Trabajo Fin de Grado Índice General. Grado en Ingeniería...

Índice General.

Capítulo 1: Memoria……………………………………………………………..Página 4

Capítulo 2: Anexos……………………………………………………………..Página 23

Capítulo 3: Documentación Gráfica……………………………………………Página 50

Capítulo 4: Pliego de Condiciones……………………………………………..Página 63

Capítulo 5: Presupuesto………………………………………………………...Página 75

Capítulo 6: Estudios con Entidad Propia……………………………………….Página 89

Capítulo 7: Referencias Bibliográficas…………………………………………Página 96

Trabajo Fin de Grado Grado en Ingeniería Química

Autor: Javier García Reyes

Tutor: Manuel Jesús Rubio Cobos

Caldera de Biomasa

Departamento Ingeniería de la Construcción y Proyectos de Ingeniería

Escuela Técnica Superior de Ingeniería Sevilla, 2016

http://www.pdfcomplete.com/cms/hppl/tabid/108/Default.aspx?r=q8b3uige22

Capítulo 0 Introducción

Caldera de Biomasa Página 2

Índice General.

Capítulo 1: Memoria……………………………………………………………..Página 4

Capítulo 2: Anexos……………………………………………………………..Página 23

Capítulo 3: Documentación Gráfica……………………………………………Página 51

Capítulo 4: Pliego de Condiciones……………………………………………..Página 66

Capítulo 5: Presupuesto………………………………………………………...Página 78

Capítulo 6: Estudios con Entidad Propia……………………………………….Página 92

Capítulo 7: Referencias Bibliográficas…………………………………………Página 99


Capítulo 0 Introducción


Agradecimientos.

A todas y cada una de las personas que me han ayudado a lo largo de esta aventura que comenzó hace 6 años.

Mi familia, amigos, compañeros de clase, compañeros de piso y un largo etcétera de personas que en mayor o menos medida han influido en que hoy haya llegado hasta aquí.

En primer lugar, mis padres, por hacer un esfuerzo económico y que yo haya podido llegar a esta recta final, también por apoyarme en los momentos malos cuando he suspendido, me han animado y aquí estoy.

Agradecer a todos y cada uno de los profesores que me han ayudado a formarme en cada una de las materias que he cursado.

Por supuesto a Manuel Jesús Rubio Cobos, ha sido quien me ha guiado en él, por las horas que le hemos dedicado buscando fallos que yo había cometido y cómo solucionarlos.

No he querido poner muchos nombres concretos por si me olvidara de alguien pero las personas que me han ayudado saben quiénes son y saben lo agradecido que estoy a ellas.


Capítulo 1 Memoria


Capítulo 1: Memoria.

Índice Memoria.

1.1. Hoja identificativa…………………………………………………………..Página 5

1.2. Objeto del proyecto………………………………………………………….Página 6

1.3. Alcance…………….….…………………....…………...…………………..Página 7

1.4. Antecedentes………………………………………………………………...Página 8

1.5. La Biomasa………………………………………………………………...Página 10

1.6. Ubicación…………………………………………………………………..Página 16

1.7. Alternativas estudiadas y opciones elegidas ………………………………Página 19

1.8. Descripción del proceso……………………………………………………Página 21


Capítulo 1 Memoria


1.1. Hoja identificativa.

Título del proyecto

Caldera de Biomasa

Emplazamiento

Polígono industrial “El Garrotal” en el término municipal de Palma del Río.

Coordenadas: 37.700532, -5.260965.

Datos identificativos cliente

Nombre o Razón social: Biomasa Andalucía S.A.

Domicilio Fiscal: Polígono Chinales Nave 79, Córdoba

Representante legal: Gonzalo José Caballero Ponce

Datos identificativos proyectista

Nombre: Javier García Reyes

DNI: 80164854-X

Titulación: Graduado Ingeniería Química, especialidad Ingeniería Ambiental

Correo electrónico: [email protected]

Teléfono de contacto: 660 996 457

Sevilla, 7 de Julio de 2016,

Proyectista Propiedad

Javier García Reyes

Ingeniero Químico Ambiental


mailto:[email protected]

Capítulo 1 Memoria


1.2. Objeto del Proyecto.

El objetivo general del proyecto es la realización de una ingeniería básica de una planta de biomasa en España, que empleará como combustible restos de poda, se usarán distintos tipos adecuados al lugar donde se ubique la planta.

Como objetivos parciales se pueden exponer:

• Dimensionamiento de las instalaciones de la planta.

• Análisis de las diferentes alternativas posibles y elección de la más adecuada.

• Diseño y dimensionamiento de equipos y elección de éstos mediante catálogos.

• Mejoras en el ciclo de Rankine de la planta.

• Estudio de impacto medio ambiental de la planta.

• Estudio del combustible y coste de recolección del mismo para la producción eléctrica.


Capítulo 1 Memoria


1.3. Alcance.

El alcance del proyecto, al tratarse de una ingeniería básica de una planta de producción de electricidad a partir de biomasa, las características de ésta son:

• Balance de materia y energía del proceso.

• Estudio alternativas y elección de equipos.

• Dimensionamiento de equipos principales.

• Planos implantación general, diagrama de flujo, etc…

• Estimación de costes.

• Estudio impacto medioambiental.

Queda fuera del alcance:

• Parte generación eléctrica de la planta.

• Tratamiento cenizas y algunos residuos de la planta.


Capítulo 1 Memoria


1.4. Antecedentes.

La importancia del sector energético en las economías nacionales se debe a su característica de principio necesario para toda actividad, ya que de ella depende en gran medida el mayor o menor desarrollo que éste tenga, en el caso de España, la insuficiencia energética es una de las causas de su retraso industrial.

Las posibilidades energéticas españolas se basan en la explotación de los recursos carboníferos, en la importancia de hidrocarburos, en el aprovechamiento de los recursos hidroeléctricos y en la explotación de los minerales radioactivos del subsuelo y del combustible nuclear importado.

A todo lo mencionado, hay que sumarle la mayor amenaza ambiental a la que se enfrenta la humanidad. El cambio climático, derivado del consumo excesivo de combustibles fósiles para la producción eléctrica.

Es por ello que se trabaja para lograr un modelo energético sostenible y se apuesta por una revolución energética capaz de reducir las emisiones de CO2 para evitar un cambio climático peligroso.

En este marco entran en juego las conocidas energías renovables, que juegan un papel fundamental, tanto en la no dependencia energética del país, como en la reducción de CO2 en la producción eléctrica. Energías como la solar o eólica son ya ampliamente conocidas por todo el mundo, pero existen otras formas de energía que son desconocidas.

Desde finales de los años 2000, la potencia instalada solar ha aumentado hasta cubrir casi el 5% de la demanda de energía eléctrica en 2013.

A 31 de diciembre de 2009 la capacidad de energía eólica cubría el 13% de la demanda eléctrica, siendo España el tercer país en el mundo en cuanto a potencia instalada, por detrás de Alemania y EE.UU.

He aquí el propósito de este proyecto de dar alternativa y reducir la dependencia energética para la producción eléctrica a partir de una energía renovable limpia, con un balance nulo de CO2 y que reduce el peligro de incendios forestales que azotan a nuestro país en periodos cálidos. La biomasa forestal residual.


Capítulo 1 Memoria


Figura 1: Contribución de cada tecnología renovable a la generación de electricidad en España.

El desarrollo y la apuesta por las energías renovables se convierte en una necesidad imposible de eludir para conseguir un desarrollo sostenible en un mundo con creciente demanda de energía, sin los impactos que supone para el medio ambiente la producción de energía a partir de los combustibles fósiles. Asimismo, la producción de electricidad a partir de energías renovables genera más puestos de trabajo que a través de las fuentes convencionales.


Capítulo 1 Memoria


1.5. La Biomasa.

La biomasa es la materia orgánica originada en un proceso biológico, espontáneo o provocado, utilizable como fuente de energía, excluyendo todos aquellos que han sido catalogados como provenientes de formaciones geológicas sufriendo un proceso de mineralización. De manera general, el término biomasa se refiere a toda la materia orgánica que proviene de árboles, plantas y desechos de animales que pueden ser convertidos en energía.

También se consideran como tal, las materias provenientes de la agricultura (residuos de maíz, café, arroz), del aserradero (podas, ramas, aserrín, cortezas) y de los residuos urbanos (aguas negras, basura orgánica, etc…).

1.5.1. Clasificación.

• La biomasa natural es la que se produce en la naturaleza sin la intervención humana. Por ejemplo, la caída natural de ramas de los árboles (poda natural) en los bosques.

• La biomasa residual es el subproducto o residuo generado en las actividades agrícolas (poda, rastrojos, etc.), silvícolas y ganaderas, así como residuos de la industria agroalimentaria (alpechines, bagazos, cáscaras, vinazas, etc.) y en la industria de transformación de la madera (aserraderos, fábricas de papel, muebles, etc.), así como residuos de depuradoras y el reciclado de aceites.

• Los cultivos energéticos son aquellos que están destinados a la producción de biocombustibles. Además de los cultivos existentes para la industria alimentaria (cereales y remolacha para producción de bioetanol y oleaginosas para producción de biodiesel), existen otros cultivos como los lignocelulósicos forestales y herbáceos y cosechas.

1.5.2. Biomasa en la actualidad.

En la actualidad la biomasa alcanza un 2,9% respecto del total de la energía eléctrica producida en España, incluidas las convencionales.

La biomasa en España está creciendo, pero sigue siendo una práctica minoritaria.


Capítulo 1 Memoria


La situación actual de España ha cambiado respecto hace unos años debido a la crisis y al nuevo PER (Plan Energías Renovables) que sustituye al PER 2005-2010 para implantar el nuevo PER 2011-2020. Este nuevo escenario energético establece como objetivo conseguir una cuota mínima del 20% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo final bruto de energía de la Unión Europea, el mismo objetivo establecido para España y una cuota mínima del 10% de energía procedente de fuentes renovables en el consumo de energía en el sector del transporte en cada estado miembro para el año 2020.

Según el PER 2011-2020 se esperan en los próximos años, una importante expansión de la biomasa. Por consiguiente, además de avanzar en una mayor aportación cuantitativa de la biomasa, se producirá un cambio cualitativo en las tecnologías y en la eficiencia.

1.5.3. Uso de la energía renovable en España.

Las sociedades industriales necesitan cada vez mayor cantidad de energías destinadas a abastecer las necesidades de energía primaria, generación de electricidad y transporte.

• Energía primaria.

El uso de energías renovables alcanza un 11,4% de consumo de energía primaria.

Dentro de ese 11,4% la biomasa es la energía con mayor representación en el consumo de energía primaria con un 45%, seguida de la eólica e hidráulica.

• Generación eléctrica.

El uso de energías renovables para generar electricidad está en torno al 32,3%, es el más alto de todas las energías primarias, seguido de un 32% del Gas Natural.

De las energías renovables, la más empleada para la generación de electricidad es la eólica y la hidráulica, entre las dos abarcan casi el 90% de la electricidad producida mediante energías renovables.

• Transporte.

Uno de los principales sectores es el del transporte, debido a su gran consumo de energía, para usos energéticos y no energéticos que ronda el 40% del total de la energía final consumida.


Capítulo 1 Memoria


El consumo de energía para transporte, es principalmente el petróleo con un 97,92% el resto del consumo para el transporte proviene de la electricidad y de los biocombustibles con un 1,15% y un 0,93% respectivamente, estos datos han sido recogidos en el informe de IDEA del 2007, aunque no son datos actuales podemos observar la gran diferencia entre el uso del petróleo como energía para el transporte y el resto de energías.

