Planta de cogeneración para industria papelera

Anteproyecto planta de cogeneración
ANTEPROYECTO
PLANTA DE
COGENERACIÓN
Industria papelera
Angel Duran
angdurlop@alum.us.es
Descripción breve
Se realiza un breve estudio de viabilidad de la implementación de un sistema de
cogeneración, a partir de una ingeniería básica.

ANGEL DURAN 1
Grado de ingeniería de la energía E.T.S.I de la Universidad de Sevilla 4º Curso 2018/19
Cogeneración
RESUMEN
Desde la crisis del petróleo de 1973 la industria ha buscado formas para reducir
los costes energéticos de sus productos. Así, por lo tanto, se empezó a dar una mayor
importancia a los sistemas de cogeneración para conseguir dichos objetivos.
Por ello durante la realización del trabajo se ha intentado ondear en busca del
ahorro de energía primera y acorde con la legislación vigente en la Unión Europea, así
como en sus países miembros, que luego se dispondrán a lo largo del trabajo.

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Cogeneración
1 Contenido
1. Introducción..................................................................................................................5
2. Objetivos y alcance........................................................................................................5
3. Legislación.....................................................................................................................5
3.1. Marco Común Europeo...........................................................................................5
3.2. Marco español .......................................................................................................6
3.2.1.RD 413/2014 ...................................................................................................6
3.3. Marco finlandés .....................................................................................................7
3.3.1. Ley 1.............................................................................................................7
3.3.2. Ley 4.............................................................................................................8
3.4. Similitudes y diferencias.........................................................................................8
3.4.1.Contexto eléctrico.........................................................................................9
4. Proceso y tecnología......................................................................................................9
4.1. Estado del arte………………………………………………………………………………………………………..9
4.2. Descripción de los procesos…………………………………………………………………………………..10
4.3. Blanqueo de la pasta………………………………………………………………………………10
4.3.1.De pulpa a papel……………………………………………………………………………………..10
4.3.2.Secado del rollo………………………………………………………………………………………10
4.4. Demandas de calor y
electricidad……………………………………………………………………………11
4.4.1.Demanda Térmica………………………………………………………...11
4.4.2.Demanda eléctrica………………………………………………………...11
4.5. Datos de partida……………………………………………………………………………………………………12
4.6. Soluciones posibles………………………………………………………………………………………………12
4.6.1.Sistema A…………………………………………………………………13
4.6.1.1. Datos de partida…………………………………………………14
4.6.1.2. Resultados principales…………………………………………14
4.6.2.Sistema B …………………………………………………………………15
4.6.2.1. Datos de partida…………………………………………………15
4.6.2.2. Resultados principales…………………………………………16
4.7. Selección de sistema……………………………………………………………………………………………..17
5. Análisis de quipos y económico…………………………………………………………………………………….17
5.1. Datos de partida…………………………………………………………………………………………………17
5.2. Equipos a estudiar……………………………………………………………………………………………….18

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Cogeneración
5.2.1.Turbina de vapor………………………………………………………….18
5.2.2.Turbinas de gas………………………………………………………….19
5.2.2.1. Hitachi-25……………………………………………………..19
5.2.2.2. Hitachi-80……………………………………………………20
5.2.2.3. SGST-800……………………………………………………..23
5.3. Criterios para la selección…………………………………………………………………………………..24
5.4. Selección de la turbina de gas …………………………………………………………………………….25
5.5. Selección de la turbina de vapor…………………………………………………………………………26
5.6. Resultados obtenidos…………………………………………………………………………………………27
6. Conclusiones y discusión de los resultados…………………………………………………………………29
7. Anexo I………………………………………………………………………………………………………………………32
8. Anexo II……………………………………………………………………………………………………………………..43
9. Pliego de condiciones………………………………………………………………………………………………….48
10. Referencias…………………………………………………………………………………………………………………49

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Cogeneración
1. Introducción
El sistema de cogeneración que se estudiará se encontrará en una instalación de la
industria papelera. Esta industria ocupa la 4º posición de industria con mayor consumo
de energía final. Teniendo particularmente un gran consumo de calor, debido a la
necesidad de utilizar vapor para sus procesos, aunque también tiene un alto consumo
eléctrico. Sin embargo, dicha proporción de consumo depende del tipo de proceso con el
que produzcamos el papel, ya que se realiza de tres formas distintas, Kraft, mecánico o
sulfito.
Para adelantarnos, se ha tomado como método de producción del papel el más
extendido actualmente ,que es el método del sulfito, teniendo un gran consumo de vapor
y por lo tanto de calor.
Se realizará un estudio de viabilidad de un sistema de cogeneración.
Se realizarán los cálculos a partir de datos disponibles de diferentes documentos,
como por ejemplo de la Agencia de ingenieros químicos de Estados Unidos.
2. Objetivos y alcance
Se ha realizado el trabajo con el objetivo de analizar un sistema de cogeneración
si fuese viable o no desde el punto económico, para así obtener un beneficio de ello.
Además de buscar la solución más satisfactoria para el sistema.
No olvidar que se ha tenido en cuenta la legislación del país objeto, en este caso
Finlandia.
Sin embargo, estamos limitados debido a que no tenemos datos reales de una
instalación, simplemente datos aportados en distintos documentos que tomaremos como
coherentes, siguiendo la distinta biografía y asociaciones.
Además, el análisis no es detallado por lo que habrá matices de la planta donde no
se ha entrado en detalle, tales como los elementos constructivos y el modo de operación
y regulación del sistema. Sin embargo, sí se ha estudiado cual puede ser los equipos más
convenientes para su instalación en el sistema.
Para poder seleccionar los equipos se ha realizado un sencillo análisis
termodinámico.
A su vez el análisis económico ha sido acotado; simplemente se realizarán varios
cálculos para poder estimar y hacerse una idea de la viabilidad o no de este tipo de plantas.

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Cogeneración
3. Legislación
En esta sección se estudiarán la legislación común europea, así como dos estados
miembros siendo en este caso España y Finlandia. Se realizará también una comparativa
entre ambas legislaciones.
3.1. Marco Común Europeo
Todos los países europeos tienen en común una base normativa, esta es la
Directiva 2011/877/UE. En ella se regula los valores de eficiencia para las unidades de
cogeneración.
Se tiene como objetivo renovar estos valores cada 4 años, caracterizado por el tipo
de tecnología,de energía y combustible. Siendo este último cambiando los valores
proporcionado al uso de cada uno. Se tomará el valor de referencia del año de
construcción de la unidad, el primer año en producir electricidad.
El valor de referencia se verá modificado cuando haya una diferencia mayor de 5ºC
entre el valor de referencia y el valor del estado miembro; la corrección se tiene en el
anexo III, letra b. Esta sección de la Directiva 2011/877/UE es de suma importancia
debido a que la temperatura media en el caso de Finlandia es normalmente inferior
a la temperatura de referencia.
3.2. Marco español
El marco normativo está regulado por distintos Reales Decretos (RD) y Leyes
{RD 413/2014 -Ley24-Orden ETU/360/2018 , entre otros}.
Se expresarán a continuación las principales características para el otorgamiento
del régimen retributivo, así como las características técnicas:
3.2.1. RD 413/2014
Uso de tecnologías renovables, cogeneración de alta eficiencia, y producción por
medio de residuos (página 1).
Se obtiene una retribución en los costes de potencia instalada que no sean capaces
de cubrirse por la venta de energía y serán fijados durante su vida útil
regulatoria(página3).
Las instalaciones de cogeneración se encuentran integradas en el ámbito 1-2-7,
dentro del grupo a su vez a.1 y sus subgrupos, al igual que en el grupo a.2 y sus categorías,
grupo b.7 (página 7).
Concretamente nos encontraremos en marcados en el ámbito 7, categoría b.7.
Título II artículo 5(página 11), relacionado con los contratos de las empresas de
la red.
Título II artículo 5(página 11), con las obligaciones y derechos de los productores.
Título II artículo 7 (página 12), la instalación debe de estar adscrito a un centro de
control, si supera una potencia instalada de 5 MWe

