Repositorio Institucional de Documentos

2012 88 Paula Canalís Martínez Co-combustión de biomasa forestal en una central térmica de carbón pulverizado de bajo rango : influencia del tamaño de partícula en el comportamiento de la caldera Departamento Director/es Ingeniería Mecánica Royo Herrer, Francisco Javier Director/es Tesis Doctoral Autor Repositorio de la Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es UNIVERSIDAD DE ZARAGOZA Departamento Director/es Paula Canalís Martínez CO-COMBUSTIÓN DE BIOMASA FORESTAL EN UNA CENTRAL TÉRMICA DE CARBÓN PULVERIZADO DE BAJO RANGO : INFLUENCIA DEL TAMAÑO DE PARTÍCULA EN EL COMPORTAMIENTO DE LA CALDERA Director/es Ingeniería Mecánica Royo Herrer, Francisco Javier Tesis Doctoral Autor 2012 Repositorio de la Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es UNIVERSIDAD DE ZARAGOZA Departamento Director/es Director/es Tesis Doctoral Autor Repositorio de la Universidad de Zaragoza – Zaguan http://zaguan.unizar.es UNIVERSIDAD DE ZARAGOZA TESIS DOCTORAL Co-combustión de biomasa forestal en una central térmica de carbón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el comportamiento de la caldera. Realizada por: Paula Canalís Martínez Director: Fco. Javier Royo Herrer Octubre, 2012 Edif. Agustín Betancourt. María de Luna, s/n • 50018 ZARAGOZA (España) • Teléfono : (+34) 976 76 19 13 http://ingmecani ca.unizar.es - e-mail: sed5004 @unizar.es D. Francisco Javier Royo Herrer , profesor Titular del Departamento de Ingeniería Mecánica de la Universi dad de Zaragoza CERTIFICA: Que la presente memoria ti tulada “Co-combustión de biomasa forestal en una central térmica de carbón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el comportamiento de la caldera” presentada por Dña. Paula Canalís Martínez para optar al grado de Doct or, ha sido real izada bajo su direcci ón y, por tanto, autoriza la presentación de di cha memoria para su defensa. Zaragoza, octubre de 2012 Fdo. Fco. Javier Royo Herrer Agradecimientos A lo largo de estos años, he pensado tantas veces en qué escribiría al llegar este momento, que ahora lo s nombres, las palabr as, los sentimientos, se agolpan de tal forma en mi cabeza que me resulta comp licado rellenar está página. Para no olvidarme de nadie, empezaré dic iendo qu e quiero com partir este t rabajo con todas aquellas personas que, durante este tiempo , me han demostrado su confianza y han ayudado, cada uno a su manera, a que no cejara en el empeño. En part icular… Quiero rec ordar, en estos mom entos, a todo el person al de la C.T. de Escuch a que participó y colaboró an tes, durante o des p ués de las pruebas de co-combustión que han sido la piedra angular de esta tesis. Nunca olvidaré el cariño y el respeto que siempre me demostraron, y su entreg a inco ndicional con el proy ecto. A to dos y cada uno de ellos, gracias. También quiero dar las gr acias a todos los qu e a lo largo de estos años han sido mi s compañeros en la Fundación CIRCE, espe cialmente a su Director, Antonio Valero, porque un día me i nvitó a formar parte de este mundo, a aquellos con lo s que compartí el proyecto de “la co-co” y a los que en los últimos tiempos me han alentado y apoyado para que terminara. No quiero o lvidarme en estos momentos de do s personas muy impor tantes para mí y que han estado conmigo desde el c omienzo . Fer, Lu is, muchas gracias. Gracias p or vuestros consejos, por vuestr o aliento, por vuestr o empeño en que siguiera adelante, sabéis que esto es también un poco vuestro. Tampoco puedo olvida rme de mi director d e tesis, Javier Royo, al qu e quiero agradecer, sobretod o, su pa ciencia y comprensión en los mom entos más duros de este largo camino. Sin tu per severancia y tu co nfianza en mí y en mi trabajo, estoy segura de que nunca habrí a terminado esta tesis. También quier o agradecer el apoy o de mis compañeros y amigo s del Área de Ingeniería Mecánica, q ue siempre me han puesto las cosas muy fáciles para poder compatibiliz ar docencia e in vestigación. De form a especial, q uiero darle l as gracias a Javier Abad por su gene rosida d y su ayuda sin condici ones. Por último, pero no por ello menos impo rtante, quier o compartir este momento con t o d a m i f a m i l i a , e n e l s e n t i d o a m p l i o d e l a p a l a b r a , c o n t o d o s e s o s s e r e s q u e r i d o s q u e me han ido acompañando a lo largo de mi vi da, y que han puesto su granito de arena para que fuera capaz de llegar hasta aquí. Gracias a todos ellos, a los que siguen a mi lado y a los que partieron dejando su huella en mí. Y especialmente gracias, mil gracias a ti, Albe rto, porque has sabido comprend er como nadie, como siem pre, lo que este trabajo sign ificaba para mi, y a vosotras, Lucía y Laura, mis hi jas, por demostrarme cada día que sois, sin lugar a duda, el mejor trabajo de mi vida. Paula - v - INDICE DE TABLAS CAPÍTULO 1 Tabla 1.1. La biomasa en los distintos p lanes de fomen to de las energ ías renovables. ......... 4 CAPÍTULO 2 Tabla 2.1. Análisis eleme ntal e inm ediato de varios carbon es (b.s. ) ................................ 18 Tabla 2.2. Análisis el ementa l e inmediato de va rios tip os de bi omasa (b.s) ...................... 18 Tabla 2.3. Tipos de biomasa posibles par a el uso de la s cenizas . .................................... 33 Tabla 2.4. Experiencias de co-comb ustión directa con mezcla a nte molino (opc ión a.1) ..... 48 Tabla 2.5. Experiencias de co -combustión dir e cta: aliment ación independiente a través de cond uctos disp onibl es (opció n b.1) ................................................ 49 Tabla 2.6. Experiencias de co-combustión dire cta : alimenta ción por quemador es especiales par a la bi omasa (opció n b.2 ) ....................................................... 50 Tabla 2.7. Experien cias de co-combus tión indire cta con gasifica ción previa de la biomasa. .................................................................................................. 5 5 Tabla 2.8. Tipos de biom asa utilizado s en co-co mbustión en ca lderas de co mbustible pulverizad o. .............................................................................................. 58 Tabla 2.9. Resumen d e experienc ias de co-combu stión en EE.U U.................................... 6 0 Tabla 2.10. Resumen d e experienc ias de co -co mbustión en Dina marca. ............................ 6 3 Tabla 2.11. Resumen d e experienc ias de co -co mbustión en Hola nda. ................................ 64 Tabla 2.12. Resumen d e experienc ias de co -co mbustión en Austr ia .................................. 6 5 Tabla 2.13. Resumen d e experienc ias de co -co mbustión en Finland ia ................................ 65 Tabla 2.14. Resumen d e experienc ias de co -co mbustión en Bélgica . ................................. 66 Tabla 2.15. Resumen de experiencias de co-co mbu stión con lodos de depuradora en Alemania. ................................................................................................. 68 Tabla 2.16. Resumen de experiencias de co-combus tión con bio m asa re sidu al sec a en Alemania. ................................................................................................. 68 Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - vi - Tabla 2.17. Resumen d e experienc ias de co-c ombu stión en Re ino Un ido. .......................... 7 0 Tabla 2.18. Análisis en bas e seca del carb ón y la biomasa ut ilizados en Blo unt St. G. St. (Aerts et ál., 1997) ............................................................................... 75 Tabla 2.19. Composición de la bio masa utilizada en Ky mijärvi Power Plant - Finlandia (Raskin et ál., 2001) .................................................................................. 84 Tabla 2.20. Comparativa de la s distintas opciones de co-co mbustión a partir d e datos y resultados rec ogidos en ex perien cias reale s. ................................................. 88 CAPÍTULO 3 Tabla 3.1. Densi dad en ergéti ca de di stint os combus tibles (elaboración propia a partir de diversas fuen tes) .................................................................................. 93 Tabla 3.2. Especifica ciones de la s pr uebas a ple na carga. ............................................. 11 6 Tabla 3.3. Especifica ciones de la s pr uebas a carga par cial. ...........................................1 16 Tabla 3.4. Análisis e lementa l e inme diato prom edio de las muestras d e bioma sa recogidas en la s pruebas real izadas a pl en a carga. .......................................1 24 Tabla 3.5. Análisis e lementa l e inme diato prom edio de las muestras d e bioma sa recogidas en la s pruebas rea lizadas a carga parcial. .....................................12 4 Tabla 3.6. Análisis e lementa l e inme diato prom edio de las muestras d e bioma sa recogidas en la s pruebas realizadas con b iomasa si n seca do forzad o. .............. 124 Tabla 3.7. Análisis e lementa l e inm ediato de la s mues tras diar ias del carb ón utiliza do en las pruebas realizad as a plena carga. ..................................................... 125 Tabla 3.8. Análisis e lementa l e inm ediato de la s mues tras diar ias del carb ón utiliza do en las pruebas realizadas a carga pa rcial. .................................................... 12 5 Tabla 3.9. Análisis el ementa l e inmed iato de las muestr as de car bón pulver izado. Pruebas a plen a carga. .............................................................................. 12 6 Tabla 3.10. Análisis el ementa l e inmed iato de las muestr as de car bón pulver izado. Pruebas a carga parcia l. ............................................................................ 1 27 Tabla 3.11. Análisis el ementa l e inme diato promedio de la bio masa y el carbón utilizado en las pruebas . ............................................................................ 12 9 Tabla 3.12. Porcentaje de carbono fijo e n ce nizas volan tes y escorias. ............................. 133 Tabla 3.13. Porcentaje de volátiles en ce ni zas volante s y escorias . .................................. 1 34 Tabla 3.14. Porcentaje pro medio de ox ígeno a la sa lida de cald era en las etapa s de toma de muest ras. Prue bas a plena carga. ..................................................13 7 Tabla 3.15. Porcentaje pro medio de ox ígeno a la sa lida de cald era en las etapa s de toma de muest ras. Prueba s a carga pa rcial . ................................................. 13 7 Tabla 3.16. Porcentaje de inque mados (Inq) en cen izas volant es y escor ias. .................... 138 Tabla 3.17. Porcentaje de inque mados tota les (Inq tota les ) y su variación en puntos pocentuale s ( Δ Inq totales ). Pruebas a pl ena car ga. ...........................................142 Tabla 3.18. Porcentaje de inque mados tota les (Inq tota les ) y su variación en puntos pocentuale s ( Δ Inq totales ). Pruebas a carg a parcia l. .......................................... 14 6 Tabla 3.19. Incidencias en la adquisición de dato s de emisione s en cada una de la s pruebas. ..................................................................................................15 0 Tabla 3.20. Contenido en azufre promed io de la bi omasa y el carbón utilizado en las pruebas. ..................................................................................................15 1 Tabla 3.21. Resultado s de emis iones de S O 2 en las pr uebas. .......................................... 152 Tabla 3.22. Emisione s de SO 2 y conte nido en azufre del carbón utilizad o en la prueba 8 ..... 15 3 Índice y n omenc latura - vii - Tabla 3.23. Contenido en nitróge no prom edio de la biomasa y el carb ón utiliza do en las pruebas a plen a carga. ............................................................................. 157 Tabla 3.24. Resultado s de emis iones de NO x en las pruebas a pl ena car ga. ..................... 15 8 Tabla 3.25. Influencia del r atio V/CF d e la bi omasa en las em isiones d e NOx ................... 160 Tabla 3.26. Resultado s de emisione s de CO en las prueb as a pl ena carg a. ....................... 1 61 Tabla 3.27. Resultado s de la variación de em isiones de p artículas . ................................. 164 CAPÍTULO 4 Tabla 4.1. Ejemplo. ................................................................................................. 17 3 Tabla 4.2. Aportes de energía al air e desde el ambiente hasta la entrada al precalentador a plena carg a. ..................................................................... 18 9 Tabla 4.3. Influencia en el rendimien to del preca lentamien to del aire de ntro del edificio ................................................................................................... 191 Tabla 4.4. Asignación de inquemados en cenizas volantes y es corias ............................. 1 94 Tabla 4.5. Datos de plan ta utilizados para el cálc ulo del rendimiento de calde ra. Nomencla tura. ........................................................................................ 195 Tabla 4.6. Analíticas utili zadas para el cálculo del rend imiento de caldera. Nomencla tura. ........................................................................................ 196 Tabla 4.7. PCI de las muestras de carbó n tomadas durante la pru eba 12 . ...................... 206 Tabla 4.8. Combinaciones de funciona mien to del aeroc ond ensador. .............................. 225 Tabla 4.9. Opciones analizadas para la simula ción de la turbin a de vapo r. ..................... 238 Tabla 4.10. Rendimien to estimado para las siete se cciones de turbina segú n el modelo Tipo A modi ficado .................................................................................... 249 Tabla 4.11. Rendimiento estim ado para las siete secciones de t urbina según el modelo Tipo C. ................................................................................................... 24 9 Tabla 4.12. Q TOTAL y Rendimiento de l ciclo es timado co n el modelo Tipo A modificado y con el Tipo C. .......................................................................................... 25 1 Tabla 4.13. Comparac ión de condic iones estánd ar y condic iones ambie nte. ..................... 2 65 CAPÍTULO 5 Tabla 5.1. Incidencias d urante las pruebas a p lena carga. Infl uencia sobre el porcentaje de O 2 en ca ld era. ..................................................................... 263 Tabla 5.2. Incidencias d urante las pr uebas a carga parcia l. Influencia sobre el porcentaje de O 2 en ca ld era. ..................................................................... 264 Tabla 5.3. Resumen resultado s del aná lisis d e la ev olución de la temperatura de gases en las pruebas a plena ca rga. ........................................................... 274 Tabla 5.4. Resumen result ados de análisis evoluc ión de la temperatura de gases en las pruebas a carg a parcia l. ...................................................................... 275 Tabla 5.5. Cálculo del ren dimiento sobre el PCS del comb ust ible. .................................. 277 Tabla 5.6. Cálculo del ren dimiento sobre el PCI del combustib le. .................................. 27 9 Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - viii - Tabla 5.7. L G (%) en co-combu stión y funcionando solo con carbón (pruebas a plena carga). .................................................................................................... 28 2 Tabla 5.8. L G (%) en co -combustión y f uncionando so lo con carbón (pruebas a carga parcial). ..................................................................................................28 2 Tabla 5.9. L lk (%) en co-combustión y f uncionando so lo con carbón (pruebas a plena carga). .................................................................................................... 28 8 Tabla 5.10. L lk (%) en co-combus tión y funciona ndo solo con carbón (pruebas a carg a parcial). ..................................................................................................28 8 Tabla 5.11. L H (%) en co-c ombustión y funciona ndo solo con carbón (pruebas a p lena carga). .................................................................................................... 29 3 Tabla 5.12. L H (%) en co-combust ión y funciona ndo solo con carbón (pruebas a carga parcial). ..................................................................................................29 3 Tabla 5.13. Contenido de hidrógeno de la biomasa y el carbón utilizado en las pruebas a plena ca rga. .......................................................................................... 295 Tabla 5.14. Contenido de hidrógeno de la biomasa y el carbón utilizado en las pruebas a carga parc ial. ........................................................................................ 