En la actualidad el consumo de energías renovables para el sector del transporte ronda el 5%.

1.5.4. Ventajas.

Normalmente a los sistemas de producción de energías renovables se les otorga un beneficio claro, la disminución de la carga contaminante provocada por los combustibles fósiles, en el caso de la biomasa existen otros beneficios.

El actual modelo energético es insostenible pues, aparte del efecto invernadero, contaminación y cambio climático, existe un factor limitante: la dependencia de un recurso “no renovable” cada vez más escaso.

La biomasa es un tipo de energía renovable, que a corto plazo, puede ser básica en nuestra sociedad, tanto desde el punto de vista energético y ambiental, como para el desarrollo socioeconómico de las zonas rurales, debido a que podrá dar trabajo en estas zonas evitando la migración de la población de pueblos a las grandes ciudades, mediante la conservación de bosques o cultivos energéticos para la obtención de biomasa como combustible.

La biomasa tiene un balance neutro de CO2, es decir, no contribuye al aumento del efecto invernadero, porque el carbono que se libera forma parte de la atmósfera actual (Es el que absorben y liberan continuamente las plantas durante su crecimiento) y no del subsuelo, capturando en épocas remotas, precisamente como el carbón, gas o el petróleo.

Además, en caso de cumplirse finalmente la serie de objetivos que se han planteado en el marco del Plan de Energías Renovables 2011-2020, un estudio elaborado por Boston Consulting Group y difundido por la firma Ence, sostiene que, en el caso particular de la biomasa, se estarán generando ingresos por una cifra cercana a los 725 millones de euros.

Finalmente y más allá de estos beneficios cuantificables, hay otros como la generación de 15.000 empleos en el entorno rural, o la inversión industrial y forestal de más de 3.000 millones de euros.


Capítulo 1 Memoria


• Aspectos medioambientales.

Propicia el desarrollo rural y proporciona el tratamiento adecuado de residuos, en algunos casos contaminantes, o gestiona los residuos procedentes de podas y limpiezas de bosques limitando la propagación de incendios.

El aprovechamiento de la masa forestal residual como combustible para calderas de biomasa es una de las soluciones para facilitar el saneamiento de los bosques. En este último caso podrían incluirse los rastrojos y podas agrícolas, cuya quema tradicional en el campo conlleva un riesgo añadido de incendios y que pueden encontrar un nuevo mercado en la producción de energía.

Otro aspecto a tener en cuenta es la posible reforestación de tierras agrícolas o desforestadas con cultivos energéticos, herbáceos o leñosos con destino a la producción de biomasa, que aumentarían la retención de agua y la disminución de la degradación y erosión del suelo.

• Aspectos socioeconómicos.

El fomento de la producción de biomasa para uso energético permite el desarrollo de una nueva actividad en las áreas rurales, sobre la base de un mercado con una demanda continua y sin fluctuaciones, que genera puestos de trabajo estables, bien remunerados y supone una nueva fuente de ingresos para las industrias locales.

A igual potencia instalada se crean hasta cinco veces más puestos de trabajo con energías renovables que con combustibles convencionales.

Esta oferta de empleo permite fijar la población en los núcleos rurales evitando algunos de los problemas sociales derivados de la migración hacia las grandes ciudades, como son el abandono de las actividades del mundo rural, el abandono de nuestros pueblos y la aparición de zonas marginales y desempleo en las grandes ciudades.

• Creación de riqueza.

Para ver la creación de riqueza debemos estudiar la contribución directa de este sector al PIB nacional. Se cuantifica el impacto derivado de las actividades de las empresas del sector (Contribución directa al PIB) y el impacto derivado de las actividades de las empresas fuera del sector pero que proveen de bienes y/o servicios al sector (Contribución indirecta al PIB).


Capítulo 1 Memoria


• Creación de empleo.

En 2010, los puestos de trabajo debido al sector de las energías renovables, según el estudio realizado por el Instituto Sindical de Trabajo, Ambiente y Salud (ISTAS) e IDEA, fueron 88.209 de forma directa y 60.185 de forma indirecta, lo que alcanza la cifra de 148.394 empleos.

El 90% del trabajo es concentrado en el sector eólico, biomasa y solar tanto fotovoltaica, solar térmica y solar termoeléctrica. Se trata, de empleos de calidad, cualificados y bajo la modalidad de contratación indefinida.

Según las previsiones de empleo para el año 2020, el sector de las energías renovables generaría 180.175 de forma directa y 122.691 de forma indirecta, lo que alcanza la cifra de 302.866 empleos. Esta estimación prevé un incremento del 104% del empleo en el sector de las energías renovables entre 2011 y 2020. El mayor aumento se da en las fases de operación y mantenimiento, debido al aumento de la potencia acumulada.

El sector eólico, solar y biomasa seguirán siendo las que mayor porcentaje de trabajos registren. La biomasa ofrecerá nuevas oportunidades de empleo y de desarrollo regional, especialmente en zonas rurales y aisladas, convirtiéndose en un importante motor en el desarrollo social y económico.

• Balance de emisiones de CO2.

En este punto se valorará la contribución de las energías renovables a la limitación de emisiones de CO2. La generación de energía es responsable del 80% de las emisiones de efecto invernadero, por lo que la incorporación de energías renovables en este sector ayudará a reducir las emisiones.

Para estimar el CO2 evitado, se asume que de no haberse generado la electricidad con energías renovables se hubiera generado con energías no renovables como las fósiles, en un ciclo combinado con gas natural con rendimiento próximo al 50%.

1.5.5. Recolección biomasa.

Según normativa se debe realizar una gestión de los residuos generados en las actividades de poda en pos de minimizar las posibilidades de incendio teniendo especial cuidado en su gestión los terrenos colindantes con zonas forestales.


Capítulo 1 Memoria


Típicamente, el proceso que realizaba el agricultor consistía en la disposición de los sarmientos en las lindes del terreno de cultivo para su posterior empaquetado en “gavillas” de forma manual o mediante maquinaria especializada. Una vez recogidos todos los restos de la poda se disponían a su quema, con la necesaria autorización de la Delegación de Medio Ambiente oportuna, en terrenos autorizados por el organismo.

Lo que se propone en este proyecto es sustituir la quema de estos residuos, actividad que sólo supone un coste adicional a las actividades del agricultor, por una valorización de los mismos para su aprovechamiento en la central que se pretende diseñar y ahorrar el agricultor de la tramitación de los permisos para la quema de estos residuos obteniendo un beneficio.

El coste de extracción y transporte de la materia prima, condiciona de manera importante el precio del producto final. Cada sistema de extracción, necesita de más o menos personal o de más o menos maquinaria por lo que es diferente el coste en cada caso. También es muy influyente la cantidad de materia prima que se precisa en planta, ya que esto influirá también en el número de trabajadores y maquinaria.

Del proceso de recolección, reducción de tamaño y transporte a la central se va a encargar un tercero, a la planta llegará la biomasa preparada y con el tamaño adecuado para introducirla en la caldera pero no pasará proceso de secado, tendrá una humedad media del 30%.

Considerando como aprovechamiento principal la obtención de biomasa para el sector energético, podemos decir que los precios por debajo de los 31 €/t se podrían considerar muy económicos, mientras que precios por encima de los 40 €/t serían precios altos.

Éste es el precio que se pagará por cada tonelada de biomasa, ya que el precio de adquisición es prácticamente despreciable, si no se recolecta para una planta de estas características, sería quemada sin ningún fin.


Capítulo 1 Memoria


1.6. Ubicación.

En este caso el emplazamiento escogido ha sido Palma del Río, cercano tanto al Parque Natural Sierra de Hornachuelos como a la Sierra Norte (Sevilla) aunque con más interés la primera nombrada.

El Parque Natural Sierra de Hornachuelos alberga una de las zonas mejor conservadas de bosque mediterráneo de Sierra Morena. Posee una gran diversidad biológica, encina como especie dominante, alcornoques, pinos, etc…

Pertenece a la provincia de Córdoba, engloba municipios como Almodóvar del Río, Córdoba, Hornachuelos, Posadas y Villaviciosa de Córdoba y su extensión es algo mayor de 60.000 hectáreas.


Capítulo 1 Memoria


Figura 2: Emplazamiento general de la planta.

Si fuera necesario a pocos kilómetros se encuentra la Sierra Norte de Sevilla, donde también se podrían obtener restos de poda, en cualquier caso se podrían tener varios distribuidores en ambas sierras.

Más concretamente la ubicación es Polígono Industrial el Garrotal, Palma del Río.


Capítulo 1 Memoria


Figura 3: Emplazamiento concreto de la planta, solar escogido.

Como puede observarse el emplazamiento elegido es una zona industrial donde el impacto tanto ambiental como visual será pequeña. Se trata de una parcela sin edificar de 87.000 m2 de terreno que serán más que suficientes para la planta diseñada.


Capítulo 1 Memoria


1.7. Alternativas estudiadas y opciones elegidas.

A lo largo del proceso se presentan diferentes alternativas que escoger para el diseño óptimo de la planta. En este apartado se estudiaran las opciones consideradas y la elegida entre ellas.

• Caldera. En la caldera se han estudiado varias opciones como son:

Lecho fluido: Permite flexibilidad en el uso de combustible, se favorece la mezcla del gas y el combustible pero la temperatura está limitada a unos 900 ºC. En este caso se necesita mayor temperatura para las diferentes expansiones de la turbina.

Parrilla móvil: Se obtiene un rendimiento alto para este tipo de calderas. Es la elegida y más usada en plantas de biomasa.

• Turbina. Para obtener la potencia necesaria en la turbina se han estudiado:

Condiciones entrada: En este caso los estudios realizados son complementarios, se ha decidido que las condiciones de entrada del vapor sean 450 ºC y 60 bar.

Número de expansiones: Se realizarán tres expansiones a tres presiones diferentes, alta, media y baja con sus respectivos recalentamientos intermedios.

Se han estudiado conjuntamente expansiones y condiciones para que encajaran en el ciclo y se obtuviera la potencia necesaria.

• Sistema depuración gases de combustión. Este sistema consta de varias partes, las cuales se han estudiado en conjunto y por separado.

Ciclón: Se ha elegido el ciclón para que las partículas de mayor tamaño sean retiradas de la corriente por su propia inercia.

Desulfurador: Se ha elegido una torre de spray con lechada de cal ya que es la mejor manera de abatir el SO2, mediante absorción.

Filtro de mangas: Se ha elegido esta opción en lugar de un precipitador

electrostático, es más usado para este tipo de plantas, da mayor rendimiento y más barato.


Capítulo 1 Memoria


Orden de los equipos: En primer lugar se ha posicionado el ciclón para retirar

las partículas de mayor tamaño, seguidamente el desulfurador, la torre de spray para abatir el SO2 y por último el filtro de mangas para retirar las partículas más pequeñas. No es conveniente que el SO2 y algunos contaminantes no entren en contacto con la tela de las mangas.

• Recogida de cenizas.

Transporte neumático: Se ha elegido esta opción ya que hay varios puntos de la planta donde se producen cenizas, al ser de peso reducido se pueden impulsar mediante una soplante como la escogida hacia un solo silo. Es más efectivo que colocar varios depósitos para almacenarlas.


Capítulo 1 Memoria


1.8. Descripción del Proceso.

Tomando como referencia el diagrama de flujo del proceso se va a describir a grandes rasgos como transcurre de principio a fin.

