabajo para el receptor y para el almacenamiento.

Los sistemas basados en calor sensible almacenan la energía térmica captada en el

receptor en un medio con buenas propiedades para almacenar el calor sensible en

un volumen dado. Como medio de almacenamiento se puede emplear un sólido,

un líquido o una combinación de ambos, en algunas combinaciones duales. Los

materiales líquidos más empleados, citados en orden ascendente de temperatura de

almacenamiento son: agua/vapor, aceites naturales o sintéticos, las sales fundidas

y los metales líquidos.

También se usa como medio de almacenamiento térmico el aire (normalmente

cuando se emplean receptores volumétricos), usándose junto con materiales con

baja conductividad térmica como son rocas, arenas o ladrillos cerámicos.

Sistemas basados en calor latente: El calor latente asociado a los cambios de fase

de una sustancia es otra manera potencial de almacenar calor. La temperatura,

prácticamente constante, a la que se da el cambio de fase de la sustancia usada

para el almacenamiento térmico, tendrá que ser compatible con los requerimientos

de la planta, es decir tendrá que darse a una temperatura tal que permita la

producción de vapor en las condiciones de diseño.

Los tipos principales de materiales de cambio de fase, citados en orden creciente

de temperatura de cambio de fase, y con un gran solapamiento entre ellos, son los

componentes orgánicos como la parafina y los polímeros; las sales hidratadas (en

realidad en este caso no se tiene un cambio de fase, sino una reacción química


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reversible, ya que la energía térmica se almacena en forma de calor de solución);

los compuestos inorgánicos y las mezclas eutécticas; y los metales y sus

aleaciones.

Hay varios factores que afectan negativamente a este tipo de almacenamiento.

Desde el momento en que se produce el cambio de fase el sistema se vuelve muy

complicado, difícilmente controlable y en algunos casos irrealizable. La

utilización de intercambiadores de calor más complejos hace que se encarezca la

el sistema considerablemente si se compara con los sistemas de almacenamiento

en calor sensible.

Como argumento positivo, se puede decir que el tamaño de los sistemas de

almacenamiento sería considerablemente menor que el necesario para acumular la

misma cantidad de energía en forma de calor sensible.

El almacenamiento termoquímico está basado en reacciones químicas reversibles

con un alto carácter endotérmico en el sentido de la carga, o la síntesis solar de

combustibles como el hidrógeno, o el carburo de silicio y de calcio. Una

característica atractiva del almacenamiento termoquímico es la posibilidad de

almacenar y transportar los constituyentes del sistema a temperatura ambiente, es

decir, el calor de alto grado puede almacenarse a temperatura ambiente.

2.1.6. Sistema de Producción de Potencia

El sistema de generación de energía eléctrica de una planta solar de receptor

central consta fundamentalmente de los mismos elementos de los que consta el

mismo sistema en una planta convencional que trabaja con ciclo Rankine, es

decir: grupo de turbina de vapor, condensador, bombas de recirculación del vapor

condensado y la caldera de producción de vapor, elemento, éste último, que en

una planta solar se sustituye total o parcialmente por el receptor solar.

Las condiciones transitorias de operación que se producen en un SRC, debido a la

variación de la intensidad de la radiación solar, hacen que la turbina además de

trabajar con rendimientos bajos, sufra un gran desgaste, por lo que es importante

realizar los correctos mantenimientos de la misma.

2.1.7. Sistema Auxiliar

Como sistema auxiliar de una planta solar de receptor central se agrupan diversos

elementos que son necesarios para su funcionamiento, pero que no difieren en

nada de los mismos sistemas en una planta de potencia convencional. Estos


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componentes proporcionan una ayuda a los principales componentes de la planta

para que realicen sus funciones de una manera eficiente, fiable y segura. Algunos

de estos componentes auxiliares son:

Sistema de aire comprimido.

Sistema de protección contra incendios.

Equipos de refrigeración.

Suministro y almacenamiento de agua.

Suministro auxiliar de potencia.

2.2. BALANCE ENERGÉTICO DE UN SISTEMA DE RECEPTOR

CENTRAL

En este apartado se van a analizar las pérdidas asociadas a los diferentes procesos

que tienen lugar en un SRC genérico, con el fin de conocer el balance de energía

del sistema completo.

Los principales procesos son:

Captación de la radiación solar por el campo de helióstatos

Transmisión de la radiación solar a través de la atmósfera hasta el

receptor

Absorción de la radiación solar concentrada en el receptor

Conversión fototérmica en el absorbente

Conversión de la energía térmica en mecánica

Generación de electricidad

2.2.1 Pérdidas en la captación

El rendimiento del campo de helióstatos suele denominarse rendimiento óptico y

representa el cociente entre la energía neta captada por el receptor y la energía

total irradiada por el sol, calculada como la irradiación solar total por la superficie

colectora.

Las pérdidas que dan lugar a dicho rendimiento óptico pueden englobarse en dos

grupos: pérdidas geométricas y pérdidas por reflectividad.

Las pérdidas geométricas son las debidas a la posición relativa de los helióstatos

en torno a la torre, lo que en inglés se denomina con el término “layout”, y de la

posición del sol. Por este motivo dependen fuertemente del instante y del diseño

del conjunto solar.


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Estas pérdidas vienen determinadas por los siguientes factores:

Factor coseno: Cuantifica las pérdidas causadas por la inclinación del eje óptico

del helióstato con respecto a la trayectoria de los rayos solares, lo que se traduce

en una reducción del área visible proyectada por el sol. Estas pérdidas son

proporcionales al coseno del ángulo que forman la normal a la superficie reflexiva

que pasa por la rótula que posibilita el movimiento de giro en dos ejes del

helióstato, con la dirección de incidencia de la radiación directa (Figura 8). Las

pérdidas por factor coseno son las mayores pérdidas que se producen en el campo

solar, siendo su valor medio del orden del 20% de la potencia reflejada por el

campo de helióstatos.

Figura 8. Factor coseno

Para cada helióstato y cada instante del año se tendrá un factor coseno propio. El

hecho de que la dirección de la radiación reflejada (dirección CR en la Figura 8

[4]) sea propia de cada helióstato, y fija para todo instante, determina que ante una

dirección de la radiación incidente idéntica para todos los helióstatos de un campo

solar, el factor coseno de cada uno sea diferente. En la Figura 9 [5] se puede

observar una distribución indicativa del factor coseno promediado anualmente en

función de la distancia a la torre (situada en el origen de coordenadas y de altura

h) para un campo de helióstatos situado en el hemisferio Norte.


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Figura 9. Distribución del valor medio anual del factor coseno en función de la distancia a la

torre para un campo situado en el hemisferio Norte

Como se puede observar en la Figura 10, el factor coseno de los helióstatos

situados al sur de la torre es menor que el de los situados al norte de la misma.

Esto es debido a que al estar el campo situado en el hemisferio Norte, el área

reflexiva útil de los helióstatos situados al norte de la torre es mayor que la de

aquellos situados al sur de la misma. Este hecho se puede observar claramente en

la Figura 10.

Figura 10. Superficie reflexiva útil de helióstatos situados al Norte o al Sur de la torre para

un campo situado en el hemisferio Norte


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Pérdidas por sombras: Engloban tanto las producidas por las sombras que unos

helióstatos proyectan sobre otros (Figura 11), como la proyectada por la torre y

cualesquier otro elemento sobre los helióstatos. Causan también una reducción del

área útil reflexiva y también son función de la posición del sol y, por tanto, de la

hora del día para cada día del año.

Figura 11. Pérdidas debidas a la sombra que un helióstato proyecta sobre otro

Pérdidas por bloqueos: Cuantifican la fracción de radiación solar reflejada por

los helióstatos que no alcanza el receptor al resultar bloqueada la radiación

reflejada por helióstatos vecinos. Como en los casos anteriores, este efecto

también depende del instante considerado.

Figura 12. Pérdidas debidas al bloqueo que un helióstato realiza sobre otro

Debe tenerse en cuenta que pueden existir zonas de la superficie reflectante que se

encuentren sombreadas y bloqueadas a la vez, por este motivo las pérdidas por

sombras y bloqueos deben cuantificarse en un solo factor (factor de sombras y

bloqueos).


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Las pérdidas por reflectancia se deben a que los helióstatos no reflejan de forma

especular la totalidad de la radiación solar que incide sobre su superficie

reflectante, ya que por un lado, parte de dicha radiación es absorbida por el vidrio,

y por otro lado una fracción de la radiación incidente será reflejada de forma

difusa.

La razón entre radiación incidente y su imagen especular se denomina reflectancia

especular, y depende de la longitud de onda de la radiación incidente. Para la

cuantificación de este factor se emplea un valor medio ponderado por el espectro

solar. Además de la longitud de onda de la radiación incidente, la reflectancia

depende también del material usado como superficie reflectante, así como de

factores dependientes del entorno, como la cantidad de polvo en el ambiente que

puede sedimentar y la frecuencia de lluvias. La limpieza y mantenimiento de los

helióstatos contribuyen de forma importante a que sus valores de reflectividad

sean altos. El valor medio de reflectancia especular es próximo al 94% para los

espejos de bajo contenido en hierro empleados en estas aplicaciones.

2.2.2 Pérdidas en la transmisión a través de la atmosfera

La radiación solar reflejada por el helióstato sufre una atenuación en su camino

entre la superficie reflectante y el receptor (Figura 13). Dicha atenuación se debe a

procesos de absorción por parte del H2O y CO2 presentes en la atmósfera. Esta

atenuación, que depende de las condiciones atmosféricas al nivel de la superficie,

será mayor cuanto mayor sea la distancia que recorre la radiación reflejada, y la

turbiedad del aire entre los heliostatos. Aunque estas pérdidas son muy variables y

difíciles de cuantificar, pueden constituir el 5 % de la radiación reflejada en una

central como PS10.

Figura 13. Atenuación atmosférica


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2.2.3 Pérdidas en la captación de la radiación solar concentrada en el

receptor

Pérdidas por desbordamiento de flujo: El desbordamiento de flujo consiste en

la fracción la radiación reflejada por el campo de helióstatos que no alcanza la

superficie absorbente, cuantificado con el denominado factor de desbordamiento,

o en inglés “spillage”. En la Figura 14 puede apreciarse el exterior de una cavidad

iluminado por el flujo circundante al receptor.

Figura 14. Pérdidas por desbordamiento de flujo [3]

A continuación se enumeran los factores que producen un desbordamiento de

flujo.

Dispersión del haz de rayos reflejados por el campo de helióstatos. Esta

dispersión se debe tanto a la reflexión como a la refracción de la radiación

producida por partículas en suspensión en el ambiente.

Errores en el seguimiento del movimiento del sol por parte de los

heliostatos

Errores de pendiente.

Este error se debe a dos factores diferentes: estructural (errores en la

conformación de la superficie reflectiva), ondulación superficial o waviness (la

superficie del espejo no es completamente lisa).

Debido a estos errores, el rayo reflejado sufrirá en cada uno de los puntos de la

superficie reflectiva una desviación angular respecto de su trayectoria teórica. El


22

valor de esta desviación será igual a dos veces la desviación angular que sufre la

normal de la superficie reflectiva respecto a la ideal.

Figura 15. Esquema descriptivo de los conos de error en los sistemas ópticos [6]

Se puede considerar que la desviación angular que sufre la normal de una

superficie reflectiva en un punto respecto a la dirección teórica, se comporta de

manera aleatoria, siguiendo una ley de probabilidad gaussiana. Así pues, el error

óptico se expresa como la desviación típica de la desviación angular de la normal

de la superficie reflectiva en un punto, si se mide en rayo incidente. Si se expresa

el error en rayo reflejado, el valor será dos veces el error óptico en rayo incidente,

tal como se deduce de la figura anterior.

Tanto el error en el seguimiento del sol como el error de pendiente se denominan

errores ópticos y constituyen la fuente de error que afecta a la calidad óptica del

helióstato.

En primer lugar es necesario realizar la distinción entre fuentes de error y el efecto

de estos errores. Una fuente de error puede ser un golpe en el motor de

seguimiento del heliostato y el efecto corresponderá a la magnitud de la distorsión

en la imagen reflejada sobre el receptor. El efecto de las fuentes de error

dependerá de la posición relativa entre el sol, el heliostato y el receptor. Por este

motivo, para un campo dado, una fuente constante de error puede producir un

efecto variable sobre la imagen reflejada en diferentes instantes del año.

El tamaño de la imagen obtenida sobre el receptor viene definido por el tamaño

finito del sol, las dimensiones de los heliostatos y su calidad óptica (Figura 16.A).

Al reducir la contribución de las dimensiones de los heliostatos se puede reducir

el tamaño de la imagen obtenida y por consiguiente una reducción del


23

desbordamiento, receptores más pequeños y menores pérdidas por radiación y

convección en el receptor. Existen dos métodos para reducir la influencia del

tamaño de los heliostatos: enfoque y canteo

Enfoque (Figura 16.B): Los heliostatos tienen una curvatura parabólica de manera

que los rayos provenientes del centro del sol reflejados por cualquier punto del

heliostato inciden sobre el mismo punto del receptor.

En cambio un heliostato canteado (Figura 16.C) se divide en un número de

facetas, cada faceta está desplazada respecto a las demás de manera que los rayos

del centro del sol reflejados por puntos análogos de diferentes facetas inciden

sobre el mismo punto.

Un enfoque perfecto determina la menor imagen sobre el receptor ya que se

elimina la influencia del tamaño del heliostato. Por otro lado un canteo perfecto

reducirá la influencia del tamaño del heliostato a una única faceta. Cuanto mayor

sea el número de facetas, para un tamaño dado de heliostato, menor será la

contribución del tamaño del heliostato sobre la imagen obtenida.

La curvatura o el desplazamiento requerido para enfoque o canteo

respectivamente, depende de los ángulos entre el sol, el heliostato y el receptor, y

variará por tanto en función del tiempo. Para la mayoría de los diseños de

heliostatos la curvatura no se puede variar y por lo tanto solo estarán

perfectamente enfocados o canteados en uno o dos instantes al año cuando el sol

esté en la posición especificada para el enfoque o canteo. El resto del tiempo los

heliostatos producirán aberraciones off-axis de la imagen, esto es, distorsiones de

la imagen ideal debido a la operación cuando el sol no está en la posición que

coincide con la posición empleada para realizar el canteo.


24

Figura 16. Esquema de las imágenes formadas por un heliostato: (A) Plano (B) Enfocado

(C) canteado [DELSOL]

Existen dos modos de realizar el enfoque o canteo. El primero de ellos consiste en

darle una curvatura simétrica “on-axis”. En este caso, el heliostato estará

perfectamente enfocado o canteado en el instante en que el centro del sol, la

normal del heliostato y el centro del receptor estén alineados. Cuando el sol se

encuentre en cualquier otra posición se producirán aberraciones “off-axis”.