2 95 Tabla 5.15. L mf (%) en co-combustión y func ionando solo con carbón (pruebas a plen a carga). .................................................................................................... 30 0 Tabla 5.16. L mf (%) en co-combustión y func ionand o solo con carbón (pruebas a carg a parcial). ..................................................................................................30 0 Tabla 5.17. Contenido de humedad de la biomasa y el carb ón utilizad o en las prueba s a plena carga (a.r.). .................................................................................. 30 2 Tabla 5.18. Contenido de humedad de la biomasa y el carb ón utilizad o en las prueba s a carga parcial (a.r.). ................................................................................ 302 Tabla 5.19. Análisis e lementa l e inme diato prom edio de las muestras d e bioma sa recogidas en las pru ebas realizadas con biomasa sin secado forzado (Pruebas 14 y 15 )..................................................................................... 306 Tabla 5.20. Pérdidas por humedad en las pruebas a plena carga utilizando bioma sa sin secado for zado. ........................................................................................ 307 Tabla 5.21. Pérdidas por humedad en las pruebas a c arga parcial u tilizando bio masa sin secado fo rzado. ................................................................................... 307 Tabla 5.22. Inquemados (kg/kgc ombus tible ) en las prueba s a plena carg a. ............................ 309 Tabla 5.23. Inquemados (kg/kg combustible ) en las pruebas a carga parc ial. ...........................309 Tabla 5.24. L UC (%) en co-comb ustión y funciona ndo solo con carbón (pruebas a plen a carga). .................................................................................................... 31 1 Tabla 5.25. L UC (%) en co- combustión y func ionando sol o con carbón ( pruebas a carga parcial). ..................................................................................................31 5 Tabla 5.26. Comparación de resultados obtenidos en la etapa de co-combustión para cuatro pruebas distin tas. ........................................................................... 3 21 Tabla 5.27. Variación de la s pérdidas por inqu emad os y del porcentaje de oxígeno en caldera en cua tro pruebas distin ta s en punto s porc entuales. .......................... 321 Tabla 5.28. Valor de inquemados corregido (Inqu emadosc) para las pruebas a carga parcial. .................................................................................................... 3 22 Tabla 5.29. L UC,c (%) corregidas en co -combus tió n y funcio nando solo con carbón (pruebas a carga parcial) . .......................................................................... 322 Tabla 5.30. Contenido en ceniza de la biomasa y el carbón utilizado en la s pruebas a plena carg a. ............................................................................................. 324 Tabla 5.31. Contenido de ceniza de la biomasa y el carbón util izado en las pr uebas a carga parc ial. ........................................................................................... 324 Índice y n omenc latura - ix - Tabla 5.32. L p (%) en co-combu stión y funciona ndo solo con carbón (pruebas a p lena carga). ................................................................................................... 3 25 Tabla 5.33. L p (%) en co-combustión y f uncionando so lo con carbón (pruebas a carga parcial). ................................................................................................. 326 Tabla 5.34. L d (%) en co-combu stión y funciona ndo solo con carbón (pruebas a p lena carga). ................................................................................................... 3 29 Tabla 5.35. L d (%) en co-combustión y f uncionando so lo con carbón (pruebas a carga parcial). ................................................................................................. 330 Tabla 5.36. Variación en c o-combus tión de los f a ctores más i nfluyentes sobre el va lor de las pérdidas (pruebas a plena ca rga). .................................................... 33 3 Tabla 5.37. Variación en c o-combus tión de los f a ctores más i nfluyentes sobre el va lor de las pérdidas (pruebas a carga parc ial) . ................................................... 333 Tabla 5.38. Factores que pueden influ ir sobre el rendimie nto y su relación con los parámetros caracter ísticos d e co-combustió n: composici ón de la biomas a, tamaño de partícu la y porcen taje de sustit ución. ......................................... 3 35 Tabla 5.39. Valor promed io de las pérdid as en lo s perio dos de co-combustión (prueb as a plena carg a). ........................................................................................ 337 Tabla 5.40. Valor promed io de las pérdid as en lo s perio dos de co-combustión (prueb as a carga parc ial). ...................................................................................... 337 Tabla 5.41. Valor promedio de todas las pérdida s en los periodos de funciona miento solo con carbón del prop io día de prueba. Pruebas a p lena carga. .................. 339 Tabla 5.42. Valor promedio de todas las pérdida s en los periodos de funciona miento solo con carbón del prop io día de prueba. Pruebas a ca rga parcia l. ................ 34 0 Tabla 5.43. Rendimiento de c aldera promedio en peri odos de co-combustión y funcionando so lo con carbón (p ruebas a plena carga). ................................. 3 42 Tabla 5.44. Rendimiento de c aldera promedio en peri odos de co-combustión y funcionando so lo con carbón (p ruebas a carga parcia l). ................................ 34 3 Tabla 5.45. Variación, en puntos porc entuales, de la s pérdidas (Δ L) y del r endimien to ( Δη ) entre el periodo de co-combustión y el de funcionamiento solo con carbón del propio día e n la s pruebas a p len a carga. ..................................... 345 Tabla 5.46. Variación, en puntos porcentuales, de las pérdida s ( Δ L) y del rendi miento ( Δη ) entre el periodo de co-combustión y el de funcionamiento solo con carbón del propio día e n las pruebas a carga parcial. ................................... 3 46 Tabla 5.47. Variación, en puntos porcentuales, de las pérdidas ( Δ L c ) y del r endimie nto ( Δη c ) corregidos. Pruebas a plena ca rga. ..................................................... 350 Tabla 5.48. Variación, en puntos porcentuales, de las pérdidas ( Δ L c ) y del r endimie nto ( Δη c ) corregidos. Pruebas a carga parc ia l. ................................................... 350 Tabla 5.49. Resumen de resultados sob re la influenc ia de la co-combu stión en el rendimiento de sei s expe riencias d istinta s. ................................................. 35 6 - xi - ÍNDICE DE FIGURAS CAPÍTULO 1 Figura 1.1. Estructura de genera ción eléctr ica en Espa ña (IDAE, 2011). ............................. 2 Figura 1.2. Participación d e las distinta s fuentes d e energías re novables en el tota l de la energía eléctric a generada co n dicha s fuente s (IDA E, 2011) .......................... 3 Figura 1.3. Evolución de la estr uctura de genera ción eléctrica en Espa ña (IDAE, 2011) ........ 5 CAPÍTULO 2 Figura 2.1. Reducción d e emisio nes de NOx en f unción del po rcenta je de sust itución obtenidas para distin tas experien cias de co-comb ustión directa (Canalís et ál., 2008) ................................................................................................. 24 Figura 2.2. Contenido en azufre, nitrógeno, cloro, sodio y potasio en muestra s de paja, astillas de madera y carbón en ba se al poder calorífico inferior del combustib le (mg/MJ) (Sander, 1997) ........................................................... 30 Figura 2.3. Variación del co ntenido en c loro de los dep ósitos e n función de la re lación entre el contenido en az ufre del co mb ustible y su potencia l para formar cloruros alcalinos (Rob in son et ál ., 1998a) .................................................... 31 Figura 2.4. Decremento del rend imiento de calder a en fun ción d el porcentaj e d e biomasa (Cana lís et ál., 2005b ). .................................................................. 37 Figura 2.5. Distribució n de las exper iencia s de co-combu stión en func ión de la tecnología de caldera (elabora ción pr opia a partir de Cremers ( 2009)) ............. 39 Figura 2.6. Proceso de combustión de una partícula de biomasa de tama ño pequeño (Robinson e t ál., 1998b) ............................................................................. 44 Figura 2.7. Opciones de co -combustión di recta en calderas de carbó n pulver izado ............. 45 Figura 2.8. Esquema de la integració n de los que m adores de parril la en la Planta de St. Andrä (Aus tria) (Simad er y Moritz , 1999a) .............................................. 51 Figura 2.9. Co-combustión indirecta co n integrac ión en el ciclo de va por .......................... 52 Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - xii - Figura 2.10. Co-combustión indir ecta en Ensted Power Plant, Aab enraa – Dinamarc a (Caddet, 2000a) ........................................................................................ 53 Figura 2.11. Co-combust ión indirecta co n gasifica ció n previa de la biomasa ........................ 54 Figura 2.12. Distribució n de las experienc ias de co-combu stión en calderas d e combustible p ulverizado analizad as en func ión de la opción d e co- combustión . .............................................................................................. 57 Figura 2.13. Distribució n por paíse s de las central es con caldera de combusti ble pulverizado ana lizad as. .............................................................................. 59 Figura 2.14. Sistem a de pretratami ento y alimen ta ción a caldera d e la bioma sa en Nijmegen (Holanda) (C addet, 2000b )........................................................... 73 Figura 2.15. Sist ema de pret ratam ient o y ali menta ción de la bi omas a (Aer ts et ál., 1 997) ...... 75 Figura 2.16. Sistema de tratam iento y alimentación de la biomasa en Vestkraft (Dinamarca) (Petersen and H ansen , 1994) ................................................... 77 Figura 2.17. Quemadores mixtos d e carbón y paja en Studstrup Power Plant (Dinarmarca) (Wieck -Has en et ál., 2000) ..................................................... 78 Figura 2.18. Detalle de l a caldera y qu emadores mix tos de Stu dst ru p Power Pl ant– Unit 4 (Dinarmarca) (Friborg et ál., 2005). ............................................................. 79 Figura 2.19. Esquema del sistema de pr etratamiento y alimenta ción de la bio masa en Seward G. St. (EE.U U.) (B attista et ál ., 200 0) ............................................... 81 Figura 2.20. Esquema del sistema de ga sificación en Kymijärvi Power Plant (Finlandia) (Järvinen, 1999). ....................................................................................... 84 Figura 2.21. Esquema de co-combustión indirecta en Ky mijärvi Power Plant (Finlandia) (Raskin et ál ., 2001). ................................................................................. 85 CAPÍTULO 3 Figura 3.1. Zona de estudio para la estimación de la cantidad de biomasa forestal disponible e n el entorn o de la pl anta. ........................................................... 95 Figura 3.2. Api lamie nto y acord onamie nto de los re siduo s, pas os pr evios a su re cogi da. ....... 96 Figura 3.3. Almacenami ento de los res i duos en la c entr al. .............................................. 97 Figura 3.4. Distribució n de quemadores en la pared frontal de caldera. ...........................10 0 Figura 3.5. Esquema del sistema de a limentació n de la biomas a a través del cond ucto central de lo s quemad ores de ca rbón .......................................................... 100 Figura 3.6. Esquema de la ins talación de pretratamie nto. .............................................. 1 02 Figura 3.7. Esquema del silo. ..................................................................................... 1 03 Figura 3.8. Sistema de alimenta ción y descarga d el silo . ................................................104 Figura 3.9. Disposició n de equipo s de la ins talació n de pretrata mient o y del silo en la planta. .................................................................................................... 10 4 Figura 3.10. Distribució n y modo de operación de los quemadores alimentados con biomasa ..................................................................................................105 Figura 3.11. Conductos de alime ntació n de la bi omasa. ................................................... 106 Figura 3.12. Pieza final de l conducto ce ntral del que mador antes y después d e la reforma (esquema aprox imado ). ................................................................10 6 Figura 3.13. Quemador mixto. Distribución de aire y comb ustib les. ..................................1 07 Figura 3.14. Especifica cione s del si stema n eumático . ......................................................10 7 Figura 3.15. Tolva de almac enamiento d e ast illas. .......................................................... 109 Índice y n omenc latura - xiii - Figura 3.16. Detalle d el sistema d e de scarga del si lo. ..................................................... 111 Figura 3.17. Evolución de la carga del grup o generada durante una prue ba. ..................... 114 Figura 3.18. Cargas promedio duran te las etapas de una de la s pruebas . ......................... 115 Figura 3.19. Evolución d e la carga del grup o durante doce horas. Día d e pruebas 4 y 5 . ..... 118 Figura 3.20. Evolución de la temperatura de vapor vivo y la presión de vacío durante doce horas. Día de pruebas 4 y 5. ............................................................. 118 Figura 3.21. Evolución de la carga en la prue ba 11. ....................................................... 119 Figura 3.22. Evolu ción de la c arga du rante la pru eba 3 (funci onami ento c on tre s moli nos) .... 120 Figura 3.23. Evolución d e la presión y te mperatura de va por vivo durante la pr ueba 3. ...... 120 Figura 3.24. Respuest a de la cald era ante la caída de un ter rón un día de funcionami ento solo con carb ón................................................................. 1 20 Figura 3.25. Evolución de la te mperatura ambien te y la presión de vacío durante la prueba 1. ............................................................................................... 121 Figura 3.26. Evolución de la potencia y el consu mo de combustibl e durante la prueba 1. .... 122 Figura 3.27. Resultados del análisis granu lométrico de la muestra de bioma sa tomada en la prue ba 8. ........................................................................................ 123 Figura 3.28. Esquema de la planta. Pun tos de toma de mues tras de esco rias y cenizas . ..... 130 Figura 3.29. Toma de mues tras de escoria s y cenizas durante la prueba 8. ....................... 131 Figura 3.30. Promedio de la potencia y del po rcentaje de oxígeno e n calder a en lo s tres periodos a plena carga de la prue ba 2. ....................................................... 13 5 Figura 3.31. Promedio de la potencia y del po rcentaje de oxígeno e n calder a en lo s tres periodos a plena carga de la prue ba 7. ....................................................... 13 6 Figura 3.32. Promedio de la potencia y d el porcen taje de ox ígeno en c aldera pa ra cada una de las etapas de la prueba 1 1. ............................................................ 13 6 Figura 3.33. Increm ento, en punt os porcentuale s, del porcent aje de in quemados en escorias en co -combustión fre nte a la situaci ón con solo carb ón ( Δ  Inq esc ). ...... 139 Figura 3.34. Increm ento, en pu ntos porcent uales, del porcent aje de volátile s en escorias en co -combustión fre nte a la situaci ón con solo carb ón ( Δ  Vol esc ). ....... 13 9 Figura 3.35. Increm ento, en pu ntos porcen tuales, del porcentaje de carbono fijo en escorias en co -combustión fre nte a la situaci ón con solo carb ón ( Δ  CF esc ) . ....... 1 40 Figura 3.36. Increm ento, en punt os porcentuale s, del porcent aje de in quemados en cenizas volant es en co-co mbustión fr ente a la situac ión con solo carb ón ( Δ  Inq cv ). ................................................................................................. 