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Título III artículo 10 (página 14), se debe de tener una potencia de 10 MWe neto
para poder tomar participación en los servicios de ajustes del sistema de la red eléctrica,
así mismo si la agrupación de varios sistemas es igual o superior de 10 MWe; es decir si
tenemos en una misma área industrial dos plantas de 5 MWe se podría unir para entrar en
los servicios de ajustes de la red.
Título IV artículo 11, punto 5 (página 15 ), “la retribución concreta de cada
instalación se obtendrá a partir de los parámetros retributivos de la instalación tipo que le
corresponda y de las características de la propia instalación”.
Anexo III (página 71),” 1. A los efectos de lo previsto en el artículo 7, se establece
el rango del factor de potencia obligatorio de referencia entre 0,98 inductivo y 0,98
capacitivo”.
Anexo III (página 71),” 2. La penalización por incumplimiento de las obligaciones
establecidas en el apartado e) del artículo 7 se establece en 0,261 c€/kWh.”
Anexo IV (página 78), se encuentra “Información a aportar para la solicitud de
inscripción en el registro de régimen retributivo específico”.
División de cogeneración por rango de potencias: o Microcogeneración hasta 50
KW o Pequeña Cogeneración hasta 1 MW. o Cogeneración a partir de 1 MW.
Ahorro de energía primaria de un 10%.
Cogeneración de alta eficiencia: o A partir de 25 MW. o Rendimiento total 70%.
Los componentes esenciales deben ser nuevos.
3.3. Marco finlandés
La legislación finlandesa se rige esencialmente por las siguientes Leyes, que
enumerará a continuación, Ley 1, Ley 2 , Ley 3 y Ley 4, dichas leyes son las esenciales
para comprender la legislación finlandesa en el ámbito de la cogeneración.
3.3.1. Ley 1
En esta ley se regula los aspectos más esenciales de la legislación referentes a la
directiva europea.
Sección 1, Exclusivamente están recogidos al régimen especial, las instalaciones
de fuentes renovables, así como las plantas de producción de agua caliente o industriales
que use; residuos de la madera, biogás o biomasa. Quedando excluido el uso de
combustibles fósiles.
Sección 2, La retribución que se percibe será recibida trimestralmente sobre la
energía media trimestral que haya sido vendida en el mercado.
Sección 11, se define el rendimiento total de la instalación como. La energía
eléctrica neta más el calor útil del proceso, todo divido por el combustible suministrado
a la planta.

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3.3.2. Ley 4
Los requisitos técnicos que deben disponer son los siguientes: o
Uso de nuevos componentes principales.
NO recibir ningún tipo de ayuda o subvención del estado.
Potencia nominal del generador, mínima de 8Kva y máxima de 8Mva.
Debe de producir calor para un proceso o destric heating.
Una eficiencia total del 50% como mínimo hasta 1Mva.
Una eficiencia total del 70% a partir de 1Mva.
Si la planta es de Destric Heating y tiene un rendimiento total por encima del 80%,
tendrá un plus de 20 €/MWht
El máximo de retribución acumulativa que se percibe es de 750.000€
Tiene como precio objetivo 68 €/MWhe y mínimo 30 €/MWhe .
Se percibirá la retribución entre la diferencia del precio objetivo y del precio del
mercado.
Si el precio del mercador es superior al precio objetivo, no habrá retribución.
3.4. Similitudes y diferencias.
Para comprender la distinta aplicación de la legislación en ambos países debemos
de entender el contexto energético que tiene cada uno (Tabla 1Similitudes y diferencias).
También hay que comprender que le clima afecta a las horas de consumo, así
como su consumo de calefacción.
Diferencias Similitudes
• Finlandia tiene un plus por
producción de calor para
distritos.
• Distinto régimen retributivo,
España retribuye a la inversión
mientras que Finlandia a la
energía vendida a la red.
• Finlandia sólo contemplaba los
combustibles renovables, tales
como biomasa, biogases, etc.
• La retribución está limitada
trimestralmente y con un
máximo de beneficio.
• Mismas solicitaciones técnicas y
subgrupos por potencia instalada.
• La retribución es sobre los mismos
sistemas, es decir, renovables y de
cogeneración.

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Cogeneración
Tabla 1Similitudes y diferencias
3.4.1. Contexto eléctrico
Los sistemas eléctricos de ambos son diferentes desde el punto de vista de la
producción eléctrica, España tiene mixeléctrico más variado que en Finlandia, teniendo
pues una clara diferencia en los métodos de producción de ambos países. Esta diferencia
repercute en el modo de regular en los países.
Tal y como podemos ver en las ilustraciones 1-2
Ilustración 1Contexto eléctrico
español
Ilustración 2Contexto eléctrico
finlandés
Además en el caso de Finlandia, hay un déficit productivo y por lo tanto la
intención de llegar a cubrir dicho déficit produciendo una mayor cantidad de energía
eléctrica en el propio país, por ello hay una mayor incentivación en la
producción(Ilustración 3Curva Demanda-Producción Finlandia).
Ilustración 3Curva Demanda-Producción Finlandia

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Cogeneración
Sin embargo, en España nos encontramos con una sobrecapacidad del sistema al
existir una mayor potencia instalada que la demandada, aunque esta potencia se puede
ver como algo positivo al poder tener casadas las curvas de producción-demanda
(Ilustración 4Curva Demanda-Producción España).
Ilustración 4Curva Demanda-Producción España
4. Proceso y tecnología
En esta sección se describirán los procesos que se realizan en la planta , así mismo
como una breve descripción de las posibles soluciones para la planta de cogeneración ,
sus hipótesis de partida y sus resultados más principales.
Todos los cálculos termodinámicos se han realizado a partir del sofware “EES”.
4.1. Estado del arte
El papel y sus productos derivados se producen a partir de pasta de papel o pulpa
siendo esto un conjunto de fibras de alto contenido de celulosa de las plantas.
La mayor proporción de pulpa es generada a partir de la madera (89%).
Teniendo por normal general una proporción masa de Papel/masa de árboles de
½, o incluso se puede tener 1/3,5.
Hay que tener en consideración que el tronco de un árbol un 50% es celulosa
(producto útil de fabricación), mientras que 30% lignina y el resto aceites principalmente.
Teniendo una cocción de astillas en cualquier método que se use en la planta.
El método que estudiaremos en nuestro caso será el del sulfito ( Ilustración
5Método del sulfito)

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Cogeneración
Ilustración 5Método del sulfito
4.2. Descripción de los procesos
4.2.1. Blanqueo de la pasta
Se utiliza dos métodos normalmente, de peróxido de hidrógeno (TFC), o bien el
más convencional que es del uso de sustancias cloradas (ECF).
Tener en cuenta que hay que depurar el agua que se utiliza en el proceso de
blanqueo, para evitar vertidos de compuestos al ambiente. De todas formas, hay que tener
cuidado con las sustancias cloradas si se van a reutilizar en el sistema de recuperación de
calor.
4.2.2. De pulpa a papel
La penúltima fase consiste en la mezcla de distintas pulpas para formas el rollo de
papel húmero.
4.2.3.Secado del rollo
Por último, se debe de secar los rollos de papel obtenidos, donde se requiere cantidades
grandes de energía, debido al proceso de secado del agua contenida en las fibras y en las láminas
del pape.