En primer lugar la biomasa llega en camiones a la planta y será enviada al almacén, posee una superficie de 1500 m2, dónde hay capacidad para varios días de trabajo, por si dejaran de abastecer la planta.

Se alimenta una tolva que desemboca en un tornillo sin fin, éste lleva la materia prima hasta un depósito de mayor tamaño que alimenta a la caldera.

Una vez entra la biomasa en la caldera pasa al sistema de parrilla donde se quema. A la caldera también se le introduce agua que proviene del desaireador y aire impulsado por una soplante.

Al producirse la combustión de la biomasa en la caldera se producen gases de combustión que van a calentar el agua introducida en los tubos hasta convertirla en vapor de agua, el caudal será de 9,08 kg/s.

Este vapor va a pasar por varios intercambiadores dentro de la caldera, precalentador, evaporador, economizador y recalentador, hasta llegar a unas condiciones idóneas para ser expandido por primera vez en la turbina, se volverá a recalentar y se realizará una segunda expansión, se recalentará y se expandirá por última vez antes de ser enviado al condensador.

Con las expansiones realizadas en la turbina de 15 MW se producirá electricidad en el generador que más tarde se enviará al transformador y de aquí al tendido eléctrico, pero esta parte no es objeto de estudio de este proyecto.

Por otra parte el caudal de vapor llega al condensador, que al estar en contacto con la torre de refrigeración va a encargarse de transformar este vapor en agua que será reconducida a la caldera, se va a necesitar un caudal de 4130 m3/h de agua en la torre.

Tanto la torre de refrigeración como la caldera van a tener purgas de agua, para evitar deposiciones, que serán repuestas, serán pequeñas cantidades para los caudales que mueven estos equipos.

Analizando otra salida de la caldera, la de los gases de combustión, como se ha dicho pasan por diferentes intercambiadores de calor para así calentar y recalentar el vapor y perder mucha temperatura. Una vez están a temperatura suficientemente baja se hacen pasar por un ciclón, un sistema de desulfuración y un filtro de mangas para quitar cenizas y abatir el SO2 que no puede ser enviado a la atmósfera.

Una vez están los gases “limpios” y a una temperatura de unos 110 ºC son enviados a la atmósfera a través de una chimenea.


Capítulo 1 Memoria


Por último, en la parte inferior, la caldera posee una salida de cenizas que se producirán en la combustión, que serán enviadas mediante transporte neumático junto con las extraídas en el

ciclón, filtro de mangas y desulfurador a un silo, posteriormente se les dará el tratamiento oportuno, pero tampoco será objeto de este proyecto.


Capítulo 2 Anexos


Capítulo 2: Anexos.

Índice Anexos.

2.1. Cálculos……………………………………………………………………Página 24

2.1.1. Balance de Materia………………………………………………Página 24

2.1.2. Balance de Energía………………………………………………Página 26

2.1.3. Cálculos Ciclo Rankine…………………………………………..Página 26

2.1.4. Cálculos Cantidad Agua/Vapor………………………………….Página 30

2.1.5. Cálculos Gases Combustión……………………………………..Página 31

2.1.6. Cálculos Cantidad Biomasa……………………………………...Página 34

2.1.7. Cálculo Rendimiento Ciclo Completo…………………………...Página 34

2.1.8. Comparación Calores…………………………………………….Página 35

2.1.9. Alternativas estudiadas y elección final…………………………………Página 35

2.1.10. Cálculos dimensionado equipo…………………………………………Página 44


Capítulo 2 Anexos


2.1. Cálculos.

2.1.1. Balance de materia.

Composición madera:

% C % H % O % N % S Cenizas Madera 1 48,8 6,3 42,2 0,9 0,3 1,5 Madera 2 47,9 6,2 43,3 0,85 0,25 1,5 Madera 3 50 5,8 41,1 1,5 0,1 1,5 Media 49 6 42 1,3 0,2 1,5

Tabla 1: Composición diferentes tipos madera.

Pesos moleculares:

C H2 O2 N2 S Peso molecular

12 2 32 28 32

Tabla 2: Pesos moleculares componentes madera.

Balance de materia por componente:

• Reacción Carbono: � + �� → �� • Reacción Hidrógeno: �� + �

�� → ��

• Reacción Nitrógeno: �� + 2�� → 2�� • Reacción Azufre: � + �� → ��

Partiendo de 1kg de biomasa que contiene un 30% de humedad se calculan los moles de O2 necesarios para quemar cada componente:

0,49�� ∗1�� 12��

∗1000� ��

1�� ∗

1� ��

1� ��∗

0,7��1��ℎ��

= 28,58� ��


Capítulo 2 Anexos


0,06�� ∗1��

2��∗

1000� ��

1�� ∗

12 � ��

1� ��∗

0,7��1��ℎ��

= 10,5� ��

0,42�� ∗1��

32��∗

1000� ��

1�� ∗

0,7��1��ℎ��

= 9,19� ��

0,013�� ∗1��

28��∗

1000� ��1��

∗2� ��

1� ��∗

0,7��1��ℎ��

= 0,65� ��

0,002��∗1�� 32��

∗1000� ��

1�� ∗

1� ��

1� ��∗

0,7��1��ℎ��

= 0,044� ��

Una vez se conocen los moles de O2 necesarios para que reaccione cada componente totalmente hay que tener en cuenta el oxígeno que posee la biomasa:

� ��= � �� ó� − � �� = 39,78 − 9,19= 30,59� ��

El oxígeno necesario es tomado del exterior, por tanto se introduce como aire.

Composición aire:

% N % O 79 21

Tabla 3: Composición aire.

30,59� �� ∗100� ��

21� ��∗

22,4��1� ��

∗1,29��

1��∗

1��1000��

= 4,21��

Este oxígeno es necesario para la combustión estequiométrica pero se trabajará con un exceso de aire para que las reacciones se den de manera más satisfactoria, se han realizado los balances oportunos y el exceso de aire con el que se trabajará será del 43,5%.

4,21��∗ 1,435 = 6,041��


Capítulo 2 Anexos


2.2.2. Balance energía.

El balance de energía va a llevarse a cabo a partir de unas ecuaciones referidas al poder calorífico superior y al poder calorífico inferior de la biomasa.

Existen muchas ecuaciones parecidas para calcular tanto el poder calorífico superior como el inferior, en este caso las utilizadas forman parte de la ecuación de Dulong.

�� = 4,19 ∗ �8140 ∗ �%�100

�+ 34400 ∗ ��%�100

�−18

∗ �%�100

��+ 2220 ∗ �%�100

��

= 17812��

��= 4,19 ∗ �8140 ∗ �%�100

�+ 29000 ∗ ��%�100

�−18

∗ �%�100

��+ 2220 ∗ �%�100

�− 600

∗ �%��

100��= 16888

��

Podría realizarse un balance por componente usando los calores de formación de cada compuesto, ambas son efectivas, aunque la primera es más rápida.

Quizás sería más exacto usar los calores de formación de cada componente pero estas fórmulas generales son muy usadas ya que son rápidas y no es muy grande la diferencia de exactitud.

2.1.3. Cálculos Ciclo Rankine.

Para calcular las condiciones de operación de este ciclo de Rankine es necesario partir de unos datos específicos.

Mediante un estudio de procesos similares y la experiencia se ha llegado a la conclusión que el vapor de salida (punto 3 del ciclo) debe estar en las siguientes condiciones (T=450 ºC y P=60 bar) indicadas en la tabla.

En este punto se produce una expansión isentrópica hasta el punto 6, volvemos a calentar en la caldera hasta 380 ºC, a continuación el vapor entra en la turbina de media presión, en la que se expande hasta el punto 8, se calienta en la caldera por última vez y se vuelve a expandir en la turbina de baja presión, punto 10 del ciclo.


Capítulo 2 Anexos


Por la ubicación elegida para la planta la temperatura a la que va a salir el agua de la torre de refrigeración será 31 ºC, tomando como referencia la temperatura húmeda de la zona (28 ºC), el agua saldrá unos 3 ºC por encima de ésta (31ºC).

Figura 4: Ciclo Rankine desarrollado en la planta.

En esta imagen se puede observar el recorrido del ciclo en su totalidad, las tres expansiones corresponden a la alta, media y baja presión.

Todos los puntos representados en el diagrama corresponden a las distintas partes del Ciclo Rankine representado y se especifican más concretamente a continuación:

Punto 0 Líquido saturado

T 31 [ºC] P 0,045 [bar] H 130 [kJ/kg] S 0,451 [kJ/kg ºC]

Tabla 4: Condiciones punto 0 del ciclo.


Capítulo 2 Anexos


Punto 1 Líquido sub-enfriado

T 31,3 [ºC] P 60 [bar] H 138,3 [kJ/kg] S 0,451 [kJ/kg ºC]


Punto 2 Líquido sub-enfriado

T 120 [ºC] P 60 [bar] H 500 [kJ/kg] S 0,451 [kJ/kg ºC]


Punto 3 Líquido saturado

T 270 [ºC] P 60 [bar] H 1100 [kJ/kg] S [kJ/kg ºC]


Punto 4 Vapor saturado

T 270 [ºC] P 60 [bar] H 2800 [kJ/kg] S [kJ/kg ºC]


Punto 5 Vapor sobrecalentado

T 450 [ºC] P 60 [bar] H 3303 [kJ/kg] S 6,723 [kJ/kg ºC]



Capítulo 2 Anexos









T 100 [ºC] P 0,54 [bar] H 2687,6 [kJ/kg] S 7,64 [kJ/kg ºC]



T 320 [ºC] P 0,54 [bar] H 3115,9 [kJ/kg] S 8,54 [kJ/kg ºC]


Punto 10 Vapor saturado




Capítulo 2 Anexos


Proceso 0-1: Impulsión del agua a través de una bomba centrífuga.

Proceso 1-2: Precalentamiento del agua en la caldera.

Proceso 2-3: Evaporación de parte del agua en la caldera.

Proceso 3-4: Evaporación total del agua y calentamiento del vapor en la caldera.

Proceso 4-5: Recalentamiento en la caldera.

Proceso 5-6: Expansión en la turbina de alta presión.

Proceso 6-7: Segundo recalentamiento en la caldera.

Proceso 7-8: Expansión en la turbina de media presión.

Proceso 8-9: Tercer recalentamiento en la caldera.

Proceso 9-10: Expansión en la turbina de baja presión.

Proceso 10-0: Condensación del vapor en el condensador, la torre de refrigeración también influye en este proceso.

2.1.4. Cálculos cantidad agua/vapor.

A partir de los valores de entalpía expuestos en los distintos puntos del ciclo, es posible averiguar la cantidad de vapor necesaria para producir la electricidad demandada, suponiendo una eficacia del 95% en la turbina:

� ��1 + � ��2 + � ��3 = 15000��

15000�� = � ∗ ��ℎ5 − ℎ6�+ �ℎ7 − ℎ8�+ �ℎ9 − ℎ10��

� =15000��

�3303 − 2757�+ �3228 − 2687,6�+ �3115,9 − 2550��

= 9,08��

��

Los saltos de entalpía expuestos en esta operación son las tres expansiones dadas en la turbina de alta, media y baja presión.