140 Figura 3.37. Increm ento, en pun tos porcentu ales, del porc entaje de volát iles en ce nizas volantes en co -combustión fr ente a la situa ción con so lo carbón ( Δ  Vol cv ). ....... 1 41 Figura 3.38. Increm ento, en punt os porcentu ales, del porcentaje d e carbono fijo en cenizas volant es en co-co mbustión fr ente a la situac ión con solo carb ón ( Δ  CF cv ). .................................................................................................. 14 1 Figura 3.39. Increm ento, en punt os porcentual es, del porce ntaje de inqu emados totales en residuos sólidos en co-co mbustión frente a la situación con solo carbó n. Pruebas a plen a carga. ............................................................................. 14 2 Figura 3.40. Incremento del por centaje de inquem ado s totales en residuos só lidos frente a la variación del porcentaje de oxígeno en cald era entre las etapas en las que se recogieron las mues tras (ambas variable s expresadas en puntos porcentuale s). Pr uebas a plena carga . ............................................. 143 Figura 3.41. Increm ento, en punt os porcentuale s, del porcent aje de in quemados en escorias en co -combust ión frente a la situación con solo carbón ( Δ  Inq es c ). Pruebas a carg a parcia l. ........................................................................... 145 Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - xiv - Figura 3.42. Increm ento, en pun tos porcentu ales, del porce ntaje de in quemados en cenizas volant es en co-co mbustión fr ente a la situac ión con solo carb ón ( Δ  Inq cv ). Pruebas a ca rga parcia l. ............................................................... 145 Figura 3.43. Incr emento de l porcent aje de in quemados e n residu os sóli dos en co- combustión fre nte a la situaci ón con solo carbón. Pru ebas a carga parcial ........ 146 Figura 3.44. Incremento del por centaje de inquem ados to tales en residuos só lidos frente a la variación del porcentaje de oxígeno en cald era entre las etapas en las que se recogieron las mues tras (ambas variable s expresadas en puntos porcentuale s). Prue bas a carga pa rci al. .............................................147 Figura 3.45. Incremento del por centaje de inquem ados to tales en residuos só lidos frente a la variación del porcentaje de oxígeno en cald era entre las etapas en las que se recogieron las mues tras (ambas variable s expresadas en puntos porcen tuale s). ............................................................................... 1 48 Figura 3.46. Reducció n de emisione s de SO 2 en cada prueba frent e a la redu cción de l contenido en az ufre del combust ible ut i lizado. ..............................................15 2 Figura 3.47. Evolución d e las em isione s de SO 2 en la pru e ba 8. ........................................ 154 Figura 3.48. Promedio de l as emisio nes de NOx f rente al po rcentaje pr omedio de oxígeno en gases a la sa lida de ca ld era. ...................................................... 155 Figura 3.49. Promedio de las emis iones de NOx y de l porcentaje de ox ígeno en gases a la salida de ca ldera para cada una de las etapas de l a prueba 10 .................... 156 Figura 3.50. Variación de las e misione s de NOx en co -combust ión fren te a la v ariació n del porcentaje de oxígeno en gases a la salida de caldera. Prueba s a carga parcial. .................................................................................................... 1 56 Figura 3.51. Reducció n de emis iones de NOx en ca da prueba frente a la reducción del contenido en n itrógeno del combu stible ut iliz ado. ......................................... 15 8 Figura 3.52. Variación de las e misione s de NOx en co -combust ión fren te a la v ariació n del porcentaje de oxígeno en gases a la salida de caldera . Pruebas a p lena carga. ..................................................................................................... 15 9 Figura 3.53. Evolución de la s emision es de CO durant e las prue bas 5 y 7. ......................... 16 2 Figura 3.54. Evolución de la s emision es de part ículas dur ante la pru eba 10. ......................163 Figura 3.55. Evolución de la s emision es de part ículas dur ante la pru eba 16. ......................165 Figura 3.56. Relación entr e la emisión de partí culas y el tamaño de par tícula (pruebas a plena carg a) ............................................................................................ 1 66 CAPÍTULO 4 Figura 4.1. Esquema de una planta de g ene ración ener gía eléctr ica ................................ 172 Figura 4.2. Secuencia de trabajo para la esti maci ón del cons umo insta ntán eo de combustib le ............................................................................................. 176 Figura 4.3. Diagrama de apli cación de la metodo logía. ..................................................1 77 Figura 4.4. Esquema general de lo s flujos de entrada y salida a un gen erador de vapor..... 178 Figura 4.5. Esquema del ci rcuito aire-gas es de la C.T. de Escuc ha. .................................18 0 Figura 4.6. Diferencia entr e aporte externo e in terno ....................................................18 3 Figura 4.7. Evolución de la temperatura del a i re en su cami no a caldera .......................... 184 Figura 4.8. Aportes de energía al a i re de combus tión. ...................................................185 Figura 4.9 Esquema s implificado del cir cuito a ire-gases de la C.T. d e Escuc ha. Frontera Edificio de Calder a . ...................................................................... 1 86 - xxi - NOMENCLATURA A Aprovechamiento. B Crédito de energía (kW). b Energía aportada al sistema (kJ /kg). B a Crédito del aire al cruzar la frontera (kW). B AUX Energía aporta da al aire (créditos) po r el sistema de molienda ( ventiladore s de aire primario y molinos) (kW). B MOL Energía aportada al air e (crédito s) po r el accionamiento d e los molinos ( kW). B VAP Energía aportada al aire (crédito s) por el acciona miento de lo s ventilad ores d e aire primario (kW). C Fracci ón másica de carbono en el comb ustible. Ce Fracción má sica de cen izas en e l combustib le. Fracción m ásica de cen izas en lo s residuos. CF Fracción má sica de carbono f ijo en el comb ustible. Fra cción mási ca de carbono fijo en los residuos sólidos. C matriz Capacidad calorífica de la ma tríz (KJ/K) C max Capacidad calorífica máx ima (kW/K) C min Capacidad calorífica mínima (kW/K) D Diámetro de partíc ula (mm) D h Diám etro hi dráuli co (m) E Entrada de energía a la calder a, a un equipo o a un sistema (kW) E combustible Energía del combu stible (kW) ELEP Salto entá lpico para la correcció n para pasar del pu nto final de la l ínea de expansión al p unto final en condicion es reales (k J/kg) EXLOSS Pérdidas en el escape (kJ/kg) f Fracción en peso del combust ible en la mezcla ( -) H Fracción másica de hidróg eno en el combus tible (%) Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - xxii - h a (T) Entalpía de l aire a la temp eratur a T (kJ/kg ). h aire Coeficiente de convección en el lado aire d el precalentador aire-gases (W /m 2 ·K ) hA6sal Entalpía de l vapor a la entrad a de calder a o a la sa lida del último pre calentado r de alta (kJ/kg). hHPe Entalpía d el va por a la entra da de la turbin a de Alta Pres ión. Ent alpía d e vapor vivo (kJ/kg). hHPs Entalpía de l vapor a la salida de la turbina d e Alta Presió n (kJ/kg). h Rw Entalpía del a gua en los ga ses de comb ustión a la t emperatura d e refer encia (kJ/kg ) Hu Fracci ón másica de humedad en el comb us tible. Fracción má sica de humedad en los residuos . h vG Entalpía d el va por de agua contenido en los gases de co mbustión a la sal ida a la temperatura d e los gases (k J/kg). Inq cv Conteni do de inquemados en la mues tras de cen izas vola ntes res ultado de sumar el porcentaje de carbono fijo (CF) y vo látiles (Vo l) del aná lisis e lental (%) Inq esc Conteni do de inquemados en la muestras de escorias r esultado de sumar e l porcentaje de carbono fijo (CF) y vo látiles ( Vol) del an álisi s elental (%) Inq totales Contenido de inquemados en el total d e residuos (%) Inquemados Combustible inquemado po r cada unidad de comb ustible (kg/kg combustible ) K Constante de la ex presión d e la Elipse de Stodola que per mite relac ionar la s condicione s de entrada y de salida del v apor en una secció n (-) K f Factor de ensu ciamiento de l precalentador aire-gases (-). l Pérdidas en (kJ/kg) L Pérdidas en (kW) o en (%) L* Valor de la pérdida en un pu nto del periodo de co-combustión (%). L d Pérdi das por calor sensible en cenizas vola ntes (%). L d,c Pérdidas por calor sensible en cenizas vola ntes corregida s (%). L f Pérdidas fijas (%). L G Pérdidas por calor se nsible en gase s secos (%). L G,c Pérdidas por calor se nsible en gases s ecos corregidas (%) . L H Pérdid as por humedad proveniente del hidrógeno del combustib le (%). L H,c Pérdidas por humedad proveniente de l hidrógeno del combustible corregidas (%). L lk Pérdidas por fugas en el pr ecalen tador aire-g ases (%). L lk, c Pérdidas por fugas en el precal entador air e-gases co rregidas (% ). L mf Pérdidas por h umedad en el comb ustible (%). L mf,c Pérdidas por humedad en el combustible corregidas (% ). L p Pérdi das por calor sensible en escorias (%). L p,c Pérdidas por calor sensible en escori as corregidas (%). L total Pérdidas totale s, resultado de sumar todas las pérd idas de e nergía en calder a (%). Índice y n omenc latura - xxiii - L UC Pérdidas por inquemados sólidos en residuos (%). L UC,c Pérdidas por inquemados sólidos en residuos correg idas (%). L β Pérdid as por radiación y convección a través de las paredes de caldera (%). m Caudal de vapor que atraviesa una sección de turbina (kg/s) . M Muestra. m a Masa de aire por unidad d e combustible (kg/kg co mbustible ) m a,combustión Masa de aire por unidad de combustible a la salida del precalentador aire-gases o a la entrada de caldera (kg /kg co mbustible ). m a,ent Masa de aire por unidad de combustibl e a la entra da del precalentador aire- gases (kg/kg combu stibl e ). m a,fugado Masa de aire por unidad d e combustible qu e pasa del lad o aire al lado g as en el precalentador aire -gases, fug as (kg/kg combustible ). mA1 Caudal de vapor de la tercera extracción de la turbina de baja presió n (kg/s). mA2 Caudal de vapor de la segunda extracci ón de la turbina de baja presión (kg/s). mA3 Caudal de vapor de la primera extracción de la turbina de baja presió n (kg/s). mA4 Caudal de vapor de la segunda extracci ón de la turbina de med ia presión (kg/s). mA5 Caudal de vapor de la primera extracci ón de la turbina de media presión (kg/s). mA6 Caudal de vapor de la extracción a la salida de la turbina de alta presión (kg/s). m combus tible Caudal de com bustible (kg/ s). m cv Masa de cenizas volante s po r unidad de combustible (kg/kg combustible ) m d Caudal de vapor que atraviesa una secció n de turbina en cond iciones de diseño (kg/s). m esc Masa de escorias por un idad de combustible (kg/kg combustible ) m g,ent Masa de gases de combusti ón por un idad de co mbustible a la en trada del precalentador aire -gases o salida d e caldera (kg/kg combustible ) m g,sal Masa de gases de combustión por u n idad de combustible a la sa lida del precalentador aire -gases o salida d e caldera (kg/kg combustible ) m g,sal Masa de gases de combustión por u n idad de combustible a la sa lida del precalentador aire -gases o salida d e caldera (kg/kg combustible ) mHP Caudal de vapor vivo (kg/s). mHP vd Caudal volumétrico en co ndiciones d e diseño que a traviesa la sección de Al ta Presión de la turbina . mIP1 Caudal a la entrada de la primera etapa de la turbina de media, cauda l de vapor recalentado. mIP v Caudal volumétrico que a traviesa una s e cción de la turbina de media presión (m 3 /s) mLP vd Caudal volumétrico en condi ciones de diseñ o que at ravi esa la secci ón a condensació n de la turbina (m 3 /s) N Fracción másica de nitrógeno en el combustible. NTU Número de unidades de transferenc ia de calor. NTU 0 Número modif icado de unidades de transferencia de ca lor. Nu Númer o de Nusse lt Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - xxiv - O Fracción másica de oxigeno en el combustible. PC Poder ca lorífico (kJ/kg). PC combu stible Poder calorífico del combust ible (kJ/kg). PC inque mad os Poder calorífico del carbono inquemado en los residuos (KJ/kg). P e Presión de entr ada del vapor a una sección de turbina (bar ). P ed Presión de entrada del vapo r a una se cción de turbi na en condicio nes de diseñ o (bar). pHPe Presión del v apor a la entr ada de la t urbina de alta presión . Presión d e vapor vivo (bar). pHPs Presión del vapor a la salida de la turbina de alta presión (bar). pHPsd Presión del vapor a la salida de la turbina de alta presión en condiciones de diseño (bar). Pr Número de Prant. Prueb a. P s Presión de salida del vapor de una sección de turbina (bar ). Q cámara Calor absorbido por el vapor en la cámara (MWt). Q RI Calor absorbido por el vapor en el Recalentador Intermed io (MWt) Q TOTAL Calor absorbido por el vapor en el ciclo (MWt). R Recirc ulación (kW) r* Relación de presio nes crít ica en una se cción de tur bina (- ) Re Número de Reyno lds. Rend Rendimiento estimado para una se cción de turbina (%). r p Relación d e presione s en una sec ción de tur bina. S Fracción másica de azufre en el combustible. Salida (kW) T a,amb Temperatura d el aire en cond icione s ambiental es (ºC) T a,ante,CAV Temperatura del a ire ante el precalentador aire-vapor (ºC) T a,ante,VTF Temp eratura del aire an tes de pasar po r el Ventilador de Tiro Forzado (ºC) T a,e dif icio Temp eratura d el aire dentro del edifi cio de cald era (ºC) T a,tras,CAV Temperatura del aire tra s su paso por el precalentador aire-vapor (ºC) tA1ent Temperatura del agua a la entrada del primer precalentador de baja presió n (ºC). tA1sal Temperatura del agua a la sa lida del primer precalentador de baja presión (ºC). tA2ent Temperatura del a gua a la entrada d el segundo preca lentador de baja presió n (ºC). tA2sal Temperatura del ag ua a la salida de l segundo precalentador de baja presió n (ºC). tA3ent Temperatura del agua a la entrada del tercer precalentador de baja presión (ºC). tA3sal Temperatura del agua a la sa lida del tercer precalen tador de baja presión (º C). tA4ent Temperatura del ag ua a la entrada del conju nto desgasificador -tanque d e alimentación (ºC). Índice y n omenc latura - xxv - tA5ent Temperatura del agua a la entrada del primer precalenta dor de alta presión (ºC). tA5sal Temperatura del agua a la sa lida del primer precalentador de alta presión (ºC). tA6ent Temperatura del ag ua a la entrada del seg undo precalentador de alta presió n (ºC). tA6sal Temperatura del agua a la salida del segundo precalenta dor de alta presión (ºC). T AR Temperatura d e referencia (25 ºC) TDCA Dif erencia de t emperaturas e ntre la sa lida del flujo caliente y la de entr ada del flujo frío (ºC) T e Temperatura de entrada del vapor a una sección de turbina (ºC). T esc Temperatura a la que las esco rias cruzan la frontera (ºC) TFR Relación del caudal de admisión (T hrottle Flow Ratio). T g,ent Temperatura del gas a la entrada del prec alen tador aire-gases o a la salida de caldera (ºC). T g,sal Temperatura d el gas a la salida de l precalentador aire-ga ses (ºC). T g,sal,c Temperatura del gas a la salida del pr e calentador air e-gases sin c onsiderar fugas (ºC) tHPe Temperatura del vapor a la entrada de la turbina de alta presión. Te mperatur a de vapor vivo (ºC). tHPs Temperatura del vapor a sa lida de la turbina de alta presión (ºC). tIPe Temperatura del vapor a la en trad a de la turbina de media presión. Temperatura de vapor recalentado (ºC ) T s Temperatura de salida del vapor de una sección de turbina(ºC). TTD Dif erencia de temperatur as e ntre la salida del flujo fr ío y la de vapor s aturado del flujo ca liente (º C) tv A1 e n t Temperatura de l vapor a la entrada del primer precalenta dor de baja pr esión (ºC ). tvA1sal Temperatur a del vapor a la salida del pr imer pr ecalentado r d e baj a p re sió n (ºC ). tv A 2 en t Temperatura del vapor a la entrada del segundo p recalentador de baja presi ón (ºC). tvA2sal Temperatu ra del vap or a la salida del segundo prec alentador de baja presión (ºC). tvA3ent Temperatura de l vapor a la entrada del tercer preca lentador de baja p resión (º C). tvA3sal Temperatura d el vapor a la salida del ter cer precalentador de baja presión (ºC). tvA4ent Temperatura del vapor a la entrad a del conjunto desgasificador-ta nque de alimentación (ºC). tv A5 e n t Temperatura d el vapor a la entr ada del primer pr ecalentado r de alta presión (º C). tvA5sal Temperatura d el vapor a la salida del pr imer precalentado r de alta presión (ºC). tvA6 sal Temperatu ra del vap or a la salida del segundo precalenta dor de alt a presión (º C). U Coefic iente glo bal de transfer encia (kW /K). Energía úti l del sistema (kW) v ed Volumen de l vapor a la en trada de una se cción de turb ina en co ndicio nes de diseño (m 3 /kg). Vol Frac ción másica de voláti les en el comb ustible . Fracción másica de vol átiles en los residuos só lidos. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - xxvi - W elect Consumo el éctrico de los mo tores de accionamient o (kW). W elect,M OL Consumo el éctrico de los moto res de de los molinos (kW) . W elect,V AP Consumo eléctrico de los mo tores de de lo s ventila dores d e aire primar io (kW). W grupo Potenc ia del grupo (kW). W grupo, p romedi o Pote ncia del gr up o promedio (kW). W iso entr óp ico Cantidad de e nergía mecá nica que se trasmitir ía al eje de t urbina si el proceso fuera isoentrópico (kW). W real Cantidad de energía mecánica efectiva que se tras mite al eje de la turb ina (kW). Δ H 1% Variació n del co ntenido en hidrógeno de l combustible por cada uno por ciento de sustituc ión en energía de carbón por biomasa. Δ h a,CAV Variación de entalpía del aire a su paso por el Preca lentador Aire-Vapor (kJ/kg). Δ H a,VTF Variación de enta lpía de l aire a su pa so por el Ventilador de Tiro Forzado (kJ/kg ). Δ H total Variación de l contenido en hidróg eno del combustible en cada prueba (% ) Δ Hu 1% Variación del contenido en humedad del combustible por cada u no por ciento de sustitució n en energía de car bón por biomasa (%). Δ T CAV Incremento de temperatura que su fre el ai re en el Precalentador Aire Gases (º C) Δ T ed ificio Incremento de temperatura que sufre el ai re dentro del ed ificio de ca ldera (º C) Δ T VTF Inc remento de temperatu ra que sufre el ai re en el Vent ilad or de Ti ro Forzad o (ºC) η O Constant e de ajuste del rend imiento. η m Rendimiento del motor de accionamiento de los molinos o los ventiladores aire primario. η caldera Rendimient o de la c aldera. η caldera,c Rendimiento de la ca ldera corregido. η ciclo R endimiento de l ciclo de vapor. η s Rendimiento Isoentrópico de una sección de turbina. hIP1e Entalpía d el vapo r a la en trada de la primera etapa d e la turbina de Media Presión . Entalpía de l vapor recal entado (kJ/ kg). pIP1e Presión del vapor a la entra da de la primera secció n de la turbina de media presión (bar ). A i Área de intercambio (m 2 ). h c Coef iciente de convecc ión lado calien te (W/m 2 ·K). h f Coeficient e de conve cción lado frío (W/m 2 ·K ). m 3 Caudal de ag ua tras su paso por lo s precalentadores de baja presión y que ent ra al desg asifi cad or (k g/s). v e Volumen del v apor a la entrada de una sección de turbina (m 3 /kg) m 5 Caudal de con densado a la salida d el pr imer precalentado r de alta presión (A5) (kg/s). m 6 Caudal de condensado a la salida del segundo precalentador de alta presió n (A6) (kg/s ). pIP1s Presión del v apor a la sa lida de la prim era secció n de la turb ina de med ia presión (bar ). Índice y n omenc latura - xxvii - pLP1s Presión del v apor a la salida de la pri mera secció n de la turbina de baja presión (bar). tIP1s Temperatura d el vapor a salida de la primera sección de l a turbina de media presión (ºC ). tLP1s Temperatura del vapor a salida de la primera sección de la turb ina de baja presión (ºC ). pIP2s Presión d el vapor a la sa lida de la seg unda sec ción de la turb ina de med ia presión (bar ). pLP2s Presión del va por a la salida de la segunda sección de la turbina de baja presión (bar). tIP2s Temperatura d el vapor a sa lida de la segu nda sección de la turb ina d e media presión (ºC ). tLP2s Temperatura del vapor a salida de la segu nda sección de la turbina de baja presión (ºC ). pLP3s Presión del vapor a la salida de la te rcera sección de la turbina d e baja presió n (bar). tLP3s Temp eratura del v apor a s alida de la tercera sec ción de la turbin a de baja presión (ºC ). pLP4s Presión del vapor a la salida de la últi ma sección d e la turbina de baj a presión (bar). Presión de va cío (bar). O 2,ent Porcentaje d e oxígeno en los gases a la salida d e caldera o a la en trada del precalentador aire -gases. Por centaje de oxigeno en caldera. (% ). O 2,sal Porcentaje de oxígeno en los gases a la salida del pr ecalentador aire-gas es. Porcentaje de oxígeno en chimenea. (%). Δ O 2,ent Variación, en puntos por centuales, d el porcentaje promedio de ox ígeno en cal dera en tre el peri odo de co-c ombus tión de una pr ueba y el de pu ntos del mismo día en el qu e se estuviera trabaj an do sólo con carbón y que la energ ía que entrara a caldera con el co mbus tible fuera la misma (-). Δ O 2,ent,m uest ras Variación, en puntos porcen tuales, del po rcentaje prom edio de oxíge no en caldera entre d os etapas de una mi sma pr ueba en las que se tomaran muestras de residuos (-) Δ O 2,ent,prueba Variación, en puntos porcen tuales, del po rcentaje prom edio de oxíge no en caldera entr e la etapa de co-comb ustión y el pro medio d e la etapa i nicial y f inal en funci onamiento s olo con carbón de una mis ma prueba (-) ABREVIAT URAS DE E QUIPOS A1 Primer precalentador de baja presión. A2 Segundo precalentador de baj a presión. A3 Tercer precalentador de baja presió n. A5 Primer precalentador de alta presión. A6 Segundo precalentador de a lta presión. CAV Precalentador Aire Vapor. HP Turbina de Alta Presión. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - xxviii - IP1 Primera sec ción de la tur bina de med ia presión. IP2 Segunda sección de la turb ina de media presión. LP1 Primera sección de la turbina de baja presión. LP2 Segunda sección de la turb ina de baja presión. LP3 Tercera secció n de la turbina de baja presión. LP4 Última sección de la turbina de baja presión. MOL Molino. RI Recal entador Inter medio. THP Turbina de Alta Presión. TIP Turbin a de Media Pre sión. TLP Turbina de Baj a Presión. TV Turbina de Vap or. VAP Ventilador de Aire Primario. VTF Ventilador de Tiro Forzado. VTI Ventilador de Tiro Inducido. ACRÓNIMOS Y SIGLAS APPA Asociación de Productores de Energías Renovables ASME The A merican Soci ety of Mechanica l Engineers ASTM The American Society for Testing Materia ls b.h. Base húmeda. b.s. Base seca. BFB Lecho fluido burbujean te. CFB Lecho f luido circulante. CHP Plantas de gen eración combinada de ca lor y energía. CIRCE Centro de Investig ación de Recursos y Co nsumos Energético s. LOI Loss Of Ignition. OFA Overfire Air. PCI Poder Calorífico Inferior de un combustible. PCS Poder Calorífico Supe rior de un combustible. ROCs Renewab les Obliga tion Certif icates RSU Resid uos sólid os urbanos. s.m. Sin muestra SAD Sistema de Adquisición de Da tos. SCR Reducc ión select iva catalítica SNCR Reducc ión sele ctiva no catalít ica VOC Compuestos Volátiles Orgánicos. Índice y n omenc latura - xxix - SIMBOLOS GRIEGOS Δ Variación η Rendimient o λ Conductividad térmica (kW/m·K) μ Viscosidad (Pa·s) SUBINDICES a Aire. ar Condiciones estándar. Biomasa Variable referente a ese combust ible c Corregidas. Carbón Datos referentes a puntos de la planta tr abajando solo con carbón. Variable referente a ese combustible. co-co Datos referentes a puntos d e la planta trabajando en co -combustión. Combustible Datos refer entes a puntos trabajen con cualquier comb ustible . cv Cenizas Volant es. esc Escorias. g Gas. Capítulo 1: Introducció n. - pág. 7 - las barreras para el desarrollo de l a biomasa que s e han señalado anteriormente. Estas ventajas son, principalmente (Canalís y Royo, 2010): • Menor inversión por unidad de pot encia instalada, al aprovecharse gran parte de la infraestructura existente en cada cent ral (ciclo de vapor, sistemas eléctricos, sistema de refrig eración y, al men os, pa rte de la calde ra) • Aprovechamiento de la biomasa en plantas de mayor rendimient o , debido, principalmente, al mayor tamaño de la planta en la que se realiza co-combusti ón. • Incremento en la flexibilidad de operación. La vari ación del porcentaje de bi omasa introducido faci lita la adaptación de la planta a la disponi bilidad de biomasa en cada momento y ajustarse a las fluctuaciones estacionales de este recurso • Mayor reducción de emisio nes de NO x . El aprovechamiento de la biomasa mediante co- combustión puede suponer una reduc ción mayor de estas emisiones frente al uso de combustibles fósil es que si la mi sma biomasa se utili zara en una planta de forma independient e, según se verá detalladamente en el siguiente capítulo A pesar de todas l as ventajas señaladas, no hay que olvidar que l a implantación defi nitiva de esta tecnología ll eva asociados ciertos problemas té cnicos que es necesario te ner en cuenta a la hora de analizar su vi abilidad. Se e ncuentran relaci onados, principalmente con el ti po de combustible util izado y con el hecho de estar trabaj ando con equi pos que fueron diseñados para utilizar un combustibl e diferente. Los p rincipales probl emas que pueden aparec er son (European Commision, 2000b): • Problemas en el si stema de almacenamiento y ali mentación de la biomasa: formaci ón de polvo, ri esgo de autoignición, problemas por atascos y apel mazamiento de la biomasa, aumento de consumos propios. • Incidencias sobre la pl anta: aumento de los problemas por ensuciami ento y corrosión en cald era, p érdid a de rendim iento , aume nto d el cau dal de gase s o em peoram iento d el funcionamiento de los si stemas de limpieza de gases (preci pitadores electrostáti cos, planta de desul furación, etc.). • Incidencias sobre l as emisiones y l os residuos: aumento de l as emisiones de CO y/o par tícula s, ap aric ión de em ision es re lac ionad as dir ect amen te con el uso de ciert os tip os de biomasa (HCl, di oxinas y furanos, aerosole s, etc.), influencia sobre la c antidad de residuos (cenizas volantes y escorias) y de sus propi edades. Además de estas barreras técni cas que en muchos casos, como se verá en el siguiente capítulo pueden superarse con un ajuste adecuado de l os parámetros de funcionamiento de l a planta a la nueva situación y fijando el porcentaje de sustitución más conveniente en ca da caso, la tecnología de l a co-combustión se enfrenta tambi én a barreras desde el punto de vi sta económico. Existen un gran número de países que han apostado ya por la co-combustión, países donde n o solo se han llevado a cabo experi encias de corta duración sino en los que e xisten ya múltiples plantas que se encu entran actualmente funcio nando con esta tecnologí a. Ha sido probada satisfactoriamente en m ás de 230 instal aciones en todo el mundo, de el las, aproxi madamente 150 en Europa, 40 en EE.UU. y el resto en Canadá, Australia y Asia (Cremers, 2009). Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 8 - En muchos de estos países el desarrollo ha venido ligado a una apuesta fuerte de l os propios gobiernos y las empresas el éctricas involucradas por esta tecnol ogía. Así, en EE.UU. durante los últimos quince años se han puesto en marcha múl tiples programas de investigaci ón financiados por el gobierno y con la participaci ón de las principales empre sas eléctricas. Estos programas han supuesto la real ización de más de 40 experie ncias en instal aciones comercial es en las que se ha trabajado con una ampli a variedad de combustibles (bi omasas residuales y cultivos energéticos pri ncipalmente), en disti ntos tipos de caldera s (comb ustib le pulve rizad o, de parril la y ciclóni cas) y con porcentajes de sust itución que van des de el 1 al 20% (Baxter, 2004). Con ello se ha conseguido una basta ex periencia en esta tecnol ogía y como consecuenci a el funcionamiento comercial de un gran número de plantas. En Europa, en países como Holanda, las empresas eléctricas se han comprometi do a que el 50% de los objeti vos marcados para l a reducció n de emisiones de CO2 en centrales de producció n de energía eléctri ca a partir de combustibl es fósiles, se realice susti tuyendo en torno al 20% por biomasa (Van Ree, 20 00). Finl andia es uno de los paí ses europeos donde tradicional mente el aprovechamiento energético de l a biomasa ha estado más ext endido, en 2003 más del 50% de esa biomasa era uti lizada en instal aciones de co-combustión, pri ncipalmente en calder as de lecho flui do (NetBiocof, 2006). D inamarca sigue trabajando e investi gando en co-combustión tanto directa como indi recta como una forma de aprovechar energéticamente sus excedente s en la producción de paja ( NetBiocof (2006), R aven (2005)). En Alemani a, la co-combustión de lodos de depuradora y RSU es una tecnología totalmente i mplantada y estri ctamente regulada, aunque también se utili zan como combustible sustitutori o madera residual y paja (NetBiocof, 2006). En Reino Uni do, debido al escaso potenci al de co-combusti ón, esta tecnologí a se considera, no como una opción a largo plazo, sino como una medida para est imular el mercado de la biomas a (Thorney, 2006), lo que justi fica el desarrol lo de esta te cnología en es te país durante los últimos años. A diferencia de estos país es, en España no hay en funci onamiento ninguna instalación de estas características en l a actualidad. Sí se han realizado pruebas a escala de l aboratorio (Armesto et ál. (2003), Gayan et ál . (2004)) y en varias pl antas, una de ellas la que es objeto de an álisis en esta tesis (Fundaci ón CIRCE, 2002). La falta de este ti po de instalaciones resul ta más extraño si se tiene en cuenta que el potencial de co-combustión en España no es d esdeñable. Se h a estimado que l a cantidad total de ener gía que podría generarse mediante co-combusti ón en el conjunto de las central es termoeléctricas de carbón pul verizado español as sería de 15 PJe anuales si se aprovecharan los recursos disponi bles en sus alrededores (conside rando exclusivamente biomasa residual de origen agrícola y forestal) y suponiendo los porcentajes de sustitución de carbón por bi omasa habituales en función del recurso y la tecnologí a (Royo et ál., 2012). Esta producción supondrí a, sustituir un prom edi o del 7,7% de la pro ducción eléctri ca de carbón por biomasa y llegar a cubrir el 75% de los objetivos marcados para este recur so en 2020 (IDAE, 201 1). Además, apl icando las herra mientas de análi sis de ciclo de vi da, se ha estimado que esta sustituci ón podría suponer una reducci ón de emisiones de CO 2 equivalente de 3,4 Mt, lo que equi vale a casi el 1% de las emisiones total es de gases de efe cto invernadero en España (Royo et ál., 2012) Teniendo en cuenta estos valores y l as ventajas de esta tecnología, cabría preguntarse por qu é no se invierte en co- combustión en España. Hay que ten er en cuenta que, a pes ar de la s ventajas medioambientales que supo ne el uso de la biomasa frente a otros combusti bles y lo Capítulo 1: Introducció n. - pág. 9 - ade cuada que re sulta técnic amen te la co-c ombu stión p ara s u apro vecha mient o, la im plan tación definit iva re quie re qu e la inver sión sea e conómica mente atra ctiva pa ra sus poten ciale s promotores, al igual que ocurre con cualquie r planta de energí a independientemen te del combustible o de l a fuente de energía que uti lice. Según se ha señal ado anteriormente una de las claves para el desarrol lo de l as tecnologías de generación eléctri ca con energías renovables ha sido el haber contado con sistemas de ap oyo a la retribución adecuado s. En el caso de España el si stema elegido fue el de tarifas o primas mínimas, conocido bajo la denominaci ón genéri ca inglesa de REFIT (Ren ewable Energy Feed-I n Tariffs) (APPA, 2005). Este sistema consiste, básicamente, en que los generadores d e electrici dad a partir de energías renovabl es tienen la opción de vender di cha electricidad a un precio fijado legal mente en su totalidad (tarif a fija total) o en parte (pri ma o incentivo fij o). En los primeros decreto s en los que se regul arizó la generaci ón con energías renovables y el régime n ret ributivo de e stas instalac ion es, la co -co mbust ión no ap arec ía inc luida c omo una o p c i ó n p a r a l a b i o m a s a . E s t o s u p o n í a q u e s i u n a p l a n t a i n v e r t í a e n e s t a t e c n o l o g í a n o r e c i b í a ning ún ingre so adic ional. En este marc o, si se compara n dist intas opc iones d e co-comb ustión con el ap rovechamie nto de la biom asa en una plan ta indep endiente , para e l rango de precios hab ituales de e ste re curso, la c o-comb ustión s in prima n o res ulta econó micament e viable (Canalís et ál., 20 05a). Esta pudo ser la razón po r la que, a pesar del po tencial e xistente , este tipo de instalaci ones no tuvi eran, en ese m omento, el desarrol lo que sí estaban t eniend o en otros países. Es en el Plan de Energí as Renovables 2005-2010 (ID AE, 2005) donde se empieza a apostar firmemente por esta opció n para la biomasa. D e los 1.695 MW fijados como c recimiento para el periodo 2005-20 10 en el apartado relati vo a la producción de energía eléctri ca a partir de biomasa, 722 MW de bían ser utili zando la co-combusti ón en centrales térmicas de carbón (ver Tabla 1.1). Como desarrol lo normativo de este plan, el RD 661/2007 (BOE, 2007) ya incl uye las instalaci ones de co-combustión dentro del régimen especial , estableciendo que estas podrán recibir una prima para la energía el éctrica que se produzca a partir de bi omasa. Sin embargo, este real decreto deja a bierta la cuantí a específica para cada instal ación, lo que ha segui do manten iendo e l clima d e ince rtidumb re. Por ello, y a pesar de la apuesta hecha por dich o plan, la co-combustión sigue sin despegar en España, no existiendo actualmente ninguna central térmi ca que esté utilizando esta tecnol ogía, encontrándose, por tanto, en la fase de experimentación y análisis. El Plan de las Energías Renovables 2011-2020 ( IDAE, 2011) señala que es de esperar un desarroll o de las primeras plantas de c o-combustión en esta d écada pero qu e para ell o es necesario contar con el apoyo de las grandes em presas eléctri cas, propietari as de las plantas de carbón donde podrí a implantarse. Sin embargo, la fal ta de garantía del sumini stro del combustibl e renovable y la incer tidumb re d el rég imen ret ribut ivo ac tual, no les imp ulsa a apo star por est e tipo de instalaciones que, no obstante podrían utilizar como un medio para cumplir los objetivos marcados en cuanto a reducción de emisiones contami nantes (principal mente CO 2 , p ero también SO 2 y NOx). En este contexto, esta tesis pretende profundi zar en los principales aspectos de esta tecnologí a y ayudar a superar uno de los problemas que presenta com o es el desconocimi ento de la influe ncia del ca mbio de co mbustib le sob re los principa les pa rámetro s de funcio namie nto d e la planta, y en particular de la cal dera. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 10 - 1.3 Definición de biomasa. Según se ha definido en el apartado anteri or, la co-combustión consiste en sustituir, en una planta ya exi stente, un porcentaje del combustibl e fósil habi tual por biomasa. D entro del término biomasa se pueden i ncluir recursos con unas propi edades y una composi ción muy diferente, por lo que es necesario fijar, antes de entrar en otros aspectos, que es lo que se entiende por bi omasa en cada momento. La definici ón adoptada en esta tesis, por ser una de l as más completas y precisas, es la de Sebastián et ál . (2010): “ biomasa es la mat eria orgánica ori ginada en un proceso biológico espontáneo o provocado, utilizable como fuente de energía renovable, entendien do como tal que, al menos, se consume a un ritmo inferior o igual al que se produce ”. E sta definici ón deja fuera algunos residuos qu e sí son considerados dent ro del término bi omasa en otras e incluye el concepto de renovabi lidad que resulta muy interesante sobre to do cuando se está comparando el aprovechamiento de estos recursos frente al uso de combustibl es fósiles, como ocurre en el caso de la co-combustión. En l a experiencia que se va a anali zar en esta tesis se utili zó biomasa forestal que estaría i ncluida en esta definici ón. Sin embargo, en co-com bustión se ha uti lizado biomasa que cubre prácticamente to da los recursos incluidos en l a definición anterior pero tambi én otros que no lo estarían. Así, se han realizado experi encias con cultivos energéti cos tanto leñosos como herbáceos (chopo, s auce, switchgrass, Miscanthus, etc.), con resi duos agrí colas y forestales (paja, orujillo, cáscaras de diversos frutos, residuos de po das y de li mpieza de bosques, etc.), así como con otro tipo de biomasas residual es (lodos de depuradora y de papel eras). Además se han ll evado a cabo múltiples experienci as con RSU, residuos de l a empresa maderera y de la construcci ón. Por e llo, aun que la defin ición anter ior se a la que se c onsid era más adec uada y e s la q ue se utilizará de forma general en esta tesis, pued e ocurrir que cuando se esté hablando de l as experiencias de co-com bustión el término bi omasa esté más próximo a l a definición recogida en la Directi va 2001/77/EC (DOCE, 2001a) que e s una de las do s que se suel en manejar en el marco d e la Unión Europe a 2 . Atendiendo a di cha directiva bajo el términ o biomasa se incluiría “ la fracción biodegradable de los prod uctos, desechos y residuos procedentes d e la agricultur a (incluidas las sustancias de origen vegetal y de origen animal), de la silvicultura y de las industrias conexas, así como la fracción biod egradable de los r esiduos industriales y municipales ”. Esta será la que se utilizará en el Capítul o 2 donde se presenta el estado del arte de esta tecn ología, mientras que para el resto, como ya se ha señalado, c uando se utilice el término biomasa se enten derá que hace referencia a l a definición de Sebasti án et ál. (2010). 2 La Directiva 2001/80/ CE (DOCE, 2001b) presenta una segunda definición, más res trictiva, que podría decirse que incluiría l os mismos tipos de biomasa que la Directi va 2001/77/EC (D OCE, 2001a), pero elimina ndo los resid uos mun icipales e indust riales, en g eneral, así co mo la madera de demoli ción y qu e, por lo tanto no serviría pa ra inclu ir a todas las exper iencias d e co-comb ustión por lo que se ha desestimado. Capítulo 1: Introducció n. - pág. 11 - 1.4 Justificación, objetivos y contenido. A la vista de todo l o expuesto, y avalada por las numerosas experiencias ll evadas a cabo, la co- combustión se presenta como una de las mejores opci ones para el aprovechamiento eléctrico de la biomasa. Aunque resul ta una tecnología relativamente sen cilla, su implantación defini tiva puede suponer una seri e de problem as para la planta origen que, si empre que sea posibl e, deben evitarse o al meno s acotarse con el fi n de lograr la vi abilidad previ sta para el proy ecto. Estos problemas se enc uentran directamente r elaci onados con las característi cas de los combustibles uti lizados y dependen de l a tecnol ogía de co-combustión el egida. Desde un punto de vista técnico, y sin entrar en l os aspectos económicos li gados a este tipo de proyecto s, antes de realizar co-combustión en una central , será necesario tener en cuenta: − La disponibilidad de biomasa y las característic as concretas de ambos comb ustibles (poder calorífi co, humedad, composición etc.). Estos factores incidi rán en el porcentaje de combustibl e sustituido, en l a necesidad de pretratamiento de l a biomas a, per o tambié n en la va riac ión d e emisio nes y e n los po sibles c ambios en el funcionamiento de caldera. − E l t i p o d e c a l d e r a . Las característi cas particulares de cada te cnología, además de incid ir sob re e l porc entaje de s ustit ución , de termina rán la fo rma id ónea para la alimentación del nuevo combustibl e y las especificaciones necesari as en el mismo para su correcta combustión. − Las consecuencias sobre la operación de la planta . Utilizar un combusti ble para el que no fue di señada puede hacer vari ar su forma de opera ción y el control de l a misma. Es importante conocer a qué parámetros pueden afectar l as distintas formas de co -combus tión (sis tema d e molien da, ve ntilado res, c aldera , etc.) Cada experiencia de c o-combustión tendrá, por tanto, sus particul aridades y resulta prácticamente imposi ble conocer a priori cuanto va a influir en el funcionamiento de cada planta. Sin embargo, con ocer que parámetros pue den variar y en qué rango van a estar esas posibles variaci ones en función del tipo de co-combustión o de l os combustibles utilizados , puede resultar determinante a l a hora de poner en marcha un determinado proyecto. En este contexto, el objeti vo principal de esta tesi s es determinar qué influencia tiene sobre el comportamiento de una caldera de una central térmica diseñada para el uso exclusivo de carbón pulverizado de bajo rango, sustituir un porcentaje de este combustible por biomasa forestal . El trabajo desarroll ado en esta tesis se basa en la experienci a de co-combustión realizada en l a C. T. de Escucha durante el desarrol lo del proy ecto “Co-combustión en el C.T. de Escucha” referencia 2FD97-07 64 (Fundación CIRCE, 2002). Se trata de una pl anta de 160 MWe que habitualmente utiliza carbón de bajo rango y en la que se llevó a cabo una campaña de pruebas para estimar la viab ilida d téc nica, e conómic a y med ioambien tal de la co- combus tión co n biomasa forestal. Como quedará reflejado en el desarrol lo de la tesis l as pruebas se definieron con el objetivo de compr obar posibles i ncidencias sobre l a operació n de la planta, l as emisiones (NOx, SO 2 , CO y pa rtícu las) y e l rend imient o. El a nális is po sterio r de los datos que s e real iza en esta tesis pretende, no solo determinar y cuantificar esta incidencia sino también buscar una Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 12 - posible rel ación con los parámetros de la co-combustión: caracterí sticas del carbón, tamaño de la par tícula d e bio masa y porce ntaje de sustitu ción. Poder trabajar en una pl anta real supone una gran ventaja. El funci onamiento y los resul tados obtenidos se encuentran mucho más próxi mos a los de la i nstalación defi nitiva que los que se obtendrían en un laboratorio. Además, se a dquiere experi encia a gran escal a, existe la posibili dad de plantear soluci ones a problemas in situ, sin real izar hipótesis, se miden parámetros real es de funcio namiento etc. Sin e mbargo, ap arecen también una seri e de inconvenientes. En el caso particular de las pruebas cuyos resul tados van a utilizarse en esta tesis, la planta debía segui r funcionando en el modo habi tual de operación, lo que supuso que las condiciones de trabajo en cada una de el las no pudieron controlarse de la misma forma que se habría hecho en un laboratorio y que, por lo tanto, exi stan factores ajenos a la co- combustión que infl uyan sobre los resultados. Será necesari o por tanto fil trar el efecto de esto s factores antes de poder ll egar a extraer conclusiones. Dentro de estos factores externos, entendiendo como tal es aquellos que pueden i nfluir sobre l a caldera durante las pruebas en co-combustió n distintos al cambio de combustible, cabe des tacar la variac ión d e los p arámetr os de fu ncionamie nto d el ciclo . Para evitar que est as varia cione s en el ciclo puedan desvi rtuar los resultados obteni dos en el análi sis de la caldera, se ha desarrollado una metodol ogía que permite estimar l a energía que entra a caldera con el combu stible y a partir de allí c ompar ar situa ciones en las qu e esta fuera la mis ma, indep endie ntement e del comb ustible utilizad o y del re ndimien to de l ciclo. De esta fo rma se cons igue in dep endiza r el co mport amiento de c alde ra de l funcion amien to de l ciclo . Pa ra situaciones en l as que la cantidad de energía que entre a caldera con el combustible sea l a misma se podrá compr obar si cuando un porcentaje de esa en ergía provi ene de la bi omasa, es decir, si cuando en l a caldera se trabaj a en co-combustión, el rendimiento no cambia o si , por el contrario, aumenta o dismi nuye y cuantificar esa variación. Siguiendo el mismo razonamiento y metodología, se pr etende esti mar cómo influyen en el rendimi ento el porcentaje de bi omasa o las propiedades de las partí culas (humedad y tamaño) que en cada caso se estén uti lizando. Se han desarrollado dos h erramientas de cálculo: una que permitirá obtener el rendimi ento de c a l d e r a y o t r a q u e , a d e m á s d e m o d e l i z a r e l c i c l o , s e u t i l i z a r á p a r a c a l c u l a r s u r e n d i m i e n t o y e l calor absorbido en cal dera. A partir de datos de pl anta e integrando conveni entemente estas dos herramientas se estimará la energí a del combustibl e. Por últi mo se aplicará la metod ología a los datos recogidos en las pruebas de co-combust i ón realizadas en la C.T. de Escucha, y podrá comp arars e el valor d el ren dimient o de ca ldera o las em isione s cua ndo se t rabaja con solo carbón y en co-combustión. Además del funcionamiento partí cula del ciclo, al tratarse de una instalació n real, existen otra serie de ca mbios que son i mposibles de pr edecir y difí ciles de evitar, que com plican cons iderab lement e la obt ención final d e con clusione s (var iabil idad d el combu stible, n ivel d e ensuciamiento de l a caldera o de los precalentado res, temperatura ambi ente etc.) y que ser á nece sario también tene r en cue nta. Tod os e llos se irán an aliza ndo a lo largo del d esarrol lo de la tesis y estimando su i nfluencia sobre los resultados finales. Capítulo 1: Introducció n. - pág. 13 - La memoria se ha estructurado en sei s capítulos. El conteni do de los cinco capítulos adicionales al presente es el sigui ente: • El Capítulo 2 aborda l os principales aspectos de la co-combustión en centrales térmi cas de carbón. En la pri mera parte de es te capítulo se pres entan las tecnol ogías de co- combu stión y sus p artic ularid ades , se ana lizan en profu ndida d los princip ale s prob lemas que pu eden ap arecer en la plant a orige n, así c omo la influe ncia del ca mbio de combu stible sobr e las e mision es en fu nción de dis tintos pará metro s (tipo d e co- combustión y características de los combusti ble, principalmente). En la segunda parte, el aná lisis s e par ticular iza a la co-c ombust ión en calder as de co mbust ible pu lveriza do dado que la caldera en la que se realizaron l as pruebas en las que se basa esta tesi s es de este tipo. Se presentan l as distintas opciones exi stentes para adaptar l as calderas de combu stible p ulveriza do a la co-c ombu stión, s us pa rticula rida des y las lim itacio nes qu e presentan cada una de estas opciones. Además se real iza una comparativa entre l as mismas que permite hacer una pri mera aproximación sobre la tecnologí a más adecuada en función de distintos parámetros (porcentaje de susti tución, ti po de biomasa, ti po de carbón). En este capítul o se presenta también el análisis de numerosas exp eriencias de co-c ombu stión e n cald eras d e combu stible p ulver izad o pro fundiza ndo e n los re sulta dos obtenidos en l as experiencias más si gnificativas y que pu eden tener puntos en comú n con la llevada a cabo en la C. T. de Escucha. • En el Capítulo 3 se describe el trabajo llevado a cabo en el marco del pro yecto “Co- combustión en la C. T. de Escucha” (2FD97-076 4) haciendo esp ecial hincapié en todo l o relacionado con l as pruebas de co-combustión real izadas en planta, así como en el trat amien to y po ster ior anál isis de los dato s reco gidos en las mismas. L a pr imera p arte del capítul o se ha dedicado a presentar l as principales hi tos del proyecto y todo el trab ajo pre vio a la r ealiza ción d e las pr ueba s y durant e las mism as. Se prete nde co n ello presentar el marco en el que tuvieron lugar así como las principal es características y particularidades de la experi encia de co-combusti ón cuyos resultados van a analizarse. En la segunda par te del capí tulo se presenta el tratamiento de los datos reco gidos durante las pruebas y un primer anál isis de los mi smos. En este capítul o se presentan las principales caracterí sticas de los combustibles y se extraen conclusiones sobre la evolu ción del con tenid o en in quem ados d e los r esiduo s sólid os y d e las e misione s. Además, es a partir de este anál isis donde se o bserva la necesidad de busc ar y aplicar una metodología que permita comparar el funcionamiento de l a caldera en y si n co- combustión con el fin de cuantificar, de forma precisa, l a influencia del cambio de combustible sobre el mismo. • En el Capítulo 4 se presenta l a metodologí a desarrollada para estimar la energí a del combustible que entr a a caldera y a parti r de ella ll egar a comparar el comportamiento de caldera en situaciones de funci onamiento disti ntas. Esta metodología, aplicada a los datos recogidos durante la campaña de pruebas, va a permitir cuantifi car la variación del rendimi ento de caldera en co-combustión frente al que se ti ene trabajando en l a misma caldera solo con carbón. En este capítulo se prese ntan también las dos herramientas de cálcul o que se han desarrollado para poder aplicar la metodol ogía al caso particular de la C.T. de Escucha. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 14 - - La p rimera p ermit e calc ular el rend imie nto d e cald era a plicand o las n ormas ASME referentes a dicho cál culo pero teniendo en cuenta las particul aridades de la pl anta, principalmente el hecho de que l a caldera se encuentre d entro de un edi ficio, los datos disponibl es para su estimaci ón, así como el hecho de estar trabajando en co- combustión. - La segunda herramienta es un modelo del ci clo que permite esti mar, a partir de datos de planta, el calor absorbi do por el vapor en caldera además del resto de variables del cicl o. En este capítulo se expone como se han sel eccionado, adaptado y ajustado a partir de datos reales, los di stintos modelos matemáti cos que caracterizarán el funcionami ento de los equipos que forman parte d el ciclo, princ ipalm ente la turb ina por ser la p arte má s critic a, así c omo tod o el p roceso de validación del modelo completo. • En el Capítulo 5 se present an los r esult ados ob tenid os pa ra la variac ión del r end imiento y de las distintas pér didas tras aplicar la metodol ogía desarroll ada en el Capítul o 4 a los datos recogidos durant e las prueba s de co-com bustión. Además de cua ntificar esa variac ión, s e ha r ealiza do u n minu cios o aná lisis de to dos lo s po sibles factor es q ue han podido infl uir sobre cada una de las pérdidas, primero, y finalmente sobre el rendimiento, y se ha buscado la relación con el cambi o de combustible. • Por último el Capítulo 6 recop ila una sínte sis de l cont enido de la tesis y las pr incipa les conclusiones que se han obtenido a parti r del trabajo desarrollado. Además se incluyen las aportaciones más importantes y se presentan una seri e de líneas de investigación que esta tesis ha permi tido abrir para desarrollos futuros. - pág. 15 - CAPÍTULO 2. CO-COMBUSTIÓN EN CENTRALES TÉRMICAS DE CARBÓN 2.1 Aspectos generales de la co-comb ustión en centrales térmicas. 2.1.1 Introducción. La co-combustión en central es térmicas consiste en susti tuir un porcentaje del combu stible habitual, generalm ente carbón (y así se supondrá en esta tesis), por bi omasa. El porcentaje final dependerá tanto de la disponibili dad de combustible renovable, como de sus características y de la opción elegi da para adaptar la planta origen a esta tecnologí a. Como ya se ha comentado en el capítul o anterior, esta tecnología compart e con el resto de tecnologías de a provechamiento de la bi omasa las mismas ventajas frente al uso de combustibles fósi les, pero además pre senta otras que la han converti do en una de las m ejores opciones para l a generación eléctri ca a partir de biomasa, principal mente una menor inversión específica y un mayor rendimiento en la transformación. Res pecto a la prime ra, a unqu e la ad aptac ión de una c entr al térmic a a la c o-c ombu stión n o está exenta de un coste para l a planta origen, mediante esta tecnología se pu ede aprovechar gran parte de l a infraestructura exi stente en cada pl anta (ciclo de vap or, sistemas eléctricos, si stema de refrigeración y, al menos, parte de la cal dera), lo que repercute en una drá stica reducción de la inversión específi ca respecto a lo que supondrí a construir una pl anta para el aprovechami ento exclusivo de biomasa, a pesar de que las i nstalaciones de pretratamiento necesarias en co- combustión puedan ser más complejas que en la planta de biomasa. Los costes final es dependerán prin cipalmente del sistema de ali mentación elegido para la biomasa y de la tecn ología d e la pla nta o rigen. Un estud io rea lizado p or the Electr ic Powe r Rese arch I nstitut e (EPRI) (Hughes, 1998) es tima que l os costes de re c onversión de la pl anta de carbón cuando la biomasa se ali menta mezclada con el carbón apr ovechando los sistemas de alimentaci ón ya Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 16 - existentes, se encu entran entre 40 y 50 €/kW sustituido, mientras qu e cuando se qui ere trabajar con porcentajes de susti tución mayores, para los que la mezcla de combusti bles ya no resulta adecuada, los costes aumentarí an variando entre 150 y 200 €/k W. Estos valores se encuentran dentro de los rango esti mado por Demeter et ál. (19 99), que fijarí a los costes de inversión para adaptar una pl anta a la co-combusti ón entre 50 y 350 €/k W, donde el lí mite superior correspond ería a situacio nes de mayor dificultad para l a alim entación. En estudios más recientes (Royo et ál ., 2004), el rango de variación se fija ya e ntre 150 y 5 00 €/kW (en est e caso no se contemplan l as opciones de alimentación conjunta de lo s dos combustibles, que son las más económicas, l o que justificaría el coste mínimo de 150 €/kW). E n todos los caso s anal izados e l cost e de inversió n que d ebe ría real izarse e n co- comb ustión r esulta ser muy inferior al que se necesitarí a para la construcción de una nueva planta que utilizase exclusivamente biomasa (entre 2.600 y 2.700 €/kWe instal ado (Carrasco, 2010)). Si se compara el aprovechamiento de biomasa en una planta i ndependiente o m ediante co- combustión, con esta segunda opción, además de suponer una menor inversión específica, el rendimiento de la transformaci ón es mayor debido al hecho de trabajar en plantas más grandes. Una de los problemas asociados a l a biomasa es que se trata de un recurso c on gran dispersión geográfica por lo que resul ta complicado el acopio sufi ciente de este combustibl e a un coste adecuado para real izar plantas de gra n potencia. Por el lo, en general, se op ta por plantas de una potencia usualmente i nferior a 25 MWe que puedan al imentarse con los recursos disponibles cerca de l a planta y, por tanto, con unos costes de transporte menores, aunque es o suponga un rendi miento inferior al que se obtendría en plantas de mayor tamaño (entre el 18 y el 30%). En el caso de la co-combustión l a biomasa se aprovecha en plantas de gran tamaño, con mayores rendimientos y sustituyendo solo el porcentaje de combustibl e que puede obtenerse a un coste adecuad o. La flexibili dad que esta tecnol ogía presenta ante la disponibili dad de recurso, debido a est e posible aj uste del porcentaje de sust itución, sin incidir negativamente sobre la el ectricidad final generada, supone también una ventaja tanto a nivel económico como medioambi ental y social (Canalís y Royo, 2010). No ha y que olvidar, si n embargo que, como se verá en este capítul o, el cambio de combusti ble puede i ncidir nega tivament e sob re el rend imiento d e la ca ldera , lo que p enalizar ía final mente el rend imiento de la planta y por tanto, minoraría la ventaja que acaba de señalarse. En función de las particularidades de cada experi encia, es necesario controlar y ajustar el proceso de com bustión con el fin de dismi nuir dicha inci dencia negativa en caso de pres entarse. Como se pondr á de manif iesto a lo larg o de est e capít ulo la c o-com bust ión en c entra les térmicas de carbón es una tecnol ogía relativamente sencill a y cuya viabilidad se encuentr a probada en multitud de experienci as realizadas principalmente en EE.UU y Europa. En España no existe todavía ni nguna instalación de estas característi cas, sin embargo se esper a que arranque en esta década y que pueda servir para imp ulsar la pa rticip ació n de la bio masa en e l sector eléctrico que se encuentra, hoy en día, muy l ejos de los objetivos marcados para l a misma. A pesar de la s ventajas que presenta l a co-combustión, la im plantación definiti va de esta tecn ología im plica u na ser ie de ca mbios p ara la p lanta or igen, c ambios q ue en oc asione s pueden llegar a suponer una barrera para su puesta en marcha. En la mayoría de los casos estas incidencias se encuentra n relacionadas con las caracterí sticas de los combustibl es y con el hecho de estar utiliz ando unos equipos que fueron diseñados para el uso exc lusivo de carbón. Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 23 - optimización de las condi ciones de operación, y entre el las se encuentran la utilización de quemadores denomi nados de bajo NOx (l ow-NOx) o el uso de técnicas de escalonamiento de aire en la propi a caldera (OFA). Dentro de las medidas secunda rias se incluirían las tecnologí as de reburning o l a instalaci ón de sistemas de l impieza de gas es (sistemas SCR y SNCR). La correcta implantación de la tecnol ogía de co-combustión puede ayudar también al control de estas emisiones, pudi éndose inclui r dentro de las medidas pri marias. Los proc esos de formaci ón y destru cción de NOx son muy com plejos y dependen pri ncipal mente de la temperatura, del rati o combusti ble/oxígeno y del conteni do en nitrógeno del propio combustibl e. En l os sistemas de combu stión se di stinguen tres ti pos de NOx en f unción del proce so a partir del que se han ge nerado: el NOx del combustible que se forma , como su propio nomb re indica , a partir de la oxid ación d el nitróg eno que contiene e l comb ustible , el NOx térmic o , que se forma a partir de la oxi dación de nitrógeno del aire y el NO x inmediato que se g enera a partir de l a reacción del nitrógen o del aire con ra dical es de hidrocarbu ro en zonas de l a llama ri cas en combus tible. Todos el los d ependen de cómo ten ga l ugar el p roceso de c ombusti ón y adem ás el primero es tá directam ente relaci onado con el conteni do en nitrógeno del combustibl e. A la vista de esto s procesos de form ación y de los factores que infl uyen sobre los mismos, pare ce clar o que la co-c ombust ión va a in fluir s obre las em ision es d e NOx, y así lo ava lan las experiencias ll evadas a cabo con esta tecnología. Por un lado, hay que tener en cuenta que l a composición del combu stible va a cambi ar en co-combustión. Dado qu e el contenido en nitrógeno de la bi omasa y el carbón varí an de unos tipos a otros (ver T ablas 2.1 y 2. 2), las emis iones de NOx del combustible podrán aumentar o disminuir en co-combus tión en función de lo ocurrido con el contenido en nitrógeno de la mezcla respecto al del comb ustible habi tual. En el caso del NOx térmico e inmediato su formaci ón depende del exceso de aire y de l a temperatura, y por lo tanto del proceso de comb ustión y no del combustible. Si se controla adecuadamente dicho pr oceso puede limitarse su formaci ón, por lo que, tomando l as medidas oportunas en co-combustión, las emi siones de estos tipos de NOx no deberían vari ar respecto a los valores habituales obtenidos cuando se util izaba exclusivamente carbón. Par ticular izan do al c aso d e la a plicac ión d e la te cno logía d e co -com bust ión en c alde ras de combu stible p ulverizad o, las exper iencias llevada s a ca bo han demos trado la e xisten cia d e un efecto sinérgico entre l os dos combustibl es que supone una dismi nución mayor de la que cabría esperar por el hecho de trabajar con un combustible de menor contenido en nitrógeno (Robinson et ál., 1998b). En el caso de la co-combustión indirecta con gasi ficación previa de l a biomasa que, como se explic a al fin al de este capítulo, c onsist e en la gasif icación d el co mbustib le reno vable en u n equipo externo para al imentar posteriormente el gas generado en l a caldera de carbón do nde finaliza su proceso de combustión, se han conseguido reducci ones significati vas en las emisiones de NOx debi do a la utilizaci ón del gas de biomasa como gas de reb urning (Raskin et ál. (2001), Granatstei n (2002)). En el caso de la co-combustión directa , es decir cuando ambos combustibles son al imentados en la misma caldera si n sufrir una transformación termoquímica previa, los resultados obtenidos no son tan contundentes, vari ando de forma signi ficativa de unas experiencias a otras (Sondreal et ál ., 2001). En función del combusti ble, de las condici ones de operación y del proceso de combu stión existen experienci as en las que di chas emisiones disminuyeron, permaneci eron sin cambi os e incluso aumentaron (Baxter, 2 005). En Hughes (1998), donde se comparan l os resultados obtenidos en varias experiencias de co-combu stión Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 24 - llevadas a cabo en EE.UU., se comprobó que la disminuci ón de emisi ones de NOx, que variaba entre 0 y el 20%, era el resultado de la influenci a de distintos factores i ncluyendo la red ucción total del ni trógeno del co mbustible, l a disminució n de la tempe ratura de combusti ón debido al incre ment o de la humed ad d el comb ustib le o la e stra tific ación de la combu stión c ausad a po r la mayor volatilidad de l a biomasa. El estudi o muestra como para un porcentaje de su stitución en energía superior al 7% se consigue dismi nuir las emisiones de NOx más de un 15% en función de la opción de co-combusti ón. A la luz d e est os re sultado s, y a par tir de l trata miento y anális is de los obt enidos e n dist intas experiencias de co-combu stión directa en las que l as emisiones de NOx disminuían, en Canalí s et ál. (2008) se constata l a existencia de una seri e de variabl es relacionadas bi en con el propi o combustible (ratio V/ CF y tamaño de partícula, por ejemplo) bien con la tecnologí a de co- combu stión ( tipo d e cald era, punto de al imentac ión de la bio masa , porc entaje de s ustituc ión) que pueden i nfluir posi tivamente en la s emisi one s de NOx y hacer que estas dismin uyan más de lo que supondría la susti tución de un combustible por otro de menor contenido en nitrógeno. La Figura 2.1 representa la reducción de NOx obtenid a en dichas ex periencias (%RNOx) en f unción del porcentaje de sustitución en energía (%co-co). Pue de comprobarse com o la reducción de emisiones es, en todos l os casos analiz ados, mayor que dicho porcentaje (t odos los puntos se encuentran por encima de la línea marcada en la fi gura en la que ambos valores serían i guales), siendo, en varios casos, superi or a dos veces el porcentaje de susti tución en energía. Estos resu ltados confir marían la existe ncia d e otro s fact ores q ue ta mbién in fluye n sob re las emis iones de NOx. Figura 2.1. Reducc ión de emisio nes de NOx en función del porcentaje de su st itución o btenidas para distintas experiencias de co-com bustión d irect a (Can alís et ál., 2008) De este mismo trabajo s e desprende, por ejemplo, como el mayor rati o V/CF que pres enta la biomasa frente al carbón parece tener ese efecto po sitivo sobre las emisi ones de NOx. Como ya se ha comentado al hablar de la infl uencia de las característi cas de los combustibl es, el hecho de que el ratio V/CF sea mayor i mplica una mayor volatilidad del combustible, y que por lo tanto el proceso de combustión tenga lu gar más rápidam ente. Esto supone que cua ndo se ali menta la biomasa de forma i ndependiente y concentrada, y debido a esa aceleración del proceso de desvolatización de la bi omasa frente al del carbón, se crea un a atmósfera pobre en O 2 en la s proxim idad es de la lla ma. Es to favore ce la t ransfor mación d el nit rógen o libera do en N 2 frente a la forma ción de NO x lo que su pone una dismin ució n drá stica d e las em isione s de es tos últ imos (Tillman (2000), Hughes (2001)). Lo que ocurre es un efecto similar al que se consigue con una 0 5 10 15 20 25 30 02 46 8 1 0 1 2 Porc en t aje d e su st i t uc i ón en en erg í a (% co- co) Porce nt a je de re du cci ón d e NO x (% R NO x ) %R N O x= %c o-co Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 25 - combu stión es calonad a, metod ología u tilizada para la disminu ción de NOx. En ese mismo trabajo se comparan l os resultados obteni dos en las experi encias ll evadas a cabo en las pl antas de Blount Generation S t. (Hughes (2001) A erts et ál. , (1997)) y S eward Generation S t. (Hughes (2001), Battista Jr. et ál . (2000)) en las que el mayor rati o V/CF de la biomasa util izada en la prime ra par ece influ ir pos itivame nte en la disminu ción de em isiones de NOx a pesar d e que el contenido en nitrógeno por uni dad de energía de l a biomasa era mayor (el rati o del carbón era simil ar en ambos casos) El conocimiento del efect o positivo de ciertas vari ables de la co-combustión sobre l a reducción de emisiones de NOx pue de resultar de gran importanci a a la hora de poner en marcha una nueva experiencia con est a tecnología. Si n embargo, hay que tener en cuenta, que esta ventaja debe ser comprobada y cuantifi cada en cada planta de co-combustión en parti cular una vez ajustados los parámetros de o peración, ya que puede haber entre el las diferencias significativas. La di sminución de emisiones de NOx que pueden consegui rse en una central tér mica d e car bón e n la qu e se ap lique la co-combustión, y teniendo en cuenta que e l porcentaje de sustitución se encuentra li mitado por otros condicio nantes técnicos, no puede llegar a susti tuir completamente a ot ros sistemas de control de estas emisiones, pero puede utilizarse como complemento a los mismos, reduci endo los costes asociados. Por último, señalar que se están realizando disti ntas investigaciones para la utilizaci ón de la biomasa, en mayores por centajes, como combusti ble de reburn ing con el fi n de disminuir las emisiones de NOx. Parece demostrado que lo s resultados obtenidos son si milares