La segunda posibilidad consiste en llevar a cabo una curvatura asimétrica de

modo que el heliostato esté perfectamente enfocado o canteado para una posición

concreta del sol en la que no se encuentre alineado con heliostato y receptor,

instante definido por el día y la hora de canteo. Este tipo de enfoque o canteo

denominado “off-axis” producirá aberraciones “off-axis” cuando el sol se

encuentre en una posición distinta a la especificada para el canteo.

En valores medios anuales, las aberraciones “off-axis” son menores para un

enfoque o canteo “on-axis” que para el “off-axis”. En cambio la imagen producida

en el receptor por un canteo “off-axis” es menor y se alcanzan mayores

concentraciones de flujo que en el canteo “on axis”. La elección final de un tipo

de canteo u otro deberá responder al estudio anual de ambos tipos de efectos sobre

la distribución de flujo en el receptor.


25

Otro factor que afecta a la imagen obtenida sobre el receptor consiste en la

estrategia de apunte del campo de heliostatos. A continuación se enumeran las

diferentes estrategias posibles.

Un único punto de apunte (Figura 17.c). Todos los heliostatos apuntan al centro

del receptor. Esta opción es la que produce el valor máximo de flujo en el

receptor.

Apunte en una dimensión (Figura 17.d). Las imágenes de los heliostatos se

alinean en una dirección centrada sobre el receptor. Esta opción reduce tanto el

máximo flujo que se alcanza en el receptor como el gradiente. Como el tamaño de

las imágenes de los heliostatos variará con el tiempo, el número y la posición de

puntos de enfoque situados sobre la línea de apunte también variarán a lo largo del

tiempo.

Apunte en dos dimensiones (Figura 17.e). Esta opción es similar a la anterior con

la diferencia de que el apunte se realiza sobre dos direcciones centradas en el

receptor. En este caso el desbordamiento podría verse aumentado.

(a) (b)

(c) (d) (e)

Figura 17. Estrategias de apunte. (a) Imagen de un heliostato interior (b) Imagen de un

heliostato exterior (c) Un único punto de apunte (d) Apunte en una dimensión (e) Apunte en

dos dimensiones


26

Otro de los factores que afectan al desbordamiento de flujo consiste en la

necesidad de distribuir el flujo de radiación incidente en el receptor para evitar

picos de flujo superiores a los que el material del receptor puede soportar.

Existen otros factores que afectarán al desbordamiento como son las

deformaciones y desviaciones de la torre.

Este factor puede oscilar entre el 3 % y el 15 % de la radiación reflejada por el

campo de helióstatos, dependiendo entre otros factores de cuál sea la estrategia de

apunte del campo de helióstatos. En la Figura 18 puede apreciarse el exterior de

una cavidad iluminado por la parte de la radiación reflejada por el campo de

helióstatos que no alcanza la superficie absorbente.

Figura 18. Pérdidas por desbordamiento de flujo [3]

2.2.4 Pérdidas en la conversión fototérmica

La conversión de energía radiante en energía térmica tiene lugar en el receptor,

donde se producen una serie de pérdidas:

Pérdidas por radiación: Las pérdidas por radiación pueden desglosarse en

pérdidas por reflexión, que dependen de la absortividad de la superficie

absorbente (la fracción no absorbida será reflejada hacia el exterior) y pérdidas

por emisión, que dependen de la temperatura y de la emisividad de la superficie

absorbente.

Pérdidas por convección: Son las que se producen desde la superficie absorbente

hacia el entorno. Son proporcionales a la diferencia de temperatura entre la

superficie absorbente y el ambiente.


27

Pérdidas por conducción: Se producen desde el absorbente a los elementos

estructurales y auxiliares en contacto con el receptor, también proporcionales a la

diferencia de temperatura entre el absorbente y estos elementos.

El rendimiento del receptor en un instante concreto queda determinado por el

cociente entre la potencia térmica que incide sobre él, y la potencia térmica

aportada al fluido de trabajo. El valor medio anual para dicho rendimiento se sitúa

en torno al 90 %.

2.2.5 Pérdidas en la parte convencional y autoconsumos

Estas pérdidas engloban las producidas en generadores de vapor (de existir),

intercambiadores de calor, turbina, alternadores, etc. Los llamados autoconsumos

o consumos propios recogen la energía eléctrica necesaria para el funcionamiento

de la central (accionamiento de bombas y motores, traceado de existir, etc.)

2.2.6. Balance Energético Global

Cada uno de los procesos anteriores descritos lleva asociado un rendimiento,

definido normalmente como la relación entre potencia (o energía) de salida y

potencia (o energía) aportada al proceso. La Figura 19 muestra un ejemplo de

balance energético de un sistema de receptor central (en concreto el

correspondiente a PS10).


28

Figura 19. Ejemplo de balance energético global en la operación anual de un SRC [5]

Por tanto, según lo mostrado en la figura anterior, de toda la potencia térmica

captada por el campo de helióstatos, aproximadamente un 16.5 % se transforma

en potencia eléctrica, el resto de potencia térmica que entra al sistema se disipa al

ambiente.

3. LA HIBRIDACIÓN EN SISTEMAS TERMOSOLARES DE

CONCENTRACIÓN

El interés acerca del potencial de la hibridación entre la energía solar térmica de

concentración y otras fuentes de energía comienza en España a mediados de los

años 90 con los proyectos Solgas y Colón Solar y posteriormente con los

proyectos Sirec y CESA-II entre otros.

En este apartado se recogen diferentes posibilidades de hibridación. En primer

lugar se presentan los proyectos de hibridación de SRC tanto si se trata de una

hibridación con biomasa como si el aporte solar se emplea para apoyar una central

convencional. Posteriormente se enumeran los proyectos de hibridación con


29

biomasa de la tecnología de CCP. Tras ello, debido a que se trata de centrales

recientemente construidas o en fase de construcción, se enumeran las centrales de

ciclo combinado con aporte de energía solar. Finalmente se realiza un recorrido

por los diferentes receptores híbridos estudiados hasta la fecha, en los que la

hibridación se realiza directamente sobre el receptor.

3.1. HIBRIDACIÓN DE SISTEMAS DE RECPETOR CENTRAL

3.1.1. Proyecto SOLGAS (Estudio APAS)

Este proyecto, promovido por SODEAN, consistió en un estudio de viabilidad de

una planta de cogeneración basada en un ciclo combinado al que se aportaba calor

de proceso obtenido a partir de un sistema de receptor central, [8] [9].

El Proyecto SOLGAS se desarrolló de enero a diciembre de 1995.

3.1.2. Proyecto Colón Solar

El proyecto Colón Solar estudió la viabilidad de la integración de la energía solar

en una planta de combustible fósil ya existente (Grupo I de la Central Térmica

Cristóbal Colón, Huelva) [10].

Para ello se realizó el diseño de una planta termosolar de receptor central y la

modificación del ciclo convencional existente para permitir el uso combinado de

recursos fósiles y solar.

El proyecto Colón-Solar fue presentado al Programa Thermie de la Comisión

Europea, que aportó fondos para su desarrollo, promovido principalmente por la

compañía Sevillana de Electricidad. Proyecto que comenzó el 1 de noviembre de

1996 y tuvo su fin en abril de 1998.

La turbina de gas de 43 MWe de potencia nominal funcionaba a plena carga en

condiciones normales. La caldera de recuperación era de doble presión, existiendo

dos quemadores adicionales para facilitar el control del flujo de vapor hacia la

turbina de vapor en los distintos modos de operación o cuando se producían

cambios bruscos en la radiación solar. La turbina de vapor, de 30 MWe de

potencia nominal, era de dos etapas.

Por otro lado, el campo solar presentaba una tecnología de receptor central cuyo

sistema colector estaba compuesto por 489 heliostatos de 70 m2 de superficie


30

reflectiva cada uno. El receptor, de 21,8 MWt de potencia térmica nominal, era de

vapor de agua saturado, y estaba situado a 109 m sobre el nivel del suelo.

El proyecto de ejecución realizado alcanzó un gran nivel de detalle en lo que se

refiere a los elementos no convencionales, como son el helióstato y el receptor. Su

análisis económico estaba basado en ofertas en firme para el suministro de los

distintos paquetes o subsistemas que configuran la planta, presentadas por

empresas de reconocida solvencia.

3.1.4. CESA-2

En este proyecto, finalizado en Noviembre de 2003, aparece el concepto de

hibridación con biomasa en particular para un sistema de receptor central.

El trabajo consistió en la realización del proyecto básico de una central

híbrida solar biomasa, empleando una caldera de biomasa como apoyo a los

periodos donde la radiación solar no es suficiente.

3.1.5. SOLMASS

El proyecto Solmass es el proyecto de una planta piloto basado en la

tecnología de receptor central con una potencia eléctrica 4 MW, que cuenta

con sistema de almacenamiento térmico e hibridación con biomasa [11]. Este

proyecto fue diseñado para convertirse en una platarforma de desarrollo y dar

soporte a otros proyectos internacionales de I+D. En este proyecto se planteaba

explorar el potencial de la biomasa a través de la combustión o bien de la

gasificación.

Figura 20. Disposición de la unidad híbrida en el proyecto SOLMASS.


31

3.2. CENTRALES HÍBRIDAS SOLAR-BIOMASA

A continuación se describen los proyectos de hibridación con biomasa para la

tecnología de CCP y Fresnel. Las centrales de Borges y San Joaquin son

proyectos en vía de construcción, en cambio Alba Nova y Biomasol son estudios

realizados en el marco de la hibridación.

3.2.1. Borges

El proyecto termosolar Borges, situado en el T.M. de Borges Blanques (Lleida),

atiende a la construcción de una central termosolar de 22,5 MWe de potencia

autorizada a red, de tecnología cilindro parabólica e hibridación con biomasa, que

entrará en funcionamiento en Enero de 2013 y se convertirá en la primera

instalación mundial en combinar tecnología termosolar de concentración con una

unidad de biomasa. La central generará una potencia anual de unos 98 GWh, a

partir de:

La irradiación solar recibida en un campo solar de 336 captadores con

181000 m2

de área total de apertura de los espejos.

La energía térmica útil transferida al HTF y producida en una unidad de

combustión de biomasa de 37 MWt de potencia.

Un rendimiento eléctrico del ciclo Rankine próximo al 37%.

3.2.2. San Joaquin Solar 1&2

Los proyectos San Joaquin Solar 1 y 2 consisten en dos centrales termosolares,

con una potencia neta generada máxima de 53.4 MW cada una, situadas en

California. Ambas se componen de un campo solar diseñado para proporcionar

esos 53.4 MW netos, más una caldera de biomasa diseñada para generar 40 MW

netos. La generación desde la caldera de biomasa estará subordinada a la

procedente del campo solar, utilizándose en los períodos de nula radiación solar,

así como para apoyar durante el inicio y el final del día.

3.2.3. Alba Nova

Alba Nova 1 es el proyecto de una planta piloto en Córcega (Francia) con

tecnología Fresnel y generación directa de vapor hibridada con biomasa, con una

potencia de 12 MWe y una producción anual de unos 25 GWh.


32

El sistema de almacenamiento de Alba Nova 1 permite homogenizar y optimizar

la producción de electricidad y eliminar los riesgos inherentes de la utilización de

un sistema de almacenamiento a base de sales fundidas.

3.2.4. Biomasol

El proyecto Biomasol es el proyecto de una planta piloto que combina la

tecnología cilindro parabólica con dos calderas de biomasa para alimentar a un

ciclo Rankine de 2MWe. Las dos calderas están situadas en el lado del vapor, una

en serie, y otra en paralelo con el generador de vapor solar [12], [13].

El tipo de biomasa escogida como combustible es la biomasa forestal, debido a su

bajas fracciones de cloro, lo que permite alcanzar una mayor temperatura máxima

en la caldera que si se utilizasen residuos de la poda de olivo. Se estimó una

demanda anual aproximada de 5000 toneladas de biomasa forestal.

3.3. OTROS PROYECTOS DE HIBRIDACIÓN SIN BIOMASA

Cabe destacar especialmente las centrales de ciclo combinado con aporte de

energía solar denominadas comercialmente con el acrónimo ISCC (Integrated

Solar Combined Cycle). A continuación se muestra una tabla con un listado de las

centrales de ciclo combinado con hibridación solar, posteriormente se detallan

algunas de estas ISCCs.

Tabla 1. Listado de centrales ISCC

Proyecto ISCC Ubicación Tecnología Potencia (MWe)

Contribución solar

(MWe)

Kuraymat Egipto Canal Parabólico 140 20 Victorville California Canal Parabólico 563 50 Palmdale California Canal Parabólico 617 62 Ain Beni Mathar Marruecos Canal Parabólico 472 20 Hassi R’Mel Algeria Canal Parabólico 130 25 Yazd Irán Canal Parabólico 430 67 Martin Solar Florida Canal Parabólico 480 75 Agua Prieta México Canal Parabólico 480 15


33

3.3.1. Kuraymat

Central de generación de energía eléctrica de Ciclo Combinado Híbrido (CCH)

cuya construcción se inició en enero del 2008 y entró en operación en agosto de

2010. La planta ISCC de Kuraymat es flexible en cuanto a operación, diseñada

para trabajar en dos modos de funcionamiento: durante la noche como un ciclo

combinado (CC) convencional de gas natural y durante el día como un ciclo

convencional al que se le añade la aportación exergética procedente del sol de 50

MWt nominales.

El CC está formado principalmente por una turbina de gas tipo 6FA de General

Electric de 74 MWe (a 20ºC de temperatura ambiente) y una turbina de vapor de

SIEMENS de 80 MWe. La potencia total de diseño son 150 MWe, (para un aporte

solar de 100 MWt), de los que 110 MWe procederán del gas y 40 MWe de la

aportación solar, pudiendo alcanzar un rendimiento energético de diseño próximo

al 68%, (unos 10 puntos porcentuales por encima de los CC convencionales más

modernos). La producción neta de electricidad se estima en unos 852 GWh por

año, con una energía solar aportada de 33 GWh por año, es decir, un margen de

contribución solar del 4%.

El Gobierno Egipcio y la división para energías renovables New Renewable

Energy Authority (NREA), adjudicaron a IBERDROLA Ingeniería y

Construcción SAU, el contrato tipo EPC (Engineering Procurement and

Management) del CC de gas y su integración con un Campo Solar. El

emplazamiento está situado en Kuraymat, a 95 km al sur de El Cairo y a 2,5

km al este del rio Nilo, en una zona plana y prácticamente deshabitada en pleno

desierto, con una radiación anual acumulada que alcanza entorno a los 2400

kWh/m2/año.

3.3.2. Ain Beni Mathar

La central ISCC Ain Béni Matar es la central de ciclo combinado con aporte de

energía solar más potente del mundo y comenzó a funcionar en abril del año 2010.

Está implementada con dos turbinas de gas y una turbina de vapor. La central está

situada en Ain Béni Matar, aproximadamente a 90 km del sur de Oujda

(Marruecos), cerca del límite con Algeria [14].

