Desarrollo urbano con generación distribuida

El objetivo de este estudio ha sido satisfacer la demanda de energía de una urbanización en el Reino Unido, con una combinación adecuada de tecnologías y un sistema de generación descentralizada. Dos consideraciones se tienen en cuenta:
en primer lugar, la generación de energía funcionará en "modo isla", es decir, sin conexión a la red eléctrica, el único suministro exterior es gas; en segundo lugar, las energías renovables deben utilizarse en la medida de lo posible. Asimismo, la instalación proyectada ha de ajustarse fielmente a la demanda sin pérdidas de energía.

1. INTRODUCCIÓN.

Los incrementos en la emisión de gases, la preocupación por las reservas de petróleo y las amenazas del cambio climático ponen de mayor actualidad, si cabe, los acuerdos del Protocolo de Kioto.

En este contexto, el desarrollo urbano sostenible juega una función clave. El consumo de energía mundial ha tenido un crecimiento dramático las últimas dos décadas [1] y el 52,1% de la población mundial vive en ciudades [2]. Debido a estos cambios demográficos es necesario transformar la utilización de la energía en las ciudades teniendo en cuenta el objetivo de bajas emisiones de carbono.

La Unión Europea está promoviendo la sustitución de sistemas de Energía Centralizada convencional a Energía Descentralizada [3]. En principio, las principales ventajas son: la generación de energía se sitúa mucho más cercana a los usuarios que en el caso de las redes de distribución convencionales, y por otra parte, se basa en la generación distribuida, almacenamiento de energía y no clientes pasivos. Esto significa que la fuente de energía primaria es a menudo renovable y se ocupa de una generación bidireccional (productor-usuario final).

Electricidad y Calor combinados (CHP o Cogeneración) es una de las tecnologías básicas de la generación distribuida (DG), Figura 1. La combinación de los ciclos de Bryton y Rankine puede lograr más de 30% de eficacia sobre las pérdidas de energía térmica [4]. El 60% de la energía utilizada para la producción de electricidad por sistemas convencionales en el Reino Unido se pierde en calor [5]. La recuperación de este calor y haciendo la distancia más pequeña entre la generación y el consumo (DG) se pueden llegar a lograr aprovechamientos de energía mucho mayores que los sistemas centralizados de producción [6].

2. SECCIÓN EXPERIMENTAL.

Se definen tres objetivos principales para satisfacer la demanda de electricidad, calor y frío:

Estudiar el perfil de carga para un día de invierno y verano en términos de electricidad, calefacción y refrigeración. Identificación de las demandas máximas y comparación de las diferentes peticiones de la energía en función de las horas.

Diseñar un sistema de generación distribuida de modo que no sea necesaria la conexión a una red eléctrica.

Se dispone de suministro único de combustible, gas, y la instalación ha de ser viable técnica y económicamente.
Figura 2. Demanda de electricidad diaria
Se analiza la demanda de energía por hora en invierno y verano según figuras 2, 3 y 4 [7].

La demanda de electricidad más alta corresponde a 2,86 MW en un día de invierno a las 18h.

En cuanto a la demanda de calor, el consumo alcanza 1,8 MW a las 21h en invierno, y la demanda de frio presenta un máximo de consumo de 1,1 MW a las 15h, en verano.

Se cuenta, por otro lado, con los datos de la tasa porcentual de recursos de radiación solar y de energía eólica por hora en la situación del estudio, [8].

Figura 3. Demanda de calor diaria


Figura 4. Demanda de frio diaria

Análisis del balance energético de la demanda y las fuentes de energía renovable-sostenible.

La proporción de demanda térmica respecto a la electricidad es de un 62,89% en la máxima demanda simultánea (1,8MWc/2,862MWe), y si consideramos el valor medio de estas demandas a lo largo de un día de invierno, la proporción de energía térmica respecto a la electricidad es de un 56,97%.

Por tanto y teniendo en cuenta el rendimiento energético aproximado de las plantas de cogeneración utilizando motores alternativos o turbina de gas [9], en relación a la aportación del combustible usado, gas, es el siguiente [10]:

Motor alternativo de gas: eficiencia eléctrica: 35-40% - eficiencia térmica: 50-60%

Turbina de gas: eficiencia eléctrica: 30-35 % - eficiencia térmica: 65-75 %

Se elige por tanto una planta de cogeneración constituida por turbina de gas cuyo rendimiento térmico es mayor, aunque el eléctrico es algo menor. Permiten una recuperación fácil del calor, concentrado en su práctica totalidad en los gases de escape, tienen una gran caudal y están a una temperatura de unos 500ºC, idónea para ser aprovechados en una caldera de recuperación de calor para producir agua caliente.

En lo que se refiere a energías renovables, la potencia de las generadores eólicos propuesto es el promedio de la energía del viento requerida para el invierno, lo que representa 3,15 MW. Del mismo modo, la energía solar a instalar para la demanda de calor se elige en 0,5 MW.