Capítulo 2 Anexos


La energía necesaria para calentar el vapor se calcula de la siguiente manera:

��í��= 9,08��

∗ [�3303 − 138,3�+ �3228 − 2757�+ �3115,9 − 2687,6�]

= 36901,12��

2.1.5. Cálculos gases combustión.

Los gases de combustión que se producen en la caldera al quemar la biomasa van a ser los encargados de calentar el vapor en cada una de sus etapas, tienen la siguiente composición:

� �� = � �� = 28,58� ��

� �� = � �� +%��

100∗

1�� 18��

∗1000� ��

1�� = 37,67� ��

� �� =� ��∗ ��

100= 13,3� ��

� �� = �� + � ��∗7921

= 165,1� ��

Es necesario calcular el calor específico de cada una de estas sustancias para realizar un balance de energía, el Cp va a depender de la temperatura a la que se encuentren en cada momento:

�� = �1,699 + 0,0004798 ∗ �273 + ��∗22,41000

= 0,055��

� ��∗ �

�� = �1,4733 + 0,0002498 ∗ �273 + ��∗22,41000

= 0,042��

� ��∗ �


Capítulo 2 Anexos


�� = �1,3138 + 0,00015777 ∗ �273 + ��∗22,41000

= 0,035��

� ��∗ �

�� = �1,2799 + 0,00011067 ∗ �273 + ��∗22,41000

= 0,033��

� ��∗ �

Por último para calcular el calor disponible en los gases de combustión sólo es necesario hacer lo siguiente:

�� = �� ∗ �� + � �� ∗ �� + � �� ∗ ��+ � �� ∗ ��∗ �ª�� = 11420,3��

El parámetro introducido “Tª comb” va a ser calculado según el calor que sea necesario para calentar el vapor, se ha obtenido la cantidad de calor = 11420,3 kJ con una Tª comb de 1274 ºC, por tanto esta será la temperatura a la que la caldera operará.

Este calor es el que poseen los gases justo al ser producidos en la caldera pero parte de esta energía se va a perder por la chimenea ya que estos gases van a ser expulsados a unos 110 ºC, por tanto se va a perder:

� �� = � �� = 28,58� ��

� �� = � �� +%��

100∗

1�� 18��

∗1000� ��

1�� = 37,67� ��

� �� =� ��∗ ��

100= 13,3� ��

� �� = �� + � ��∗7921

= 165,1� ��


Capítulo 2 Anexos


Es necesario calcular el calor específico de cada una de estas sustancias para realizar un balance de energía, el Cp va a depender de la temperatura a la que se encuentren en cada momento:

�� = �1,699 + 0,0004798 ∗ �273 + 110��∗22,41000

= 0,042

�� = �1,4733 + 0,0002498 ∗ �273 + 110��∗22,41000

= 0,035

�� = �1,3138 + 0,00015777 ∗ �273 + 110��∗22,41000

= 0,031

�� = �1,2799 + 0,00011067 ∗ �273 + 110��∗22,41000

= 0,03

��ℎ��= �� ∗ �� + � �� ∗ �� + � �� ∗ ��+ � �� ∗ ��∗ �ª�� = 861,3��

En este caso se ha supuesto una “Tª comb” cercana a 110 ºC ya que es una buena temperatura para que no haya deposiciones ácidas.

Por consiguiente, sabiendo el calor total y el que se va a perder por chimenea, es posible calcular el calor disponible para calentar el vapor en la caldera:

��= ��− ��ℎ�� = 11420,3 − 861,3 = 10559��

Este cálculo ha sido realizado por cada kg de biomasa introducido, para conseguir la energía necesaria para el vapor, calculada anteriormente, 36901,12 kW es necesario introducir:


Capítulo 2 Anexos


2.1.6. Cálculo cantidad biomasa.

Para calcular la cantidad de biomasa es necesario igualar el calor que poseen los gases de combustión con lo que transmiten al vapor que va a llegar a las turbinas, se realiza de la siguiente manera:

��

∗ 10559��= 36901,12�� →��

�= 3,5

��

2.1.7. Cálculo rendimiento total ciclo.

Para calcular el rendimiento del ciclo es necesario calcular ciertos parámetros antes, son los siguientes:

� �� = � ∗ �ℎ2 − ℎ1�= 9,08 ∗ �138,3 − 130�= 78,435��

�� = � ∗ �ℎ5 − ℎ2�= 9,45 ∗ �3303 − 138,3�= 29906,415��

��= � ∗ �ℎ10 − ℎ1�= 9,45 ∗ �2550 − 130�= 22869��

� =� �� − � ��

��=

150000,95 − 78,435

36901,12= 0,426 → 42,6%

Este rendimiento no suele superar el 30 % en este caso se están suponiendo las expansiones en las turbinas isentrópicas, y los calentamientos en la caldera isobáricos, en la realidad no serían de esta manera, por tanto el rendimiento rondaría el 30 %.


Capítulo 2 Anexos


2.1.8. Comparación calores.

Como se puede observar en los datos de entalpías del ciclo Rankine, la suma de todos los calentamientos del vapor requieren 36901,12 kW, que deberán ser aportados por los humos producidos en la caldera.

Como se ha calculado anteriormente el calor de los humos en la caldera es algo mayor que el que necesita el vapor para su uso, este calor será transferido mediante intercambiadores de calor y los humos saldrán por la chimenea a 110 ºC.

2.1.9. Alternativas y elección.

• Intercambiador de calor. Es un dispositivo diseñado para transferir calor entre dos fluidos o entre la superficie de un sólido y un fluido en movimiento. Son elementos fundamentales en los sistemas de calefacción, refrigeración, acondicionamiento de aire, producción de energía y procesamiento químico. Puede haber muchas clasificaciones:

Contracorriente: Las dos corrientes siguen la misma dirección pero sentido contrario.

Isocorriente: Las dos corrientes siguen la misma dirección y en el mismo sentido.

En esta clasificación lógicamente se elegirá el intercambiador a contracorriente, ya que su rendimiento es mayor, el fluido frío siempre va encontrando un fluido más caliente y viceversa a medida que avanza.

Según la disposición del intercambiador:


Capítulo 2 Anexos


Intercambiador de doble tubo. Los dos fluidos entran por los extremos opuestos y fluyen en sentidos opuestos. Los intercambiadores de calor de tubos concéntricos o doble tubo pueden ser lisos o aleteados. Se utilizan tubos aleteados cuando el coeficiente de transferencia de calor de uno de los fluidos es mucho menor que el otro. Como resultado el área exterior se amplía, siendo ésta mas grande que el área interior.

Intercambiador de placas. Consiste en una sucesión de láminas de metal armadas en un bastidor y conectadas de modo que entre la primera y la segunda placa circule un fluido, entre la segunda y la tercera otro y así sucesivamente. Estas placas están separadas por juntas, fijadas en una coraza de acero. La circulación de estos fluidos puede tener diferentes configuraciones, en paralelo y contracorriente. Cada placa tiene canalizaciones diferentes de fluido que inducen a turbulencia. Si el fluido frío circula por la parte de delante de la placa, el fluido caliente lo hace por la parte de detrás.

Intercambiador de carcasa y tubo. Es el más utilizado en la industria. Está formado por una carcasa y por multitud de tubos. Se clasifican por el número de veces que pasa el fluido por la coraza y por el número de veces que pasa el fluido por los tubos. En los intercambiadores de calor de paso múltiple se utiliza un número par de pasos en el lado del tubo y un paso o más por el lado de la coraza. Los tubos que van por dentro de la coraza son colocados mediante una placa deflectora perforada.

Se ha descartado el doble tubo por su baja capacidad frente a los demás y por su simplicidad.

El intercambiador de placas es más usado en la industria pero menos que el carcasa y tubo, con este último podremos usar un mayor caudal y obtendremos un mayor rendimiento.


Capítulo 2 Anexos


Se introducen placas deflectoras para que el fluido de la carcasa tenga un camino sinuoso y eso hará que el área de contacto sea mayor entre los fluidos.

• Torre de refrigeración. Es una estructura para refrigerar agua y otros medios a temperaturas muy altas. El uso principal de grandes torres de refrigeración industriales es el de rebajar la temperatura del agua de refrigeración utilizada en plantas de energía, refinerías de petróleo, plantas petroquímicas, plantas de procesamiento de gas natural y otras instalaciones industriales.

Con relación al mecanismo utilizado para la transferencia de calor los principales tipos son:

Torres de refrigeración húmedas: Funcionan por el principio de evaporación.

Torres de refrigeración secas: Funcionan por transmisión del calor a través de una superficie que separa el fluido a refrigerar del aire ambiente.

En una torre de refrigeración húmeda el agua caliente puede ser enfriada a una temperatura inferior a la del ambiente, si el aire es relativamente seco.

Con respecto al tiro del aire en la torre existen tres tipos de torres de refrigeración:

Tiro natural, que utiliza una chimenea alta.

Tiro inducido, en el que el ventilador se coloca en la parte superior de la torre (impulsan el aire creando un pequeño vacío en el interior de la torre).

Tiro mecánico (o tiro forzado), que utiliza la potencia de motores de ventilación para impulsar el aire a la torre (colocándose en la base).


Capítulo 2 Anexos


Son las más utilizadas en la industria por tanto se usará una torre de refrigeración húmeda, ya que al entrar en contacto el gas y el líquido el rendimiento es mayor.

Se producirá una evaporación que tendremos que reponer introduciendo agua al sistema pero no será una gran cantidad.

Con respecto a la entrada de aire la opción elegida es tiro inducido, ya que es la intermedia, más rendimiento que la de tiro natural y menos gastos que la de tiro forzado.

No es necesario mover una grandísima cantidad de gas, por tanto con la opción de tiro inducido será suficiente y se obtendrá un rendimiento aceptable.

• Caldera. Es un dispositivo de ingeniería diseñado para generar vapor. Este vapor se genera a través de una transferencia de calor a presión constante, en la cual el fluido, originalmente en estado líquido, se calienta y cambia su fase a vapor saturado. La caldera es un caso particular en el que se eleva a altas temperaturas un set de intercambiadores de calor, en la cual se produce un cambio de fase. Además, es recipiente de presión, por lo cual es construida en parte con acero laminado a semejanza de muchos contenedores de gas. Según el tipo de caldera se podrían elegir:

Acuotubulares: Son aquellas calderas en las que el fluido de trabajo se desplaza por tubos durante su calentamiento. Son las más utilizadas en las centrales termoeléctricas, ya que permiten altas presiones a su salida y tienen gran capacidad de generación.

Pirotubulares: En este tipo, el fluido en estado líquido se encuentra en un recipiente atravesado por tubos, por los cuales circulan gases a alta temperatura, producto de un proceso de combustión. El agua se evapora al contacto con los tubos calientes producidos a la circulación de los gases de escape. No confundir esta definición con la de un intercambiador de calor.

Según el sistema de combustión:


Capítulo 2 Anexos


Gasificación y Cámara Torsional: El sistema de combustión en este tipo de calderas está basado en la gasificación previa de los residuos forestales e inmediata combustión posterior de los gases generados, en una cámara de combustión torsional. El gas generado en el gasificador, es un gas “pobre” obtenido como resultado de la gasificación de los hidrocarburos de la biomasa, de la combustión incompleta de la misma (CO) y contará adicionalmente con el contenido de humedad que se evapora de la biomasa. Este gas generado se quemará posteriormente en una cámara de combustión ciclónica, conocida como cámara torsional. El proceso se puede dividir en cuatro etapas. Dos etapas se darán en el gasificador y otras dos en la cámara torsional. En el gasificador se darán las etapas que generarán los elementos combustibles que se quemarán en la cámara torsional (Volátiles y Monóxido de carbono). En la cámara torsional se darán las etapas de combustión de los volátiles y monóxido de carbono, para la obtención del calor necesario para la generación de vapor, para abastecer a la turbina.