El Banco Mundial decidió en 1999, tras discutir sobre la tecnología ISCC,

patrocinar cuatro proyectos de esta tecnología (en Marruecos, Egipto, India y

México) con una donación de 50 millones de dólares cada uno. La planificación y


34

la ingeniería para el proyecto de Ain Béni Mathar en Marruecos se concedió

a FICHTNERSOLAR en septiembre de 2000, después de una licitación pública

internacional. El contrato de EPC y O&M fue firmado entre ONE y Abengoa en

febrero de 2008. Al mismo tiempo, el contrato para la asistencia técnica durante la

construcción del proyecto y puesta en marcha fue firmado entre ONE

y FICHTNERSOLAR.

En el modo de operación del día de diseño (medio día solar del 21 de

marzo, DNI de 700 W/m2 y temperatura ambiente de 15 ºC) la isla solar generará

alrededor de 58,7 MW de potencia a una temperatura de 393 ºC, lo que permite a

la central generar 472,3 MWe netos. Sin el aporte solar, la

planta generaría 450,2 MWe. Además, la diferencia entre la operación en el día de

referencia durante el día y durante la noche es de 22,1 MWe [9]. La radiación

anual acumulada que se alcanza está en torno a 2350 kWh/m2.

Cuando las dos turbinas de gas trabajan a plena carga, los dos generadores de

vapor de recuperación de calor (HRSG, según sus siglas en inglés) reciben cada

uno aproximadamente 504 kg/s de gas de combustión (de las turbinas de gas) a

una temperatura aproximada de 510 ºC. El gas de combustión sale de los HRSG a

aproximadamente 100 ºC. La central incluye dos turbinas de gas tipo ALSTOM

GT13E con generadores de 155 MWe de capacidad nominal cada uno a 15 ºC de

temperatura ambiente de bulbo seco. Estas turbinas de gas queman alrededor de

9.6 kg/s de gas natural, por lo que requieren de 490 kg/s de aire para la

combustión del gas [9]. A continuación se muestra un esquema del concepto

general de funcionamiento de esta central:

Figura 21. Esquema general de la central ISCC Ain Bení Mathar.


35

3.3.3. Hassi R’Mel

La central híbrida de ciclo combinado sol-gas ubicada en Hassi-R'mel, Argelia,

está en operación desde julio de 2011.

La central es de tecnología solar híbrida de ciclo combinado con turbina de gas de

130 MW, de los que 20 MWe proceden de un campo solar compuesto de 224

captadores cilindro parabólicos que emplean como fluido caloportador el aceite

térmico y abarcan una superficie reflectante de 180000 m2[15].

3.3.4. Martin Solar

Florida Power and Light y su filial NexEra Energy, inauguraron en marzo de

2011 la primera central termosolar hibrida de Florida, en el Norte de América. El

campo solar que ocupa cerca de 250 hectáreas se construyó junto a una central ya

existente de gas natural en Martin, Florida. La central termosolar aporta el

equivalente a 75 MWe y el vapor producido en la instalación se incorpora a la

central de ciclo combinado de gas natural. La energía eléctrica generada a partir

de la energía aportada por la parte solar de esta instalación será de 155 GWh y la

reducción provocada en la emisión de gases de efecto invernadero será de cerca de

2 millones de toneladas durante 30 años de operación si comparamos con la parte

de gas natural sustituido por la energía solar en la misma central [16].

3.4. RECEPTORES HÍBRIDOS

En este apartado se realiza una revisión de aquellos receptores sobre los que se

realiza directamente la hibridación [17], [18], [19].

3.4.1. Receptor ESOR

La empresa JPL desarrolló un receptor tubular híbrido en la década de los 70, en

el que los tubos del absorbedor se incluían en una matriz de cobre formando un

absorbedor cónico [18]. En 1981 se probó en laboratorio, empleando un sistema

de combustión de gas natural, pero surgieron problemas debido a la distinta

dilatación de los materiales de la matriz y de los tubos del absorbedor.

De 1982 a 1984 se derrollaron y probaron nuevos prototipos de este receptor

híbrido. Se determinó que el rendimiento del receptor dependía en gran medida de

la distribución de flujo, alcanzándose rendimientos entre el 75% y el 88% en los

modelos ESOR-IIA y ESOR-IIB, con temperaturas de pared en torno a los 1120ºC

para el primero y 1130ºC para el segundo. La vida útil de este receptor se estimó


36

en 16000 horas de operación para una temperatura nominal del gas de 760 ºC. A

continuación se muestra una imagen del receptor ESOR.

Figura 22. Receptor ESOR.

3.4.2. Sistema sundish

En septiembre de 1999, se instaló en Arizona un sistema de segunda generación

con una potencia neta nominal de 22 kW. El sistema fue diseñado por Sundish

Sciente Applications International Corp. (SAIC) y MCI Power, Inc. El receptor se

diseñó para funcionar con biogás en ausencia de radiación solar. Éste consiste en

un receptor tubular con forma de cono truncado dividido en cuatro secciones.

Cada uno unido a un cilindro del motor STM 4-120. El sistema de combustión

para la operación híbrida se coloca inmediantamente detrás del haz de tubos.

Cuando se trabaja en modo híbrido, la cavidad que aloja el receptor se cierra

mediante una compuerta, lo que reduce las pérdidas térmicas y permite la

recuperación de los gases de escape de la combustión para precalentar el aire [19].

Este sistema acumuló más de 600 horas de operación en el modo de

funcionamiento híbrido con natural, produciendo más de 6.5 MWh.

3.4.3. Sistema Biodish

El proyecto Biodish [20] fue desarrollado por el DLR-PSA y la Universidad de

Karlsruhe (Alemania) entre otros, comenzando en el año 2000 y terminando en

2002.

El sistema consiste en un receptor de SiC concebido para utilizar biogás como

combustible. El receptor está configurado para absorber la radiación solar por un

lado y la energía térmica de combustión en la parte trasera, con lo que el sistema

es capaz de operar en modo solar y, al mismo tiempo o alternativamente, en modo

biogás. Como se puede observar en la figura, el absorbedor está conectado al


37

calentador, también de material cerámico, lo que permite una mayor eficiencia del

ciclo. El absorbedor consiste en un receptáculo con canales interiores a través de

los cuales fluye el gas de trabajo (helio). La cámara de combustión se encuentra

en la parte trasera y está rodeada por un precalentador cilíndrico de aire y una

carcasa cerámica para conducir los gases de escape. La temperatura máxima del

sistema de combustión está limitada a 1400ºC con el fin de limitar las emisiones.

Figura 23. Receptor híbrido Biodish.

Para alcanzar los requisitos de la operación híbrida, la potencia del quemador debe

ser fácilmente ajustable, lo que se consigue controlando el flujo de aire.

El principal reto de este diseño fue el proceso de fabricación del receptor, ya que

después de varios intentos, los prototipos mostraban grietas durante el secado o

durante la cocción en el horno.

3.4.4. Receptor Hyhpire

En el marco del proyecto HYHPIRE, se diseñó un receptor híbrido de reflujo para

el motor SOLO V-616. El proyecto se inició en 1996 con una duración de 3.5

años, con la participación de DLR, Intersol, CIEMAT, la Universidad de Stuttgart

e IKE. En la figura se muestra un esquema general del receptor de tubo de calor,

que puede operar alternativa o simultáneamente con aporte solar o con el calor

producido por un quemador de llama. El receptor está diseñado para una potencia

térmica de 45 kW a 700-850ºC [21].


38

Figura 24. Receptor híbrido Hyhpire.

Este receptor fue probado en la Plataforma Solar de Almería en 1999, acumulando

265 horas de funcionamiento, de las que 92 horas eran en modo sólo gas y 56 en

modo híbrido. El sistema de combustión funcionó correctamente en todos los

modos de operación, salvo problemas menores.

3.4.5. Receptor de Sandia National Labs

En 2002, los Laboratorios Sandia, con el apoyo del Departamento de Energía de

Estados Unidos, diseñó un receptor de tubo de 75 kWt pata operación híbrida, con

gas natural como combustible y receptor cilíndrico de tubo de calor rodeado por

un quemador de matriz metálica. En la siguiente figura se muestra un esquema del

receptor y un detalle del sistema de combustión [22].

Figura 25. Sección del receptor híbrido y detalle del sistema de combustión.

Se realizaron 14 ensayos en modo solo gas, con niveles de potencia desde 18

hasta 75 kWt y temperaturas de hasta 750 ºC. El rendimiento del sistema de

combustión alcanzó un valor de 68% a la máxima potencia.


39

3.4.6. STC (INFINIA)

De 1991 a 1994 Infinia desarrolló su primer receptor híbrido bajo un contrato con

NREL, financiado por DOE y Southern California Edison. Este receptor híbrido

consistía en un receptor “pool boiler” con una cámara de combustión de gas

natural [23] y fue diseñado con una potencia neta de 10 kWt. El fluido de trabajo

fue una mezcla eutéctica de NaK. El sistema de combustión consistió en un

quemador de matriz porosa.

Se realizaron pruebas con un simulador solar y en el horno solar de NREL. Infinia

continuó sus investigaciones sobre la tecnología híbrida y en enero de 2010

publicó una nueva patente de un receptor híbrido con almacenamiento térmico

[24]. Éste consistía en un dispositivo de tubo de calor con almacenamiento de

energía térmica y sistema de combustión. La energía térmica se almacena en PCM

(material de cambio de fase) y se utiliza como buffer para mantener la operación

en ausencia de radiación solar. Los gases de combustión entran en el sistema a

1227ºC.

Se muestra un diseño del tubo de calor (heat pipe) utilizado en la patente:

Figura 26. Diseño del tubo de calor de Infinia.

3.4.7. SIREC

En el marco de este proyecto se realizó el diseño conceptual de un receptor solar

híbrido de vapor saturado (Receptor Solgas), incluyendo las especificaciones

técnicas para su posterior construcción. En el proyecto SIREC también se

realizaron trabajos sobre el campo solar, software de optimización y simulación

[25].

El proyecto SIREC comenzó en 1999 con 2 años de duración. Los socios del

proyecto fueron el Grupo de Termodinámica y Energías Renovables (GTER-

AICIA) de la Universidad de Sevilla a través del Instituto Andaluz de Energías


40

Renovables (IAER) y Ciemat-PSA, financiado por el Ministerio Español de

Ciencia y Tecnología con fondos FEDER, y apoyado por Abengoa.

Dentro de este proyecto se consideraron dos configuraciones diferentes de la

hibridación: caldera de gas natural y quemadores de gas natural. Existe una tercera

configuración en la que se realiza la hibridación directamente sobre el receptor,

este diseño se describe en el apartado destinado a los receptores híbridos.

Acoplamiento de un receptor solar con una caldera de gas natural (Figura

27): La caldera de una central eléctrica de ciclo Rankine se hibrida con

energía solar. De esta manera, el receptor es a la vez el absorbedor del

receptor solar y el banco de tubos de la caldera de gas natural. Con esta

configuración, el haz de tubos de la caldera recibe la radiación solar en un

lado y la energía térmica de la combustión en el otro lado. La eficiencia

del sistema de combustión se estimó en 79,3% con una relación 20/80%

sol-gas.

Figura 27. Hibridación con caldera de gas natural.

Acoplamiento de quemadores de gas natural (Figura 28). La diferencia

entre esta configuración y la anterior se encuentra en que los quemadores

actúan directamente sobre la parte posterior de los tubos del receptor. En

esta configuración se estimó el rendimiento del sistema de combustión en

el 78% con una relación sol–gas de 83/17%.


41

Figura 28. Receptor híbrido con quemadores de gas natural.

Con todo esto se pretendía introducir una nueva fuente de energía para mantener

el sistema estable y acoplado a la red eléctrica ante determinado tipo de

transitorios solares, reduciendo el tiempo de enfoque del campo solar en el

proceso de arranque del receptor, tras la ocurrencia de dichos transitorios. Con

ello se permite el funcionamiento del sistema durante estos transitorios solares

manteniendo, además, las condiciones mínimas de presión y temperatura

necesarias en el proceso para poder aplicar, más rápidamente, la radiación solar

concentrada sobre la superficie absorbedora del receptor en los períodos de

arranque, posteriores a los citados transitorios.

Este objetivo permitiría conseguir un incremento de la producción de energía

eléctrica de origen solo solar, al finalizar la jornada de producción, ya que habría

evitado los largos períodos de parada del sistema que siempre se producen como

consecuencia de los transitorios.

4. LA BIOMASA COMO FUENTE DE ENERGÍA

Este apartado trata de abordar diferentes formas de aprovechamiento de diferentes

tipos de biomasa. En concreto, se plantearán tratamientos posibles a los residuos

sólidos urbanos para su aprovechamiento energético, así como un breve resumen

de posibles cultivos energéticos, tanto forestales como agrícolas.


42

4.1. RESIDUOS SÓLIDOS URBANOS

Antes de empezar a hablar de Residuos Sólidos Urbanos (RSU), conviene dar la

definición legal de residuo en Europa, según la Directiva 75/442/CEE:

“Cualquier sustancia u objeto del cual su poseedor se desprenda o que tenga la

intención o la obligación de desprenderse”.

Todos los productos que se fabrican, comercializan y consumen acaban

convirtiéndose, al menos en parte, en residuos. Con un consumo creciente, la

producción de residuos es cada vez mayor y su eliminación un problema candente

que compromete seriamente el desarrollo sostenible de nuestra sociedad. Durante

siglos se han ido arrojando los residuos producidos en vertederos sin tener

conciencia del problema porque no eran tan agresivos para la naturaleza y porque

su cantidad era relativamente pequeña y asumible. Actualmente, el problema se

agrava porque producimos cantidades ingentes de residuos, y con características

cada vez más contaminantes.

La problemática de la eliminación de los residuos es compleja y no existe una

única solución que pueda aplicarse a todos los casos. Las diferentes líneas de

actuación se orientan hacia la potenciación de la reducción en origen de los

mismos, la recuperación para su reutilización o reciclaje y la eliminación segura

de lo no recuperable. El reciclado o transformación en productos útiles, en

algunos casos, resulta económicamente inviable. En muchas ocasiones se aplica

una tecnología, que consiste básicamente en encerrar y tapar los residuos, que

soluciona los problemas inmediatos pero mantiene el problema latente, al no

eliminarlos definitivamente. En otros casos se puede acudir a la eliminación por

algún proceso que produce a su vez residuos, como la incineración. Frente a este

panorama, el papel de la ingeniería es crear o mejorar las “tecnologías limpias”

aplicadas a la destrucción, no-producción o reducción y a la transformación de los

residuos de forma respetuosa con el medio ambiente.


43

Figura 19. Generación de residuos sólidos urbanos en España (MARM, 2009).

En cuanto a los Residuos Sólidos Urbanos 1(RSU), en la Figura 29 se muestra el

progresivo aumento en la generación de dichos residuos en España desde el año

1995 hasta el año 2004. Se observa tanto la producción anual total como la

cantidad diaria por habitante.

En lo referente a Europa se producen en torno a 260 millones de toneladas al año,

de los que, en torno al 40 %, se envían directamente a vertedero. En la Figura 30,

se observa la proporción de residuo que cada país de la UE27 envía tanto a

vertedero, como a reciclaje, compostaje e incineración:

Figura 30. Tratamiento de los residuos municipales por los países de la Unión Europea

(EUROSTAT, 2010).