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Cogeneración
Para simplificar utilizaremos la siguiente imagen (Ilustración 6Simplifación de
procesos ).
Ilustración 6Simplifación de procesos
4.3. Demandas de calor y electricidad
4.3.1. Demanda Térmica
• Calentamiento del vapor de la cocción.
• Calentamiento del aire para el secado.
• Calentamiento de agua para los digestores.
• Tratamiento de efluentes contaminados.
4.3.2. Demanda eléctrica
• Molinos de madera.
• Bombeo de preparados químicos.
• Bombeo del agua de alimentación.
• Compresores y soplantes.
• Tratamiento de efluentes contaminados.
Tendremos por lo tanto un perfil de demandas siguiente (Ilustración 7Perfil de
demanda):

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Cogeneración
Ilustración 7Perfil de demanda
4.4. Datos de partida
Según el instituto de eficiencia tecnológica el rendimiento de las plantas están el
entorno del 88-90% sobre el combustible introducido, siendo esta biomasa. Además de
un rato de conversión Potencia/Calor de 0.20-0.35.
Según la sociedad de químicos industriales el consumo de calor es de 3-9 GJ/t de
papel, mientras que de electricidad es de 1.3-2.9 GJ/t de papel.
Estimaciones realizadas (Ilustración 7Perfil de demanda):
Consumo eléctrico anual: 406GWhe.
Consumo térmico anual:2030 GWht.
Ratio Potencia/Calor:0.2(cercano al valor dado anteriormente).
8000 de horas de funcionamiento. industrial efficiency techonology
database
4.5. Soluciones posibles
En esta sección se darán a conocer los dos tipos de instalaciones que se pueden
implementar para el sistema de cogeneración.
El sistema A consistirá en una caldera y una turbina de vapor principalmente y el
sistema B consistirá en un ciclo combinado.
Posteriormente tendremos que escoger una de las dos soluciones para el estudio
de su viabilidad económica.

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Cogeneración
4.5.1. Sistema A
El sistema estará constituido por una caldera que usa como combustible la
biomasa y se producirá todo el vapor de procesos. Dicho vapor más una fracción pasa a
la turbina de vapor a contrapresión para la producción de energía eléctrica, dicha turbina
tendrá dos extracciones. Una extracción irá para un precalentador de la línea de vapor y
otra extracción irá para el proceso, por último, la salida de la turbina a contrapresión irá
también a procesos.
Aunque en el esquema(Ilustración 8Esquema simplificado de la planta) no se
indique todas las corrientes irán a un desgasificador para eliminar las sustancias químicas
y dañinas. Hay que aclarar que el precalentador se encuentra aguas abajo del
desgasificador.
Ilustración 8Esquema simplificado de la planta
4.5.1.1. Datos de partida
A continuación se mostrará los datos de partida del vapor de procesos.
Efluente Presión (barg) Temperatura (ºC)
Agua de alimentación 60/90 110-300
Vapor vivo 60/90 475/500
Extracción A 30-35 350-380
Extracción B 10 190
Extracción C 4 152(saturado)
Tabla 2Datos del vapor

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Cogeneración
Aclarar que las corrientes B-C son las corrientes de procesos, además indicar que
la corriente B es la corriente de proceso a media presión, mientras que la corriente C será
para el proceso de baja presión, en el Anexo I se hará una justificación de dicha selección.
Proceso según tipo vapor Demanda de calor anual (GJ)
Media presión 1260000
Baja presión 1656000
Tabla 3Datos de los consumos de los procesos
4.5.1.2. Resultados principales
A continuación se mostrará los resultados principales obtenidos tras los cálculos
en el sofware “EES”, a su vez del cálculo de los parámetros principales para la
cogeneración en el caso de Finlandia (el rendimiento global de la instalación).
Corrientes Masa de vapor(tn) Fracción másica(%)
A 610700 30
B 625300 31,5
C 750100 38.5
Vapor vivo 1986100 100
Tabla 4Resultados para las corrientes de vapor
En la tabla 4 tenemos los datos de las corrientes de vapor para cada proceso.
Consumo de combustible 81.20 t
Demanda de vapor media presión 625300 t
Demanda de vapor de baja presión 750100 t
Energía eléctrica producida 762390 GJ
Potencia eléctrica nominal 31 MWe
Calor en el evaporador 3340000 GJ
Calor aportado en calderas 3720000 GJ
Calor de cogeneración 4328000 GJ
Calor de no cogeneración(ECO Y
PRECALENTADOR)
2576000 GJ
Calor neto de cogeneración 3274000 GJ
Maire 5428000 t
Desviación electricidad producida frente a
la demanda
-28.59%
Rendimiento total(Umbral70% con +1Mva) 81.15%
Tabla 5Resultados principales de la instalación
En la tabla 5 tenemos los resultados principales de la instalación, que luego se
analizarán para saber que sistema escogemos.

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Cogeneración
4.5.2. Sistema B
Este sistema está compuesto por un ciclo combinado y utilizará como combustible
principal biogás. Tendremos el siguiente esquema para el análisis termodinámico.
Se tiene que tener en cuenta que suponemos que utilizamos una turbina de gas con
combustión secuencial, para así poder alcanzar altas temperaturas de escapes en la turbina
de gas y producir el vapor para procesos sin necesidad de combustión suplementaria.
Ilustración 9Esquema principal de la planta
4.5.2.1. Datos de partida
Se mostrará los datos de partida del ciclo combinado, tanto el ciclo de vapor como
el de gas.
Efluente Presión (barg) Temperatura (ºC)
Vapor vivo 59 475
Extracción 1 12 350-380
Extracción 2 9 190
Extracción 3 2,5 152
Tabla 6Datos del vapor vivo y de procesos

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Cogeneración
Punto Presión (bar) Temperatura (K)
1 1 278.15
2 16
3 15.7 1573
4
5
6 1.19 923.2
Tabla 7Datos de partida del ciclo de gas
Los datos que no se tiene constancia de la tabla 6, se calcularán por medio del
sofware “EES”, obteniendo pues los resultados principales del ciclo de gas.
4.5.2.2. Resultados principales
A continuación, se mostrará los resultados principales obtenidos en los cálculos.
Extracción Caudal (tn)
Extracción1 416600
Extracción2 15160
Extracción3 619100
Tabla 8Resultados del vapor de procesos
Corrientes Gastos(kg/s)
Aire 400
Combustible Cámara de combustión1 14.96
Combustible Cámara de combustión2 3.85
Tabla 9Resultados principales de consumo de combustible
Caudal total de vapor 1051000 t
Calor de no cogeneración 404500 GJ
Calor útil de procesos 3440000 GJ
Electricidad producida neta 9530000 GJ
Rendimiento 75%
Tabla 10Resultados principales del sistema B
En la tabla 10 se muestra los resultados principales del sistema, que se utilizarán
luego para justificar la selección de uno de los dos sistemas.