Sistema de parrillas. Otra de las tecnologías de generación de vapor estudiada se fundamente en la combustión de la biomasa sobre un sistema de parrillas. El principio de funcionamiento de este tipo de tecnología se basa en el avance del combustible mediante el arrastre por las parrillas. Estos elementos sostienen al combustible, insuflándose entre los mismos el aire necesario para la combustión. Según van avanzando los residuos se va completando la combustión de los mismos, de forma que a la salida el contenido de inquemados es bajo. El material de combustión en su avance por la parrilla, pasa por tres etapas consecutivas de proceso. En la primera de ellas se produce la evaporación del agua contenida en el combustible, posteriormente se produce la combustión principal del mismo, completándose finalmente en la última etapa mediante la combustión de las fracciones con mayor temperatura de ignición.


Capítulo 2 Anexos


Dentro de la tecnología de parrillas existen diferentes tipos de parrillas, en función del tipo de movimiento.

Ø Fijas: El movimiento se consigue mediante la vibración la inclinación de la parrilla.

Ø Móviles: Desplazan la biomasa a lo largo de la parrilla.

Ø Mixtas: La caldera contará con los dos tipos de parrillas divididas en zonas, de tal forma que se garantiza una perfecta distribución del combustible en los diversos regímenes de operación de la caldera.

Según el tipo de lecho podrían elegirse:

Lecho fluido. La combustión en lecho fluidizado consiste en desarrollar la combustión en el seno de una masa de suspensión de: partículas de combustible, cenizas y un inerte (arena), los cuales son fluidizados por una corriente de aire de combustión ascensional. Solamente entre un 2 y un 3% del lecho es carbonoso, el resto está compuesto de material inerte (arena). Ya que este material inerte se comporta como un gran almacén de calor en el hogar de la caldera. De esta manera las calderas de lecho fluidizado son capaces de amortiguar el efecto de las posibles fluctuaciones en el poder calorífico del combustible, debidas a las variaciones de humedad o composición del combustible, en la generación de vapor. El combustible se alimenta sobre la superficie de lecho fluido a través de unas bocas en las paredes laterales de la caldera. El material del lecho se fluidiza mediante gas fluidizante (aire primario y recirculación de gases de combustión), que se insuflan a través del lecho. El aire de combustión restante, se proporciona como aire secundario que se sopla por encima de las bocas de alimentación de combustible a través de las bocas de aire en las paredes del horno.


Capítulo 2 Anexos


En la parte inferior se encuentra la parrilla, la cual está refrigerada por agua. La refrigeración se realiza mediante tubos evaporadores que van conectados a las tuberías de la pared del horno. El aire utilizado para la fluidización se introduce mediante un ventilador de aire primario en una caja de viento situado en la parte inferior de la parrilla. El resto de aire necesario, se conduce en el horno encima de la sección con revestimiento refractario para completar la combustión del combustible volatilizado y del carbón fijo. Esto garantiza una buena mezcla y una alta temperatura que garantiza una completa combustión y una reducción en la formación de NOx. Las emisiones de SO2 producidas por la combustión de biomasa son generalmente muy bajas, pero cuando el contenido de azufre de la biomasa es elevado, se puede añadir caliza al lecho fluido para lograr un alto grado de retención de azufre en el mismo. Los lechos fluidizados se diferencian entre sí básicamente por la velocidad del aire que los atraviesa. Al incrementar la velocidad del aire los lechos pasan de fijos a burbujeante, turbulentos y circulantes.

Lecho burbujeante: El aire tiene una mayor velocidad que en el caso anterior de lecho fijo. El aire es capaz de fluidizar el lecho y generar burbujas en su seno. La velocidad del aire se deberá regular para que permanezcan en el lecho la mayor parte de los sólidos y solamente una parte pequeña (10%) salgan del lecho y lleguen al ciclón. Este tipo de fluidización se denomina “en fase densa”, caracterizándose porque tiene una superficie libre bien definida.

Lecho turbulento: El aire tiene una mayor velocidad, aumenta el porcentaje de sólidos que salen del lecho.

Lecho circulante: La velocidad es tan alta, que produce el arrastre de gran cantidad de sólidos del lecho, pudiéndose reciclar una gran parte de estos mediante un ciclón o multiciclón.

Se ha descartado el lecho fluidizado frente a las parrillas debido a su mayor consumo de energía eléctrica, mayores costes de operación y mantenimiento, ya que no compensan en una planta de 15 MW.


Capítulo 2 Anexos


Se ha descartado la cámara torsional frente a las parrillas debido a que es una tecnología poco usada en plantas de biomasa debido a que necesita un mayor número de equipos o elementos auxiliares, que suponen un mayor mantenimiento, además de la mayor complejidad debido debido a la necesidad de acompasar el gasificador con la cámara torsional.

Se puede comprobar que ninguna de las tecnologías estudiadas es claramente superior a las otras, por lo que la decisión de la tecnología de combustión se debe basar en las características particulares de cada planta (Criterios de Operación, Combustible, Eficiencia y Emisiones).

Las dos tecnologías que destacan más son la de parrillas y la de lecho fluidizante, para poder destacar una de ellas, nos hemos basado en los mayores consumos de energía eléctrica y mantenimiento que conllevaría utilizar el lecho fluidizado, como se ha indicado anteriormente.

Por lo que queda contrastado que la mejor tecnología de combustión para esta planta es la tecnología de parrillas.

Conclusión final.

El tipo de caldera será acuotubular de alta presión y se empleará para generar vapor para la alimentación de la turbina. Su alimentación será mediante un sistema de bombeo de alimentación.

• Condensador. Es utilizado muchas veces en la industria de la refrigeración, el aire acondicionado o en la industria naval y en la producción de energía eléctrica, en centrales térmicas o nucleares. La condensación se puede producir bien utilizado aire mediante el uso de un ventilador o con agua. La condensación sirve para condensar el vapor, después de realizar un trabajo termodinámico; por ejemplo, una turbina de vapor. Un condensador es un cambiador de calor latente que convierte el vapor en estado líquido. El propósito es condensar la salida de vapor de la turbina de vapor para así obtener máxima eficiencia e igualmente obtener el vapor condensado en forma de agua pura de regreso a la caldera. Condensando el vapor del extractor de la turbina de vapor, la presión del extractor es reducida arriba de la presión atmosférica debajo de la presión atmosférica, incrementando la caída de presión de vapor entre la entrada y la salida de


Capítulo 2 Anexos


la turbina de vapor. Esta reducción de la presión en el extractor de la turbina de vapor, genera más calor por unidad de masa de vapor entregado a la turbina de vapor, por conversión de poder mecánico.

• Filtro de mangas. Es un dispositivo para la separación de partículas en suspensión de una corriente gaseosa. No elimina la contaminación de compuestos volátiles. Se trata de un filtro que consta de diversas mangas tejidas dispuestas sobre cestas metálicas. El polvo se acumula en su parte externa. El material del tejido debe adaptarse al uso deseado y las condiciones existentes como la temperatura o la presencia de compuestos corrosivos. El tamaño de los poros limita el tamaño mínimo de las partículas retenidas. La clasificación de los filtros de mangas se realiza por el modo de retirar la costra formada en las mangas y limpiarlas:

Parada y limpieza: Se deben tener dos unidades en paralelo o más en la que solo funciona una, cuando las mangas de ésta están colmatadas se para la unidad y comienza a trabajar la que está en paralelo mientras un operario realiza la limpieza de la primera.

Por agitamiento: A medida que va aumentando la presión, el equipo pone en

marcha una especie de martillos que golpean la parte superior de las mangas para que vibren y sean agitadas, esto hace que la costra se desprenda.

Por pulsos: Se envía una onda de aire llamada pulso que recorre la maga por su

interior, la manga se deforma a medida que pasa el aire y la costra se desprende.

El método parada y limpieza se descarta por tener que parar el equipo para su limpieza, las nuevas tecnologías nos permiten limpiar a la vez que el equipo sigue en funcionamiento.

Entre las dos restantes la de agitamiento desgasta tanto los martillos como la superficie que golpean, así que por esto y por tener un mayor rendimiento la tecnología usada será un filtro de mangas con limpieza por pulsos.


Capítulo 2 Anexos


• Turbina. Una turbina de vapor es una turbomáquina motora, que transforma la energía de un flujo de vapor en energía mecánica a través de un intercambio de cantidad de movimiento entre el fluido de trabajo y el rodete, órgano principal de la turbina que cuenta con palas o álabes los cuales tienen una forma particular para poder realizar el intercambio energético. Las turbinas de vapor están presentes en diversos ciclos de potencia que utilizan un fluido que pueda cambiar de fase, entre éstos el más importante es el ciclo Rankine.

Se ha elegido una turbina con tres expansiones, una de alta otra de media y por último una de baja presión.

El vapor seguirá el orden descrito y en cada expansión generará electricidad.

• Soplante. Las alternativas en este caso son muy reducidas, se podría dudar en colocar una soplante o un compresor, para el caudal de gases empleado en este caso no va a ser necesaria una diferencia de presiones tan grande como da un compresor. Una soplante será suficiente para desplazar el caudal de gases de combustión hasta la chimenea.

2.1.10. Cálculos dimensionado equipos.

• Intercambiador de calor. Para calcular el área necesaria del intercambiador de calor:

� = � ∗ � ∗ ��

Q = 21.973,6 kW.

�� =∆�1 − ∆�2

��∆�1∆�2


Capítulo 2 Anexos


U = 1300 W/m2*ºC.

� =�

� ∗ ∆�=

21.973,61,3 ∗ 3

= 5634,3� �

El valor de Q y de ∆T son obtenidos en el ciclo de Rankine y el valor de U es obtenido en la tabla siguiente según los fluidos usados.

Esta área es necesaria para el condensador, va a ser un intercambiador de calor de gran tamaño, se escogerá de catálogo.

Tabla 15: Valor U en función de los fluidos usados.


Capítulo 2 Anexos


• Torre de refrigeración. Para calcular la cantidad de agua que circula entre la torre de refrigeración y el condensador tenemos en cuenta el balance de energía con el vapor que es necesario condensar. La temperatura húmeda de la zona es 26 ºC y la temperatura a la que va a entrar el agua va a salir el agua será alrededor de 30 ºC, por tanto el ∆T=4 ºC.

9,08 ∗ �2550 − 130�= 21973,6�� Esta energía será la que habrá que emplear para condensar el vapor, se empleará agua para ello.

21973,6�� = � ∗ �� ∗ ∆� = � ∗ 4,18��

�� ∗ º�∗ 4º� → � = 1314

��

= 4731,2� �

ℎ

W = 0,002 ∗ 4731,2� �

ℎ= 9,46

� �

ℎ��

E =��

=21973,6

2200= 9,99

��

= 36� �

ℎ��

Siendo Qw la potencia térmica a disipar y Cv el calor latente de vaporización del agua.

D =Vev + Var

Cc − 1=

36 + 9,462,4 − 1

= 32,47� �

ℎ��

Siendo Cc un factor correspondiente a la cantidad de sólidos disueltos en el agua.

M = W + E + D = 9,46 + 36 + 32,47 = 77,93m�

hReposición


Capítulo 2 Anexos


• Caldera.