En ella se puede observar como España envía hasta el 57 % de los residuos

directamente a vertedero, por encima de la media europea, que se cifra en el 40 %.

1 En España la definición de residuos sólidos urbanos incluye los residuos municipales y algunos

otros procedente de pequeños proyectos de construcción y de obras de demolición. La OCDE define los residuos municipales como los que recogen los propios municipios o son recogidos para ellos, y comprenden los residuos domésticos, voluminosos y comerciales y otros similares procedentes de estos mismos lugares. Las definiciones de residuos municipales pueden variar de uno a otro país.


44

En el lado óptimo se encuentran países como Alemania y Países Bajos (1%),

Suecia y Austria (3 %), Dinamarca (4 %) y Bélgica (5 %).

Los efectos negativos de los RSU sobre el medio ambiente, ya sea sobre el aire o

sobre el suelo, son numerosos tal y como se muestra en la siguiente tabla-

resumen:

Tabla 2. Efectos de los RSU en el medio ambiente.

SOBRE EL AIRE

- Olores - Emisión de gases - Similares contaminantes - Impacto visual

- CO2 y CH4 (efecto invernadero) - Metales pesados y

organoclorados - Gases ácidos - Partículas

SOBRE EL SUELO

- Deposición de contaminantes

- Contaminación de aguas superficiales y subterráneas por lixiviados

- Partículas - Metales pesados - Productos químicos - pH Ácido - Metales pesados - Compuestos nitrogenados

Por otro lado, según la Directiva 1999/31/CE del Consejo, de 26 de abril 1999,

relativa al vertido de residuos, tal y como pone en el apartado c del artículo 5:

“c) a más tardar quince años después de la fecha a que se refiere el apartado 1 del

artículo 18, los residuos municipales biodegradables destinados a vertederos

deberán haberse reducido hasta un 35 % de la cantidad total (en peso) de los

residuos municipales biodegradables generados en 1995 o en el último año

anterior a 1995 para el que se disponga de datos normalizados de Eurostat”.

En el artículo 18 al que hace referencia este apartado se expone lo siguiente:

“1. Los Estados miembros pondrán en vigor las disposiciones legales,

reglamentarias y administrativas necesarias para dar cumplimiento a lo dispuesto

en la presente Directiva a más tardar dos años después de su entrada en vigor.

Informarán inmediatamente de ello a la Comisión.”

Lo cual indica, que al ser la directiva del año 1999, dicho apartado “c” del artículo

5 será aplicable en el año 2016. El objetivo de mostrar esto no es más que enseñar

la necesidad de reducir la cantidad de residuos enviados a los vertederos. La

jerarquía de acciones marcadas en la Directiva 2008/98/CE de la UE son las

siguientes:


45

Reducir

Reutilizar (Reusar) – Preparación para la Reutilización

Reciclar

Recuperación energética

Vertedero (Residuo del Residuo)

En el siguiente cuadro se pueden observar las ventajas y los inconvenientes, de

forma muy general, de cada una de las acciones que se plantean en esta directiva:

Tabla 3. Ventajas e inconvenientes de las diferentes acciones sobre los RSU.

OPCIÓN VENTAJAS DESVENTAJAS

PREVENCIÓN REDUCCIÓN.

-Preserva los recursos naturales. -Elimina la necesidad de gestión de los residuos. -Es la más barata (más sostenible) a largo.

-Difícil de conseguir.

REUTILIZACIÓN Y RECICLAJE.

-Permite maximizar los beneficios obtenidos de la reutilización del material. -Ayuda a reducir la tasa de extracción de materia prima de cada material.

-A largo plazo los materiales reutilizados y reciclados acaban como “residuo”. - Consumen energía. -Debe realizarse una evaluación: coste / beneficio para asegurar que el balance de beneficio permanece positivo.

RECUPERACIÓN DE ENERGÍA.

-Elimina la utilización de otros combustibles. -Reduce la cantidad y el volumen de material a eliminar en el vertedero.

-Su eficiencia eléctrica no es la mejor. -Necesita tratamiento posterior de las cenizas volantes. -Tiene, aunque controlado, un impacto sobre el Medio Ambiente.

VERTEDERO.

-Inevitable. -Si se opera correctamente sus efectos negativos son reducidos. -De fácil operación.

-Sin beneficios para la sostenibilidad. -Tiene un coste -Tiene un impacto negativo sobre el M.A. -Gran pérdida de recursos recuperables.

4.1.1 Tratamiento de los residuos sólidos urbanos en España

La siguiente tabla muestra el tratamiento de los RSU en España en el año 2008:

Tabla 4. Tratamiento de los RSU en España en el año 2008 (MARM, 2008).

Instalaciones de Tratamiento y eliminación N° centros Entrada (t/año)

Instalaciones de clasificación de envases 89 547.621

Instalaciones de compostaje de F. orgánica recogida selectivamente 34 460.408

Instalaciones de triaje y compostaje 66 8.199.049

Instalaciones de triaje, biometanización y compostaje 15 1.579.922

Instalaciones de incineración 10 2.057.017

Vertederos 149 16.125.342


46

4.1.2 Composición de los residuos sólidos urbanos

Dos de los aspectos más importantes a conocer por los tecnólogos encargados de

la gestión de los RSU son las toneladas a procesar y su composición.

Fundamentalmente, la composición de los RSU es un aspecto crítico debido a la

gran dificultad que conlleva conocerla de manera precisa. Es muy importante que

los análisis de caracterización de los RSU se hagan con el máximo cuidado para

obtener unos márgenes de los porcentajes entre los que se moverá cada uno de los

posibles componentes de los RSU. En la siguiente tabla se muestran estos

porcentajes según el libro de “Medio Ambiente en España 2000” del Ministerio de

Medio Ambiente.

Tabla 5. Composición media de los RSU en España (MARM, 2000).

TIPO DE MATERIAL

COMPOSICIÓN

INDIVIDUAL RANGO

Min. Max.

MATERIALES INERTES Vidrio 5.8% 3.5% 7.6% Metales Férricos 2.7% 1.5% 4.0% Metales no férricos 1.7% 0.9% 2.2% Varios 3.3% 0.5% 4.0% Subtotal 13.2% 6.4% 17.8% MATERIA ORGANICA Subtotal 48.9% 42.0% 52.0% MATERIAL COMBUSTIBLE 15.0% 11.0% 20.0% Papel 5.6% 3.0% 8.0% Cartón 9.8% 8.0% 13.0% Plásticos 0.7% 0.5% 0.9% Madera 3.8% 3.5% 4.5% Textiles 3.0% 1.6% 4.0% Subtotal 37.9% 27.6% 50.4%

TOTAL 100%

El vidrio, los metales férricos y los no férricos, que pueden ser reciclables

“eternamente” suponen cerca del 10 % de media de los RSU. La materia orgánica,

que se caracteriza por su alto contenido en agua, bajo PCI y porque fermenta muy

rápido con lo que hay que tratarla lo antes posible, supone casi el 50% del total de

la basura. Por último, los materiales combustibles caracterizados por un mayor

valor del PCI y porque pueden ser reciclables un número finito de veces (la

celulosa va perdiendo propiedades), están en el entorno del 40% de los RSU

totales.


47

La composición de los RSU es importante, entre otras cosas, porque en función de

ésta se tendrá un PCI u otro. Se presenta a continuación la composición detallada

de dicha composición y su PCS.

Tabla 6. Composición elemental de los diferentes tipos de RSU.

Residuo H2O C H O N S Cenizas PCS

(Kcal/kg) Res. comida (mezcla) 58.75 22.44 3.26 13.01 0.57 0.08 1.88 2 685

Grasa 2.00 71.54 11.127 14.50 0.39 0.10 0.20 9 000

Res. Veg. Comida 78.30 10.65 1.43 8.14 0.37 0.04 1.06 998

Residuos de frutas 78.70 10.33 1.32 8.41 0.30 0.04 0.89 948

Residuos de carne 38.80 36.48 5.75 15.12 0.73 0.12 3.00 4 235

Papel (mezclado) Periódicos

10.20 38.97 5.21 39.78 0.27 0.18 5.39 3.777

7.20 45.56 5.66 39.90 0.05 0.19 1.44 1.233

Papel sin madera 5.40 37.84 4.92 39.26 0.28 0.19 12.11 3.198

Papel oficina 5.70 35.83 5.09 41.49 0.28 0.19 11.41 3.658

Libros y revistas 6.20 33.21 4. 69 36.21 0.09 0.09 19.51 2.146

Impr. Comerciales 5.10 33.59 4.75 36.63 0.09 0.09 19.74 946

Envases papel 6.10 42.26 5.45 39.44 0.19 0.19 6.39 2.219

Celulosa 9.90 49.56 5.86 34.24 0.14 0.05 0.27 4.817

Papel reciclado 6.40 42.40 5.52 37.44 0.28 0.19 7.77 1 372

Cartón (media) 6.08 42.49 5.82 39.92 0.18 0.17 5.29 3 440

Cartón corrugado 5.20 40.76 5.59 42.47 0.09 0.19 5.50 3 912

Tetra-brick 3.40 57.48 8.98 29.08 0.10 0.10 0.87 6 292

Embalajes comida 6.11 42.00 58.73 39.36 0.14 0.15 6.51 4 032

Restos de correo 4.56 36.14 5.16 40.79 0.16 0.09 13.10 3 382

Embalajes 8.70 41.09 5.30 39.26 0.23 0.18 5.25 2 657

Cajas pequeñas 7.00 39.06 5.02 42.78 0.28 0.19 5.67 2 024

Detergente 6.70 39.19 5.04 42.92 0.28 0.19 5.69 2 024

Plásticos (mezclados) 0.20 59.88 7.19 22.75 0.00 0.00 9.98 7 834

Polietileno 0.20 85.03 14.17 0.00 0.05 0.05 0.50 10 382

Poliestireno 0.20 86.93 8.38 3.99 0.20 0.00 0.30 9 122

Poliuretano 0.20 63.17 6.29 17.56 5.99 0.05 6.74 6 224

Policloruro de vinilo 0.20 45.11 5.59 1.60 0.10 0.10 47.31 5 419

Textiles 10.00 43.20 5.76 36.00 1.98 0.18 2.88 4 422

Goma 1.20 68.86 8.60 0.00 0.00 1.58 19.76 6 050

Cuero 10.00 54.00 7.20 10.44 9.00 0.36 9.00 4 167

Res. jardín (media) 61.19 18.30 2.38 14.08 1.62 0.13 2.30 1 819

Plantas de flores de jardín 53.94 21.49 3.04 18.51 0.56 0.12 2.34 2 054

Césped 75.24 11.43 1.48 9.02 1.10 0.10 1.63 1 143

Hojas de árboles 9.97 46.95 5.50 27.32 6.29 0.14 3.83 4 436

Madera verde 50.00 25.05 3.20 21.15 0.05 0.05 0.50 2 251

Madera dura 12.00 43.65 5.37 38.02 0.09 0.04 0.84 4 084

Madera (mezclada) 20.00 39.60 4.80 34.16 0.16 0.04 1.24 3 689

Vidrio y mineral 2.00 0.49 0.10 0.39 0.05 0.00 96.97 47

Metal, latas de hojalata 5.00 4.28 0.57 4.09 0.05 0.00 86.02 167

Metal férreo 2.00 4.41 0.59 4.21 0.05 0.00 88.74 0

Metal no férreo 2.00 4.41 0.59 4.21 0.05 0.00 88.74 0

Barreduras de oficina 3.20 23.52 2.90 3.87 0.48 0.19 65.82 2 038

Aceites, pinturas 5.00 63.56 9.12 4.94 1.90 0.00 15.49 9 000

Media RSU 26.50 25.53 3.56 16.99 0.54 0.09 26.88 3 060


48

4.1.3 Procesos de recuperación energética

Las posibilidades a la hora del tratamiento de los RSU son muy variadas tanto en

su concepto, como en los procesos que emplean y en los productos obtenidos. Un

esquema general de estos procesos se muestra a continuación:

Figura 31. Procesos de tratamiento de los RSU.

Los criterios a la hora de valorar las distintas opciones de tratamiento de los RSU

son tanto cuantitativos como cualitativos. Dentro de los cuantitativos se pueden

citar los siguientes:

- Coste del tratamiento

- Inversión a realizar

- Años de funcionamiento

- Puestos de trabajo a crear

- Consumo energéticos, agua …

- Planificación

- Capacidad de tratamiento, estacionalidad

R.S.U

Recuperación

Conversión

Biológica

Conversión

Térmica

Conversión

Química

Reciclado

Vertido

Digestión

Anaerobia

Compostaje

Combustión

Gasificación

Pirólisis

Plasma

Operación de

separación

Proceso natural durante

50 años aprox.

Calor +microorganismos

Microorganismos

Aire en exceso

Aire en defecto

Ausencia de aire

Ionización

CONCEPTO

Ninguno o gas

de vertedero

Biogás +

Humus

Compost

Gas sintético

(Singás)

Gas sintético o

biocombustible

Líquidos

Carbón

Materiales

comerciales

PROCESO PRODUCTO ÚTIL

Electricidad y/o

vapor

Gas sintético

(Singás)


49

- Espacio disponible

En cuanto a los aspectos cualitativos o no cuantificables de una forma tan exacta

como los anteriores, los más relevantes son los siguientes:

- Grado de aceptación popular

- Fiabilidad del sistema

- Impacto ambiental y calidad de vida

- Posibilidad de gestión

Ante esto, los estudios necesarios a realizar:

- Previsiones de calidades y cantidades de residuos.

- Análisis de los sistemas de tratamiento, siendo importante trabajar con

sistemas ya implantados (situación y madurez tecnológica).

- Criterios económicos de optimización.

- Estudios de mercado de compost, energía …

- Aceptación popular.

- Efectos medioambientales.

En los siguientes apartados se explicarán más detenidamente algunos de los

métodos más comunes a la hora de tratar los RSU.

4.1.4 Digestión Anaerobia o Biometanización

De las diversas técnicas de tratamiento que permiten reducir la carga orgánica

contaminante de los residuos, uno de los procesos que más se está empleando en

la actualidad es el tratamiento por digestión anaerobia o biometanización. Este

tratamiento presenta un interés especial ya que, además de reducir la

contaminación, da lugar a la producción de biogás, gas con un importante valor

energético al estar constituido mayoritariamente por metano (55-65%).

Tanto la generación de biogás en digestores anaerobios como la extracción y

utilización del biogás generado en los vertederos de residuos sólidos urbanos

(RSU) son procesos de interés en el área de la producción energética. Además en

ambas situaciones se produce una mejora medioambiental importante ya que, la

extracción del biogás de vertedero ofrece la posibilidad de reducir las emisiones

de metano y dióxido de carbono, gases que contribuyen de manera notable al

efecto invernadero, y la digestión anaerobia de los residuos reduce

considerablemente el poder contaminante de éstos.