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Cogeneración
4.6. Selección de sistema
El sistema que se ha tomado es el sistema B, la razón es muy sencilla.
En la legislación finlandesa hay una retribución por energía eléctrica vendida, en
el sistema b sí se tiene un excedente de energía eléctrica cosa que no se tiene en la opción
A. Por lo tanto, si queremos instalar un sistema de cogeneración en Finlandia y que sea
lo más rentable posible obteniendo un beneficio económico la opción B sea la más
acertada, ya que cubrimos nuestras demandas (eléctricas y térmicas) y la vez podemos
vender el excedente de energía eléctrica que producimos.
No obstante, es cierto que tendremos que asumir unos costes de inversión
seguramente más elevados que el sistema A.
5. Análisis de quipos y económico
Se seleccionará el equipo que más nos beneficie desde los parámetros de la planta,
así como el coste de inversión.
9.1 Datos de partida
Se ha tenido en cuenta los datos aportados por la parte anterior, para poder
seleccionar los equipos siguiendo las especificaciones de la planta, en cuanto a vapor que
hay que producir y energía eléctrica demandada.
En la tabla 11 , se muestra los principales parámetros que tenemos que se tienen
en consideración para seleccionar el grupo turbina-HSRG.
Tabla 11Datos principales para las turbinas
Parámetros Referencia
Potencia unitaria (Mwe) 51
Temperatura escape (ºC) 650
Gasto de gases total (kg/s) 400
Vapor producido (t/h) 132

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Cogeneración
En la tabla 12 , se muestran los datos para la selección del equipo de la turbina
de vapor.
Tendremos que cubrir por lo tanto:
• Potencia eléctrica demandada: 51 MWe
• Gasto de vapor demandado: 132 t/h
La configuración que tengamos en el grupo de turbina de vapor, vendrá dado por
la cantidad de vapor que podemos producir por cada turbina de gas esencialmente.
9.2 Equipos a estudiar
9.2.1 Turbina de vapor
En el caso de turbina de vapor tomaremos una turbina de vapor Siemens SST-200
teniendo esta un rango de potencia entre 4-20 MW, por lo tanto es la que mejor se ajusta
a nuestra producción por turbina de vapor.
Caudal de vapor vivo 132 t/h
Caudal extracción 1 14,47 kg/s
Caudal extracción 2 0,53 kg/s
Caudal salida de contrapresión 21,50 kg/s
Trabajo especifico 453,73 kJ/kg
Potencia Nominal 16 Mwe
Número de extracciones 2
Tabla 12Datos principales para el equipo de turbina de vapor

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Cogeneración
Ilustración 10 Datos específicos SST-200
9.2.2 Turbinas de gas
En la selección de este equipo tendremos una mayor variante en cuanto a modelos.
9.2.2.1 Hitachi-25
Tendremos un modelo H-25.

ANGEL DURAN 20
Cogeneración
Como la Potencia nominal es aproximadamente 5 veces más pequeña que la
demanda, tendríamos que poner en paralelo 3 turbinas de gas H25.
Para ello tenemos que aplicar los factores correctores por temperatura ambiente
media, que en nuestro caso es de 5,5 ºC.
Número de turbinas 3
Potencia de las turbinas(+5%) 33,6 Mwe
Gasto de salida 96,6 kg/s
Temperatura de salida 561 ºC
Tabla 13Datos de la turbina
Ilustración 11Especificaciones H25

ANGEL DURAN 21
Cogeneración
Ilustración 12Generación de vapor
Con las tablas de la ilustración 2 podemos determinar la cantidad de vapor que
podemos generar a la temperatura dada.
Producción de vapor 46 t/h
A continuación se mostrará una tabla resumen de los resultados principales:
Gasto de gases de escape 483 kg/s
Producción eléctrica (TG) 100,8 MWe
Heat Reat (TG) 10,350 kJ/kWh
Producción eléctrica (TV) 16 MWe
Tabla 14Resumen de datos principales H-25

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Cogeneración
9.2.2.2 Hitachi-80
El siguiente equipo será un H-80.
Número de turbinas 1
Potencia de las turbinas (+6%) 103.6 MWe
Gasto de salida 289 kg/s
Temperatura de salida 538 ºC
Ilustración 14Datos principales del equipo
A continuación estimaremos la cantidad de vapor que podemos
producir(ilustración4)
Ilustración 4Estimación de vapor
Ilustración 13Datos específicos H80

ANGEL DURAN 23
Cogeneración
Tendremos por lo tanto los siguientes resultados (tabla7):
Gasto de gases de escape 578 kg/s
Producción eléctrica (TG) 103,6 MWe
Heat Reat (TG) 9,860 kJ/kWh
Producción eléctrica (TV) 16 MWe
Ilustración 15Datos principales H80

ANGEL DURAN 24
Cogeneración
9.2.2.3 SGST-800
En esta ocasión tenemos varios modelos de la SGT-800, pero nos quedaremos
sólo con los dos últimos para el estudio
Ilustración 16Datos técnicos SGT-800
En este caso tenemos un mayor rango de potencias para elegir. Aunque
impondremos el límite máximo de turbina en paralelo de 3, por ello podemos tener un
déficit de potencia o un exceso sobre la potencia nominal de la planta.
En nuestro caso se tomarán las dos últimas opciones al ser las más cercanas a los
valore definido anteriormente en la tabla 2.
Caso A Caso B
Potencia (Mwe) 57 62
Número de turbinas 3 2-3
Gasto de gases (kg/s) 135,5 136,6
Temperatura de salida de los gases (ºC) 563 565
Tabla 15DAtos técnicos
En el catálogo dado tenemos el inconveniente que no nos proporciona el gasto de
vapor que se puede producir, por lo tanto, tendremos que calcularlo.
Como las condiciones operativas ambientales no son las determinadas en la norma
ISO, tendremos que corregir la potencia de salida que tendrá (ilustración17)

ANGEL DURAN 25
Cogeneración
Ilustración 17Correciones por temperatura ambiente
Caso A Caso B
Potencia (Mwe) 57 62
Número de turbinas 3 2-3
Tabla 16Correcion
Como se puede ver en la tabla 9, hay un aumento de la potencia que puede
proporcionar las turbinas a causa de la temperatura ambiente exterior, con ello tenemos
distintas configuraciones posibles para la instalación la planta.
Caso A Caso B
Potencia eléctrica (TG) 171 MWe 124 MWe 186 MWe
Número de turbinas 3 2 3
Gasto de gases 406,5 273,2 409,8
Heat Reat 9,106 kJ/kWh 8,950
Potencia eléctrica (TV) 16 MWe 16 MWe
Tabla 17Resultados principales
9.3 Criterios para la selección
1. Cubrir la demanda de vapor
2. Mayor excedente de potencia eléctrica
3. Menor inversión
4. Menores costes de operación
5. Mejor regulación
Estos son los criterios que se tendrían en cuenta en la práctica, pero al tratarse de
un proyecto en el ámbito académico nos interesa el de menor coste pero que tenga mayor
potencia.