Figura 5. Sistema de Trigeneración. Electricidad, calor y frío

Se instala una máquina de enfriamiento por absorción para la producción de agua fría, conectada a los circuitos de agua caliente de los paneles solares o la unidad de recuperación de calor residual de los gases de la turbina. Ha de establecerse un equilibrio en la distribución y contribución de la radiación solar entre la calefacción y la demanda de refrigeración:

En verano, como promedio, la demanda de refrigeración es 67% de la demanda de calefacción en verano.

Por lo tanto, el calor resultante de la radiación solar suministra el 33% de la calefacción y el 67% de enfriamiento durante esta temporada.

En invierno, la disponibilidad de aislamiento es considerablemente baja y por lo tanto se envía el 100% de la producción solar para proporcionar agua caliente sanitaria. De hecho, la eficiencia de la energía solar no es suficiente para producir frío en invierno por medio de la máquina de absorción. Estos dispositivos requieren alcanzar temperaturas entre 55 y 95 ºC.

Por lo tanto, la planta de generación de energía recomendada es un sistema de trigeneración o producción combinada de calor, energía y refrigeración con un solo combustible, gas (CHP), figura 5, que consta de:
  • 2 generadores eólicos de “Almston” de 1,67 MW cada uno.
  • 1 Turbina de Gas “Kawasaki” de 1, 5 MW(e) a plena carga.
  • 145 Colectores solares de tubo de vacío “Sunysistem” de 3,41 m2, total de 0,5 MW.
  • 1 caldera de recuperación de calor “Wiessmann” gases de escape/agua caliente de potencia máxima de 6 MW.
  • 1 Enfriador por absorción “Broad” de agua caliente/agua fría de hasta 6,139 MW.
  • 1 Depósito de agua refrigerada de 60 m3, Ø = 3,5 m, altura = 6,25 m.
  • 1 depósito de agua caliente de 60 m3, Ø = 3,5 m, altura = 6,25 m, para calefacción.
  • 1 depósito de agua caliente de 90 m3, Ø = 4,0 m, altura = 7,16 m, para agua caliente sanitaria.
Bomba de calor para producción de agua caliente en las horas de excedente de producción de electricidad por los generadores eólicos.
Se eligen unos depósitos para almacenamiento de agua caliente o fría cuyo periodo de utilización sea de un día, es decir, el ciclo de llenado y vaciado ha de ser completado en un día para que resulte cero al final de ese periodo, teniendo en cuenta los consumos horarios residenciales y comerciales [11].

Figura 6. Invierno: distribución de energía

En principio, la distribución, en invierno, de las distintas fuentes de energía respecto a la demanda se indica en la figura 6 en función de los tramos horarios del día, en la que se observa que en las noches de invierno hay energía eólica sobrante. Por lo tanto, la turbina no tendría que trabajar para producir electricidad si no hubiese demanda de calor, que si la hay, para satisfacer la demanda de calefacción y refrigeración.



Figura 7. Verano: distribución de energía


En contraste con esto, la demanda de calefacción en verano, figura 7, es inferior mientras que la energía del sol es mayor. Hay menor demanda de calor para la turbina de gas y sobrante de electricidad producida por eólica.

El funcionamiento para las distintas demandas horarias y de distribución de la generación, según figura 5, de la planta de trigeneración, resulta:

Calefacción. La generación de calor por los gases de escape de la turbina de gas es de 2,67 MW a la Caldera de recuperación de calor. En invierno, este calor se envía a calefacción y agua caliente sanitaria para satisfacer la demanda global de 2,3 MW teniendo en cuenta la contribución solar. Se observa en la figura 8 que el calor suministrado por la turbina se ajusta adecuadamente el calor remanente necesario de la energía solar, que así ha de ser para lograr el menor gasto posible en el suministro exterior de gas.

Por otro lado, en la misma figura 8, se observa también que el calor de los gases de escape en verano es significativamente mayor que el requerido por la demanda, este excedente de este calor se envía a los depósitos de almacenamiento térmico.


Figura 8. Operatividad para el calor en invierno en MW.

Figura 8. Operatividad para el calor en verano en MW.


Electricidad. La turbina de gas a 80% de la carga (1,15 MW) junto con las dos turbinas de viento satisfacen la demanda máxima de 2,86 MW en invierno.


En invierno, hay un excedente claro de electricidad de ambas turbinas eólicas y de gas para los tiempos intervalos de 0-6 h y a partir del as 17.00 h, en invierno (figura 9). Como las turbinas eólicas funcionan sobradamente en invierno no sería necesario el funcionamiento de las turbinas de gas durante la noche si no se requiriese demanda de calor


Incluso en verano, se produce también excedente de electricidad, aun teniendo desconectada la turbina de gas, con el funcionamiento exclusivo de los generadores eólicos en el periodo de 0 a 6 h.


Figura 9. Carga horaria para electricidad en invierno


3.- RESULTADOS Y DISCUSIÓN.


En el diseño de una planta de cogeneración es fundamental la relación de la demanda entre calor y electricidad, y en este caso la relación citada ha decidido la instalación de la turbina de gas frente a motores de combustión interna por su gran rendimiento térmico que está en la relación [1,8 (calor):1((electricidad)] y que coincide casi exactamente con la relación de este caso. Según sea esta relación, así será más rentable el motor o la turbina.