50

La biometanización o degradación anaerobia es un proceso biológico mediante el

cual la materia orgánica, en ausencia de oxígeno y por medio de un grupo de

bacterias específicas (anaerobias), se degrada en una serie de productos gaseosos

conocidos como biogás y otros de difícil degradación. Este proceso puede ocurrir

de manera forzada en digestores anaerobios o de manera natural en vertederos

controlados de RSU.

El biogás

Biogás es el nombre genérico de los gases producidos como consecuencia de la

degradación anaerobia o biometanización de los residuos orgánicos, con

independencia de la materia prima y la técnica empleada. Está constituido

principalmente por metano y dióxido de carbono Tipos de digestores anaerobios..

Su composición media es la siguiente (% en vol): 55-65% de CH4, 30-40% de

CO2, <5% de H2, H2S, H2O,...

El biogás generado en los vertederos de RSU, debido a la variabilidad de la

materia orgánica de estos residuos, contiene además otros muchos gases que están

presentes en mínimas cantidades dependiendo de la composición de los residuos,

la edad del vertedero, las condiciones del lugar, la gestión del vertedero y la

presencia de un sistema de recogida del biogás como son: compuestos

organoclorados, mercaptanos, hidrocarburos, etc.

La densidad del biogás está en el entorno de los 1,2 Kg/m3, por lo que es menos

denso que el aire, y su temperatura de inflamación es de 600ºC. La propiedad más

interesante del biogás es su valor energético debido a su elevado contenido de

metano. El poder calorífico inferior (PCI) de un biogás con un contenido de

metano del 60% es de 5.500 kcal/m3N.

En cuanto a la utilización que, actualmente, se le da al biogás producido, se

pueden citar las 3 siguientes:

1. Motores

Cuando existe una producción de biogás importante, del orden de la generada en

los vertederos, puede resultar interesante económicamente su utilización en

motores, normalmente para producir electricidad. Los motores son muy valiosos,

por lo que hay que extremar las precauciones respecto al ácido sulfhídrico.

Dependiendo de la procedencia del residuo tratado, éste está presente en muchas

ocasiones por encima del límite admisible, y desulfurar en estos casos resulta


51

bastante costoso. Hay que estudiar con detalle la viabilidad económica de la

desulfuración, siempre pensando en el coste de la depuración.

El biogás tiene un número de octanos elevado (del orden de N.O.= 110), por lo

que se puede aplicar a motores con elevada relación de compresión, alrededor de

9-10: 1 con motores Otto y de 15-16: 1 en motores Diesel.

También se tiende a aprovechar la energía térmica producida en los motores

mediante intercambiadores de calor en el sistema de refrigeración y a la salida de

los gases de escape. De este modo es posible recuperar un 45-60% de la energía

total en forma de calor que se aprovecha para otros usos.

2. Quemadores

El biogás es muy apto para ser utilizado en quemadores, pudiendo utilizarse la

energía producida para obtener agua caliente que pueda emplearse en la industria.

Es bastante sencillo adaptar quemadores de tipo comercial para funcionar con

biogás. Los equipos comerciales de gas ciudad son aptos para ser utilizados con

biogás garantizando la presión de entrada mencionada.

3. Otros usos

Hay otros usos pero todos son poco frecuentes. Podemos citar, por ejemplo,

iluminación, cocina, instalaciones de refrigeración y vehículos. En este caso se

utilizan botellas de biogás a 200 bar de presión. El problema que presentan, aparte

del coste económico y energético de comprimir el biogás a presiones tan elevadas,

es que al principio sale prácticamente el CH4 puro por haberse licuado el CO2 y al

final casi únicamente el CO2. Para aplicaciones a presiones tan elevadas debería

eliminarse previamente el CO2 (se puede llevar a cabo haciendo burbujear el

biogás a través de una solución de yeso o hidróxido cálcico, pero en general no es

justificable desde el punto de vista económico). Estas botellas tienen normalmente

una capacidad de 50l y pesan 65 Kg, pudiendo almacenar hasta un máximo de 10

m3 de biogás, equivalentes a 6,2 l de gasóleo.


52

Tecnologías de los digestores anaerobios

La transformación en energía de los residuos orgánicos mediante la fermentación

anaerobia es un proceso que se viene practicando desde hace más de 100 años y

actualmente, en países no desarrollados hay instalados millones de digestores

familiares (China e India). Sin embargo, la tecnología utilizada en estos países es

muy primitiva y no se puede aplicar en países desarrollados por su bajo

rendimiento y el negativo impacto ambiental que producen.

El conocimiento más profundo del proceso, tanto en el ámbito microbiológico

como de los parámetros que regulan esta fermentación ha permitido progresar

notablemente en esta tecnología mejorando considerablemente su eficacia. Existe

en la actualidad un gran número de tecnologías adaptadas al tratamiento de los

residuos por digestión anaerobia. La elección de una u otra depende sobre todo de

las características del vertido a tratar.

La tecnología de los digestores se puede definir por el sistema de carga y por el

estado de la biomasa bacteriana dentro del digestor, tal y como se muestra en el

siguiente esquema:

Digestores en Discontinuo

Mezcla completa

Biomasa Flujo Pistón

Suspendida Contacto

Lecho de Lodos (UASB)

Digestores en Continuo Filtro no Orientado

Biomasa Película Fija

Adherida Lecho Expandido

Lecho Fluidizado

Digestores en Dos Fases

Figura 323. Tipos de digestores anaerobios.


53

4.1.5 Vertederos controlados y formación y extracción del biogás

El concepto de vertedero controlado apareció describiendo una operación de

“cortar y cubrir” utilizada para los residuos depositados en California, en los años

30. En Europa esta técnica fue introducida en Bradford (Inglaterra) en 1935, poco

después en Francia, y en España después de 1945. Con el tiempo este sistema se

ha ido perfeccionando y en los últimos años han tenido lugar considerables

avances científicos y técnicos, tanto en el conocimiento del proceso de

descomposición que sufren los residuos depositados, como en la realización de

obras de ingenierías adecuadas y de la maquinaria empleada.

En un vertedero controlado los residuos urbanos se descargan sobre el terreno y se

extienden formando capas de poco espesor. A continuación se compactan para

reducir su volumen y se cubren con materiales adecuados para minimizar los

riesgos de contaminación ambiental y favorecer las transformaciones biológicas

de los materiales fermentables. Estas capas se limitan por taludes, al objeto de que

las lluvias no las arrastren, operándose sobre un frente limitado con el fin de

limitar los taludes descubiertos.

De forma general se puede admitir que un vertedero controlado se comporta como

un digestor anaerobio que, a través de una serie de procesos fisicoquímicos y

principalmente microbiológicos (fermentación anaerobia) que tienen lugar en el

interior de las plataformas de vertido, da como resultado la aparición de una

mezcla de gases o "biogás" y un líquido con una elevada carga orgánica y por

consiguiente con alto poder contaminante a la vez que maloliente conocido como

"lixiviado".

Cuando un vertedero ha completado su capacidad para recibir residuos debe

procederse a su clausura y sellado que deben estar especificados en el proyecto

inicial. Deben contemplarse sistemas de control y seguimiento ambiental (control

de gases, control y tratamiento de lixiviados,...) y acondicionar el espacio que

ocupa para darle el uso final que se haya previsto en la fase de planificación.

A pesar de su simplicidad, lo cual constituye una de sus ventajas, el vertido

controlado no admite los actos improvisados. Debe contemplarse como una obra

de ingeniería, y como tal exige un proyecto concreto que, basado en estudios

adecuados, permita la selección apropiada de la solución más conveniente. Un

vertedero se considera controlado cuando se toman todas las medidas oportunas

para evitar todo lo que sea nocivo o molesto al medio ambiente.


54

En la actualidad, según datos del Ministerio de Medio Ambiente, el vertedero

controlado, con 190 centros de tratamiento y cerca de 11 millones de toneladas

tratadas al año, es el sistema de tratamiento aplicado a los RU más empleado en

España.

En la figura 33 se observa el esquema general de un vertedero, tanto en su fase de

operación como en la de postclausura, en el que se recogen los gases (amarillo) y

los lixiviados (azul). Hay barreras de sellado inferior y superior para evitar la

entrada de agua de lluvia y la emisión de lixiviados.

Figura 33. Esquema general de un vertedero en su fase de operación y en la de postclausura.

Conveniencias de la extracción del biogás

La extracción del biogás se considera necesaria desde el punto de vista

medioambiental y en muchos casos también desde el punto de vista energético.

Estos gases generados se desplazan por la masa de vertido, alcanzan la superficie

y fluyen al exterior, por tanto desde el punto de vista medioambiental es

importante su extracción, ya que:

- Se eliminan compuestos que contribuyen de manera importante al efecto

invernadero. El hecho de que el biogás esté constituido principalmente por metano

(CH4) y dióxido de carbono (CO2), dos gases con importante efecto invernadero,


55

hace que su captación evite la liberación de estos compuestos a la atmósfera y, por

tanto, disminuya de manera importante su contribución a dicho problema

ambiental.

- Se eliminan posibles riesgos de explosiones (ya ocurridas en algunos vertederos)

al alcanzar concentraciones críticas determinados gases que lo componen (CH4 en

este caso), al ser reactivos con el oxígeno del aire en determinadas proporciones.

- Se evitan posibles riesgos de incendios, sobre todo en días donde se alcanzan

elevadas temperaturas.

- Se eliminan posibles daños en la vegetación de la zona, ya que el biogás

desplaza al aire del suelo e impide el correcto desarrollo de las plantas (no se debe

plantar en la superficie de un vertedero si previamente no ha sido desgasificado).

- Se evitan olores desagradables, debido a la presencia en el biogás de compuestos

que, si bien están presentes en pequeñas proporciones, tienen el inconveniente de

ser extremadamente malolientes, tal es el caso del ácido sulfhídrico y los

mercaptanos principalmente.

- Se evitan posibles riesgos de reducción de la concentración de ozono. El posible

contenido en hidrocarburos clorados y fluorados (freones) del biogás plantea un

problema específico. Estos compuestos están contenidos en los botes de spray y

pueden escapar al exterior cuando los envases de metal se hayan corroído. Debido

a su estabilidad química, especialmente los hidrocarburos fluorados, alcanzan la

estratosfera donde el átomo de cloro se separa y el radical provoca la ruptura de la

molécula de ozono.

Desde el punto de vista energético también puede ser interesante su recuperación,

ya que la extracción de este biogás puede constituir un potencial de energía.

Extracción y aprovechamiento del biogás de vertedero

Un modo de reducir las molestias y riesgos relacionados con las emisiones de gas

es proceder a extraerlo. Esto se consigue realizando en la plataforma de vertido un

sistema de pozos a los que se les une un sistema de tuberías para transportar el gas

al sitio donde pueda ser procesado.

Dependiendo de si la instalación del sistema de extracción se ha realizado durante

la explotación del vertedero o después, el gas producido se podrá extraer en mayor


56

o menor cantidad. Una vez depositado el residuo, durante los primeros años se va

a producir una mayor cantidad de gas por unidad de volumen.

Existen diferentes tipos de sistemas de extracción. La extracción pasiva se aplica

cuando el gas puede fluir por su propia presión al lugar donde se procesa. La

diferencia de presión entre la plataforma de vertido y la atmósfera suministra la

fuerza motriz para el flujo de gas. En la mayoría de los casos, con una extracción

pasiva no se pueden evitar totalmente las emisiones incontroladas a la atmósfera.

La extracción activa de gas tiene una mayor eficiencia en la reducción de las

emisiones de biogás de vertedero. En este caso se mantiene una sobrepresión en el

sistema de extracción, por lo que el gas producido en la plataforma de vertido es

arrastrado hacia los pozos de gas. Los más utilizados son los pozos verticales,

perforados y enterrados en la plataforma de vertido. También se emplean pozos

horizontales, pero son menos frecuentes.

Potencial energético de un vertedero controlado

La propiedad más interesante del biogás es su valor energético, debido a su

elevado contenido de metano. La composición del biogás afecta a las

posibilidades de su aprovechamiento, ya que la concentración de metano

determina su poder calorífico inferior (PCI) y una elevada concentración de

alguno de sus componentes traza (ácido sulfhídrico, compuestos orgánicos

halogenados,...) puede hacerle lo suficientemente corrosivo como para hacer

inviable su aprovechamiento energético, principalmente en motores. El PCI de un

biogás con un contenido de metano del 60% es de 5500 kcal/m3N.

La estimación de la producción de biogás de un vertedero controlado es difícil de

evaluar, ya que depende de diversos factores como la composición de los

residuos, la temperatura, la climatología, las técnicas de vertido empleadas, las

características de diseño, el procesado del vertedero, etc. Existen otros

condicionantes que influyen, no en la cantidad de biogás que se genera, sino en la

velocidad de generación. Así, si se reduce el contenido de humedad de la muestra,

disminuye la velocidad de degradación anaerobia, pero se mantiene durante más

tiempo la metanogénesis, ya que la cantidad final de biogás es la misma.

Teóricamente, se puede considerar que se producen 370 m3 de biogás por tonelada

de residuos depositados, con un contenido aproximado al 50% en materia

orgánica y con una humedad de 35%. Teniendo en cuenta que sólo una parte del

residuo es biometanizable, que no todo el biogás puede ser extraído, (en general

un 70% utilizando tecnologías de extracción eficientes) y que una parte puede


57

escaparse a la atmósfera, se puede considerar que, como dato orientativo, por

tonelada de residuo depositado pueden extraerse y utilizarse 100 m3 de biogás en

un periodo de tiempo de 10 a 15 años.

Los valores experimentales descritos en la bibliografía difieren considerablemente

debido precisamente al carácter local de los factores anteriormente reseñados,

incluso dentro de un mismo país estos factores pueden variar de unas regiones a

otras, lo que dificulta la aplicación directa de los datos bibliográficos obtenidos de

estudios realizados en su mayoría fuera de España. Debido a estas variaciones, la

realización de un proyecto de desgasificación con aprovechamiento de biogás en

un vertedero requiere ensayos previos para establecer la calidad y cantidad de

biogás producido con objeto de poder estimar el potencial energético del mismo.

Potencia instalada en los vertederos españoles

La generación de energía eléctrica a partir del biogás extraído de vertederos es

relativamente nueva. A principios de la década de los 90, cuando en España no se

había desarrollado ningún proyecto de estas características, ya existía en el mundo

un número importante de vertederos que aprovechaban energéticamente el biogás

que generaban. Hay autores que cifran en 481 las plantas con una recuperación de

5.142x106 m3 de biogás al año, de las cuales, el 43% correspondían a Europa y el

55% a América. Otros autores cifran estas plantas en cerca de 300, con una

recuperación de metano de 1.229x106 m3 por año.

Con respecto a España, los datos obtenidos de los estudios de viabilidad

realizados y los buenos resultados de las primeras experiencias prácticas, junto

con la entrada en vigor de la Directiva relativa al vertido de residuos (Directiva

1999/31/CE) han contribuido al gran desarrollo que se ha llevado a cabo en este

campo en los últimos años. En la actualidad, existen 22 vertederos españoles que

cuentan con plantas de generación de energía eléctrica a partir de biogás. La Tabla

XX recoge la potencia eléctrica de los motores de cogeneración, instalados en

vertederos controlados españoles de RSU, que producen energía eléctrica a partir

del biogás extraído de las plataformas de vertido.