ANGEL DURAN 26
Cogeneración
Lo que se realzará es una corrección con el sistema de referencia que se describió
en la tabla 7 (Tabla 7Datos de partida del ciclo de gas
Para seleccionar la turbina más apropiada , se ha utilizado una correlación sacada
del siguiente documento ,” Fuente: Feasibility analysis of different cogeneration
systems for a paper mill to improve its energy efﬁciency”.
9.4 Selección de la turbina de gas
A continuación, se muestran el número de turbinas y parámetros que tenemos para
la producción total de vapor de procesos.
Parámetros Referencia H-25 H-80 SGT-800
A B
Potencia
unitaria (Mwe)
51 32 97,7 54 57
Temperatura
escape (ºC)
650 561 538 563 565
Gasto de gases
total (kg/s)
400 483 578 406,5 409,8
Número de
turbinas
1 3 1 3 3
Vapor
producido (t/h)
132 138 132 >145 >145
Potencia total
(MWe)
51 100 103 171 186
Tabla 18DAtos de comparación
(-98,328ln(Potencia)+1318,5)*Potencia
Ecuación 1Ecuación de la inversión turbina de gas

ANGEL DURAN 27
Cogeneración
Sólo falta conocer los datos de la inversión de cada grupo de turbinas, que se darán
a conocer.
TURBINA DE GAS
Nombre H-25 H-80 SGT-800 SGT-800 REFERENCIA
Potencia 32 97,7 54 57 51
Inversión (€) 31.287,08 84.800,75 50.018,64 52.494,43 47.526,46
Número de
turbinas
3 1 3 3 1
Inversión total (€) 93.861,23 84.800,75 150.055,93 157.483,28 47.526,46
Inversión por
potencia ( € /
Mwe)
977,72 867,97 926,27 920,95 931,89
Inversion por
potencia corregida
700,46 409,67 882,68 851,26 310,63
Diferencia relativa
inversión
97% 78% 216% 231% 0%
Diferencia relativa
Potencia instalada
96% 103% 133% 263% 0%
Cociente
Inversión/Potencia
instalada
1,01 0,76 0,92 0,88 NO APLICA
Tabla 19Datos de inversión de las turbinas
Por lo tanto, podemos concluir que el equipo más favorable para nuestro caso es
la turbina H-80, al cumplir todos los requisitos y tener menos costes por potencia instalada
respecto al sistema de referencia.

ANGEL DURAN 28
Cogeneración
9.5 Selección de la turbina de vapor
TURBINA DE VAPOR
Potencia 16
Inversión 24.526,54 €
Tabla 20Turbina de vapor
9.6 Resultados obtenidos
Se verá en esta sección todos los resultado que hemos obtenidos, tanto de los
parámetros de cogeneración, como los costes de inversión.
Hay que indicar que los costes de inversión se han estimado del orden de
1.000.000€/MWe bruto instalado, dicha estimación está sacada de RENOVETEC).
Rendimiento global (%) 74%
Ahorro de energía primaria (%) 27%
Coeficiente de cogeneración 50%
Coeficiente de electricidad 24%
Coeficientes de referencia Calor 62%
Coeficiente de referencia electricidad 42%
Tabla 21Resultado principales

ANGEL DURAN 29
Cogeneración
Los resultados obtenidos en la parte económica son los siguientes, teniendo tres
casos de estudios distintos donde le precio de la luz se ve modificado o no.
Neutro Pesimista Negativo
VAN 24M€ 41M€ 24 M€
TIR >10% >>10% >10%
Tabla 22Resultados de la inversión
Como podemos apreciar en todos casos obtenemos un inversión favorable , esto
es gracia a retribución que obtenemos por la vente de electricidad.
Sin embargo, tenemos que fijarnos que la rentabilidad que podemos obtener
dependiendo del caso donde nos encontremos puede ser grande o pequeña, teniendo suma
importancia al tener que tomar el riesgo de acometer o no la inversión.
Estos resultados son interesantes, aunque se tiene que hacer más interés en
conocer el valor del LCOE, de esta instalación, que tiene un valor de 47 €/MWhe..
10 Conclusiones y discusión de los resultados
• Viabilidad del sistema:
Antes de empezar, quiero indicar que los resultados expuestos en la última
presentación estaban mal, ya que al revisarlo se me olvidó añadir la retribución de prima
por venta de electricidad.
Sin embargo, ese fallo, no es un fallo sino una realidad que indica la necesidad de
tener que primar el uso de la cogeneración, ya que si no fuera primada las instalaciones
no son rentables desde el punto de vista económico si nos encontramos un escenario
desfavorable.
Desde el punto de vista de la legislación finlandesa tiene interés que podamos
vender la electricidad ya que no hay retribución a la inversión, por lo tanto, el interés en
nuestro caso de ejecutar la planta es positivo. En todos los escenarios se da la situación
de viabilidad en mayor o menor medida.
Hay una cosa que quiero destacar y esa la encontramos en Tabla 22Resultados de
la inversión; en esa tabla nos muestra los valores finales de la inversión y es llamativo
que en dos de ellos tenga como resultado el mismo valor. El motivo se encuentra en la
propia legislación finlandesa , donde se busca un precio objetivo , en este caso
68 €/MWhe.

ANGEL DURAN 30
Cogeneración
Para entenderlo mejor daremos un ejemplo sencillo, si tenemos un precio de la
electricidad de 40 €/MWhe ,la prima por su venta será el resultado de 68-40= Valor de
la prima; este es el motivo inequívoco donde aún bajando el precio de venta sea positiva
la inversión.
Otro motivo por la necesidad de la prima es el alto LCOE, en este caso de 47
€/MWhe, hay que tener en cuenta que se supone que el combustible que se consume lo
produce en su totalidad la planta, sino sería necesario incluirlo.
• Tecnología:
Para desarrollar la cogeneración no tenemos una única forma de hacerlo,
dependiendo del ámbito que nos encontremos tendremos una o más posibles soluciones.
En este caso, el sistema A fue desechado debido al valor inferior de la producción
eléctrica; en el caso de España posiblemente acometer esa inversión sea más ventajoso
que en Finlandia. Esto sería motivado por el tipo de retribución que existe en España al
tratarse de una retribución al coste de inversión, cosa que no ocurre en Finlandia como ya
se citó en la sección 3.3 ( Marco finlandés).
• Resumen:
Principalmente la legislación vigente tiene la llave para seleccionar una u otra
solución al sistema, ya que en ocasiones nos restringe las posibilidades o nos facilita otras
vías. Como se ha podido observar, en ambos sistemas podíamos alcanzar ahorros de
energía primaria, pero más allá de eso, su viabilidad dependía de la legislación que nos
encontremos, aún teniendo un ámbito común la forma y el contexto de los países orienta
sus legislaciones por caminos diferentes, como España y Finlandia.

ANGEL DURAN 31
Cogeneración

ANGEL DURAN 32
Cogeneración
11 Anexo I
En este anexo se contempla las hipótesis y cálculos que se han realizado de la
parte tecnológica del proyecto (Proceso y tecnología).
11.1 Sistema A
Ilustración 18 Sistema
11.1.1 Hipótesis de partida
1. Para nuestro estudio tomaremos la opción A , debido a que el todo el vapor
que circula por la turbina va a proceso , y teniendo en cuenta que el
ratio(0.172) dado es bajo , se tiene una alta necesidad de cubrir el calor
bastante más que la producción eléctrica. Con esta hipótesis nos haría
pensar que no tendríamos problema para cumplir los requisitos para
obtención del régimen especial.
2. El vapor de media presión irá al proceso de cocido, debido a que su temperatura
es suficientemente alta para su uso.
3. El vapor de baja presión irá al proceso de bleaching ya que su perfil de
temperaturas es suficientemente alto para este.
4. El vapor de baja presión se utilizará también para otros procesos ligados al
proceso.
5. El vapor que se atempera es despreciable frente al vapor que circula de la turbina,
esto es debido a que realmente se desea que circule todo el vapor por la turbina,
ya que de lo contrario caería el REE ,y a su vez es una ineficiencia calentar un
fluido para luego atemperarlo.
6. El vapor de alta presión será utilizado para los procesos anteriores, aunque pasará
por válvulas atemperadoras anteriormente.