El régimen de estabilidad de operación mínima de la turbina de gas a un 40 % de la carga, nos trae como resultado una generación sobrada de calor y electricidad, puesto que hay tramos horarios en los que el cálculo numérico del porcentaje de carga necesario en la turbina está por debajo de ese 40%. Por tanto, se procede a almacenar la energía térmica sobrante en los depósitos de agua caliente proyectados, pero al no existir posibilidad de almacenamiento eléctrico rentable, se decide utilizar esa generación de electricidad sobrante de la turbina de gas en la generación de agua caliente con la instalación de bombas de calor y almacenar esa energía convertida en térmica en otros depósitos.


De este modo, se consiguen gráficos de generación como el de la figura 10, en el que se observa que, gracias al almacenaje calculado de energía térmica sobrante en ciertos tramos horarios, permite disponer la desconexión de la turbina de gas en otros tramos, 0.00 a 07.00h y de 19.00 a 23.00h, con el consiguiente e importante ahorro energético, se alcanzan valores del 17,7 % de ahorro en la generación de calor además del que significa fijar precios de venta de 40 €/MWh, frente a los valores medios del mes de julio del 2014, mercados MIBEL, de 59,14 €/MWh.


Los ingresos diarios obtenidos en un día de invierno y de verano se indican en la tabla 1, para este sistema estudiado en el que toda la energía producida por las renovables, eólica y solar, se utilizan combinadas con un almacenamiento que al final del periodo diario sea cero y que permiten desconectar la turbina de gas en distintos tramos horarios con el consiguiente ahorro del único combustible adquirido a la red exterior, gas [12].


Figura 10. Carga horaria para calor en verano con almacenaje cero a final de día


Todas estas variaciones y la instalación mixta de las energías renovables (imperceptibles e inconstantes) con la planta de trigeneración de turbina de gas exigen, por supuesto, un sistema de control automático sofisticado de toda la instalación.

Artículo publicado en el número 15 de Dínamo Técnica, revista gallega de energía, correspondiente al mes de noviembre de 2014. "DESARROLLO URBANO CON GENERACION DISTRIBUIDA" ("URBAN DEVELOPMENT WITH DISTRIBUTED GENERATION")

Autores: Beatriz Fraga De  Cal1, Pedro Fraga López2

1Queen Mary University of London, Mile End Road. London E1 4NS, 
2Escuela Politécnica Superior, Universidad de A Coruña, Campus de Esteiro, Ferrol 15403,





Palabras clave: Generación  de energía descentralizada, energías renovables y sostenibles, trigeneración (CHP), optimización energética.

ABSTRACT:
The overall aim of this project was to meet the energy demand of a future estate in UK with a suitable mix of technologies and a system of decentralized generation. Two considerations are taken into account. Firstly, the power generation works in "island operation", which means without connection to the electrical network, the only external supply is gas. Secondly, renewable energies should be used as far as possible. Also, the planned facility has faithfully meet demand without loss of energy.
Keywords: Decentralized power generation, renewable and sustainable energy, trigeneration (CHP), energy optimization






BIBLIOGRAFÍA:

[1]
US Energy Information Administration, “Annual Energy Outlook with projections to 2040,” Washington DC, 2013.

[2]
United Nations. Department of Economic and Social Affairs, “Population Division. World Urbanization prospects.,” New York, 2012.

[3]
European Parliament. Policy Department Economic and Scientific Policy, “Decentralized Energy Systems,” Brussels, 2010.

[4]
Combined Heat and Power Association, “http://www.chpa.co.uk/,” February 2014. [Online].

[5]
Carbon Trust, “Introducing Combined and Heat Power,” Department of Energy and Climate Change, the Department for Transport, the Scottish Government, the Welsh Assembly Government and Invest Northern Ireland., UK, 2010.

[6]
London First, “Cutting the Capital’s Carbon Footprint - Delivering Decentralised Energy,” 2008.

[7]
The Carbon Trust, London. Annual Report 2012/2013.http://www.carbontrust.com/,  [Online].

[8]
Cutting the Capital’s Carbon Footprint - Delivering Decentralised Energy. Summary Report - October 2008.  http://londonfirst.co.uk/wp-content/uploads/2012/10/DE_report_summary_low_res_FINAL-1.pdf. . [Online].

[9]
“Department of Energy and Climate Change UK,” February 2014. [Online]. Available: http://chp.decc.gov.uk/cms/plant-selection-4.

[10]
United States Environmental Protection Agency, “Technology Characterization: Reciprocating Engines,” Washington DC, 2008.

[11]
Domestic energy consumption in the UK between 1970 and 2012,” 2013very. Technology for Low Grade Heat in Waste Water.,” European Commission. Research projects, United Kingdom, 2004. 

[12]
Fraga De Cal, B., Queen Mary University of London.  “Study and design of Distributed Generation for a new state in UK”, Report DENM017, MSc Sustainable Energy Systems, Fabruary 2014.