Como se puede observar, existen 78 motores de cogeneración instalados en

vertederos controlados españoles con una potencia global de 80 MW.


58

Tabla 7. Vertederos controlados españoles con generación de energía eléctrica.

VERTEDERO AÑO POTENCIA INSTALADA

Artigas (Vizcaya) 1992 2 motores de 405 kWe

1997 1 motor de 470 kWe

La Zoreda (Asturias)


1992 6 motores de 740 kWe



San Marcos (Guipúzcoa) 1995 2 motores de 650 kWe


Meruelo (Cantabria) 1996 2 motores de 496 kWe

1999 2 motores de 480 kWe Góngora (Navarra) 1997 1 motor de 725 kWe

Gardelegui (Vitoria) 1998 2 motores de 636 kWe


Mula (Murcia)




Logroño (La Rioja) 1998 1 motor de 480 kWe

Garraf (Barcelona) 1999 1 motor de 480 kWe


Coll Cardús (Barcelona) 1999 2 motores de 850 kWe

Arico (Tenerife) 2000 2 motores de 670 kWe Cerceda (Coruña) 2001 3 motores de 760 kWe

Sasieta (Guipúzcoa) 2001 1 motor de 475 kWe

Montemarta-Cónica (Sevilla) 2001 2 motores de 1065 kWe

2003 1 motor de 1065 kWe Les Valls (Barcelona) 2001 1 motor de 1065 kWe

Valladolid 2002 1 motor de 625 kWe

Can Mata (Barcelona) 2002 1 motor de 1065 kWe

Basseta Blanca (Barcelona) 2003 2 motores de 1065 kWe

Pinto (CAM) 2003 11 motores de 1413 kWe

Valdemingómez (Madrid) 2003 8 motores de 2124 kWe

Alicante 2003 1 motor de 1065 kWe

Viznar (Granada) 2003 1 motor de 624 kWe

4.1.6 Procesos pirolíticos

Hasta mediados del siglo XX, el carbón vegetal fue la principal fuente de energía

de uso doméstico, siendo sustituida progresivamente por la energía eléctrica o el

gas. En este sentido, la actividad carbonera tomará especial relevancia en aquellas

zonas con importantes recursos madereros, regulada por estrictas medidas de

explotación-conservación.

La carbonera consistía en una pila de leña seca, principalmente de carrasca,

dispuesta en forma circular. Los troncos más gruesos se colocaban en la parte

central, en posición central, y con ramas más pequeñas se cubrían totalmente. El

conjunto se tapaba con una capa de tierra, favoreciendo así una combustión más

lenta por falta de oxígeno.


59

Dependiendo del tamaño de la carbonera, el proceso de transformación de la leña

en carbón duraba entre una y dos semanas, durante las cuales era necesario vigilar

la combustión de manera permanente.

Una vez consumida la leña y reposada la carbonera, se sacaba el carbón,

transportándose hasta las poblaciones cercanas, donde se utilizaba para calentarse,

cocinar, o para hacer funcionar algún tipo de maquinaria doméstica.

En la actualidad, la pirolisis es uno de los mecanismos mediante los que es posible

tratar los RSU. En él, se obtienen tres productos energéticos, uno sólido, uno

líquido y uno gaseoso que además, se consiguen en ausencia de oxígeno. El

problema de este proceso es la entrada, pues como ya se ha comentado, la

composición de los RSU es variable lo que complica, por un lado, el proceso

pirolítico, y por otro, también la composición de los productos energéticos será

desconocida y variable.

Figura 34. Esquema general de una planta de tratamiento de RSU con convertidor pirolítico.

En el convertidor pirolítico la temperatura de trabajo puede estar entre 500 y 600

ºC, mientras que el PCI del carbón de salida oscilará entre las 3000 y las 5000

kcal/kg y estará en el entorno de las 2500 kcal/kg para el gas.

4.1.7 Gasificación

La gasificación es un proceso termoquímico en el que la biomasa es transformada

en un gas combustible formado por H2, CO, CO2, N2, H2O, CH4, hidrocarburos


60

ligeros y pesados (alquitranes), polvo, amoniaco y trazas de otros compuestos

mediante una serie de reacciones que ocurren en presencia de un agente

gasificante (aire, oxígeno, vapor de agua o hidrógeno). Este tipo de proceso suele

ser utilizado para tratar los residuos de poblaciones pequeñas

(<20000T/(línea*año)). En el siguiente esquema se muestran las diferentes

posibilidades de la gasificación:

Lecho fluidizado burbujeante

Tipo de Lecho fluido circulante

reactor Lecho móvil en

paralelo

Lecho móvil en

contracorriente

Presión de Atmosférica

trabajo A presión

Aire

Factores que intervienen Agente Vapor de Agua gasificante Mezcla de vapor y oxígeno

Mezcla de vapor y aire

Convencional

Depuración de gases A alta temperatura Catalítico

Sólido Arena Sílicea fluidificante Alúmina

Figura 45: Posibilidades de operación de la gasificación.

El proceso más común y factible es el de lecho fluidizado con aire y a presión

atmosférica (Figura 36). La producción de gas está alrededor de los 2.26/2.57

Nm3/kg de biomasa y su PCI en el entorno de las 1500 kcal/kg.


61

Figura 56. Esquema de funcionamiento del sistema de gasificación EBARA.

En él se puede observar cómo, tras la gasificación de los residuos, el gas es

combustionado inmediatamente en dos cámaras de combustión. Un motivo de

esto es que si se deja enfriar el gas lo suficiente aparecen alquitranes.

4.1.8 Incineración

Otra de las actuaciones posibles para la gestión de los RSU es la valorización

energética, es decir la incineración con recuperación de energía. Sin embargo, es

muy importante controlar adecuadamente el proceso de incineración para evitar en

lo posible la liberación de sustancias contaminantes a la atmósfera que puedan

ocasionar problemas de contaminación industrial.

Las plantas incineradoras son instalaciones en las que se genera un proceso de

combustión controlada que finaliza una vez que toda la fracción combustible de

los RSU se transforma en material inerte, calor y gases. Mediante la incineración

se elimina el 80% de los residuos, y el 20% restante es escoria que se envía al

vertedero. En los años setenta se construyeron muchas plantas incineradoras en

Europa y Norteamérica, pero la tendencia cambió cuando se descubrieron los

posibles efectos de las emisiones de contaminantes a través de los humos.

Hay que tener en cuenta que las plantas de incineración de RSU pueden ser una

fuente importante de contaminación atmosférica si el proceso de combustión no se


62

controla adecuadamente. Los más peligrosos de estos contaminantes son las

dioxinas y los furanos. La sensibilización de la sociedad fuerza a la

Administración a adoptar sistemas de tratamiento de las basuras cada vez más

eficaces y compatibles con el sostenimiento de un nivel de calidad razonable del

medio ambiente. Actualmente en las plantas incineradoras se instalan equipos de

control de emisiones y sistemas especiales de tratamiento de gases para reducir las

emisiones a la atmósfera. Gracias al empleo de esta tecnología, complementada

con una mejora del control de la combustión, se considera que la incineración es

una alternativa viable para la eliminación de los residuos.

4.1.9 Plasma

La reducción por plasma de los RSU consiste en gasificar los residuos orgánicos o

a los que contienen carbono y vitrificar los residuos inorgánicos.

Esta transformación se produce por la acción de un arco voltaico que genera

temperaturas superiores a las producidas en los incineradores pirolíticos,

oscilando entre los 1200 hasta los 2500 ºC en sus distintas zonas y que al pasar los

RSU por las mismas se logra la transformación antes indicada.

Con los orgánicos gasificados y utilizando equipos adicionales se puede obtener

ácido clorhídrico, vapor, gas, etanol, agua destilada, etc., mientras que con los

inorgánicos vitrificados se puede conseguir un material símil a la arena y entre

otras cosas se pueden fabricar materiales para la construcción.

Figura 37. Esquema general de funcionamiento de la tecnología con plasma.


63

4.2. CULTIVOS ENERGÉTICOS (IDAE, 2007)

La biomasa para energía se obtiene mayoritariamente de las industrias de primera

y segunda transformación de los productos agrícolas y forestales, de los residuos

de explotaciones ganaderas, de los restos de aprovechamientos forestales, de los

residuos de los cultivos y también de cultivos implantados y explotados con el

único objetivo de la obtención de biomasa. A estos últimos se les denomina

cultivos energéticos, pero no dejan de ser cultivos forestales o agrícolas. La

ventaja fundamental de los cultivos es la predictibilidad de su disposición y la

concentración espacial de la biomasa, asegurando el suministro.

La predictibilidad de la disposición de la materia prima es fundamental para

cualquier industria, y la de la energía no es distinta. Por su parte, la concentración

del recurso permite una gestión mecanizada, poco intensiva en mano de obra, y

relativamente barata.

Los cultivos energéticos se pueden clasificar de muchas formas, por el tipo de

suelo donde crecen, por el tipo de producto que se cosecha, etc. Según su

aprovechamiento final, los cultivos se pueden clasificar en:

Cultivos oleaginosos para la producción de aceites transformables en

biodiésel.

Cultivos alcoholígenos para la producción de bioetanol a partir de

procesos de fermentación de azúcares.

Cultivos lignocelulósicos, para la generación de biomasa sólida

susceptible de su uso para distintas aplicaciones:

- Térmicas, como climatización de edificios, agua caliente sanitaria, y

aplicaciones industriales (preparación de cualquier fluido de

proceso).

- Fabricación de combustibles más elaborados, con un valor añadido

a la biomasa bruta, como astillas o pelets.

- Cogeneración generalmente asociada a una actividad industrial, o

generación eléctrica simple.

- Obtención de biocarburantes de segunda generación.

El presente documento se centra en la producción de biomasa lignocelulósica,

como materia prima para la preparación de combustibles más elaborados o bien

para su utilización directa como combustible, con independencia de la tecnología

que se aplique, para su conversión en energía utilizable. Es decir, la biomasa que

una vez cosechada o recogida del campo es trasladada con o sin compactación a


64

una instalación de tipo industrial en la que es transformada en un combustible de

características especificables, o es transformada directamente en calor y/o

electricidad.

Las actividades que se tratan aquí son, por un lado, los cultivos de especies

tradicionales agrícolas y forestales, pero desde la nueva óptica de la producción de

biomasa, en vez de los enfoques tradicionales de la producción de alimentos o

materias primas para industria. Por otro lado, se trata el cultivo de especies con

escasa aplicación hasta ahora pero que, como productoras de biomasa, se están

revelando de gran interés.

No es objeto de este documento la producción de materia prima amilácea u

oleaginosa que tenga como destino la producción de biocarburantes líquidos,

como bioalcohol o biodiésel.

4.2.1 Características necesarias de los cultivos energéticos

Los cultivos lignocelulósicos, tanto agrícolas como forestales, que se realicen para

la producción de biocombustibles sólidos para aplicaciones térmicas o para la

generación de calor y electricidad, deberían tener o aproximarse lo máximo

posible a una serie de características que se relacionan a continuación. Los

cultivos energéticos, como cualquier otro, deben sacar partido de la naturaleza

pero en ningún caso obviar sus leyes. Por tanto, sería recomendable tener en

cuenta lo siguiente:

Que se adapten a las condiciones edafo-climáticas del lugar donde se

implanten: las plantas dan las productividades mayores en aquellos lugares

que reúnen condiciones que les sean más favorables.

Que tengan altos niveles de productividad en biomasa con bajos costes de

producción: las explotaciones que requieren mucha atención cultural son

complicadas y caras de explotar.

Que sean rentables, económicamente hablando, para el agricultor.

Que no tengan, en lo posible, un gran aprovechamiento alimentario en

paralelo, con el objetivo de garantizar el suministro, sin una subida de

precios que perjudique a la larga tanto a la explotación agrícola en sí como

a las industrias alimentaria y energética.

Que tengan un fácil manejo y que requieran técnicas y maquinarias lo más

conocidas y comunes entre los agricultores.


65

Que presente balance energético positivo. Es decir que se extraiga de ellos

más energía de la que se invierte en el cultivo y su puesta en planta de

energía.

Que la biomasa producida se adecue a los fines para los que va a ser

utilizada: como materia prima para pelets, para producción térmica, para

generación o cogeneración de calor y electricidad.

Que no contribuyan a degradar el medio ambiente (por ejemplo,

empobrecer el suelo) y permitan la fácil recuperación de la tierra, para

implantar posteriormente otros cultivos en algunos casos. Cuando sea

posible, que la rotación sea factible y beneficiosa en todas las etapas.

4.2.2 Tipos de cultivos considerados

En primera instancia los cultivos energéticos se clasifican atendiendo al origen de

la biomasa. A su vez, dentro de cada grupo, se diferencia lo que es el cultivo de

especies sobradamente conocidas por los agricultores y silvicultores de aquellas

especies cuyo interés se origina en la producción de biomasa para energía, en

contraposición del enfoque tradicional de tipo alimentario e industrial. Dentro de

cada uno de los tipos de cultivos se pueden clasificar como sigue:

Forestal

- Monte bajo tradicional

- Monte alto para aprovechamiento industrial complementario a la

selvicultura para madera

- Nuevos cultivos: (Regadío y secano)

Agrícola

- Secano tradicional:

o Cereales

o Brasicas

- Regadío: sorgo

- Nuevas especies: C. cardunculus

4.2.3 Cultivos forestales

Como en el caso del ámbito agrícola, en el forestal existe la posibilidad de realizar

aprovechamientos tradicionales de producción de leñas, y del cultivo y

explotación de especies que tradicionalmente han sido destinadas a la industria de

la madera, papel, tablero, mueble..., pero que ahora pueden ser igualmente

explotadas desde la óptica de la producción de combustible. De igual modo, para


66

la producción de biomasa entran en juego nuevas especies que no tenían interés

como productoras de materia prima industrial.

No obstante, en los casos de nuevo aprovechamiento de especies ya conocidas, las

prácticas culturales2 son distintas, como se verá más adelante.

a) Monte bajo3 tradicional

El monte bajo es el que proviene de una reproducción vegetativa, ya sea por

brotes de cepa, de raíz o de ambos. Por tanto, su aplicación se limita a las especies

capaces de dar brotes y, en el caso de España, a las frondosas, exceptuando el pino

canario (Pinus canariensis) que es el único que rebrota entre todos nuestros pinos

autóctonos.

En España hay en torno a cuatro millones y medio de hectáreas de lo que se

denomina tallar. Es decir, montes bajos que se han venido tratando mediante

cortas a hecho4 y cuyo aprovechamiento habitual ha sido la producción de leña o

carbón vegetal. En los últimos 30 años, debido al cambio de hábitos y fuentes de

suministro energético de las familias españolas, su explotación no ha sido

necesaria y, por tanto, estas masas se han abandonado.