ANGEL DURAN 33
Cogeneración
7. El gasto de gases de escape será utilizado para el proceso de secado.
8. Si hiciera falta un aumento de temperatura de los gases se podría usar parte del
vapor de alta presión.
9. El agua de reposición será inyectada en los atemperadores si es posible.
10. EL combustible utilizado es biomasa o bagazo procedente de la propia
instalación.
11. La temperatura exterior estará comprendida entre -3ºC y 20ºC
12. La temperatura media exterior anual es de 5.5ºC, siendo esta la que utilizaremos
como temperatura de referencia.
13. La humedad relativa está comprendida entre 65-90%.
14. Al final de los procesos las corrientes de vapor están como líquido saturado.
Para justificar el punto 2-3 de las hipótesis tenemos la tabla a mostrar a continuación
(Tabla 23)
Procesos Temperatura de entrada(ºC) Temperatura de salida(ºC)
cocido 150/170 150/170
Bleaching 60 80
Secado No aplica(necesitamos humedad próxima a 9%)
Tabla 23 Datos del proceso
Efluente Presión(barg) Temperatura(ºC)
Agua de alimentación 60/90 110-300
Vapor vivo 60/90 475/500
Extracción 1 30-35 350-380
Extracción 2 10 190
Extracción 3 4 152(saturado
Tabla 24Datos de las corrientes
Como podemos ver, los parámetros de las extracciones 2-3, tienen el perfil de
Temperatura cercanas a los proceso, por ello se puede suponer aceptable las hipótesis
anteriores.
11.1.2 Caracterización de los procesos
Aunque no aparece en el diagrama, hay un desgasificador en algún lugar de la
planta, teniendo como presión 10barg.Ya que nos hace falta eliminar los inconfesados
que se hayan podido retener durante el proceso (sustancias cloradas las cuales son
perjudiciales para cualesquiera elementos metálicos).
Siendo la corriente A una extracción de la turbina que NO va a procesos, sino que
se utiliza como fluido calentador. Dicha corriente tiene un intercambiador de calor que se
usa para calentar la corriente de agua proveniente del desgasificador aguas abajo del
intercambiador. Teniendo como salida del mismo A’ líquido saturado, que luego se
laminará en una válvula para alcanzar la presión de 10barg
Siendo las corrientes B-B las del vapor a media presión mientras que C-C’ son las
de baja presión.

ANGEL DURAN 34
Cogeneración
Corriente Presión(barg) Temperatura(ºC) Entalpia(KJ/Kg) Título de
vapor
Vapor vivo 90 500 3386.08 No aplica
A 30 360 3136 No aplica
B 10 190 2796.56 No aplica
C 4 152 2748.23 1
A’ 30 236 1017 0
B’ 10 184 781.434 0
C’ 4 152 540.617 0
Tabla 25Datos termodinámicos de las corrientes
Proceso según tipo vapor Demanda de calor anual(GJ)
Media presión 1260000
Baja presión 1656000
Tabla 26Datos de los procesos
Para calcular los caudales de vapor necesarios para los proceso ,se seguirá un
sencillo balance de masa y energía siguiendo la ecuación 2, tal y como se muestra a bajo.
Ecuación 2Cálculos de los caudales
Tenemos que calcular el valor de la corriente de vapor que se utiliza para el
recalentador, apoyándose sobre el intercambiador de calor y sobre el desgasificador, ya
que así hemos podido determinar los datos de la corriente A-A’.
Ecuación 3Balance de masa y energía
Tras realizar los cálculos pertinentes con el sofware “EES” , hemos obtenidos los
valores de las corrientes másicas.
Corrientes Masa de vapor(tn) Fracción másica(%)
A 610700 30
B 625300 31,5
C 750100 38.5
Vapor vivo 1986100 100
Tabla 27Resultado de las corrientes

ANGEL DURAN 35
Cogeneración
A continuación, se calculará la cantidad de calor que hay aportar para la
evaporización y el calor que tendremos a la salida del boiler(Tabla28):
Se ha tenido en cuenta que el rendimiento de la caldera es del 90%.
Teniendo como T de referencia para el cálculo del calor la temperatura media
anual.
Se tiene un dosado de 0.02.
Energía eléctrica 762390GJ
Potencia eléctrica nominal 31Mw
Calor en el evaporador 3340000GJ
Calor aportado en calderas 3720000GJ
Calor de los gases de escape 564000GJ
Tabla 28Resultados sobre los equipos principaes
Realizando el cálculo del rendimiento obtenemos un rendimiento mucho mayor que el
umbral, siendo este en la legislación finlandesa del 70% al tener una potencia nominal superior
de 1Mva. Por lo tanto, tenemos derecho a la retribución al superar los criterios.
Ecuación 4Rendimiento global
Tendremos por lo tanto como resumen de todos los cálculos anteriores la siguiente
tabla (Tabla 29).
Consumo de combustible 81.20 t
Demanda de vapor media presión 625300 t
Demanda de vapor de baja presión 750100 t
Energía eléctrica producida 762390 GJ
Potencia eléctrica nominal 31 Mw
Calor en el evaporador 3340000 GJ
Calor aportado en calderas 3720000 GJ
Calor de no cogeneración(ECO Y
PRECALENTADOR)
2576000 GJ
Calor neto de cogeneración 3274000 GJ
Maire 5428000 t
Desviación electricidad producida frente a
la demanda
-28.59%
Rendimiento total(Umbral70% con
+1Mva)
81.15%

ANGEL DURAN 36
Cogeneración
11.2 Sistema B
Ilustración 19Sistema B
11.2.1 Hipótesis de partida
1. Se consideran como condiciones de diseño ambientales:
a. Temperatura:5,5ºC.
b. Presión:1,02bar(a).
c. Humedad relativa:80%.
2. Se tiene aproach :5ºC
3. Se tiene un pinch-point: 50-70ºC
4. Ganma del aire 1,4.
5. Ganma de los gases 1,33.
6. Temperatura de entrada a la turbina supuesta en 1300 ºC.
7. La demanda de vapor son las mismas que las estimadas de partidas.
8. El ciclo que realiza la turbina de gas es un ciclo compuesto, para obtener
una temperatura de salida en los gases de escape de la turbina de gas.
9. Temperatura de escape de los gases aguas debajo de la turbina: ~650ºC
10. Explicación del proceso: Proceso papelero
11. Temperatura de gases de escape tras el HSG :150-200ºC.
12. El combustible utilizado en la turbina de gas es biogás, que será
suministrado por la propia planta.