Los cálculos referentes a la caldera son los indicados en puntos anteriores, referentes al Ciclo de Rankine, etc…

Caudal vapor: 35 t/h. Presión: 60 bar. Temperatura: 450 ºC Caudal biomasa: 12,6 t/h. Caudal aire introducido: 59.000 Nm3/h.

• Filtro de mangas.

El caudal de gases tras el economizador es de 172.800 m3/h, equivalente a 41 m3/s tomando como velocidad de los humos 1 m/min obtenemos el área de filtrado:

2460 � �

� ��1 �

� ��= 2460� �

• Turbina.

Al igual que la caldera, los cálculos de caudales y condiciones de operación también se encuentran en apartados anteriores.

Producción energía eléctrica: 15.000 kW. Caudal de vapor: 35 t/h. Temperatura entrada: 450 ºC. Presión entrada 60 bar. Tres etapas o expansiones.

* Primera expansión: Hasta 160 ºC y 6,4 bar. * Segunda expansión: Hasta 100 ºC y 0,54 bar. * Tercera expansión: Hasta 31 ºC y 0,045 bar.


Capítulo 2 Anexos


• Desulfurador.

La cantidad de gases que llegan al desulfurador es la misma que la filtro de mangas, 172.800 m3/h.

Cantidad de SO2 antes del tratamiento: 25,2 kg/h. Eficiencia desulfuración: 95%. Cantidad SO2 tras el tratamiento: 1,26 kg/h. Caudal de gases: 172.800 m3/h = 105.800 Nm3/h. Concentración SO2 en chimenea: 12 mg/Nm3.

• Soplante gases combustión.

Los cálculos referentes a la soplante se encuentran en el apartados de balance de materia, se calculan caudales que deben mover, etc…

Caudal gases combustión: 172.800 m3/h Presión: 250 mbar.

• Soplante aire.

Los cálculos referentes a la soplante se encuentran en el apartados de balance de materia, se calculan caudales que deben mover, etc…

Caudal aire primario: 60.000 m3/h Presión: 250 mbar.

• Chimenea.

Para calcular la altura de la chimenea emplearemos la siguiente fórmula, válida siempre que la instalación consuma menos de 100 MW de potencia:


Capítulo 2 Anexos


ℎ = �� ∙ � ∙ � ∙ � �� ∙ ∆�

�

��

Donde:

h es la altura física de la chimenea en m. A es un parámetro que refleja las condiciones climatológicas:

* � = 70 ∙ �� * �� = ∆��∙��

��+ ��

�

Siendo: Ø ∆��: máxima oscilación térmica (diferencia entre la mayor

máxima y la menor mínima).

Ø �� : diferencia de temperatura media entre el mes más cálido y el mes más frío.

Ø �� : temperatura media anual

Ø � : humedad relativa media de junio, julio, agosto y septiembre Q es el caudal máximo de sustancia contaminante en kg/h. F es un coeficiente que es igual a 1 para gases y a 2 para partículas. �� es la concentración máxima de contaminantes a nivel del suelo en � �/

� �� . * �� = �� − ��

Siendo: Ø �� : referencia en � �/� �� . Ø �� : concentración de fondo para SO2.

n es el número de chimeneas que hay en un radio de 2h, incluyendo la que es objeto de estudio.

V es el caudal de gases emitidos en � �/ℎ. ∆� es la diferencia entre la temperatura de salida de los gases y la temperatura

media anual del entorno. Nuestra chimenea emite dos contaminantes: SO2 y NO2, de modo que haremos el cálculo para cada uno de ellos y aplicaremos el caso más desfavorable. Vamos a particularizar cada uno de los parámetros para nuestro caso:

A = 405,29 * �� = 5,79


Capítulo 2 Anexos


Ø ∆�� = 40 Ø �� = 19,5 Ø �� = 17 Ø � = 70

F = 1 n = 1 V = 144600 ∆� = 90

Hacemos el cálculo para el NO2:

Q = 1036��/ℎ �� = �� = 0,2 � �/� ��

Obtenemos h = 24 m Particularizando ahora para el SO2:

Q = 864��/ℎ

�� = �� − �� = 0,35 – 0,05 = 0,3 � �/� �� Obtenemos h = 18 m.


Capítulo 3 Documentación Gráfica


Capítulo 3: Documentación Gráfica.

Índice Documentación Gráfica.

3.1. Planos………………………………………………………………………Página 52

3.1.1. Emplazamiento concreto de la planta……………………………Página 52

3.1.2. Emplazamiento general de la planta……………………………..Página 53

3.1.3. Implantación edificio báscula y oficinas…………………………Página 54

3.1.4. Implantación almacén……………………………………………Página 55

3.1.5. Implantación edificio generación………………………………...Página 56

3.1.6. Sistema de alimentación a la caldera…………………………….Página 57

3.1.7. Caldera (Vista alzado)……………………………………………Página 58

3.1.8. Caldera (Vista perfil)…………………………………………….Página 59

3.1.9. Bomba centrífuga impulsora……………………………………..Página 60

3.1.10. Condensador y disposición en planta…………………………...Página 61

3.1.11. Torre de refrigeración…………………………………………..Página 62

3.1.12. Layout turbina de vapor………………………………………...Página 63

3.1.13. Proceso desulfuración…………………………………………..Página 64

3.1.14. Diagrama de flujo de la central…………………………………Página 65




3.1. Planos.

Figura 5: Emplazamiento concreto de la planta.




Figura 6: Emplazamiento general de la planta.




Figura 7: Implantación edificio báscula y oficinas.




Figura 8: Implantación almacén.




Figura 9: Implantación edificio generación.




Figura 10: Sistema de alimentación a la caldera.




Figura 11: Caldera, vista alzado.




Figura12: Caldera, vista perfil.




Figura 13: Bomba centrífuga impulsora.




Figura 14: Condensador y disposición en planta.




Figura 15: Torre de Refrigeración.




Figura 16: Layout Turbina de vapor.




Figura 17: Proceso desulfuración.




Figura 18: Diagrama de flujo de la central.


Capítulo 4 Pliego de Condiciones


Capítulo 4: Pliego de Condiciones.

Índice Pliego de Condiciones.

4.1 Descripción de Equipos…………………………………………………….Página 67

4.1.1. Condensador……………………………………………………..Página 67

4.1.2. Torre de refrigeración……………………………………………Página 68

4.1.3. Caldera…………………………………………………………...Página 69

4.1.4. Filtro de mangas…………………………….……………………Página 71

4.1.5. Turbina…………………………………………………………...Página 72

4.1.6. Soplante gases de combustión…………………………………...Página 74

4.1.7. Soplante aire……………………………………………………...Página 75

4.1.8. Chimenea…………………………..…………………………….Página 76

4.1.9. Desulfurador……………………………………………………..Página 76




4.1. Descripción de equipos.

Todos los equipos descritos en este apartado han sido elegidos a partir de los cálculos realizados en el apartado Anexos, aquí se describen más detalladamente y se dan especificaciones sobre ellos.

• Condensador

Especificaciones condensador:

Fabricante: Kelvion. Tipo: Condensador de vapor. Área de intercambio: 5700 m2. Material: Acero al carbono revestido.

Figura 19: Condensador.




• Torre de refrigeración.

Especificaciones torre de refrigeración:

Fabricante: Kelvion. Modelo: Polacel CMDI 1500. Caudal máximo: 5250 m3/h. Caudal a procesar: 4730 m3/h. Dimensiones: 12,5 m*12,5 m*10 m. Peso: 43.700 kg.

Figura 20: Torre de Refrigeración.




• Caldera.

Especificaciones Caldera:

Fabricante: Kenneth L. Maloney. Caudal vapor: 35 t/h. Presión vapor: 60 bar. Temperatura vapor: 450 ºC. Área interior: 195 m2. Área producción vapor: 342 m2. Área economizador: 600 m2. Área precalentador aire: 800 m2. Área parrilla: 35,7 m2. Temperatura agua: 150 ºC. Temperatura aire caliente: 140 ºC. Temperatura aire frío: 30 ºC. Eficacia: 81,5 %. Presión test agua: 72,9 bar.




Figura 21: Caldera, vista alzado.




Figura 22: Caldera, vista perfil.

• Filtro de mangas.

Especificaciones filtro de mangas:

Filtro de mangas completamente montado, es ideal para aplicaciones que requieren área

de filtrado entre 14 y 766 m2 ( este caso específico 2460 m2).

Hay que poner varios filtros, como en la imagen.




El sistema de limpieza de mangas es mediante pulsos de aire comprimido limpio.

Jaulas de acero al carbono calibre 12 requeridas para esta aplicación.

El área de filtrado necesaria para este proceso concreto es de 2460 m2.

El filtro elegido es de mikropul, dentro del apartado Pulse Jet Collectors es un Modular

Pulse Jet Filter.

Figura 23: Filtro de Mangas.

• Turbina.

Especificaciones turbina: Las turbinas de vapor de la serie SST-150 se caracterizan por una construcción robusta y un alto grado de seguridad de funcionamiento. Son ideales para servicios de vapor saturado. Su idoneidad para el uso como condensación o de contrapresión turbinas en combinación con varios módulos de engranajes integral abre una amplia gama de aplicaciones.

Diseño de la unidad paquete. Unidad de aceite integrado en el bastidor de base. Válvulas de control de grupo de boquillas disponibles. De inicio rápido sin precalentamiento. Altamente personalizada.




Adecuado para ORC (Organic Rankine Cycle). Adecuado para la expansión de vapor.

Datos técnicos:

Fabricante: Siemens. Serie turbina de vapor SST-150. La potencia de salida de hasta 20 MW. Velocidad giro 13.300 rpm. Varias extracciones de vapor. La presión del vapor de entrada de hasta 6 MPa. La presión del vapor de salida de hasta 0,0079 MPa. La temperatura de entrada del vapor seco saturado de vapor de hasta 530 °C. Temperatura agua entrada 27 ºC. Dimensiones: 12 m*4 m*5 m.

Figura 24: Turbina de Vapor.




Figura 25: Cuerpos Turbina de Vapor.

• Soplante gases combustión.

Especificaciones soplante gases de combustión:

Fabricante: Euroventilatori. Modelo: APRL/N8. Capacidad aspiración máxima: 180.000 m3/h. Máxima presión impulsión: 440 kg/m2. Potencia del motor: 55 kW. Velocidad de giro máxima admisible: 1500 rpm. Peso aproximado: 990 kg.




Figura 26: Soplante gases combustión.

• Soplante aire.

Especificaciones:

Fabricante: Euroventilatori. Modelo: APRHC. Capacidad aspiración máxima: 96.000 m3/h. Máxima presión: 1480 kg/m2. Velocidad de giro máxima admisible: 3000 rpm- Peso aproximado: 120 kg.




Figura 27: Soplante aire.

• Chimenea.

Especificaciones chimenea: Para cumplir con la norma UNE 123001 la altura elegida es la mayor, 24 metros. El diámetro de la chimenea será de 1,6 m, para que la velocidad de los gases al escapar no sea mayor de 30 m/s, en este caso será 20 m/s, velocidad suficientemente baja para cumplir la ley. El material elegido será acero, por su bajo precio y su resistencia a las agresiones de los humos de la chimenea.

• Desulfurador.

Especificaciones desulfurador:

Tipo: Torre spray con absorción. Fabricante: GEA. Cantidad de SO2 a abatir: 174 kg/h. Reactivo del lecho: Cal.




Figura 28: Desulfurador.


Capítulo 5 Presupuesto


Capítulo 5: Presupuesto.

