Este documento presenta un estudio técnico y económico de sustituir la caldera de gas actual de una granja porcina por una planta de cogeneración alimentada inicialmente por gas natural. En una primera fase, el proyecto evalúa la viabilidad técnica y económica de esta sustitución. De ser satisfactorios los resultados, la segunda fase consistiría en evaluar la posibilidad de alimentar la planta de cogeneración total o parcialmente con biogás producido a partir de los purines generados en la granja. El pro

1. ESTUDIO TECNOLÓGICO Y
ECONÓMICO DE SUSTITUCIÓN DE
LA ACTUAL CALDERA DE GAS DE
UNA GRANJA, POR UNA PLANTA
DE COGENERACIÓN.
Jose Manuel Almendros Ulibarri
20 10

2. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Resumen trabajo fin de curso
Título del trabajo
Empresa(*): Granja Porcina Casas Ibáñez
Especialidad(*):NACE 2009:01.46 Raising of pigs
Productos/servicios(*): Pig meat
Número de empleados(*): 15
Nombre del participante: Jose Manuel Almendros Ulibarri
Número del participante en el proyecto EUREM: 58
Contacto: jmalmendros@mityc.es: +34645904129
Descripción del trabajo
In a first stage, the aim of this project is to study from both technological and economical points of view, the
replacement of the current steam boiler in a farm by a cogeneration plant fed by natural gas supplied, in this
stage by a gas company. The main outcomes are expressed below in the box “Resultados”.
Provided that the results obtained are satisfactory, the following step will be the assessment of a possible
substitution of the gas input feeding the cogeneration module by biogas generated from the organic excretions of
the animals, getting as spin offs of the digestion treatment, on the one hand, biofertilizers capables of being
traded in local market and, on the other hand, water with enough quality as to be used for irrigation or in the farm
´s slaughter house.
El presente proyecto es la primera fase de un proyecto más ambicioso consistente en implementar medidas de
eficiencia energética en una granja de cerdos como medio de conseguir ahorros, obteniendo energía térmica y
eléctrica mediante un proceso de cogeneración a partir de biogás producido mediante la degradación anaeróbica
de los desechos orgánicos (purines) generados por los animales, resolviendo además el problema de su
eliminación.
Por tanto, esta fase del proyecto tiene como objetivo principal el estudio tecnológico y económico de
sustitución de la actual caldera de gas de la granja, por una planta de cogeneración con alimentación de gas
natural contratado, en esta primera fase, a un comercializador.
Si en esta fase del proyecto dicha sustitución resulta viable se acometerá la segunda fase consistente en
determinar si también es técnica y económicamente rentable instalar una planta de depuración de purines
(pretratamiento, digestor anaerobio, balsa aeróbica, y sistemas auxiliares) de forma que el biogás que se genere
pueda alimentar, reemplazando total o parcialmente el abastecimiento de gas natural, la cogeneración de
manera que se consiga en la mayor proporción posible el autoabastecimiento energético tanto de la planta de
depuración como de la granja en la práctica totalidad de su actividad productiva.
Fotografías o gráficos relacionados con el trabajo:
Resultados:
Ahorro de energía posible [kWh/a]: 108.000 kWh/a Costes de inversión [Euros]: 183.055 eur
Fuente de energía: cogeneration, gas
Posible ahorro de costes [Euros/año]: 30.452 eur/year Periodo de retorno [años]: 3,8 years
Toneladas de CO2 [t/a] evitables: more emissions = 82 ton Oportunidad de implementación:
CO2/year () alta ( x) media ( ) baja
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 2

3. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
ÍNDICE
1. OBJETO DEL PROYECTO.................................................................................................................5
2. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS...............................................................................................5
3. MEMORIA JUSTIFICATIVA.............................................................................................................6
3.1 CONSUMO Y ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO ACTUAL................................................. 6
3.1.1 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA..................................................................................6
3.1.2 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA..............................................................................7
3.1.3 PERFIL DEL CONSUMO ENERGÉTICO............................................................................ 9
.............................................................................................................................................................. 9
3.2. CURVAS DE DEMANDA ENERGÉTICA................................................................................. 9
3.2.1 CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDAD................................................................... 9
3.2.2 CURVA DE DEMANDA DE TÉRMICA............................................................................ 12
3.3 ELECCIÓN DEL EQUIPO.......................................................................................................... 13
3.3.1 TECNOLOGÍA A UTILIZAR.............................................................................................. 13
3.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO...................................................................................15
3.4. ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO ...................................................................................19
3.5. EMISIONES................................................................................................................................ 24
3.6. CONSIDERACIONES LEGALES Y ADMINISTRATIVAS....................................................25
4. DESCRIPCIÓN FASE II PROYECTO..............................................................................................26
4.1 POTENCIAL DE GENERACIÓN DE BIOGÁS.........................................................................26
4.2 DEMANDA DE LA PLANTA DE BIOGÁS ............................................................................. 27
4.3 SOLUCIÓN.................................................................................................................................. 27
4.4 CURVA DE DEMANDA.............................................................................................................27
5. CONCLUSIONES..............................................................................................................................28
ANEXO I................................................................................................................................................ 30
volver...................................................................................................................................................... 31
........................................................................................................................................................... 31
ANEXO II...............................................................................................................................................32
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 3

4. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
ABSTRACT.
In a first stage, the aim of this project is to study from both technological and economical
points of view, the replacement of the current steam boiler in a farm by a cogeneration plant
fed by natural gas supplied, in this stage by a gas company.
As far as the results obtained are satisfactory, the following step will be the assessment of a
possible substitution of the gas input feeding the cogeneration module by biogas obtained
from the organic excretions of the animals, getting as spin offs of the digestion treatment, on
the one hand, biofertilizers capables of being traded in local market and, on the other hand,
water with enough quality as to be used for irrigation or in the farm´s slaughter house.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 4

5. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
1. OBJETO DEL PROYECTO.
El presente proyecto es la primera fase de un proyecto más ambicioso consistente en
implementar medidas de eficiencia energética en una granja de cerdos como medio de
conseguir ahorros, obteniendo energía térmica y eléctrica mediante un proceso de
cogeneración a partir de biogás producido mediante la degradación anaeróbica de los
desechos orgánicos (purines) generados por los animales, resolviendo además el problema
de su eliminación.
Por tanto, esta fase del proyecto tiene como objetivo principal el estudio tecnológico y
económico de sustitución de la actual caldera de gas de la granja, por una planta de
cogeneración con alimentación de gas natural contratado, en esta primera fase, a un
comercializador.
Si en esta fase del proyecto dicha sustitución resulta viable se acometerá la segunda fase
consistente en determinar si también es técnica y económicamente rentable instalar una
planta de depuración de purines (pretratamiento, digestor anaerobio, balsa aeróbica, y
sistemas auxiliares) de forma que el biogás que se genere pueda alimentar, reemplazando
total o parcialmente el abastecimiento de gas natural, la cogeneración de manera que se
consiga en la mayor proporción posible el autoabastecimiento energético tanto de la planta
de depuración como de la granja en la práctica totalidad de su actividad productiva.
Además se resuelve el problema de su eliminación pues en la actualidad, la granja no
dispone de un sistema específico de tratamiento de los purines, salvo la excepción de
almacenarlos en una balsa a la espera de su recogida por agricultores de la zona que lo
usan directamente como fertilizante.
Además, como subproducto de la degradación, el proceso proporciona lodos residuales que
pueden usarse como biofertilizantes de excelente calidad y de más rápida producción así
como agua para riego de los terrenos cultivados existentes en la granja con lo que será
conveniente realizar un estudio de mercado de biofertilizantes a nivel local, pudiéndose
utilizar el agua en las propias instalaciones de la granja.
2. UBICACIÓN Y CARACTERÍSTICAS.
La granja se encuentra ubicada en el término municipal de Casas Ibáñez, provincia de
Albacete a 649 metros sobre el nivel del mar, y
la temperatura media a los largo del año oscila
los 15ºC. Las precipitaciones apenas
sobrepasan los 400 mm anuales. La densidad
media de población es en torno a 25 hab./km2.
No cabe pasar por alto el dato de la altitud en
que está situada la planta, topográficamente a
un poco menos de 700 m, cosa que afectará
en una disminución de potencia para los
motores con ciclo Otto.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 5

6. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
La granja cuenta con casi 25.000 cabezas de cerdo ibérico, entre los que podemos distinguir
varios tipos de animales, respecto a su situación en la actividad, es decir, cerdas de cría
(preñadas), cerdas que se encuentran criando, cerdos destinados a engorde, sementales y
crías.
La granja funciona durante los 365 días al año, pues la dependencia de los cuidados de los
animales no se pueden descuidar durante periodos espaciosos de tiempo. Por lo que la
granja estará en funcionamiento durante todo el año, traduciéndose en un consumo
energético casi permanente.
3. MEMORIA JUSTIFICATIVA
3.1 CONSUMO Y ABASTECIMIENTO ENERGÉTICO ACTUAL.
En este punto, se divide el consumo en:
-Consumo de energía térmica y eléctrica en sistema de producción.
-Consumo de energía térmica y eléctrica en resto del establecimiento (casa de familia,
casa de peón y oficina).
La matriz Input-output de ABASTECIMIENTO-CONSUMO ENERGÉTICO actual es la
siguiente
lactaciónpartos y
Proceso productivo otros (*)
casas, oficinas
post destete
matadero
ENERGÍA ENERGÍA FINAL
engorde
PRIMARIA
TÉRMICA Calefacción + AC(S) X X X X X
Luz X X X X X
Ventilación X X X X X
ELÉCTRICA Aireadores de silos (2) X
Herramientas eléctricas X
Bombas X
3.1.1 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA.
Esta demanda se evaluará mediante los datos que se han obtenido del registro de la granja
durante el ejercicio de 2009, referida a la facturación de gas combustible consumido durante
este año. Se puede ver desglosada en meses en la tabla siguiente:
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 6

7. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Mes Consumo (m3/mes) Consumo (Mcal/mes) Consumo (kWh/mes)
Enero 9.778,0 88.002,0 102.327,9
Febrero 9.576,1 86.185,3 100.215,4
Marzo 9.770,4 87.933,6 102.248,4
Abril 9.197,4 82.776,5 96.251,8
Mayo 8.667,8 78.010,2 90.709,5
Junio 8.156,6 73.409,8 85.360,3
Julio 8.141,5 73.273,1 85.201,3
Agosto 8.036,2 72.325,7 84.099,6
Septiembre 8.302,1 74.718,6 86.882,1
Octubre 8.591,8 77.326,5 89.914,5
Noviembre 9.303,7 83.733,7 97.364,8
Diciembre 10.733,0 96.597,0 112.322,1
TOTAL 108.254,7 974.292,0 1.132.897,7
El volumen total facturado de combustible resulta 108.254,7 m3 al año. Teniendo en cuenta
que el combustible consumido es gas natural, con un PCI de 9.000 kcal/m3 tendremos el
calor total facturado de 974.292,0 Mcal/año.
La capacidad global de la caldera instalada es de 200 Mcal/h (230 kW), con un rendimiento
global que se estima en 0,9. En términos monetarios:
consumo Tarifa unit Coste anual
Coste del suministro de gas 230 kW 7,0 (€/kW/a) 1.610,0
Consumo de combustible 1132,9 MWh 43,0 (€/MWh) 48.714,6
TOTAL 50.325,0(€/año)
Coste kWht = 50.325(€/año) / 1.132.897,7 kWh = 44,42 €/MWht
La demanda de energía térmica es cubierta mediante gas natural, almacenado en dos
depósitos que cumplen las especificaciones que se hacen respecto a este tipo de
instalaciones en el Reglamento de Aparatos a Presión.
El abastecimiento de energía se lleva a cabo mediante transporte específico en camiones
cisterna. La frecuencia del suministro se produce 4 veces al mes para cada uno de los
depósitos.
3.1.2 CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA.
Esta demanda al igual que la anterior se evaluará teniendo en cuenta los datos de 2009 del
registro de la granja pero referente a los consumos de energía eléctrica, desglosado
igualmente por meses. Los datos se visualizan en la tabla siguiente en kWh y su equivalente
en energía térmica (Mcal) facturados.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 7

8. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Mes kWh/mes Mcal/mes
Enero 44.926,0 38.636,4
Febrero 31.658,9 27.226,6
Marzo 56.103,0 48.248,6
Abril 57.429,2 49.389,1
Mayo 67.180,0 57.774,8
Junio 87.676,6 75.401,9
Julio 106.495,8 91.586,4
Agosto 108.857,6 93.617,5
Septiembre 99.147,1 85.266,5
Octubre 83.581,6 71.880,2
Noviembre 67.229,2 57.817,1
Diciembre 47.067,0 40.477,6
TOTAL 857.352,0 737.322,7
La potencia instalada es de 150 kW. 2. Demanda de energía eléctrica, cubierta por la
Compañía IBERDROLA, mediante conexión a la red nacional, con la que se tiene contratado
el suministro. En términos monetarios
consumo Tarifa unit Coste anual
Coste de reserva de potencia 150 kW 50,0 (€/kW/a) 7.500,0
Consumo de electricidad 857,4 MWh 11,54 (c€/kWh) 98.938,4
TOTAL 106.438,4(€/año)
Por tanto la factura anual de la granja por ambos tipos de energía es
factura
Gas 50.325,0
Electricidad 106.438,4
TOTAL 156.763,0 (€/año)
Y el coste del kWht demandado por el proceso será = 156.763,0/1.132.897,7 = 13,83
c€/kWht
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 8

9. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
3.1.3 PERFIL DEL CONSUMO ENERGÉTICO.
COMBUSTIBLE FACTURADO (Mcal/m es )
200.000,0
150.000,0
100.000,0
50.000,0
0,0
Febrer Septie Octubr Noviem Diciem
Enero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agos to
o m bre e bre bre
electrica 38.636,4 27.226,6 48.248,6 49.389,1 57.774,8 75.401,9 91.586,4 93.617,5 85.266,5 71.880,2 57.817,1 40.477,6
térm ica 88.002,0 86.185,3 87.933,6 82.776,5 78.010,2 73.409,8 73.273,1 72.325,7 74.718,6 77.326,5 83.733,7 96.597,0
té rm ica e le ctrica
3.2. CURVAS DE DEMANDA ENERGÉTICA.
Para realizar las curvas de demanda tendremos en primer lugar, en cuenta los datos de
consumo que se dan en el apartado anterior, donde se nos da los datos de consumo
desglosado en meses tanto de energía eléctrica como térmica.
El negocio funciona durante los 365 días al año y 24 horas al día traduciéndose en un
consumo energético casi permanente. Para realizar las curvas de demanda debemos fijar
los días tipo de la instalación, que nos servirán como referencia para dilucidar el
funcionamiento de la granja. Podemos verlos en la siguiente tabla.
Días tipo 1 2 3 4 5
Nº días año 28 108 62 31 134
- DIA TIPO 1.Se considerará periodo vacacional: Mes de febrero con 28 días.
- DIA TIPO 2. Fines de semana (sábados y domingos) + festivos: 96 + 12 =108 días.
- DIA TIPO 3. Dos meses de verano, meses de julio y agosto con 62 días donde el consumo
eléctrico se eleva por ventilación.
- DIA TIPO 4.Temporada de mayor actividad: mes de diciembre con 31 días.
- DIA TIPO 5.Días laborables normales con un total de 134 días.
3.2.1 CURVA DE DEMANDA DE ELECTRICIDAD
En primer lugar calcularemos la energía consumida a través de la fracción del total de
potencia instalada que está funcionando simultáneamente según el tipo de día y franja
horaria, porcentaje que se muestra en la siguiente tabla.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 9

10. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Potencia instalada 150 kW
Días tipo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5
Nº días año 28 108 62 31 134
Intervalo horario (% POT (% (% (% (%
inst) POT POT POT POT
inst) inst) inst) inst)
0-2 30 30 50 30 30
2-4 35 35 50 30 30
4-6 35 35 50 35 35
6-8 35 35 50 45 40
8-10 40 45 45 45 40
10-12 45 65 50 50 50
12-14 45 65 90 65 60
14-16 45 45 90 65 60
16-18 40 40 65 65 60
18-20 40 40 50 60 50
20-22 35 35 45 45 40
22-24 30 30 40 30 30
Dichos porcentajes sobre el total de potencia instalada se traducen en kW físicos de
potencia necesarios por día tipo y franja horaria como se muestra a continuación.
Intervalo POT POT POT POT POT
horario
0-2 45 45 75 45 45
2-4 52,5 52,5 75 45 45
4-6 52,5 52,5 75 52,5 52,5
6-8 52,5 52,5 75 67,5 60
8-10 60 67,5 67,5 67,5 60
10-12 67,5 97,5 75 75 75
12-14 67,5 97,5 135 97,5 90
14-16 67,5 67,5 135 97,5 90
16-18 60 60 97,5 97,5 90
18-20 60 60 75 90 75
20-22 52,5 52,5 67,5 67,5 60
22-24 45 45 60 45 45
Con ello calculamos el total de horas anuales que la granja demanda un determinado rango
de potencia expresados en forma tabular y gráfica (curva de demanda de potencia).
Potencia media (kW) Frecuencia (h/año) Frecuencia acum (h/año)
135 248 248
97,5 742 990
90 866 1856
75 1342 3198
67,5 1034 4232
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 10

11. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Potencia media (kW) Frecuencia (h/año) Frecuencia acum (h/año)
60 1528 5760
52,5 1418 7178
45 1534 8712
8712
Frecuencia acum (h/año)
150
100
kW
50
0
248 990 1856 3198 4232 5760 7178 8712
Frecuencia acum (h/año)
A continuación se determina si los datos de partida para la construcción de esta curva de
demanda de potencia eléctrica es congruente con la facturación por adquisición de energía
eléctrica.
Día tipo Demanda energética
Diaria (kWh) Anual (MWh)
DT1 2275 38,22
DT2 2500 162
DT3 3375 209,25
DT4 2825 87,575
DT5 2625 351,75
848,795
La relación entre la estimación de consumo y la realidad es 848,795 / 857,352 = 99%
que es menor del 10% por lo que puede darse por buena la estimación realizada.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 11

12. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
3.2.2 CURVA DE DEMANDA DE TÉRMICA
Para la construcción de la curva de carga térmica seguimos el mismo procedimiento que el
utilizado para el caso de la demanda eléctrica por lo que se obvia la explicación.
Días tipo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5
Nº días año 28 108 62 31 134
Intervalo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5
horario
0-2 50 50 35 50 55
2-4 50 50 35 50 55
4-6 50 50 35 50 55
6-8 55 65 40 65 65
8-10 55 65 40 80 65
10-12 55 65 40 95 80
12-14 50 55 40 80 80
14-16 50 55 40 80 65
16-18 50 55 50 75 55
18-20 40 50 35 50 50
20-22 40 40 35 50 50
22-24 40 40 35 50 50
Intervalo DT1 DT2 DT3 DT4 DT5
horario
0-2 100 100 70 100 110
2-4 100 100 70 100 110
4-6 100 100 70 100 110
6-8 110 130 80 130 130
8-10 110 130 80 160 130
10-12 110 130 80 190 160
12-14 100 110 80 160 160
14-16 100 110 80 160 130
16-18 100 110 100 150 110
18-20 80 100 70 100 100
20-22 80 80 70 100 100
22-24 80 80 70 100 100
Potencias (kW) Horas/año Frecuencia acumulada
190 62 62
160 722 784
150 62 846
130 1514 2360
110 1888 4248
100 2500 6748
80 1220 7968
70 744 8712
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 12

13. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Frecuencia acumulada
200
150
Mcal/h
100
50
0
62 784 846 2360 4248 6748 7968 8712
Frecuencia acumulada
Día tipo Demanda energética
Diaria (Mcal) Anual (Mcal)
DT1 2340 65520
DT2 2560 276480
DT3 1840 114080
DT4 3100 96100
DT5 2900 388600
940.780
Teniendo en cuenta el rendimiento global de la caldera que es 0,9 la energía facturada será
940.780/0,9 = 1.045.311,111 Mcal
La relación entre las dos estimaciones
1.045.311,111 / 974.292,0 = 1,07
También es menor del 10% por lo que puede darse por buena la estimación.
3.3 ELECCIÓN DEL EQUIPO.
3.3.1 TECNOLOGÍA A UTILIZAR.
La mayoría de las unidades de cogeneración a pequeña escala son motores de combustión
interna que funcionan con los mismos principios que sus equivalentes de vehículos de
gasolina y diésel. Será por tanto, la tecnología a utilizar. Los motores funcionan con
combustibles líquidos o gaseosos, como el gasóleo, gas natural o biogás, y hay disponibles
desde 5 kWe a más de 1.000 kWe.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 13

14. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Los motores de combustión interna tienen una eficiencia eléctrica superior a las turbinas,
pero la energía térmica que
producen es generalmente de
temperaturas inferiores como
lo son las requeridas en el
caso que nos ocupa. Además
no necesitamos vapor.
El cuadro siguiente enumera
las tecnologías: "++" significa
que la tecnología es muy
adecuada para producir el
calor que necesita, y "+"
significa menos adecuada.
Ninguna anotación significa
que la tecnología no puede
producir el calor que necesita.
Por último, los costes unitarios de inversión son menores que usando turbinas de gas.
Su esquema de funcionamiento se muestra a continuación:
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 14

15. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
3.3.2 CARACTERÍSTICAS DEL EQUIPO
Habiendo calculado las curvas de demanda de calor y electricidad, se procede con la
elección del equipo más adecuado para la instalación. Para determinar el tamaño óptimo de
la unidad de cogeneración, las necesidades de calor son, en general, el factor más
importante al definir la potencia correcta.
Elegiremos entre dos posibles opciones basándonos en las siguientes consideraciones
El ejemplo A muestra una unidad de cogeneración que calcula el tamaño de modo que
permite muchas horas de funcionamiento. La cantidad total de 6.800 horas de
funcionamiento significa que la unidad funciona durante más de nueve meses al año. Solo
cuando la demanda de calor es más baja (normalmente en verano) está desconectada la
máquina. La base lógica de este estudio es que una inversión en cogeneración se amortiza
más rápido, cuanto más tiempo funcione la unidad.
Sin embargo, en este caso solo una parte relativamente pequeña de la demanda de calor se
proporciona mediante la unidad de cogeneración. El resto lo suministrarán las calderas u
otros sistemas adicionales.
El ejemplo B muestra otra posibilidad para determinar el tamaño correcto de la unidad de
cogeneración. Aquí, la planta funciona solo durante un cierto periodo de tiempo, más corto
que en el ejemplo A. Por consiguiente, la potencia puede ser mayor, incluso si las
necesidades de calor son idénticas al caso anterior. Esta opción se escoge en casos en los
que el funcionamiento en horas nocturnas no es económico.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 15

16. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Para abastecer la demanda de energía eléctrica cuando la generación eléctrica no la
alcance se seguirá adquiriéndola a la compañía eléctrica suministradora a la tarifa habitual
de 11.54 c€/kWh (precio medio de 2009 incluyendo impuestos) con una potencia contratada
de 150 kW a coste de 50 €/kW.
Para cubrir la demanda de energía térmica durante los períodos en que no funcione la
cogeneración dejaremos el equipo antiguo funcionando.
También en ambos casos, en primer lugar, utilizaremos el programa easyCOGEN.xls que
nos permite realizar un primer cálculo aproximado sobre si la instalación de la planta de
cogeneración es una buena opción o no.
Como breve descripción de este algoritmo de cálculo cabe mencionar que en función de
unos parámetros de entrada, ya calculados y expuestos anteriormente como son:
- Localización del proyecto
- demanda de calor neto
- factura anual de gasóleo/gas
- consumo anual de electricidad
- factura anual de electricidad
- perfil térmico específico
- tecnología de la cogeneración a utilizar
Con ello el programa calcula:
- precio de electricidad medio
- beneficios anuales debidos a la
- producción propia de energía tanto térmica como eléctrica
- precio medio de combustible
- valor del calor producido con la unidad de cogeneración
- cantidad anual de combustible consumido por la planta de cogeneración
- costes de mantenimiento anuales
- Inversión total inicial que es la suma de la unidad de cogeneración (72%), los costes
de instalación (7%), costes adaptación del edificio (7%), costes del estudio (5%), costes
de conexión de red (3%), y otros costes (6%) aunque son Valores aproximados que
dependen del proyecto y tecnología a utilizar.
Con ello determina la rentabilidad del proyecto de cogeneración. Si las "conclusiones" de
una determinada opción son positivas pasaremos a realizar un análisis técnico y económico
más exhaustivo de dicha opción.
En ambos casos se considera que la cogeneración funcionará los 365 días al año y como ya
se ha calculado, la curva de carga térmica viene definida por la siguiente tabla.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 16

17. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Potencias (Mcal/h) Potencias (kW) Frecuencia acumulada (h)
190 221 62
160 186 784
150 174 846
130 151 2360
110 128 4248
100 116 6748
80 93 7968
70 81 8712
OPCIÓN A.
La cogeneración funciona 365 días al año, las 24 h, es decir, 8760 h. En este caso el equipo
a instalar tendría una potencia térmica de 81 kWt térmicos.
Accediendo al catálogo del proveedor de equipos elegido escogemos el modelo HPC 50 B
con las características señaladas.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 17

18. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
El estudio realizado por easycogen se detalla en el ANEXO I dando resultado negativo.
OPCIÓN B.
La cogeneración funciona 365 días al año, 16 h, es decir, 5840 h, parando desde las 22.00
p.m a las 6.00 a.m.
CALDERA
COGENERACIÓN
CALDERA
En este caso el equipo a instalar tendría una potencia térmica de 120 kWt térmicos.
Accediendo al catálogo del proveedor de equipos elegidos escogemos el modelo que ofrece
una potencia nominal térmica inmediatamente superior que es el HPC 100 B de 128 kWt.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 18

19. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
El estudio realizado por easycogen se detalla en el ANEXO II dando resultado positivo con
un período de retorno de 3,9 años.
3.4. ANÁLISIS TÉCNICO Y ECONÓMICO
Para hacer un análisis más en profundidad de la viabilidad de la OPCIÓN B usaremos el
software provisto por EUREM. Para empezar partimos una vez más de la curva de demanda
térmica definida por los valores de la tabla.
Tiempo Demanda
Hora funcionamiento térmica Consumo térmico total
1 1 221 221
62 61 221 13.481
784 722 186 134.292
846 62 174 10.788
2360 1514 151 228.614
4248 1888 128 241.664
5840 1592 128 203.776
6748 908 116 105.328
7968 1220 93 113.460
8712 744 81 60.264
Sum horas kW 1.111.888 kWh
Annual load duration curve
250 kW
221 kW
Demanda térmica del
proceso
200 kW
Suma de Demanda térmica
150 kW
Q'
100 kW
50 kW
0 kW
0 kW
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
[h/a]
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 19

20. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
A continuación calculamos el output térmico de la OPCIÓN B de cogeneración
Tiempo funcionamiento
Hora cogeneración Potencia térmica Cogeneration Heat production CHP modul 1
1 1 128 128
62 61 128 7.808
784 722 128 92.416
846 62 128 7.936
2360 1514 128 193.792
4248 1888 128 241.664
5840 1592 128 203.776
6748 0 0 0
7968 0 0 0
8712 0 0 0
Sum horas kW 747.520 kWh
Annual load duration curve
250 kW
221 kW
Suma de Demanda térmica
200 kW
Potencia térmica
Cogeneration
150 kW
Q'
100 kW
50 kW
0 kW
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
[h/a]
Con lo que obtenemos los valores de consumo y producción de energía.
Caldera
CHP 1 puntas Suma
Tiempo de operación a plena carga (horas) 5.840
Tipo de combustible Gas=1; Oil=2 1 1
Potencia eléctrica (kW) 104 0 104
Source power (kW) 271 220
Producción de calor (MWh/a) 748 271 1.019
Producción eléctrica (MWh/a) 607 0 607
Consumo de energía (MWh/a) 1.583 302 1.884
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 20

21. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Es decir, para abastecer el consumo térmico de la granja y el 70% del eléctrico necesitamos
un consumo de energía contenida en el gas de 1.884 MWh/a. El otro 30% (250 kWh) del
consumo eléctrico hay que mantenerlo contratado con el comercializador de energía
eléctrica. Sin embargo puede reducirse la potencia contratada a 75kW, máximo anual
nocturno cuando no funciona el motor y que es suficiente para cubrir los 135 kW máximo
que se producen durante el día, pues el motor tiene una potencia eléctrica de 104 kW, con lo
que 135kW < (104+75) kW.
El análisis económico se realiza asimismo por el software suministrado. Un resumen se
muestra a continuación. Posteriormente luna hoja de con mayor nivel de detalle.
Suponiendo que financiamos la inversión con fondos ajenos ya sean propios a ajenos cuyo
WCC = 5%, obtenemos un payback de 3,8 años,momento a partir del cual empezaremos a
tener beneficios, lo que parece bastante coherente con los resultados obtenidos para este
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 21

22. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
indicador en su primera estimación con easycogen. Si el contrato con el propietario de la
granja se establece con una validez de 10 años, los beneficios esperados son 6 años x
30.452 €/año = 182.700 €,.
La rentabilidad del proyecto también puede medirse por el coste anual del kWht, que
disminuye de los 13,83 c€ actuales a los 10,84c€ que costaría con la cogeneración en
funcionamiento.
ECONOMIC CALCULATION
Accounting interest rate 5,0 %
A. Costes relacionados al capital Coste de Inversión Vida útil Amortización anual
A.1 Cogen. module 1 174.338 15 a 16.796 €/a
A.2 Cogen. module 2 0 15 a 0 €/a
A.3 Caldera de puntas 0 20 a 0 €/a
A.4 Almacenamiento regulador 0 15 a 0 €/a
A.5 Controles de la sala de calderas 0 20 a 0 €/a
A.6 MSR/Building control technology 0 15 a 0 €/a
A.7 Electricity feed-in 0 30 a 0 €/a
A.8 estructuras y Chimenea 0 50 a 0 €/a
A.9 Suministro de gas natural 0 50 a 0 €/a
A.10 Instalación 0 50 a 0 €/a
Total 174.338
A.11 Imprevistos (5%) 8.717 15 a 840 €/a
Investment costs 183.055
A.12 Planning costs 0 15 a 0 €/a
Total capital costs 183.055 17.636 €/a
B. Coste relacionado al consumo
Energy consumption Tariff
B.1. Coste del suministro de gas 220 kW 7,00 1.540 €/a
B.1 Consumo de combustible 1884 MWh 43,00 81.024 €/a
B.2 Valor de la electricidad producida 607 MWh 11,54 -7.009 €/a
B.3 Reducción de la demanda punta 75,0 kW 0,00 0 €/a
B.4. Cargo por reserva de potencia 75,0 kW 50,00 3.750 €/a
B.5 consumo electrico 250 MWh 11,54 2.885 €/a
Total consumption related costs 76.190 €/a
C. Operational related costs Units Cost per unit
C.1 Personal 50 25 € 1.250 €/a
C.2 Mantenimiento 4 2.000 € 8.000 €/a
C.3 Limpieza de calderas 1 500 € 500 €/a
C.4 Seguimiento de emisiones 1 400 € 400 €/a
C.5 Puesta en marcha 1 500 € 500 €/a
Total operational related costs 10.650 €/a
E. Miscellaneous costs 110.476 €/a
F.1 Producción de energía térmica 1019 MWh/a
108,42 €/MWh
10,84 Ct/kWh
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 22

23. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
En relación a la compra de energía eléctrica y combustible que se consuman hay que tener
en cuenta que disponer de una unidad de cogeneración puede tener un efecto en el precio
que paga por la energía eléctrica. Incluso si la factura eléctrica disminuye después de
instalar una unidad de cogeneración, el precio unitario de la electricidad podría
incrementarse porque compra unidades menores. Este efecto debe tenerse en cuenta en el
estudio de viabilidad antes de decidir si instala una unidad de cogeneración o no. El caso
contrario se da con la compra del combustible ya que el consumo de éste se incrementará.
En este caso consideramos para realizar el estudio económico los mismos precios tanto
para electricidad como para gas aunque se debería consultar con un distribuidor de
combustible para modificar el contrato.
El Rendimiento energético y el Rendimiento eléctrico equivalente REE, vienen dados por las
expresiones:
– RE = (E + V)/Q
– REE = E/[Q-(V/ Ref H)],
Donde
-E = energía eléctrica generada medida en bornes de alternador y expresada como energía
térmica, con un equivalente de 1 kWh = 860 kcal.
-Q = consumo de energía primaria, medida por el poder calorífico inferior de los
combustibles utilizados (biogás)
-V = son las unidades térmicas de calor útil demandado por la instalación para su uso. Se
considerarán los equipos consumidores de energía térmica a los que abastecerá la
instalación en régimen especial.
-Ref H: valor de referencia del rendimiento para la producción separada de calor, de
conformidad con lo dispuesto en la Directiva 2004/8/CE del Parlamento Europeo donde se
fija un rendimiento para la producción de calor útil igual al Ref H que podrá ser revisado en
función de la evolución tecnológica de estos procesos. Para este tipo de combustible Ref H
= 90%, tenemos:
RE = 85,6
REE = 80,8
Como se puede observar, se cumple el REE mínimo (55% en este caso), por lo que la
instalación se podría acoger al grupo a.1.3, de cogeneración tipificado por el RD 661/2007 y
vender toda o parte de su energía eléctrica producida, bien a mercado o a tarifa, con el
consiguiente complemento de eficiencia a que tiene derecho por su valor de REE. Sin
embargo, por el momento, se prefiere destinar a autoconsumo.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 23

24. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
3.5. EMISIONES
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 24

25. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
3.6. CONSIDERACIONES LEGALES Y ADMINISTRATIVAS
Como el análisis técnico y económico es positivo para una planta de cogeneración, se
deben tener en cuenta algunos aspectos y otras cuestiones legales. En nuestro caso al ser
la totalidad de la producción eléctrica destinada al autoconsumo no nos afectarán gran parte
de estas consideraciones.
En el caso de querer incluir la instalación dentro del registro del régimen especial en
categoría de cogenerador, ya que el REE de la planta lo permite el esquema de tramites a
realizar previos a la conexión de la instalación a la red se esquematizan a continuación.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 25

26. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
En cuanto al apartado de conexión de la instalación a la red, los procedimientos para el
acceso y la conexión a la red de transporte de instalaciones de generación, consumo o
distribución se establecen en el Real Decreto 1955/2000, por el que se regulan las
actividades de transporte, distribución, comercialización, suministro y procedimientos de
autorización de instalaciones de energía eléctrica, mientras que los aspectos técnicos de
dichos procedimientos se desarrollan en los procedimientos de operación P.O. 12.1 y P.O.
12.2 publicados en el BOE de 1 de marzo de 2005. Entre otros aspectos destacables se
indica en ese RD que el operador del sistema establecerá la capacidad de acceso en un
punto de la red como la producción total simultánea máxima que puede inyectarse en dicho
punto con la red en condiciones de disponibilidad total y el consumo previsto para el
horizonte de estudio.
No obstante, como se ha detectado que el procedimiento de conexión a red es una de las
barreras de tipo administrativo que dificultan las instalaciones de cogeneración, en el Plan
de Acción 2008-2012 de la referida Estrategia E4 se propone desarrollar una norma de
interconexión a red de cogeneraciones de pequeña potencia. Esta norma modificará y
facilitará y reducirá los trámites necesarios para la obtención del punto de conexión a red de
la instalación de cogeneración.
Adicionalmente a ello existen una serie de trámites administrativos que hay que tener en
cuenta a la hora de ejecutar el proyecto. Por último, es conveniente conocer los mecanismos
de ayuda existentes para financiar el proyecto.
4. DESCRIPCIÓN FASE II PROYECTO
4.1 POTENCIAL DE GENERACIÓN DE BIOGÁS.
La capacidad necesaria de tratamiento anual de purines es de 278 m3/dia que se obtienen
de la media ponderada durante un periodo de 6 meses (enero a junio) de 2009. La limpieza
de la granja se produce con agua caliente con una frecuencia de 3 veces al día, de 6:30 a
8:30, de 14:00 a 16:00 y de 22:00 a 24:00. En términos de peso por día los valores
obtenidos son los siguientes.
OFERTA DE MATERIAS PRIMAS (kg)
CABEZAS EXCRETAS SÓLIDAS EXCRETAS LÍQUIDAS AGUA DE LAVADO
25.000 25.926 45.206 11.000
Por otra parte, los valores usuales para este tipo de instalaciones de tratamiento de purines
son:
% de Sustancia Organica Seca (SOS) a partir de excretas sólidas % en peso 20
Cantidad de Sustancia Orgánica Seca (SOS) kg/día 5.185
Volumen de Biogás x Kg de Sustancia Orgánica Seca m3 biogás/kg.SOS 0,45
Biogás producido x día TOTAL m3/día 2.333
Biogás producido x año TOTAL m3/año 851.685
Tras los análisis realizados obtenemos que el poder calorífico inferior medio el biogás es de
5.600 kcal/m3.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 26

27. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Por tanto, la energía anual disponible contenida en el biogás generado será
Energía anual proporcionada por biogás Mcal/año 4.769.434
Energía anual proporcionada por biogás MWh 5.545.8
4.2 DEMANDA DE LA PLANTA DE BIOGÁS
Para plantas con capacidad de tratamiento de 278 m3/dia la demanda de energía eléctrica
se sitúa en 4000 kWh y mes, abasteciendo a los equipos auxiliares de regulación y control
tanto de los parámetros de funcionamiento del reactor como de los equipos de agitación y
bombeo.
La demanda térmica se centra en forma de agua caliente para la calefacción del digestor
para mantener la temperatura mesófila (35-37º) de funcionamiento para los purines, que se
estima en 120 Mcal/h = 140 kW con lo que la energía térmica anual demandada por el
proceso será
140kW*365*24= 1.226,4 Mwh
4.3 SOLUCIÓN
Instalar un segundo módulo de cogeneración basada en la tecnología de motor alimentado
con biogas procedente del digestor.
Necesitaremos un módulo de 140 kWt de output. Elegimos el modelo HPC 100 N del
catálogo del suministrador de equipos.
4.4 CURVA DE DEMANDA
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 27

28. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Como el equipo de tratamiento de purines debe estar en funcionamiento permanente la
curva de demanda será plana. Necesitaremos un segundo modulo de cogeneración que nos
aporte 140 kW de potencia las 8.670 h/año.
Junto con la solución (OPCIÓN B) ya estudiada y evaluada como rentable obtenemos la
curva de demanda térmica conjunta de la granja propiamente dicha con la planta de
tratamiento de purines y unas características que se indican a continuación.
Annual load duration curve
400 kW 361 kW
350 kW
300 kW
250 kW
Q'200 kW
150 kW
100 kW
50 kW
0 kW
0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000 7500 8000 8500
[h/a]
Suma de Demanda térmica Potencia térmica Cogeneration
Heat consumption/year (end-
Layout - cogeneration modules: user): 2332 MWh/a
Consumo
continuo de Potencia Potencia
Punta calor de Térmica térmica Module
térmica 361 kW procesos Module 1: 128 kW 2: 151 kW
Tiempo de Tipo de
operación a plena combustible Source Producción de Producción Consumo de
carga (horas) Gas=1; Oil=2 Potencia eléctrica power calor eléctrica energía
CHP 1 5.840 h/a 1 104 kW 271 kW 748 MWh/a 607 MWh/a 1583 MWh/a
CHP 2 8.670 h/a 1 104 kW 290 kW 1277 MWh/a 880 MWh/a 2453 MWh/a
Caldera
puntas 1 0 kW 220 kW 307 MWh/a 0 MWh/a 341 MWh/a
Suma 208 kW 2332 MWh/a 1487 MWh/a 4377 MWh/a
5. CONCLUSIONES
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 28

29. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
Tenemos gas suficiente proveniente de los purines como para alimentar a todo el sistema
energético pues necesitamos 4.377 MWh/a y disponemos de 5.545.8 MWh/a a precio de 0
€, aunque necesitaremos mantener la caldera de puntas inicial de 220kW. El excedente de
gas procedente del tratamiento de purines habría que quemarlo o bien utilizarlo para
producir electricidad en una turbina de gas
No necesitaremos más electricidad puesto que con los módulos de cogeneración
producimos 1.487 MWh/a cuando necesitamos 905 MWh/a para consumo. Por tanto,
podemos exportar a la red mínimo 582 MWh puesto que el rendimiento eléctrico equivalente
del conjunto de los módulos es 0,69, superior al mínimo lo que nos permite acogernos al
régimen de cogenerador (a.1.3) de alta eficiencia tipificado en el RD 661/2007 con el
complemento de eficiencia a que, según él tenemos derecho. Sin entrar en mayor detalle, y
vendiendo la electricidad en la opción a tarifa a un valor medio anual de 50 c€/kWh podemos
obtener unos ingresos adicionales de 29.100 €/año.
Sin tener en cuenta los ahorros (ingresos) derivados de que:
a) tendremos 45.206 Kg/día = 16.500 ton/año de excretas líquidas susceptibles de ser
comercializadas como biofertilizantes en la zona con sus consiguientes beneficios.
b) tendremos un ahorro de agua de 11.000 kg/dia = 4.000 ton/año d agua susceptible de
ser utilizada en riego, matadero y lavado de purines con sus consiguientes beneficios.
Y teniendo en cuenta que la inversión
inicial en los dos motores es de 350.000 €,
16,0
intentaremos hallar los costes de inversión
14,0 que deberá tener la planta de tratamiento
12,0 para obtener una rentabilidad aceptable
10,0 según las consideraciones realizadas. Para
8,0 ello utilizaremos el software ya
mencionado y provisto por el curso de
6,0
manera que daremos valores a la inversión
4,0
inicial, sin incluir la inversión en los
2,0 motores, y
0,0 representaremos el payback y los costes
1.000.000 2.000.000 3.000.000 del kWht producido frente a dicha
inversión.
coste (c/kwt) coste kWht actual
Considerando solamente valores dentro de
rango obtenemos que si la planta nos
cuesta del orden de 2.000.000-2.500.000 € la inversión puede tener una rentabilidad
razonable considerando los costes de financiación del 5%, siendo en todo caso rentable la
inversión (€) coste (c/kwt) payback (años)
1.000.000 5,1 4,2
2.000.000 9,4 7,2
3.000.000 13,8 10,3
instalación de la solución OPCIÓN B aunque no se acometa la segunda fase del proyecto.
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 29

30. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
ANEXO I
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 30

31. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
volver
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 31

32. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
ANEXO II
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 32

33. III CURSO GESTOR ENERGÉTICO EUROPEO. MADRID 2010
volver
Proyecto José Manuel Almendros. Sustitución de caldera de gas por cogeneración 33