El resultado de no darle el tratamiento adecuado a esas masas es un exceso de

existencias que deriva en elevado riesgo de plagas, enfermedades e incendios,

además del envejecimiento y degradación de las mismas.

Esta situación es importante por lo que tiene de peligrosa, pero también por la

oportunidad manifiesta de poder poner de nuevo en explotación sostenible

grandes superficies ya arboladas.

Generalmente, se ha considerado a los montes bajos como masas artificiales

generadas por el hombre, sin embargo también han sido generados de forma

natural como consecuencia de desastres tales como: incendios, riadas, aludes,

dificultades edafoclimáticas, patologías, etc.

Las principales especies tratadas en España como monte bajo son: encina,

quejigo, rebollo, castaño, eucalipto y las mimbreras de sauce. Las demás especies

2

Conjunto de actividades que se realizan en el monte o en el campo, relativas al cultivo de las

plantas. 3 Masa de árboles formada por pies que proceden de reproducción vegetativa, no sexual.

4 Aprovechamiento final de una masa arbolada que consiste en cortar todos los pies existentes en

una determinada zona.


67

de frondosas tienen menor importancia, si bien en alguna zona peninsular hay

montes bajos de roble y de haya.

Aprovechamiento - Tratamiento

El producto tradicional de los montes bajos han sido las leñas para la quema

directa o para la obtención de carbón vegetal, ya que los frutos son aprovechados

por el ganado y la fauna silvestre.

En la actualidad es planteable un aprovechamiento energético de los montes bajos

a turnos cortos cuyo único destino es la producción de biomasa ligno-celulósica,

aunque en algunos casos se puede compatibilizar con la ganadería.

La explotación a turnos cortos de biomasa de pequeño grosor, y con extracción de

elevadas cantidades de materia seca por hectárea y año, da lugar a una gran

retirada de nutrientes del suelo. Por lo tanto, los suelos de los montes bajos deben

de ser de elevada fertilidad, para evitar la degradación continua de la reserva de

sus nutrientes.

Una de las ventajas del monte bajo frente al monte alto es que no es muy exigente

en volumen de suelo accesible, pudiendo desarrollarse en lugares con fondo

edáfico insuficiente para un monte alto, suelos muy pedregosos y con escaso

volumen útil para el buen desarrollo radicular. Esta es una de las cualidades de los

montes bajos: el uso de los suelos inhábiles para los montes altos de frondosas.

Desde el punto de vista del aprovechamiento energético, las principales

características del monte bajo son:

Rápido crecimiento inicial de los brotes (chirpiales5). La producción media

por hectárea y año de materia seca es muy elevada, aproximadamente el

doble que en monte alto de la misma especie y edad.

La espesura se recupera muy rápidamente tras la corta, lo cual es positivo

para la protección contra la erosión y para la fauna silvestre. Este proceso

es más lento en las especies que sólo rebrotan de cepa.

En cuanto al tratamiento del monte bajo energético, no difiere mucho del

tradicional, tan sólo se observa en algunos lugares el hecho de dejar algunos

árboles padre, los de mejor porte, quizá para intentar una reproducción por

semilla, cuestión ésta no muy probable dado el vigor de los brotes que no

5 Pie que procede de reproducción vegetativa.


68

permitiría la emergencia de los brinzales6. El método para calcular el turno del

monte bajo energético es sencillo en objetivos, quedando reducido al

aprovechamiento de la máxima materia a extraer a un coste razonable.

En cuanto a la estrategia y prácticas de corta es recomendable:

Realizar la corta durante la parada vegetativa, excepto si hay riesgos

ciertos de heladas, plagas y enfermedades. La ventaja de realizarla en esta

época es la disponibilidad de maquinaria y mano de obra y, por tanto, a un

coste menor. Por tanto, si en la zona de interés, en tal época hay fuerte

demanda de personal y maquinaria para otras actividades, habrá que

reconsiderar el momento de la corta, pues el coste de la mano de obra de

esta operación es significativo sobre el coste de obtención de la biomasa,

hasta el punto de merecer la pena perder el crecimiento de la época de hoja

a cambio de una salarios más contenidos.

Cortar el tronco lo más a ras de tierra posible, para que los rebrotes puedan

independizarse mejor así de la cepa madre, y para aprovechar cuanta más

biomasa mejor, dado que la parte más gruesa del pie es junto al cuello de

la raíz.

Dar el corte inclinado para que la humedad escurra, eliminando la

necesidad de aplicar protectores contra las pudriciones en los cortes.

El turno o edad de corte recomendable es entre 1/4 - 1/5 de la edad de corta típica

de la misma especie en monte alto:

Los turnos demasiado cortos debilitan las cepas por agotamiento, dando

como producto leñas de pequeña dimensión.

Los turnos excesivamente largos reducen el número de cepas, dando

productos de dimensión tal vez excesiva.

En general, la producción de biomasa en relación al turno se optimiza

normalmente por hectárea y año. Lo ideal es encontrar un turno con el que

se consiga la mayor proporción y cantidad de leña gruesa (7-12 cm de

diámetro).

Ante la duda respecto a la edad aconsejable de corta, es recomendable a edad

mayor para la protección del suelo y, al producir leñas de mayores dimensiones,

se extrae una cantidad más pequeña de nutrientes.

6 Pie joven procedente de reproducción sexual.


69

Como un factor a tener en cuenta es el elevado coste de mano de obra, un criterio

para elegir el turno es aquel con el que se consiguen mayores ingresos por jornada

de trabajo.

Producción

Los montes bajos se mantienen productivos durante muchos años, incluso sin una

verdadera regeneración sexual intermedia, debido a la corta de las cepas.

La producción media por hectárea y año varía relativamente poco y lo hace entre

un 20-25% arriba o abajo respecto a la del turno ideal.

La productividad puede ser muy elevada. Algunas experiencias han dado como

resultado valores de hasta 4 t/ha y año.

El rendimiento de apeo puede alcanzar entre 3.400 y 5.100 kg/día, dependiendo

de la densidad del monte y de las características del terreno. La saca viene a

precisar de 1/3 de día por día de trabajo de motoserrista.

b) Monte alto7

El monte alto es el que está formado por plantas que son el resultado de la

reproducción sexual que proviene de semilla. Al monte alto, al que

tradicionalmente se ha orientado hacia labores protectoras o productoras, hoy se le

puede añadir un aprovechamiento que es complementario a todas las tareas de

apeo y podas, que se realizan como parte del tratamiento de las masas.

Hasta la pasada década de los 70, el aprovechamiento parcial de los residuos del

apeo de árboles y otros residuos de los tratamientos forestales, se utilizaba para

calefacción en zonas rurales. Ese aprovechamiento marginal, ya casi abandonado

por varias decenas de años, vuelve a cobrar interés en el actual marco económico

y normativo de la biomasa, sobre la base de unos elevados precios de los

combustibles y de una garantía de retribución razonable de la energía de la

biomasa. Esta nueva versión del tradicional negocio de las leñas se ve reforzada

por la disponibilidad comercial de una maquinaria eficaz y versátil que casi

elimina los trabajos manuales pesados de antaño.

Casi de forma coetánea al inicio del abandono de la leña como combustible

principal en las zonas rurales, en los años sesenta del pasado siglo se realizaron

7 Masa de árboles formada por pies que proceden de semilla, es decir, de reproducción sexual .


70

grandes repoblaciones cuyo turno ya está cercano. Sin embargo, no es previsible

el aprovechamiento maderable de tales masas por razones técnicas, de calidad y

económicas. Al igual que en grandes superficies de monte bajo, la falta de un

tratamiento adecuado está haciendo envejecer y deteriorarse prematuramente esos

bosques. Por tanto, habría que considerar la posibilidad de dar un tratamiento

adecuado a dichas masas, pensando en recuperar gran cantidad de la biomasa

producida con fines energéticos.

El monte alto energético crea una paradoja: se implanta como monte alto, pero el

mero aprovechamiento lo transforma en monte bajo, ya que tras el primer rebrote,

los ejemplares ya no proceden de semilla.

c) Monte bajo

Entre las posibles elecciones de especie para su cultivo a rotación corta se

encuentran:

Sauces: cultivados en países europeos más fríos y húmedos. En España no

alcanza grandes producciones, resiste mal la sequía. Caso particular son

las mimbreras, sauce cultivado en España en regadío para usos muy

concretos (cestería).

Eucaliptos: no autóctonos pero adaptados al clima español. No precisan

riegos y pueden usarse como filtros verdes. Cultivo muy conocido. Clara

opción para producción bioenergética.

Chopo: cultivado en Francia a rotación corta para producción de celulosa.

Ampliamente cultivado y conocido en España en su cultivo como monte

alto. Pocas experiencias como cultivo en tallar pero grandes posibilidades.

Quercus.

Otras especies cultivadas en otros países son Robinea pseudoacacia, Acacia

dealbata, Acacia melanoxylon, Paulownia y Ulmus pumila.

Choperas para aprovechamiento energético

La madera de sierra para celulosa y para desenrollo han sido los

aprovechamientos más tradicionales de las choperas, normalmente a turnos cortos,

con el límite inferior relacionado con el diámetro de la leña que se deseaba cortar

y trocear. A día de hoy, se plantean cultivos para la obtención de energía, con el

mayor aprovechamiento posible de la biomasa aérea a turnos aún más cortos. Es

decir, los turnos aplicados para conseguir ciertos diámetros en las leñas, que

tienen sentido para facilitar su manejo hasta el consumo final, no tiene sentido


71

cuando se trata de triturar la biomasa en monte o pista. La razón es que se debe

perseguir el máximo rendimiento en biomasa, sin importar el diámetro o la forma

que tenga la masa cosechada.

Las características de los tallares de los chopos no son distintas de los montes

bajos de otras frondosas, es decir, en producción para biomasa, el diseño de la

densidad de plantación y los turnos de corta son fundamentales para conseguir una

optimización económica, ya que unas existencias mayores de lo debido reducen la

duración del cultivo, además de reducir el crecimiento de la masa.

Figura 68. Cultivo energético de chopo junto a cereal de verano.

No obstante, existen razones que hacen pensar que el chopo aventaja a otras

especies como, por ejemplo:

Alcanza producciones elevadas en cortos periodos de tiempo, a base de un

rápido crecimiento inicial y una alta capacidad de ocupación del terreno.

Las choperas pueden actuar como filtros verdes, pues pueden regarse con

aguas contaminadas.

Posibilidad de turnos cortos. Flexibilidad.

Se cultiva en parcelas llanas, accesibles. La producción está concentrada y

cercana a carreteras.

Es fácil la obtención de estaquillas y con gran capacidad para enraizar.

El cultivo es fácil. Las labores necesarias coinciden con periodos de baja

actividad agrícola, lo que reduce los costes de oportunidad de maquinaria

y mejora la disponibilidad de mano de obra.

Cultivo

La plantación del chopo para fines energéticos se realiza con altas densidades con

el objetivo de disminuir los costes de plantación, de cultivo y de cosecha.


72

Desde el punto de vista económico, un factor a tener en cuenta es la cantidad de

biomasa acumulada en el momento de la corta final. Es importante destacar que, a

partir de una determinada acumulación de biomasa, las cepas comienzan a

deprimirse produciéndose el estancamiento, poniendo en riesgo la producción

media, la capacidad de rebrote y su propia duración. En conclusión, no se debería

superar un determinado límite de carga en biomasa.

Los cuidados posteriores a la plantación son:

Escardas, que se realizan tras la plantación, tras la primera corta y tras

cada corta de tallar.

Abonado: para reponer y conservar las cepas tras la corta.

Desmamonado, que consiste en la selección de los brotes de cepa. Esta

operación incrementa la producción pero mantiene la densidad prevista y

un tamaño razonable en las trozas8.

Los riegos del chopo a rotación muy corta (en tallar) según el déficit

hídrico local. Las cifras están entre 4.000 y 6.000 m3/ha/año a monte alto,

bastando un 10-20% menos en el caso del tallar, distribuidos entre 4 y 6

veces al año.

En caso de crisis de abastecimiento hídrico podrían aplicarse únicamente riegos de

mantenimiento. Los cultivos alimentarios (maíz, alfalfa, remolacha, etc.) precisan

en torno a 8.000 m3/ha/año.

Respecto a los riegos, el chopo tiene unas cualidades que es preciso conocer:

Capacidad de superar crisis anuales con riegos menores (50%).

Capacidad de soportar riegos mucho menos frecuentes y precisos en su

fecha de aplicación (cada 20-30 días), sin perjuicios productivos.

Mejor aprovechamiento de los riegos a manta, por un sistema radical

profundo.

Posibilidad de abastecerse directamente de agua en las riberas a partir de

capas freáticas situadas a 50-150 cm de profundidad.

Posibilidad de usar para el riego aguas contaminadas o de ínfima calidad.

Aprovechamiento

8 cada una de las partes en que se trocea el fuste de un árbol tras ser apeado, para facilitar su

manejo y transporte.


73

Lo más recomendable es la corta un año antes del máximo rendimiento medio en

biomasa, acarreando una pequeña pérdida de producción media por hectárea y

año, a cambio de mantener la longevidad y el vigor de las cepas de chopo a largo

plazo. El crecimiento de los rebrotes es mayor, llegándose antes a la cantidad de

biomasa máxima admisible. En España el incremento de la producción entre el

primer recepe y los siguientes es del orden de 2/3. A la edad de máximo

rendimiento (4 años), el rendimiento en materia seca por hectárea y año es 5/3 del

alcanzado en la primera rotación de monte alto.

Lo aconsejable es que la biomasa acumulada no supere la indicada en el primer

recepe, lo que obliga a un turno de corta más corto.

Figura 79. Turnos de corta de una chopera.

Tras la corta, la humedad de la madera de chopo es del 50% con una densidad de

700 kg/m3. Pocos días después, una vez que se orea, pierde un 15% de humedad

pasando su densidad a ser de 595 kg/m3. Una vez que queda totalmente seca al

aire, su humedad residual es del 25%, con una densidad final de 525 kg/m3. El

poder calorífico inferior (PCI) de la madera seca de chopo (0% de humedad) es de

4.100 kcal/kg.

El tratamiento selvícola tradicional opta por la corta en la época de paro

vegetativo, por razones más que obvias: de crecimiento, sanitarias y de calidad del

producto. Pero en lo que se refiere a producción de biomasa, entre cortar dentro de

la época vegetativa y fuera de ella las diferencias no son demasiadas, incluso en el

ámbito sanitario.

La gran ventaja de la corta en cualquier estación es el abastecimiento regular de

biomasa a las industrias. Sin embargo, el único inconveniente es la disponibilidad,

de la mano de obra y la maquinaria, siendo mayor en invierno por el habitual paro

de sector agrícola. También estas fechas son más favorables para el

aprovechamiento de leñas.


74

Figura 40. Diferentes estados y prácticas en choperas energéticas

Aun así, lo más recomendable es la corta en la época de paro vegetativo, en la que

los costes de almacenamiento u otros factores como la falta de agua pueden hacer

proponer la corta en periodos de baja actividad, teniendo en cuenta siempre que

no se dañe en exceso el crecimiento posterior de los brotes.