Índice Presupuesto.

5.1. Costes adquisición y diferentes costes……………………………………..Página 79




5.1. Costes de adquisición y diferentes costes.

• Caldera:

Coste adquisición: 377.373 €

Capacidad: 72.000 libras por hora

Material: Acero al carbono A285C

Presión: 60 bar

Sobrecalentador: 450 ºC

% Coste (€) Cimentación 5 144.538 Estructuras 6 65.205 Edificios 4 86.941 Aislamiento 3 97.808 Instrumentación 7 60.858 Montaje eléctrico 9 146.712 Tuberías 40 434.702 Pintura 0,5 32.602 Varios 5 86.940 Coste total (€) 593.123

Tabla 16: Diferentes Costes Caldera.




Figura 29: Gráfica Capacidad-Precio Caldera.

• Turbina:

Coste adquisición: 2.118.582 €

Potencia: 20.200 hp

Material: Acero al carbono

Presión de vapor: 60 bar

Velocidad: 12.000 rpm




% Coste (€) Cimentación 5 144.538 Estructuras 6 65.205 Edificios 4 86.940 Aislamiento 3 97.808 Instrumentación 7 60.858 Montaje eléctrico 9 146.712 Tuberías 40 434.702 Pintura 0,5 32.603 Varios 5 86.940 Coste total (€) 3.329.813

Tabla 17: Diferentes Costes Turbina.

Figura 30: Gráfica Potencia-Precio Turbina.

• Tanque vertical:


Capacidad: 4.000 galones




Material: Acero al carbono shell A515

Presión diseño: 15 psig

Diámetro: 8 pies

Altura: 13.3 pies

Peso total: 7.100 libras

% Coste (€) Cimentación 5 1.807 Estructuras 6 815 Edificios 4 1.087 Aislamiento 3 1.223 Instrumentación 7 761 Montaje eléctrico 9 1.834 Tuberías 40 5.434 Pintura 0,5 408 Varios 5 1.087 Coste total (€) 41.623

Tabla 18: Diferentes Costes Tanque.




Figura 31: Gráfica Capacidad-Precio Tanque.

• Condensador:


Área intercambio: 60.000 ft2

Temperatura carcasa: 2.000 ºF

Presión carcasa: 60 bar

Temperatura tubos: 1000 ºF

Presión tubos: 60 bar




% Coste (€) Cimentación 5 63.236 Estructuras 6 28.527 Edificios 4 38.036 Aislamiento 3 42.791 Instrumentación 7 26.626 Montaje eléctrico 9 64.186 Tuberías 40 190.182 Pintura 0,5 14.264 Varios 5 38.036 Coste total (€) 1.456.793

Tabla 19: Diferentes Costes Condensador.

Figura 32: Gráfica Área-Precio Condensador.

• Torre de refrigeración:


Caudal agua: 17400 galones/min

Rango de temperaturas: 15 ºF




Gradiente de aproximación: 10 ºF

Temperatura bulbo húmedo: 75 ºF

% Coste (€) Cimentación 5 23.923 Estructuras 6 10.792 Edificios 4 14.390 Aislamiento 3 16.189 Instrumentación 7 10.073 Montaje eléctrico 9 24.283 Tuberías 40 71.949 Pintura 0,5 5.396 Varios 5 14.390 Coste total 551.132

Tabla 20: Diferentes Costes Torre de Refrigeración.

Figura 33: Gráfica Caudal-Precio Torre de Refrigeración.




• Bomba centrífuga:


Capacidad: 1100 Galones/min

Material: Acero al carbono

Temperatura diseño: 120 ºF

Presión diseño: 150 psig

% Coste (€) Cimentación 5 723 Estructuras 6 326 Edificios 4 435 Aislamiento 3 489 Instrumentación 7 304 Montaje eléctrico 9 734 Tuberías 40 2.174 Pintura 0,5 163 Varios 5 435 Coste total 16.649

Tabla 21: Diferentes Costes Bomba Centrífuga.




Figura 34: Gráfica Capacidad-Precio Bomba Centrífuga.

• Soplante:


Capacidad: 650.000 Galones/min

% Coste (€) Cimentación 5 6.324 Estructuras 6 2.853 Edificios 4 3.804 Aislamiento 3 4.279 Instrumentación 7 2.663 Montaje eléctrico 9 6.419 Tuberías 40 19.018 Pintura 0,5 1.426 Varios 5 3.804 Coste total 145.679

Tabla 22: Diferentes Costes Soplante.




Figura 35: Gráfica Capacidad-Precio Soplante.

Para estimar los costes de implantación y todos los variables se ha hecho uso de la siguiente tabla:




Tabla 23: % Diferentes costes distintas áreas.




Tipo de Coste Número Precio unidad (€) Caldera x1 593.132 Turbina x1 3.329.813 Tanque Vertical x2 41.623 Condensador x1 1.456.793 Torre de Refrigeración x1 551.131 Ciclón x1 120.000 Filtro de Mangas x1 250.000 Desulfurador x1 621.000 Instalación cal x1 80.000 Bomba Centrífuga x4 16.650 Soplante x3 145.680 Total equipos 7.588.755 Contingencias 35% 2.656.064 Gastos Ingeniería 10% 758.876 Licencias, Terrenos… 20% 1.517.751 Puesta en Marcha 5% 379.438 Costes Repuestos 10% 758.876 TOTAL 13.659.760

Tabla 24: Resumen costes totales




Comparando con lo que suelen costar este tipo de plantas sale un precio razonable, ya que las centrales de ciclo combinado suelen estar alrededor de 4 millones € el MW y las termosolares en torno a 0,5 millones € el MW.

El coste de una planta de biomasa suele estar entre estas dos por lo general, en este caso sale aproximadamente a 0,9 millones € el MW.

Y no se ha tenido en cuenta gastos eléctricos ni de tratamiento de aguas ya que en este proyecto nos hemos centrado en las partes de la planta más cercanas a la caldera, también faltan algunos equipos por introducir, ya que no tenemos suficientes datos sobre ellos.

Por lo tanto saldría un precio algo mayor que sería más acorde a la realidad.


Capítulo 6 Estudios con Entidad Propia


Capítulo 6: Estudios con entidad propia.

Índice Estudios con Entidad Propia.

6.1. Evaluación del Impacto Ambiental………………………………………..Página 93

6.1.1. Control Ambiental……………………………………………….Página 94

6.1.2. Fuentes de Emisiones y Descargas de la Planta………………….Página 94

6.1.3. Métodos de Control de la Contaminación Atmosférica………….Página 95

6.1.4. Tecnologías de Control de la Contaminación Atmosférica……...Página 95

6.1.5. Tecnologías de Control de Partículas……………………………Página 96

6.1.6. Principales emisiones de la planta……………………………….Página 97




6.1. Evaluación del impacto ambiental.

Según el Anexo I del Real Decreto Legislativo 1/2008(36) la central que se proyecta en este documento queda encuadrada en el Grupo 3.b. referente a centrales térmicas y nucleares en la industria energética. De este modo, son de aplicación las disposiciones que a continuación se muestran pertenecientes a la Sección I del Capítulo II del Real Decreto(36) citado.

La evaluación del impacto ambiental del proyecto, según lo dispuesto en el Real Decreto Legislativo 1/2008(36), comprenderá las siguientes actuaciones:

• Solicitud por el promotor ante el órgano sustantivo de sometimiento del proyecto a evaluación de impacto ambiental, acompañada del documento inicial del proyecto.

• Determinación del alcance del estudio de impacto ambiental por el órgano ambiental, previa consulta a las administraciones públicas afectadas y en su caso, a las personas interesadas.

• Elaboración del estudio de impacto ambiental por el promotor del proyecto. • Evacuación del trámite de información pública y de consultas a las Administraciones

públicas afectadas y a personas interesadas, por el órgano sustantivo. • Declaración de impacto ambiental emitida por el órgano ambiental, que se hará pública

y finalizará la evaluación.

Dicha evaluación tendrá en cuenta la totalidad del proyecto y no entrará a evaluar las evaluaciones parciales que se hayan podido realizar a las diferentes partes del proyecto.

Según lo dispuesto en el Artículo 7 del citado Real Decreto(36), los proyectos que hayan de ser sometidos a una evaluación de impacto ambiental han de incluir un estudio que contenga al menos los siguientes puntos:

• Descripción general del proyecto y exigencias previsibles en el tiempo, en relación con la utilización del suelo y de otros recursos naturales. Estimación de los tipos y cantidades de residuos vertidos y emisiones de materia o energía resultantes.

• Una exposición de las principales alternativas estudiadas y una justificación de las principales razones de la solución adoptada, teniendo en cuenta los efectos ambientales.

• Evaluación de los efectos previsibles directos o indirectos del proyecto sobre la población, la flora, la fauna, el suelo, el aire, el agua, los factores climáticos, el paisaje y los bienes materiales, incluido el patrimonio histórico artístico y el arqueológico. Asimismo, se atenderá a la interacción entre todos estos factores.

• Medidas previstas para reducir, eliminar o compensar los efectos ambientales significativos.

• Programa de vigilancia ambiental. • Resumen del estudio y conclusiones en términos fácilmente comprensibles. En su caso,

informe sobre las dificultades informativas o técnicas encontradas en la elaboración del mismo.




6.1.1. Control ambiental.

Según lo dispuesto en la Ley 16/2002(37) sobre la prevención y control integrados de la contaminación y con la finalidad de obtener la “Autorización ambiental integrada” la central ha de establecer una serie de medidas destinadas al control ambiental y a la minimización de los residuos expulsados al exterior.

Para poder establecer un control ambiental adecuado de las actividades de la planta hay que establecer claramente cuáles son las fuentes de residuos para, después, diseñar sistemas que sean capaces de gestionar adecuadamente dichos residuos.

6.1.2. Fuentes de emisiones y descargas de la planta.

A pesar de la evolución de las tecnologías, las centrales de ciclo combinado siguen generando grandes cantidades de emisiones que hay que gestionar adecuadamente.

Las emisiones atmosféricas proceden principalmente de los subproductos de la combustión y son evacuados por la chimenea:

• Dióxido de azufre SO2. • Óxidos de nitrógeno NOx. • Partículas de ceniza volante en polvo. • Trazas de otros materiales: No se considerarán por el escaso contenido de la biomasa en

metales y otros materiales.

Las emisiones de sólidos se concentran principalmente en:

• Desechos del sistema de tratamiento de aguas. • Carbones derivados de la gasificación de la biomasa.

Las descargas acuosas pueden proceder de múltiples fuentes:

• Agua de refrigeración en circuito abierto. • Purga de la torre de refrigeración. • Soluciones residuales del agua de lavado de gases.




6.1.3. Métodos de control de la contaminación atmosférica.

Para el control de las emisiones por parte de los órganos ambientales competentes al respecto se han adoptado una serie de criterios que pretenden regular la cantidad y la composición de éstas.

• Estándares de emisión: Limitan la masa de emisiones atmosféricas que se emiten por volumen o por unidad de tiempo.

• Requisitos de eliminación porcentual: Especifican la fracción de emisiones nocivas que han de retirarse de los humos.

• Requisitos de tecnología: Indican las mejores técnicas aplicables y las tecnologías de control requeridas en las aplicaciones a efectuar el control ambiental.