a cuando se utiliza carbón o gas natural, sumando el resto de beneficios que supone el uso de biomasa frente al combustibl e fósil (Harding y Adams (2000), Leckner (20 07)) 2.1.3.4 Otras emisiones. Aunqu e la inf luenc ia de la co- comb ustió n sob re las e misione s de CO 2 , SO 2 y NOx resulta ser la más significati va, esta tecnología puede infl uir sobre otras tales como partículas, CO, N 2 O, HCl, etc. Este apartado recoge i nformación referente a cómo varían respecto al funcionamiento con solo carbón dichas emisiones. • Emisiones de CO . Se trata de emisiones provocadas por una com bustión incompleta que puede deberse a una disminuci ón de la temper atura de combusti ón, a tiempos de residencia i nsuficientes, a una mezcla inadecuada d el combustible y el ai re que puede dar lugar a zonas ricas en combusti ble, o también a una falta de oxígeno en caldera. En condiciones habituales de funci onamiento todas estas variables se encuentran perfectamente aj ustadas de forma qu e se mini mizan los ni veles de estas e misiones, pero ¿qué ocurre en co-combusti ón? La sustitución de un porcentaje de carbón por biomasa puede infl uir di rectamente sobre la s vari ables anteriores. Por ejemplo, un exceso de humedad de la biomasa pue de hacer di sminuir l a temperatura, un tamaño d e partícula excesi vo puede suponer qu e el tiempo de re sidencia no sea suficiente, en función del punto de alimentación del nuevo combustible puede variar también l a distribuci ón de aire y el exceso de oxígeno en la cal dera. Será por tanto necesari o reajustar estas variabl es para evitar que aumenten los inquemados gaseosos (CO). Diversas experienci as ponen de manifiesto que l a co-combustión no i nfluye signif icat ivame nte las emis iones d e CO. En gene ral, se mantie nen d entro de los m ismos Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 26 - rangos que en funcionamiento con solo carbón y, aunque en algunos casos puedan aumentar (sobretodo cua ndo se trata de calderas de lecho fluido i nfluenciadas, entre otro s facto res, por la dismin ució n de la te mpera tura d el lech o (Meng -Yuan Ta sai et ál., 2002)) su valor sigue si endo muy bajo, inferior a los límites legal es establecidos, y sin repercutir negativamente sobre el rendimi ento de caldera (Hughes (2001), Hou-Peng Wan (2008), Cl ausen y Rasmussen (1993)). En p articular, en el caso de calderas de combustible pul verizado, en las que los ti empos de residenci a con los que se trabaja so n muy bajos, se ha comprobado que co n un pretratamiento adecuado en func ión del ti po de biomasa, las emi siones de CO no varían incluso con porcentajes de sustituci ón elevados (Spliethoff y Hein, 1998) • Partículas. Sobre la emis ión de mate rial part iculad o en c entr ales té rmicas ademá s de las características del propio sistema de combustión infl uyen las condiciones en l as que teng a luga r la combu stión y las p artic ularid ades de los comb ustib les util izados (Bhanarkar et ál. (2008), Baxter (199 2)). A diferencia de l o que acaba de comentarse para las emisiones de CO, en este caso sí que se ha comprobado variaciones de estas emisiones en co-combustión, aunque no se puede fi jar una única tendencia. Así, se han detectado desde exp eriencias en las que estas emi siones han disminui do hasta el 50% (Aerts et ál., 1997), pasando por otras en l as que prácticamente no han variado o en las que parece ex istir ci erta tendencia a aumentar con el porcentaje de susti tución (Hughes, 2001) hasta al guna otra en la que se ha detectad o un incremento signi ficativo de l as mismas (Boylan, 1996). En general un ajuste adecuado del ta maño de partícul a y el tiempo de resi dencia podría ser sufi ciente para que estas emisi ones no variasen, sin embargo hay que tener en cuenta que los cambi os en el funcionamiento de los precipitadores el ectrostáticos que puede ll evar consigo la co-combustión y que se discutirán en el siguiente apartado, también i nfluyen sobre el resultado final. Por último señal ar que en el caso de i nstalaciones de co-combu stión con biomasas con alto contenido en metales alcal inos, se está investigando sobre el incremento en la emisión de aerosol es, partícul as muy pequeñas – entre 10 nm y 1 μ m – que no pueden ser captadas por l os sistemas de li mpieza que existen habitual mente en las plantas y que, por tanto, son emitidos directamente a la atmósfera (Blevins y Cauley III, 2005). • Emisiones de N 2 O: Se trata de uno de los compuestos contaminantes proveniente del nitrógeno, al igual que los NOx. Está demostrada su contribución al efecto invernadero y a la destrucción de ozono en las capas altas de la a tmósfe ra, s in e mbar go, la s emis iones generadas por l os sistemas de combusti ón solo suponen un 10% del total de l as emisiones de este compu esto debidas a la acti vidad humana (Zevenhoven y Kilpinen, 2004). Estas emisi ones se encuentran fuertemente infl uenciadas por dos factores: la compos ición d el combu stible y la tempe ratur a, siendo menores cuanto menor es esta (Veijonen et ál., 2003). Aunqu e en la s cald eras de combu stible pulveriza do la s emis iones N 2 O son prácticamente nulas debido a l as altas temperaturas con las que se trabaja, cuando se adapt an a la co- combustión, el menor contenido en nitrógeno de al gunas biomasas y su mayor volatili dad frente al carbón infl uyen positivamente sobr e estas emi siones. Además, Spliethoff y Hein (1998) han comprobado que l as emisiones de N 2 O no se ven afectadas Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 27 - por los cambios que pued an aparecer en las de NOx durante co-combustió n, de forma que la disminución de estas úl timas no supone un incremento de N 2 O en los g ases. En el caso de calderas de l echo fluido, donde se tra baja con menores temperaturas que en las de pulverizado, estas emisiones sí qu e ti enen cierta importancia (Hill and Smoot (2000), Zevenhoven y Kilpi nen (2004)). Las investigaci ones llevadas a cabo po r distintos autores (A rmesto et ál. (2003), Le ckner (2007), V eijonen et ál. (2003)) han demostrado la existenci a de varios factores que pueden influir sobre las emi siones de N 2 O en c o-com bustió n. Uno d e ellos es la mayor vo lati lidad d e la bio masa que ac túa positivamente sobr e las mi smas, por lo que cuanto mayor es el porcentaje d e sust itución mayo r es t ambién la dis minu ción d e emi siones resp ecto a l uso ex clusi vo de car bón . Tambié n se ha comp robado que en las calderas de lecho fluid o circ ulante, cu ando se trabaja co n partí culas peq ueñas, el arrastre que estas sufren has ta la part e alta de la caldera o el ci clón hace q ue la temperatur a aumente en es os puntos, destruy endo part e de los N 2 O que h ayan podi do form arse (efe cto sim ilar al que se quier e cons eguir con el “ afterburning ”). Por el contrari o el uso de bioma sas con un alto porcen taje de humedad influye negativament e, debido a que puede ha cer dis minuir la tem peratura de ll ama. • Emisiones debidas a la presencia de cl oro en el combustible : El contenido en cl oro de algunas biomasas, sobre t odo herbáceas, puede ser muy superior al del carbón, dando lugar a un aumento en la formación de depósitos corrosivos, como se verá en el siguie nte a parta do, o t ambién la apar ición d e ácid o clorh ídric o (HCl) en los gase s. En la central térmica de Studst rup (Din amarca), por ejempl o, en la que se reali zaron pruebas de co-combusti ón con un 20% de paja con un al to contenido en cl oro (hasta seis veces más que el del carbón habi tual), se comprobó que el 92% del mismo se emitía como HCl (Wieck-Hansen et ál., 2000). Aunque es necesari o controlar estas emisi ones ajustando el porcentaje de sustitución, siempre resul tan menos problemáticas de manejar que el efecto de la corrosión debi da a la formación de depó sitos con alto contenido en cl oro. La presencia de cl oro en el combustible junto con cobre, que actú a como catalizador, así como otra serie de condiciones parti culares tales como una combustión incompleta y la permanencia de los gas es a baja temperatura ( entre 250 y 400ºC), pue de dar lugar tambié n a la fo rmación diox inas y fu rano s, compu estos muy perju diciale s par a la sa lud (Van Loo y Koppejan, 2 002). Debido a l a variedad de factor es que infl uyen sobre los mismos, no resulta fácil predecir su formación, aunque sus nivel es son prácticamente nulos cuando se utiliza exclusivamente carbón. El uso en co-combustión de RSU, lodos de depurado ra u otras biomasas resi duales pued e dar lugar a la formación de esto s compuestos, sobre todo c uando se aprovechan en c alderas de lecho flui do en las que los gases permanecen ti empo suficiente en el rango de temperaturas probl emático (Hou- Pen Wan et ál., 2008). Por el contrario, se ha demostrado que la pres encia del azufre del carbón inhibe l a formación de estos compuestos al reaccionar con el metal catalizador, haciendo que las emisiones sean menores que si la biomasa se a provechara de forma independi ente al combustible fósil (Hou-Pen Wan et ál., 2008). • Emisiones de metales pes ados : A demás de toda s las anteriores, el uso de un porc entaje de biom asa pue de variar l as emision es de metal es pesados r especto a l a combus tión exclusiva de carbón. La mayoría de las bi omasas con tienen un ma yor o menor porc entaje de estos elemen tos, p rincipal mente C u, Pb, C d y Hg, qu e pueden fi jarse e n las c enizas o Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 28 - bien emitir se a través de l os gases (Van Loo y Koppejan, 20 02). El uso de biomas as tales como lodo s, maderas de demo lición o res iduos de la emp resa made rera que pue dan llevar restos de pi nturas u otr as sustan cias resul tan muy probl emático s al respec to, debido a lo s altos con tendidos de estos u otros metal es (ECN Databas e, 2012), por l o que es necesa rio trab ajar c on ba jos por centa jes de sustitu ción y/o con trola r su emis ión c on siste mas d e limpieza adicion ales. La varia ción de es tas emision es depende rá direc tamente de l conte nido de cada met al en el carb ón hab itual y en la bio masa utilizad a, por lo que será necesa rio analizar la en cada caso part icular. Sirva co mo ejemplo los resu ltados ob tenidos para las em isiones de mer curio en dos ex perienci as disti ntas. En Hemwe g Plant (Dinamarca ) se susti tuyó un 3% en e nergía de carbón por l odos de de puradora s ecos. El alto co ntenido e n merc urio (3 mg/kg , ECN Database (2012)), fre nte al de l carbón h abitual supuso un aument o de las e misione s de este metal e n gases y fu e una de las caus as de que la pl anta dej ara de r eali zar co-com busti ón tras un año de prue bas (Rav en, 20 05). Por el contr ario, en A lbrigh t G. St. , el uso de un 5% en energí a de serrí n supus o una cons iderable dismin ución d e las emisione s de me rcurio, d ebido a que e l contenid o en este metal de la bi omasa ( entre 0, 003 y 0,009 mg/kg) era muy i nferior a la del carb ón habitual (0,18 mg /kg) (Payette et ál., 2002). 2.1.4 Influencia de l a co-combustión sobre el fu ncionamiento de la plant a. Además de los probl emas que pueden aparecer en el si stema de almacenamiento y alimentación de la bi omasa, las principales barrera s técnicas con l as que puede encontra rse la co-combustión están directamente rel acionadas con el hecho de estar trabajando con biomasa en equipos (moli nos, quemadores, caldera, sistemas de li mpieza de gases, etc.) que f ueron diseñados para utili zar un combustible de distintas caracterí sticas. Los problemas pueden surgir independient emente del modo d e co-combustión e legido y se encuentran í ntimamente ligados a las característi cas de los combustibles uti lizados y a su proceso de com bustión (European Commission, 2000b). Estas posibl es barreras técnicas son: • Riesgo de aumento de l as deposiciones de ceni zas en las superficies de caldera (slagging y fouli ng). • Riesgo de corrosi ón por alta temperatura en l os tubos de los sobrecalentadore s. • Variac ión en la compo sició n de ce nizas. • Aumento del caudal de ga ses por unidad de energí a. • Cambios de funcio namien to en los siste mas de limpie za de g ases. • Pérd ida de rendimien to en la ca ldera. En este apartado se va abordar ca da una de estos aspectos y se va a analizar cómo in fluye la co-combustión en el funcionami ento de la planta origen. Todo parece indicar que l os problemas técnicos que pueden aparecer resul tan, en muchos casos, fáciles de solucionar. Si se tiene en cuenta el tipo de combustibl e que va a utilizarse, seleccionando en cada caso la mejor opción para la al imentac ión de bioma sa as í como e l porc ent aje de sustit ución q ue l imite la ap arició n de ciertos problemas y ajustando adecua damente el modo de operación, se pueden minimizar la mayoría de los probl emas que van a describirse, por l o que, en general, no deberían ser una barrera para la puesta en marcha de es ta tecnología. Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 29 - 2.1.4.1 Riesgo de aumento de las depo siciones de cenizas en las superficies de caldera (slagging y fouling). Todo combustibl e sólido contiene una parte miner al que en el proceso de combustión no es posible quemar y que pasa a formar parte de las ceni zas. Estas, debido a diversos y compl ejos mecanismos, pueden ll egar a fundirse y/o depositarse sobre l as paredes de los tubos que conforman la caldera dando l ugar a una di sminución de la transferenci a de cal or y, por tanto, a pérd idas de re ndimien to, as í como un au mento de los cos tes de ope ración y mantenim iento de la plant a. Es te fenó meno, que se encu entra influen ciado p or múlt iples fa ctor es, es u no de lo s mayores proble mas que present an las ce ntrales que utiliza n comb ustibles sólidos , y de fo rma particular biomasa, debido princi palmente a l a co mposición de alguno de estos recursos (Bryers, 1995). En función de l a zona de caldera en la que tenga l ugar la deposición, este fenóme no se denomina: slagging cuando hace referencia a las cenizas que se deposi tan en las secciones de caldera que están directa mente expuestas a l a irradiación de l a llama (hogar), o fouling cua ndo dichos depósi tos se formen en la parte convecti va (sobrecalentador, recalentador y economizador). Como ya se ha señal ado se trata de un fenó meno muy complejo, en el qu e influyen numerosos factor es entre los que ca be destacar el tipo de combus tible que se esté utilizando (composici ón de su parte mineral), del diseño de l a propia caldera y del modo de operación de la mi sma (temperaturas, secuencia de soplado, etc.) (Tortosa-M asiá et ál., 2005). En el caso de la co-combustión de carbón y bi omasa este fenómeno resulta de especial rele vancia ya qu e se utiliz a un porce ntaje d e un comb ustib le con tend encia a l ensuc iami ento , en una caldera que no fue diseñada para su a provechamiento. La temperatura de trabajo en las calderas de carbón se encuentran entre 850 y 90 0º en el caso de las de lecho fluido y entre 1000 y 1200 ºC para l as de combustibl e pulveri zado (Werther et ál ., 2000), mi entras que el punto de fusión de cenizas de l as principal es biomasas utiliz adas en co-combustión se alcanz a por debajo (Bryers (199 5), Werther et ál . (2000)) lo que hace prever la apari ción de estos fenómenos. A partir de los resul tados obtenidos en muchas de las experienci as de co-combustión ll evadas a cabo se ha demostrado q ue estos problemas varí an enormemente en función de la biomasa y el carbón utilizado (S ami et ál., 2001). Mientras que en al gunos casos debido al menor contenido en cenizas de la bi omasa y a la interacción de algunos de sus compuestos (potasio de la biomasa y azufre del carbón) estas deposiciones pueden incluso di sminuir, cuando se util izan combustibles herbáceos, como l a paja, con un a lto contenido en alcalinos el riesgo aumenta considerablemente (Robi nson et ál., 1998 b). El porcentaje de su stitución de carbón por biomasa también infl uye directamente. A sí, por ejemplo, en experi encias de co-combusti ón realizadas con un porcentaje in ferior al 10% en energí a de paj a de cereal (combusti ble que por su alto contenido en óxidos al calinos es propenso a estos fenómenos) no han aparecido proble mas añadidos por ensuciami ento en la cald era (Hansen et ál. , 1998). Por otro lado, también se ha compr obado que la imp ortan cia de este fen ómeno de pend e de la te cnolog ía inic ial de la cal dera , resultando mucho más crítico cuando la co-combus tión se realiza en calderas de lecho flui do o de parrilla, debido a la posible agl omeración del lecho (Werther et ál., 2000), que en el caso de las calderas de combu stible pul verizado (Hansen et ál ., 1998). En estas últimas un ajuste adecuado de la secuenci a de soplado a las