ANGEL DURAN 37
Cogeneración
13. El combustible utilizado en la caldera de post-combustión será biomasa
generada en la planta.
14. A la salida del economizador tendremos vapor saturado.
15. Se tiene pérdidas de cargas en los siguientes elementos de la turbina de
gas:
a. Cámara de combustión.
b. Secciones anteriores a la cámara de combustión.
c. En el equipo HRSG.
11.2.2 Caracterización de los procesos
Tendremos unos valores del vapor vivo y de procesos tal y como se muestra en la
siguiente tabla.
Efluente Presión(barg) Temperatura(ºC)
Vapor vivo 59 475
Extracción 1 12 350-380
Extracción 2 9 190
Extracción 3 2,5 152
Tabla 30Valores de las corrientes de vapor
Además del cálculos de los valores para la turbina de gas con combustión
secuencial.
Punto Presión Temperatura
1 1 278.15
2 16 615.3
3 15.7 1573
4 5.31 1232
5 5.01 1275
6 1.19 923.2
Tabla 31Datos de la turbina de gas
Todos los parámetros han sido determinado a partir de las ecuaciones 5-6 que se
muestran más abajo (Ecuación 5Cálculos de los parámetros & Ecuación 6Cálculos de los
parámetros).
Sección de
entrada
Cámara de
combustión 1
Cámara de
combustión 2
HSRG
Pérdida de
carga (mbar)
20 300 300 120
Tabla 32Valores de las pérdidas de carga

ANGEL DURAN 38
Cogeneración
Ecuación 5Cálculos de los parámetros

ANGEL DURAN 39
Cogeneración
Ecuación 6Cálculos de los parámetros
Para determinar los valores vapor que se necesita y se producen el HSRG ,
debemos de utilizar las siguientes ecuaciones ( Ecuación 7Determinación del vapor de
procesos y producido)

ANGEL DURAN 40
Cogeneración
Ecuación 7Determinación del vapor de procesos y producido
Tras realizar los cálculos podemos obtener los valores de vapor que se producen
en el HSRG y se verá que todo el vapor se puede producir en ese equipo sin necesidad de
una combustión suplementaria (Tabla 33Vapor producido en el HSRG).
Extracción Caudal (t)
Extracción1 416600
Extracción2 15160
Extracción3 619100
Tabla 33Vapor producido en el HSRG
El vapor que somos capaces de producir es del orden 1051000 t, teniendo como
una temperatura de salida de gases de escape de 170ºC.

ANGEL DURAN 41
Cogeneración
Determinamos el valor del consumo de combustible y del gasto de aire que circula
por la turbina de gas, utilizaremos las siguientes ecuaciones (Ecuación 8Cálculo del
combustible a aportar).
Ecuación 8Cálculo del combustible a aportar
En la siguiente tabla se nos muestra el consumo que tenemos
Corrientes Gastos(kg/s)
Aire 400
Combustible Cámara de
combustión1
14.96
Combustible Cámara de
combustión2
3.85
Tabla 34combustible y gasto de aire

ANGEL DURAN 42
Cogeneración
En la siguiente tabla se muestran los resultados principales de la instalación:
Numero de horas de funcionamiento 8000 h
Caudal total de vapor 1051000 tn
Calor de no cogeneración 404500 GJ
Calor útil de procesos 3440000 GJ
Electricidad producida neta 9530000 GJ
rendimiento 75%
El rendimiento global se ha obtenido a partir de la siguiente ecuación (Ecuación
9Ecuaciones del rendimiento).
Ecuación 9Ecuaciones del rendimiento

ANGEL DURAN 43
Cogeneración
12 Anexo II
En este anexo se tiene en consideración el apartado económico.
12.1 Parámetros de la cogeneración
12.1.1 Datos de partida parámetros de cogeneración
• Heat Rate (turbina de gas) : 9,86 KJ/KWhe
• Número de horas de funcionamiento de la cogeneración 8000 h.
• Energía eléctrica bruta turbina de gas: 828800000 KWhe
• Coeficientes de referencias eléctricos y de cogeneración sacados del
Marco Común Europeo.
12.1.2 Resultados obtenidos
• Rendimiento eléctrico (cociente entre energía eléctrica neta y el
combustible aportado): 24%
• Rendimiento de calor de cogeneración (cociente entre el calor de
cogeneración neto y el combustible aportado): 50%
• Rendimiento global de la instalación: 74%.
• PES (ecuación sacada del Marco Común Europeo): 24%
12.2 Inversión económica
12.2.1 Datos de partida inversión económica
En todos los casos de estudio se tiene los mismos datos, salvo el de variación
precio de la electricidad.
• Coste O&M 25 €/MWe
• Precio de venta 32 €/MWhe , es el precio mínimo según Marco
finlandés.
• Prima: 68 -el valor del precio de venta de electricidad €/MWhe.
• Años de vida útil regulatoria 25 años.
• Años de la inversión 25 años.
• Impuestos de compra 30%
• Tasa de interés 10%
• Actualización del precio de O&M 1% anual.
• Inversión inicial: 120 M€.
• Energía eléctrica producida anual: 552713,6 MWhe
12.2.2 Caso neutro
En este caso se estudia si el precio de la electricidad no varía, por lo que tenemos
constante su prima y el flujo caja que se introduce por los ingresos de ventas (Tabla
36Valores de la inversión).

ANGEL DURAN 44
Cogeneración
Venta Primas Pérdidas Beneficio Bruto Beneficio Neto
0 0,00 0,00 119600000,00 -119600000,00 -119600000,00
1 17686835,20 19897689,60 13817840,00 23766684,80 16636679,36
2 17686835,20 19897689,60 13956018,40 23628506,40 16539954,48
3 17686835,20 19897689,60 14095578,58 23488946,22 16442262,35
4 17686835,20 19897689,60 14236534,37 23347990,43 16343593,30
5 17686835,20 19897689,60 14378899,71 23205625,09 16243937,56
6 17686835,20 19897689,60 14522688,71 23061836,09 16143285,26
7 17686835,20 19897689,60 14667915,60 22916609,20 16041626,44
8 17686835,20 19897689,60 14814594,75 22769930,05 15938951,03
9 17686835,20 19897689,60 14962740,70 22621784,10 15835248,87
10 17686835,20 19897689,60 15112368,11 22472156,69 15730509,68
11 17686835,20 19897689,60 15263491,79 22321033,01 15624723,11
12 17686835,20 19897689,60 15416126,71 22168398,09 15517878,66
13 17686835,20 19897689,60 15570287,97 22014236,83 15409965,78
14 17686835,20 19897689,60 15725990,85 21858533,95 15300973,76
15 17686835,20 19897689,60 15883250,76 21701274,04 15190891,83
16 17686835,20 19897689,60 16042083,27 21542441,53 15079709,07
17 17686835,20 19897689,60 16202504,10 21382020,70 14967414,49
18 17686835,20 19897689,60 16364529,14 21219995,66 14853996,96
19 17686835,20 19897689,60 16528174,44 21056350,36 14739445,26
20 17686835,20 19897689,60 16693456,18 20891068,62 14623748,03
21 17686835,20 19897689,60 16860390,74 20724134,06 14506893,84
22 17686835,20 19897689,60 17028994,65 20555530,15 14388871,11
23 17686835,20 19897689,60 17199284,60 20385240,20 14269668,14
24 17686835,20 19897689,60 17371277,44 20213247,36 14149273,15
25 17686835,20 19897689,60 17544990,22 20039534,58 14027674,21
Tabla 36Valores de la inversión
Obteniendo entonces los siguientes resultados:
• VAN: 24 M€
• TIR: >10%
12.2.3 Caso pesimista
Se tiene donde el precio de la electricidad va disminuyendo anualmente un 6% de
su valor, por lo tanto la prima va creciendo para compensar la caída del precio de venta
(Tabla 37Valores de la inversión).