El control más utilizado a nivel regulatorio es el de los estándares de emisión que ha evolucionado a lo largo del tiempo hacia valores más estrictos. Por tanto, las centrales más modernas están regidas por un control ambiental más severo. Para el caso que ocupa a este documento y teniendo en cuenta que uno de los objetivos se centra en este aspecto, se tratará de dar una respuesta a la necesidad del control ambiental usando las mejores técnicas disponibles de forma que se adelante a la normativa vigente en cuanto a exigencias en la cantidad y composición de las emisiones.

6.1.4. Tecnologías de control de la contaminación atmosférica.

Las tecnologías que se contemplan para realizar el control de emisiones atmosféricas será principalmente postcombustión ya que, en el diseño, han sido contempladas medidas de precombustión como es la elección de un combustible con poco contenido en azufre y trazas de metales y los equipos utilizados en la central para el aprovechamiento energético contemplan la minimización de emisiones mediante una alta integración entre ellos.

Control de emisiones de SO2: La tecnología a emplear en sistemas donde las emisiones son continuas conviene usar un sistema de limpieza de humos basado en la tecnología de depuración húmeda. En este proceso el lodo absorbente (reactivo), compuesto de una mezcla de agua y cal, caliza, Mg o CaCO3, entra en contacto con los gases de combustión. La eficiencia de esta tecnología es elevada, pudiendo llegar a un 90% y puede generar subproductos utilizables.

El lavado de gases ácidos por vía húmeda de alta eficiencia permite una alta recuperación de sulfuros para ser utilizados en otras industrias y procesos como el vulcanizado de caucho ó la producción de ácido sulfúrico.




Control de emisiones de NOx: El nitrógeno presente en los humos producidos por la central tiene diferentes fuentes: la inyección de N2 en la presurización del combustible a la entrada del gasificador, el contenido en nitrógeno en nitrógeno en el syngas producto de la gasificación e incluso, el alto contenido en nitrógeno del aire que se usa para la combustión en la cámara de combustión de la turbina de gas.

Para su control se utilizan técnicas selectivas mediante el empleo de catalizadores que se denominan técnicas de reducción selectiva (SCR). Los sistemas SCR eliminan el NOx de los gases de combustión mediante la reacción con el amoniaco a alta temperatura (650 ºC). Como productos debidos a las reacciones que se detallan en las ecuaciones siguientes obtenemos nitrógeno y agua (véase Figura 77). Estos dos productos son inocuos y tienen una gran presencia en la atmósfera.

4�� + 4�� + �� → 4�� + 6��

2�� + 4�� + � → 3�� + 6��

�� + �� + 2�� → 2�� + 3��

6�� + 8�� → 7�� + 12��

Para conseguir altas eficiencias usando este método se requiere de un contenido mínimo de 0,5% de oxígeno. Cumpliendo con este requisito la eficiencia de la reducción varía entre el 70 y el 90% según el contenido de oxígeno de los humos y su composición.

6.1.5. Tecnologías del control de partículas.

El sistema de control de partículas en los humos producidos por la central se detalla en el esquema de la Figura 53 en el que se explica el proceso de lavado de las partículas volantes contenidas en los gases del gasificador. Para ello se utilizan filtros de candelas y o filtro ciclónico final.

Ambos filtros están preparados para altas temperaturas y presiones que se registran a la salida del gasificador aunque, para aumentar la vida útil de los filtros y minimizar su mantenimiento, se colocan después de los procesos de enfriado del gas mediante un evaporador.




Para los gases procedentes de la combustión del syngas, a priori, no se contempla un contenido significativo de sólidos en suspensión debido a los tratamientos de limpieza del gas que se realizan en el combustible previo a su combustión. Para asegurar y aprovechando el sistema de filtrado de partículas a la salida del gasificador que ya ha sido contemplado, se inyectarán los gases procedentes de la combustión en el ciclo de gas en el sistema de filtrado de gases anteriormente descrito.

6.1.6. Principales emisiones de la planta.

• Gases de combustión: Los gases de combustión se originan en la caldera tras la combustión de la biomasa, poseen compuestos indeseables como cenizas o SO2 por lo que pasan por una serie de procesos como la desulfuración para ser expulsados “limpios” a la atmósfera. La cantidad producida es de unos 144.600 m3/h aproximadamente a 110 ºC, equivalentes a 105.800 Nm3/h. La concentración de SO2 en estos gases es de 12 mg/Nm3, la cantidad total de SO2 total emitida es, por tanto, 1,26 kg/h.. La cantidad de partículas expulsadas a la atmósfera es inferior a 20 mg/Nm3 para cumplir la legalidad vigente Los gases son expulsados por una chimenea a la altura necesaria acorde con la legislación vigente.

• Agua de purga de caldera: El agua de purga de la caldera será enviada a un tanque de almacenamiento, es posible que la purga se haga para control de la presión, no tiene por qué ser agua en mal estado, se le dará el tratamiento correspondiente si es necesario y se podrá volver a utilizar.

Normalmente se purga para evitar deposiciones de sales en los tubos de la caldera, aproximadamente un 0,5% del agua total que en este caso es aproximadamente 163 kg/h.

• Agua de purga de torre de refrigeración: Al igual que el agua de purga de la caldera no tendrá una gran contaminación, se extraerá de la torre y será enviada a un tanque de almacenamiento donde podrá volver a utilizarse si es necesario.




Por el mismo motivo que en la caldera se suele purgar en la torre de refrigeración en este caso será la cantidad calculada en puntos anteriores, un caudal de unos 33 m3/h.

• Cenizas: Las cenizas producidas en la planta provienen de la caldera (las producidas en la combustión), ciclón, desulfurador (las producidas con la cal) y del filtro de mangas (las de menor tamaño). Se enviarán mediante transporte neumático a un silo donde se almacenarán durante un tiempo hasta que una empresa dedicada a este tipo de transportes las recogerá y se encargará de su tratamiento posterior. La cantidad aproximada de cenizas producidas es de 189 kg/h.


Capítulo 7 Referencias Bibliográficas


Capítulo 7: Referencias Bibliográficas.

7.1. Páginas web consultadas.

• www.idae.es

Página del Instituto para la Diversificación y ahorro de la energía.

• www.coitiab.es

Página del colegio oficial de ingenieros técnicos de Albacete, donde se encuentran reglamentos técnicos.

• www.gea.com

Página de ingeniería, donde se encuentran productos con sus especificaciones y catálogos.

• www.combustionexperts.com

Página con información sobre combustión y todo tipo de productos relacionados con ella, por su puesto calderas.

• www.mikropul.com


• www.wikipedia.org

Página con información básica sobre cualquier tipo de materia.

• www.youtube.com

Página para visualizar vídeos de cualquier tipo, en este caso, ilustrativos sobre ciertos procesos.

• www.energy.siemens.com


• www.atlascopco.es


• www.aerzen.es



http://www.idae.es/

http://www.coitiab.es/

http://www.gea.com/

http://www.combustionexperts.com/

http://www.mikropul.com/

http://www.wikipedia.org/

http://www.youtube.com/

http://www.energy.siemens.com/

http://www.atlascopco.es/

http://www.aerzen.es/



• www.google.es/maps

Servidor de aplicaciones de mapas usado para encontrar ubicaciones.

• www.attsu.com/es

Página sobre ingeniería, donde se encuentran productos con sus especificaciones y catálogos.

• www.corponit.com

Página sobre ingeniería, donde se encuentran productos con sus especificaciones y catálogos.

• www.aircontrolindustries.com

Página sobre ingeniería, especializada en ventiladores, soplantes y equipos de impulsión de aire.

• www.vacunair.com


• www.directindustry.es

Página sobre ingeniería, donde se encuentran fabricantes, productos y sus catálogos.

• www.airprofan.com


• www.euroventilatori-int.com


• www.kelvion.com

Página sobre ingeniería, donde se encuentran productos como condensadores, torres de refrigeración, etc…

• www.spxheattransfer.com

Página sobre ingeniería, especializada en intercambiadores de calor.

7.2. Libros consultados.

• Apuntes asignatura Tecnología Energética.

• Apuntes asignatura Termodinámica.


http://www.google.es/maps

http://www.attsu.com/es

http://www.corponit.com/

http://www.aircontrolindustries.com/

http://www.vacunair.com/

http://www.directindustry.es/

http://www.airprofan.com/

http://www.euroventilatori-int.com/

http://www.kelvion.com/

http://www.spxheattransfer.com/



• Apuntes asignatura Cinética y Termodinámica Química Aplicadas.

• Apuntes asignatura .

7.3. Lista de Figuras.

• Figura1: Contribución de cada tecnología renovable a la generación de electricidad en España.

• Figura 2: Emplazamiento general de la planta. • Figura 3: Emplazamiento concreto de la planta, solar escogido. • Figura 4: Ciclo Rankine desarrollado en la planta. • Figura 5: Emplazamiento concreto de la planta. • Figura 6: Emplazamiento general de la planta. • Figura 7: Implantación edificio báscula y oficinas. • Figura 8: Implantación almacén. • Figura 9: Implantación edificio generación. • Figura 10: Sistema de alimentación a la caldera. • Figura 11: Caldera, vista alzado. • Figura 12: Caldera, vista perfil. • Figura 13: Bomba centrífuga impulsora. • Figura 14: Condensador. • Figura 15: Torre de refrigeración. • Figura 16: Layout turbina de vapor. • Figura 17: Proceso desulfuración. • Figura 18: Diagrama de flujo de la central. • Figura 19: Condensador. • Figura 20: Torre de refrigeración. • Figura 21: Caldera, vista alzado. • Figura 22: Caldera, vista perfil. • Figura 23: Filtro de mangas. • Figura 24: Turbina de vapor. • Figura 25: Cuerpos turbina de vapor. • Figura 26: Soplante gases combustión. • Figura 27: Soplante aire. • Figura 28: Desulfurador • Figura 29: Gráfica capacidad - precio caldera. • Figura 30: Gráfica potencia - precio turbina de vapor. • Figura 31: Gráfica capacidad – precio tanque. • Figura 32: Gráfica área – precio condensador. • Figura 33: Gráfica caudal – precio torre de refrigeración.




• Figura 34: Gráfica capacidad – precio bomba centrífuga • Figura 35: Gráfica capacidad – precio soplante.

7.4. Lista de Tablas.

• Tabla 1: Composición diferentes tipos madera. • Tabla 2: Pesos moleculares componentes madera. • Tabla 3: Composición aire. • Tabla 4: Condiciones punto 0 del ciclo. • Tabla 5: Condiciones punto 1 del ciclo. • Tabla 6: Condiciones punto 2 del ciclo. • Tabla 7: Condiciones punto 3 del ciclo. • Tabla 8: Condiciones punto 4 del ciclo. • Tabla 9: Condiciones punto 5 del ciclo. • Tabla 10: Condiciones punto 6 del ciclo. • Tabla 11: Condiciones punto 7 del ciclo. • Tabla 12: Condiciones punto 8 del ciclo. • Tabla 13: Condiciones punto 9 del ciclo. • Tabla 14: Condiciones punto 10 del ciclo. • Tabla 15: Valor U en función de los fluidos usados. • Tabla 16: Diferentes costes caldera. • Tabla 17: Diferentes costes turbina de vapor. • Tabla 18: Diferentes costes tanque. • Tabla 19: Diferentes costes condensador. • Tabla 20: Diferentes costes torre de refrigeración. • Tabla 21: Diferentes costes bomba centrífuga. • Tabla 22: Diferentes costes soplante. • Tabla 23: % Diferentes costes distintas áreas. • Tabla 24: Resumen costes totales.


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