El período de corta menos aconsejable es el que se extiende desde que el árbol

brota hasta mediados de septiembre. Pero habría que estudiar si estos perjuicios

son o no mayores que los costes de almacenamiento de la materia prima durante

este periodo de “no corta”. Si se quiere seguir el criterio biológico estricto la corta

se realizará sin hojas ni savia.

Turno corto (3-5 años): Eucaliptos

Hay muchas especies adaptadas en nuestro país como cultivos energéticos para la

producción de biocombustibles sólidos, por ser aptas a rotaciones cortas.

Generalmente se han cultivado en zonas de escasa altitud y sin inviernos fríos.

El cultivo tradicional de eucalipto no ha necesitado el uso de regadío, pero resulta

interesante, a la par que eficaz, el riego con aguas contaminadas, actuando así

como filtro verde en algunas zonas de la Península Ibérica. En zonas con

temperaturas altas y suelos de regadío pobres (zona meridional de la Península),

no favorables para el cultivo de chopo, la mejor alternativa es el eucalipto.

El eucalipto necesita precipitaciones importantes para producir un buen

crecimiento. En España se pueden considerar como especies fiables en lo

referente a su cultivo y su aplicación energética: E. rostrata y E. globulus, debido

a su tradicional aprovechamiento para celulosa.


75

Una posibilidad más que interesante es el cultivo de eucalipto en zonas agrícolas

marginales o en zonas deforestadas, con el fin de producir biomasa.

En algunos países como Marruecos, se dedica la primera corta a celulosa y los

rebrotes posteriores a leña para la producción de energía, aprovechando también

los tocones para acabar con la vida productiva del cultivo.

Las especies de eucalipto más aconsejables para el aprovechamiento energético en

España son:

E. globulus, en zonas agrícolas de secano abandonadas y praderas del

Norte o bien del Suroeste. Esta especie requiere entre 500-1.500 mm

anuales de precipitación y soporta una estación seca de hasta tres meses,

no rigurosa, temperaturas mínimas absolutas superiores a -5 °C, y una

altitud de 0-350 metros sobre el nivel del mar, coincidiendo con las zonas

costeras de Galicia y la Cornisa cantábrica.

E. rostrata, en altitudes de 0-600 metros, con precipitaciones de 225-640

mm, en 40-150 días, resistente a la sequía, y soporta heladas de hasta 13

días consecutivos, pero no nevadas. En cuanto a suelos es menos exigente

que Eucalyptus globulus, prefiriendo los sueltos y arenosos y tolerando

ácidos.

E. cladocalix, en zonas agrícolas de secano abandonadas o regadíos de

mala calidad. Requiere más de 500 mm de precipitación media anual,

temperaturas mínimas superiores a 7 °C y una altitud inferior a 600 m por

encima del nivel del mar, coincidiendo con las zonas costeras del Suroeste

andaluz.

Ésta última produce más en el rebrote y da una madera más densa y de mejor

calidad para quemar, resistiendo mejor la sequía.

El eucalipto es un árbol con un buen potencial para producción de energía. Las

diferentes aplicaciones que tienen sus maderas, desde estacas, leñas, celulosa,

energía, etc. es una de las claves para su implante como una fuente continua de

aprovisionamiento y suministro de biomasa para la generación de energía.

Turno corto a medio (15-18 años): Quercus

En la zona interior de España donde la falta de agua para riego y el frío son

inevitables, el chopo y el eucalipto no pueden ser masivamente implantados como

cultivos de aprovechamiento energético. Sin embargo, algunas de las especies de

Quercus son las más aptas para este tipo de aprovechamiento.


76

Dentro de los Quercus autóctonos hay dos usos complementarios y diferentes, con

el mismo fin:

Como monte bajo gestionados mediante la selvicultura tradicional, es

decir, cultivos forestales sobre suelos forestales.

Como una posible repoblación de Quercus sobre suelos agrícolas

abandonados para un aprovechamiento energético.

Los Quercus no son especies de rápido crecimiento, pero están bien adaptadas a

turno corto. Tienen una eficacia reconocida en la producción de leñas de alta

calidad, al igual que son conocidas en España sus normas de cultivo y

aprovechamiento. Sin embargo, salvo el Q. robur y el Q. petreae, su utilidad para

sierra es escaso por carecer de interés técnico-económico.

Al formar parte de los ecosistemas autóctonos españoles, en secano y a rotaciones

o turnos cortos, los Quercus alcanzan un gran interés productivo, por su bajo coste

de mantenimiento, por su longevidad y por los beneficios ambientales que genera

este tipo de cultivo.

En las plantaciones sobre suelos agrícolas marginales un cultivo de Quercus

puede integrarse como un monte bajo de leñas con una mecanización mucho más

sencilla. Son muchas las especies adecuadas para producir energía en terrenos

agrícolas abandonados (encina, rebollo, alcornoque, quejigo, robles...)

adaptándose muy bien a las zonas de secano más continental de España.

Para su uso como productores de biocombustibles sólidos es imprescindible

reforestar a densidades mucho mayores que las aplicadas tradicionalmente.

4.2.4 Especies agrícolas

El objetivo dentro del ámbito agrícola es la producción de biomasa lignoceluló-

sica tanto mediante cultivos tradicionales, como con nuevas especies. Para ello,

distintos organismos públicos y privados han investigado durante varios años qué

especies y variedades son las más propicias como cultivos energéticos.

a) Especies de la agricultura tradicional

Entre estas especies se encuentran los cereales, la colza, el girasol, etcétera, y en

general, plantas anuales que se han venido cultivando con el objetivo de utilizar

sus frutos y semillas para la alimentación humana, animal y para la industria textil

y química, entre otras.


77

En este punto, es importante distinguir entre cultivos de invierno y de verano ya

que sus características, y las exigencias de riego sobre todo, son críticas a la hora

de estudiar su idoneidad, viabilidad, su productividad y rentabilidad, tanto en tér-

minos agronómicos, medioambientales y energéticos como económicos.

Por otro lado, en determinados lugares donde se dispone de agua y el clima es

adecuado, las especies de verano más prometedoras son el maíz y el sorgo.

Colza

La colza es una crucífera de aprovechamiento tradicional para la producción de

semilla oleaginosa. Se siembra en suelos frescos y fértiles en climas no

excesivamente fríos, y con una pluviosidad razonable, no muy habitual en la

media española. Por eso, se viene cultivando en el tercio norte de la península

Ibérica.

La siembra es uno de los momentos más críticos para el cultivo, siendo muy

importante acertar con la preparación del terreno adecuada y la dosis de semilla

apropiada.

El factor crítico para un buen desarrollo del cultivo reside en obtener una buena

instalación del mismo, con una población de planta suficiente y repartida de forma

homogénea. Es más que importante conseguir la dosis de siembra adecuada

debido al elevado coste de las semillas, sobre todo en el caso de las variedades

híbridas. Así, la dosis de siembra aconsejable para variedades no híbridas es de 50

a 100 semilla/m2 y en variedades híbridas de 40 a 60 semilla/m

2. Las variedades

híbridas pueden sembrarse con dosis inferiores puesto que tienen mayor capacidad

de ramificación.

Cereales

Aunque existe una amplia oferta de posibilidades de nuevos cultivos en la

bibliografía para producir biomasa, los cereales, dada la tradición de cultivo

existente en nuestro país, son uno de los más apropiados para la producción de

biomasa para la producción de calor o/y electricidad.

Todas las especies de cereales de invierno son susceptibles de utilizarse en la

producción de energía (trigos, cebadas, triticales, avenas y centenos

principalmente), aunque unos serán más favorables que otros para el uso

energético.


78

Los triticales, avenas y centenos son las especies con menores índices de cosecha

(biomasa grano/biomasa total) lo que las hace más favorables al aprovechamiento

de su biomasa integral para producir energía. Avenas y centenos tienen además la

ventaja de ser menores demandantes de nitrógeno y, por tanto, menos costosos de

producir. Aunque no hay que obviar que también son más sensibles al encamado y

menos aconsejables en tierras de alta productividad.

El sistema de cultivo es el mismo si hablamos de una producción de grano que si

hablamos de una producción de biomasa, siendo la recolección el único elemento

diferente a tener en cuenta (siega de la planta entera y empacado posterior). De

este modo, los costes de producción son similares a los costes tradicionales de

producir cereales, aunque la recolección de la biomasa es más costosa

económicamente que la recolección del grano.

Esto hace que los costes totales de producir biomasa sean actualmente superiores

a la producción de grano, aunque los sistemas de recolección de la biomasa

actuales tienen todavía mucho que evolucionar, mejorando su eficiencia y

reduciendo por tanto el coste final. Es razonable pensar que los costes finales de

producir biomasa con cereales se sitúen en un horizonte próximo en torno al 20%

por encima de la producción de grano, según estimaciones del ITGA de Navarra.

b) Nuevas especies

Entre las denominadas nuevas especies para la producción de biomasa

lignocelulósica se pueden mencionar Brassica carinata, Sorghum bicolor y Cynara

cardunculus.

Brassica carinata

La Brassica carinata es, como la colza, una crucífera. No se cultiva como oleagi-

nosa porque la torta del grano es tóxica, y eso hace perder mucho valor a la

semilla. Sus mayores virtudes son:

la gran producción de biomasa,

el hecho de ser menos exigente que Brassica napus, y

que se integra muy bien en las rotaciones, siendo más beneficiosa que un

año de barbecho.

Esta última cualidad la hace apta, y hasta económicamente sostenible, ya que se

ha demostrado que produce incrementos de rendimiento en los cultivos

posteriores de cereal, por ejemplo.


79

Figura 81. Manejo de Brassica carinata. Fuente: ITGA Navarra.

El cultivo de brassicas se integra perfectamente en la rotación cerealista,

mejorando los rendimientos en los cereales siguientes y permitiendo la reducción

del uso de fertilizantes nitrogenados y de fitosanitarios.

1 CABECERA

CULTIVO PARA BIOMASA (BRASICAS) 1/6 año, 1/6 superficie

2 CEREALES

Clima húmedo: Trigo, cebada Clima seco: Cebada, cebada

LEGUMINOSA

Figura 92. Rotación de cultivos para producción de biomasa herbácea. Fuente: ITGA

Navarra.

La recolección o siega se realiza cuando empiezan a formarse las silicuas y antes

de que se haya formado el grano completamente, ya que lo que se pretende es un

mayor desarrollo de la parte vegetativa que de la reproductora.

La biomasa así producida tiene un contenido en humedad inicial del 60-80% que

se deja reducir en campo hasta un 15% antes de hilerarse y empacarse.

El rendimiento en masa, al igual que cualquier otra planta incluye una serie de

pérdidas de biomasa en las diferentes operaciones de manejo, es decir, en las

labores que se realizan (siega, hilerado, empacado y manipulación). Para reducir

estas pérdidas al mínimo práctico, se han estudiado diferentes soluciones en

cuanto al método de recolección. Con una adecuada adaptación de la maquinaria

centrada en la recolección de la parte vegetativa, se puede conseguir un progreso

muy rápido en el aumento de la cantidad de biomasa recogida o, lo que es lo

mismo, en la reducción de las pérdidas mencionadas.

Los costes de producción de la biomasa del cultivo de Brassica carinata, tras un

análisis económico queda reflejado en la tabla siguiente:

La Brassica carinata como cultivo no alimentario para el aprovechamiento de su

biomasa se adapta bien a los secanos frescos e intermedios (Navarra), con

producciones que se sitúan en torno a las 6-8 t/ha de biomasa. Además presenta


80

un coste de producción, incluida recolección y transporte a fábrica, en torno a 50-

70 €/t. Tanto el cultivo como la recolección de la biomasa de esta especie pueden

hacerse con maquinaria convencional, sin que sean necesarias inversiones

extraordinarias por parte del productor.

La especie en consideración es recomendable para ser la cabecera de un ciclo de

rotación consistente en brasica, seguida de un cereal y una leguminosa.

Este sistema de rotación (Figura 42) consiste en que el primer año se implanta un

cultivo de cabecera de biomasa (por ejemplo brasicas), los dos años siguientes un

cultivo de cereal y, por último, uno de leguminosas, consiguiendo un rendimiento

mucho mayor en cada cultivo debido a la interacción que se da entre ellos.

Para el cálculo del insumo energético, se han tenido en cuenta todos los insumos,

incluso la fabricación de la maquinaria necesaria para el cultivo y la cosecha.

Sorgo (Sorghum bicolor)

El sorgo es una especie anual de origen tropical, de la familia de las gramíneas.

Sus variedades para obtención de grano o forrajeras son conocidas de tiempo

atrás. Entre las variedades susceptibles de cultivos con fines de producción de

biomasa lignocelulósica destaca el sorgo para fibra.

Figura 103. Cosecha de sorgo. Fuente: ITGA de Navarra.

El sorgo para fibra, con las limitaciones de temperatura y necesidad de riegos, es

de los cultivos más prometedores en cuanto a la producción de biomasa. Los

aprovechamientos energéticos de este cultivo son dos: la producción del grano

para la obtención de biocarburantes, y el resto de la planta (que puede crecer hasta

los 4 m de altura) para usos térmicos o eléctricos. Los rendimientos son muy

variables en función de la zona de cultivo; en el Sur de España se han obtenido

datos muy positivos en cuanto a la producción de materia seca en condiciones de

cultivo exigentes (fertilidad, disponibilidad de agua y temperaturas suaves).


81

Existen empresas e instituciones españolas realizando experiencias cuyos

resultados publicados estiman la productividad en 80 t/ha. Los resultados indican

que se podrían obtener por ha 10 kg de azúcar y 17 t de materia seca. Para obtener

buenas producciones hacen falta suelos de mediana a buena calidad, siembra para

obtener de 150.000 a 200.000 plantas/ha y riegos de 7.000 m3/ha y año.

Cardo (Cynara cardunculus)

El cardo es una especie vivaz muy bien adaptada al clima mediterráneo de veranos

secos y calurosos. Cuando el cultivo está establecido puede alcanzar producciones

totales de biomasa superiores a 18-20 t de materia seca por ha y año.

En el cultivo de cardo se debe diferenciar entre el primer año, que es el de

implantación, donde el desarrollo es lento ya que procede de semilla, de los años

sucesivos en los que la planta rebrota de las yemas remanentes del cuello de la

raíz y forma rápidamente una roseta de hojas basales gracias a la reservas acu-

muladas en la raíz. Se puede decir que el cultivo de cardo entra en producción a

partir del segundo año, pudiendo permanecer en el mismo terreno una cantidad de

años ilimitada siempre que se lleven a cabo los ínfimos cuidados necesarios para

su mantenimiento.

La producción del cardo oscila sobre las 18 toneladas de materia seca al año y ha,

más dos toneladas de semilla oleaginosa, que también tiene mercado.

Para una producción media como la antedicha, durante los siete años de duración

de la cepa el coste es de 20 € por tonelada, puesta en planta. Este precio es

competitivo para aplicaciones térmicas, con respecto al coste de los combustibles

fósiles.


82

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