ANGEL DURAN 45
Cogeneración
Precio Venta Primas Pérdidas Beneficio Bruto Beneficio Neto
0,00 0,00 0,00 119600000,00 -119600000,00 -119600000,00
32,00 17686835,20 19897689,60 13817840,00 23766684,80 16636679,36
30,08 16625625,09 20958899,71 13956018,40 23628506,40 16539954,48
28,28 15628087,58 21956437,22 14095578,58 23488946,22 16442262,35
26,58 14690402,33 22894122,47 14236534,37 23347990,43 16343593,30
24,98 13808978,19 23775546,61 14378899,71 23205625,09 16243937,56
23,48 12980439,50 24604085,30 14522688,71 23061836,09 16143285,26
22,08 12201613,13 25382911,67 14667915,60 22916609,20 16041626,44
20,75 11469516,34 26115008,46 14814594,75 22769930,05 15938951,03
19,51 10781345,36 26803179,44 14962740,70 22621784,10 15835248,87
18,34 10134464,64 27450060,16 15112368,11 22472156,69 15730509,68
17,24 9526396,76 28058128,04 15263491,79 22321033,01 15624723,11
16,20 8954812,95 28629711,85 15416126,71 22168398,09 15517878,66
15,23 8417524,18 29167000,62 15570287,97 22014236,83 15409965,78
14,32 7912472,73 29672052,07 15725990,85 21858533,95 15300973,76
13,46 7437724,36 30146800,44 15883250,76 21701274,04 15190891,83
12,65 6991460,90 30593063,90 16042083,27 21542441,53 15079709,07
11,89 6571973,25 31012551,55 16202504,10 21382020,70 14967414,49
11,18 6177654,85 31406869,95 16364529,14 21219995,66 14853996,96
10,51 5806995,56 31777529,24 16528174,44 21056350,36 14739445,26
9,88 5458575,83 32125948,97 16693456,18 20891068,62 14623748,03
9,28 5131061,28 32453463,52 16860390,74 20724134,06 14506893,84
8,73 4823197,60 32761327,20 17028994,65 20555530,15 14388871,11
8,20 4533805,74 33050719,06 17199284,60 20385240,20 14269668,14
7,71 4261777,40 33322747,40 17371277,44 20213247,36 14149273,15
7,25 4006070,76 33578454,04 17544990,22 20039534,58 14027674,21
Los resultados que obtenemos del balance económico será:
• VAN: 24 M€
• TIR: >10%
12.2.4 Caso optimista
En este supuesto caso, tenemos que el precio de la electricidad aumenta un 6%
anual y las primas llegan a tal punto donde son nulas , ya que el precio de la electricidad
supera al precio objetivo fijado por Marco finlandés (Tabla 38Valores de la inversión).

ANGEL DURAN 46
Cogeneración
Precio Venta Primas Pérdidas Beneficio Bruto Beneficio Neto
0,00 0,00 0,00 119600000,00 -119600000,00 -119600000,00
32,00 17686835,20 19897689,60 13817840,00 23766684,80 16636679,36
33,92 18748045,31 18836479,49 13956018,40 23628506,40 16539954,48
35,96 19872928,03 17711596,77 14095578,58 23488946,22 16442262,35
38,11 21065303,71 16519221,09 14236534,37 23347990,43 16343593,30
40,40 22329221,94 15255302,86 14378899,71 23205625,09 16243937,56
42,82 23668975,25 13915549,55 14522688,71 23061836,09 16143285,26
45,39 25089113,77 12495411,03 14667915,60 22916609,20 16041626,44
48,12 26594460,59 10990064,21 14814594,75 22769930,05 15938951,03
51,00 28190128,23 9394396,57 14962740,70 22621784,10 15835248,87
54,06 29881535,92 7702988,88 15112368,11 22472156,69 15730509,68
57,31 31674428,08 5910096,72 15263491,79 22321033,01 15624723,11
60,75 33574893,76 4009631,04 15416126,71 22168398,09 15517878,66
64,39 35589387,39 1995137,41 15570287,97 22014236,83 15409965,78
68,25 37724750,63 0,00 15725990,85 21998759,78 15399131,84
72,35 39988235,67 0,00 15883250,76 24104984,91 16873489,43
76,69 42387529,81 0,00 16042083,27 26345446,54 18441812,58
81,29 44930781,60 0,00 16202504,10 28728277,49 20109794,25
86,17 47626628,49 0,00 16364529,14 31262099,35 21883469,54
91,34 50484226,20 0,00 16528174,44 33956051,77 23769236,24
96,82 53513279,77 0,00 16693456,18 36819823,59 25773876,52
102,63 56724076,56 0,00 16860390,74 39863685,82 27904580,07
108,79 60127521,15 0,00 17028994,65 43098526,51 30168968,55
115,31 63735172,42 0,00 17199284,60 46535887,83 32575121,48
122,23 67559282,77 0,00 17371277,44 50188005,33 35131603,73
129,57 71612839,74 0,00 17544990,22 54067849,52 37847494,66
Obtenemos como resultados:
• VAN: 41 M€
• TIR: > >10%
12.3 Determinación del LCOE
Este último parámetro es muy importante ya que nos indica el punto muerto del
precio de la electricidad para la inversión que vamos a acometer.
Realizaremos de un modelo simplificado.
años Producción Gastos
0 0 119.600.000,00 €

ANGEL DURAN 47
Cogeneración
1 552713,6 11054272,00
2 552713,6 11275357,44
3 552713,6 11500864,59
4 552713,6 11730881,88
5 552713,6 11965499,52
6 552713,6 12204809,51
7 552713,6 12448905,70
8 552713,6 12697883,81
9 552713,6 12951841,49
10 552713,6 13210878,32
11 552713,6 13475095,89
12 552713,6 13744597,80
13 552713,6 14019489,76
14 552713,6 14299879,55
15 552713,6 14585877,15
16 552713,6 14877594,69
17 552713,6 15175146,58
18 552713,6 15478649,51
19 552713,6 15788222,50
20 552713,6 16103986,95
21 552713,6 16426066,69
22 552713,6 16754588,03
23 552713,6 17089679,79
24 552713,6 17431473,38
25 552713,6 17780102,85
Tabla 39Tabla de valores para el LCOE
• LCOE: 47 €/MWhe

ANGEL DURAN 48
Cogeneración
13 Pliego de condiciones
A parte de la legislaciones mencionadas en la sección 3( Legislación), sólo hay
que añadir que se utilizará en todo momento combustible de origen renovable (biomasa,
biogás, pellets etc), fuera de ese tipo de combustible no se consideración retribución.

ANGEL DURAN 49
Cogeneración
14 Referencias
14.1 Legislación:
14.1.1 websites
• Red eléctrica Finlandesa
• Base de datos legislación finlandesa
• Base de datos legislaciones europeas
• Base de datos de legislaciones mundiales
• Base de datos sobre legislación en el ámbito renovable y cogeneración
• Web del ministerio de energía finlandes
• BOE(legislación española)
• Red eléctrica española
14.1.2 Leyes finlandesas
• Act on Production Subsidy for Electricity Produced from Renewable Energy
Sources (1396/2010)
• High-efficiency CHP, district heating and district cooling in Finland 2010-
2025
• Regulation methods in the fourth regulatory period of 1 January 2016
14.2 Tecnología
• Han sido vinculadas todas las imágenes y ecuaciones (no propias), con
su correspondiente fuente, únicamente es necesario clickar sobre ellas.
14.3 Económica y equipos
• Todos los catálogos han sido proporcionados por las marcas que se
hacen referencia, así como vinculadas en sus modelos el sitio web
original.
• La ecuación utilizada para el coste de inversión tiene su vínculo con el
correspondiente artículo.
14.4 Programas usados.
• EES, centro de cálculo ETSI de la Universidad de Sevilla
• Excel (versión 2016), proporcionado por la Universidad de Sevilla

ANGEL DURAN 50
Cogeneración

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