características de l a mezcla puede l legar a eli minar el problema (Pronobi s, 2006) Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 30 - 2.1.4.2 Riesgo de corrosión por alta temperat ura en los tubos de los sobrecalentadores. Existen disti ntos factores que influyen directamente en l a aparición de corrosi ón en una central térmica. La temperatura del vapor y de los gases de combusti ón, y en consecuencia de las paredes de tubos, el material del que estén fabricados dichos tubos y l a composición del com bus ti ble s on a lgu nos de es to s fa ct ore s (Berla nga-Labar i y Fernánde z-Carra squilla , 2006 ). En re la ci ón a e st e ú lt im o e s la presencia de cl oro y metales alcali nos (sodio, potasi o, silicio, etc.) en el combustible junto con una elevada temperatura (superior a los 450 ºC) la que conlleva la aparición de depósitos cor rosivos sobre lo s tubos y por tanto, a medio plazo, al deterioro de los mismos y a la necesidad de cambiarlos. En el caso de la co-combustión, la presencia de cl oro y metales alcalinos en la composición del nuevo combustible será el factor determinante para el aumento de l a corrosión en el sobrecalentador, ya que el resto de p arámetros que influyen en este fenóm eno se encuentran fijados en el p ropio d iseño d e la ca ldera y se rá muy co mplicad o actua r sob re ellos. En la Figu ra 2.2 (Sander, 1997), apar ece represen tado el rang o de contenido en azufre, nitrógeno, cloro, sodio y potasio para muestras de paja, astillas de madera y carbón. Figura 2.2. Contenido en azufre, nitrógeno, cloro , sodio y potasio en muestras de paja, astillas de madera y carbón en base al poder calorífico inferior del combustible (mg/MJ) (Sander, 1997) Si se compara el conteni do en cloro y metales del carbón y l a madera éstos resultan simil ares (incluso, en l as muestras analizadas, el contenido de cloro es i nferior en el combusti ble renovable). Este hecho hace suponer que si se utiliza este ti po de biomasa en co-combustión lo s problemas por corrosión en la caldera no aumentarán. No ocurre lo mi smo en el caso de paja de cereal en la que el contenido en cl oro y potasio es muy superior al del carbón. A pesar de esta composició n, experiencias llevadas a cabo en di stintas plantas de co- combustión con paja (Frandsen et ál. (1999), Andersen et ál. (2000 )) han demostrado que, para los combustibl es utilizados en esos casos, con porcentajes de sustitución inferiores al 10 % en energía y con temperaturas de vapor de hasta 580 ºC, no aparecen probl emas asociados a l a corrosión diferentes a los ya existentes cuando se utilizaba carbón exclusi vamente. Además, el incremento y la vari ación de los depó sitos que aparece en el caso de porc entajes superiores Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 31 - (hast a el 20% en ene rgía) ta mpoco c onllevaro n un p roblema signific ativo o difíc il de su perar c on una adecuada secuencia de sopl ado (Wieck-Hansen et ál., 2000). Sin embargo, sigue si endo nece sario inve stiga r en e ste t ema y ev aluar la inf lue ncia p articu lar de la c omp osició n del car bón y la biomasa utilizados en cada caso (Frandsen, 2005) Por otra parte, tanto e studios teóri cos como experienci as reales han demostr ado que exi ste una relac ión dire cta en tre la c omposic ión de la mezcla de c ombustib les que entra a calde ra y el contenido en cl oro de los depósitos, y como conse cuencia sobre el potencial de que aparezcan problemas por corrosión de alta tem peratura. Se ha comproba do que en pre sencia de sufi ciente azufre, los cloruros alcalinos, NaCl o KCl por ejemplo, se transforman en sul fatos, Na 2 SO 4 y K 2 SO 4 respectivamente, liberando HCl , lo que supone que el contenido en cl oro de los de pósitos disminuya y con él la probabi lidad de que aparezca este ti po de corrosión (Junker et ál., 1998). La Figura 2.3 muestra como varía la concentración de cl oro en los depósitos en función a la relación entre el azufre del combustible y la má xima concentración de cloruros alcalinos que es posib le ten er. Est a rela ción indic a el p otenc ial de s ulfat ación de los cloru ros alcalino s for mad os en la combustión. Un valor superior a la unidad de dicha relación, supone que hay sufici ente contenido en azufre en el combustible como para convertir todos los cloruros alcalinos en sulfatos. Puede comproba rse como el conteni do de cloro en l os depósitos es prácticamente nul o cuando la rel ación es mayor de di ez, siendo , entonces, muy poco probable que apa rezcan problemas por corrosión a alta temperatura. Sin embargo para val ores cercanos e inferiores a uno, el contenido en cloro de los depósi tos aumenta drásticamente. Figura 2.3. Variac ión del co ntenido en c loro de lo s depósito s en funci ón de la rela ción entr e el contenido en a zufre del comb ustible y su potencial para formar cloruros alcalinos (Robinson et ál. , 1998a) Cabe s eñalar que, au nque e l conte nido d e la mezc la ca rbón- biomasa sea ta l que facilite el p aso de cloruros a sul fatos (sería el caso de mezcl as con carbones ri cos en azufre), eso no quiere decir que lo s problemas asociados a la corrosión no vayan a producirse . En este caso la corrosión puede estar asociada a la deposi ción de l os sulfatos alcali nos sobre los tubos o a l a condensación del HCl en zonas a menor temperat ura, como los precalentadores aire-gas. En ambos casos los problemas resultan más sencill os de manejar que la corrosión por alta temperatura en l os tubos del sobrecalentador que s upondrían los de pósitos con al to contenido en cloro. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 32 - 2.1.4.3 Variación en la composición de cenizas. Parece demostrado qu e el cambi o de un porcentaje del combu stible habi tual por biomasa, en algunos casos con unas características muy di stintas, implica una variación en la composici ón de los subproductos de la combusti ón (cenizas volantes y escorias principalmente), lo que puede suponer un cambio de su s propiedade s, limitando de es ta forma su aprovechamiento posteri or (fabricación de cemento, ferti lizante, etc.) (G rammeli s et ál. (2006a), Gramm elis et ál. (2006b), Zheng et ál. (2007)). Esto último pued e acarrear un problema pa ra la planta, dado que debería encargarse de gestionar un residuo que habi tualmente se destinaba a otros usos. Pruebas llevadas a cabo para di stintas mezclas de carbón y biomasa, tanto en laboratorio como a escala industri al, han demostrado que las variaciones detec tadas en las propiedades de las cenizas se encuentran directamente r elacionadas con las condiciones de combustión y con los componentes particul ares de cada mezcla (Grammelis et ál. , 2005), y todo parece indicar que las cenizas pueden continuar util izándose sin tratamientos adi cionales hasta con porcentajes de sustitución al go superiores al 20% en masa. Estudios reali zados por la empresa KEMA en Holanda (Te Wi nkel et ál., 2007), han confirmado también que, aunque l as característi cas de estos subproductos varíen, no suponen ni ngún riesgo añadido para la sal ud, que pueden catalogarse como residuos no peli grosos y seguir utilizándose para los mismos usos que l as cenizas provenientes de la combusti ón de carbón exclusivamente. Todos est os resultados son, sin duda, muy positi vos, debido a que suponen que la vari ación de la composición de l as cenizas en co-combustión ya no puede ser con siderada como una barrera para l a puesta en marcha de esta tecnología. Existen, sin embargo, c iertas limi taciones en el caso del aprovechamiento de l as cenizas volantes en el proceso de fabricaci ón del cemento. A proximadamente el 32% de las ceni zas volantes que se producen en la combustión del carbón en Europa se destinan a ese uso , bien como aditivo bi en como materia pri ma (Feuerborn , 2011). La norma EN 450 (ECS, 1994) que fija las especi ficaciones que deben cu mplir estas ceni zas volantes para poder ser desti nadas a est e uso, esta blecía inic ialmen te qu e solo pod ían ut ilizar se a quella s que pr ovinier an de la combu stión e xclusiva de c arbón . Sin emb argo, la pene trac ión que la tecno logía d e la co - combustión estaba tenido en Europa hi zo necesario un análisis del uso de cenizas obtenidas a partir de mezclas de combusti bles. Diferentes estudi os y ensayos demostraron que no existí an cambios signi ficativos en las propiedades de l os cementos que utilizaban como adi tivo cenizas provenientes de co-combusti ón frente a los que utilizan las del carbón (Boylan et ál. (1999), W a n g y B a x t e r ( 2 0 0 7 ) ) , l o q u e s u p u s o u n a r e v i s i ó n p o s t e r i o r d e l a n o r m a ( V o m B e r g y Feuerborn, 2005)). La nu eva EN 450-1, aprobada en 2005, entró en vigor a pri ncipios de 2007 (ECS, 2005). Ha sido transpuesta por las agencias c orrespondientes de cada país y se encuentra vigente actual mente. En esta nueva versión de l a norma ya se incluye la aceptaci ón de las cenizas volantes que provengan de c o-combustión de carbón y biomasa, incluyendo dentro de esta a todas l as especificadas en la Ta bla 2.3. Fij a c o mo lím it e de ca rbó n su stit u ido p or bi oma sa el 20% en masa, lo q ue incluir ía a la ma yoría de la s experien cias de co -combust ión directa llevad as a cabo hasta el mome nto. Po r otro lado la c antid ad de ce nizas provenie ntes d e la biomasa no d ebe supera r el 10%, porce ntaje difí cil de alcanza r si se compara e l bajo conteni do en cenizas de los princi pales ti pos de biomasa con el del carbón. Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 39 - Figura 2.5. Distribución de las experiencias de co-c ombustió n en funci ón de la tecno logía de caldera (elaboración propia a partir de Cremers ( 2009)) Cada tipo de caldera presenta unas característi cas particulares que la hacen idónea para el aprovechamiento de un tipo de bi omasa u otro. Por otro lado, los probl emas asociados a cada una de ellas son también diferentes. Se van a describir a continuación las principale s características de l a co-combustión en cada una de estas tecnologías: • Co-combustión en calderas de lecho fluido: Las característi cas propias de la tecnología de l echo fluido (tanto en el caso de circulante (CFB) como burbujeante (BFB)) la hacen muy adecuada para su utilización en co-combustión, resultando muy sencilla y económica su adaptación a esta tecno logía. Habitualmente la bi omasa se alimenta junto con el carbón. Solo cuando tiene unas características muy di ferentes al combustible de diseño, es necesario habi litar una línea de al imentación independi ente, lo que supone u n aumento de los costes de i mplantación. La alta turbulencia en l a cámara asegura una buena mezcla entre los combusti bles y el ai re, además de tiem pos de residenci a altos. Esto supone una gran flexi bilidad respecto a l as características de l os combustibl es que pueden ser utilizados: tamaño de pa rtícul a, densidad, humedad, etc. lo que permi te utilizar una gran variedad y con poco pretratamiento (tamaño de partícul a de la biomasa menor de 40 mm en CFB y de 80 mm en BFB (Van Loo y Koppejan, 2002)). Además es posible, no sol o trabajar con porcentajes de sustituci ón altos, incluso mayores del 50 %, sino también, utilizar mezcla s de distintos combustibles renovables l o que incrementa la flexibilidad de esta tecnol ogía. Otra de las ventajas que hay que tener en cuenta en la co-combustión en cal deras de lecho flui do es el efecto sinérgico entre l o s combustibl es que permite, por ejempl o, el aprovechamiento energéti co de combustibles complejos como los lodos de depura dora (Leckner, 2007) o el al perujo (Armesto et ál., 2003) que, de bido a su composi ción y elevada humedad, no podrí an ser utilizados en solitario. También se ha detectado este efecto sinérgico en la reducci ón de emisiones de N 2 O y SO 2 frente a la utilización exclusiva de carbón (Veijonen el al, 2003). En las pri meras, además de dismi nuir por el hecho de que la temper atura de los gase s pueda aumentar al añadir biomasa, la presencia de cal cio, potasio y sodi o en el nuevo combustible ti ene un efecto catalizador Co m b u s t i b l e P ulv e r iza do ; 98 Parri l l a; 1 7 Le c ho f lu id o burb uje a nt e (B FB); 48 Le c ho f lu id o ci rcul a n t e (C FB ); 35 Deco no ci da ; 3 6 Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 40 - que reduce la formación de N 2 O. En re lación a las emis ione s de SO 2 , el aumento del porcentaje de azufre fijado en las ceni zas hace que disminuya la emi sión de este compuesto en gase s por encima del valor que cabr ía esperar por utili zar una mezcla de combustibles con menor contenido en azufre. Por otro lado existen algunos probl emas técnicos que pu eden aparecer al utiliz ar calderas de lecho flui do con una mezcla de combusti bles disti nta a la de diseño. Ademá s de fenómenos como slaggi ng, fouling o corrosi ón que pueden surgir cuando la biomasa utilizada presenta un alto contenido en metal es alcalinos o cloro (es el caso de la experiencia llevada a ca bo en Grenä Po wer Plan t (Dinamarca) en la que se uti lizó paja al 50% en bas e energética en una cal dera de lec ho fluido ci rculante (Hansen et ál ., 1998)), los problemas p articulares que puede ac arrear la sustituci ón del combustible convencional por biomasa en este ti po de calderas son: - Variación del perfil vertical de tem peraturas en el caso de l echo burbujeante (European Comisión, 2000b) - Aglomeración del lecho cu ando se utiliza biomasa con al to contenido en alcalinos y/o aluminio (Armesto et ál ., 2003) - La temperat ura de vapor sobrecale ntado puede reducirse d ebido a la menor temperatura del l echo en CFB durante la co-combustión (Rösh, 2000) - Au mento de inquemados en lecho fluido ci rculante cuando el tamaño de partí cula es muy pequeño (European Commi ssion, 2000b) Esta tecnología se encuent ra ampliamente exten dida en países c omo Finlandia o Suecia , dond e se utiliza e n la in dus tria p apele ra y en las s erre rías co n rang os d e poten cia qu e pueden ir desde 20 MWt hasta 31 0 MWt. En la mayorí a de los casos se uti liza como combustible secundari o los subproduct os de las pro pias plantas (serrí n, virutas, residuos forestales e incluso lodos) (Sal okoski, 2000). • Co-combustión en calderas de parrilla: Este tipo de calderas han sido tradicionalmente utili zadas para la combustión de combustibl es sólidos en un amplio rango de potenci as entre 15 kWe y 150 MWe. Son adecuada s para gran número de combustibles y poco exi gentes en las característi cas de los mismos (tamaño de partí cula y humedad). Sin embargo, si se comparan estas calderas con las de lecho fluido, tienen menor rendimiento y por el contrario mayores emisiones en gases. Los costes asociados a l a adaptación de este tipo de calderas a la co-combustión son muy bajos dado que no es necesari o realizar grandes cam bios en la pl anta. En función de las caract erísticas de la bi omasa utilizada, esta se mezcla previ amente con el carbón o bien se alimenta de forma independ iente a través de una de las líneas ya existentes en la planta (NREL/FEM P, 2004). Las partic ularidades que hay que tener en cuenta durante la co-combustión en este ti po de calderas son los si guientes: - El uso de mezclas de combustibl e puede provocar una combusti ón inestable que dé lugar a un aumento punt ual de las emisiones de CO y partículas, así como de otros compuestos, en función de la biomasa utilizada. Los sistemas de li mpieza de este tipo de calderas suel en ser sencillos, por lo que s u adaptación a l a co-combustión Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 41 - puede requ erir una mejor a de los mism os par a evita r este aume nto de emisione s (Clausen y Rasmussen, 1993). - La temperat ura de vapor es normalmente inferi or a 400 ºC, por lo que no suele existir el riesgo de corrosi ón (Veijonen et ál ., 2003). En el caso de uti lizar biomasas herbáceas con alto contenido en cloro, sigue siendo necesari o controlar este fenómeno (Clausen y Rasmussen, 1993). - Las altas temperaturas que se al canzan en la cámara (1 300–1400ºC) pueden suponer la aparici ón de problemas por fusi ón de escorias cuando se aprovechan biomasas con baja tem peratura de fusión (residuos agrí colas con alto conteni do en potasio, por ejemplo (Werther et ál ., 2000)). Este ri esgo puede dismi nuir, sin embargo, ajustando el funcionamiento de l a caldera en las zonas proble máticas (Veijonen et ál., 2003) Las principales experi encias de co-combusti ón en calderas de parrilla se han llevado a cabo en plantas de producci ón de vapor para procesos o calefacción. Existen vari os ejemplos en EE.UU. en los que se ha util izado biomasa forestal de la zona o residuos de las propias empresas (Co bb et ál. (1999), Sampson et ál . (1991), NREL/FE MP (2004)). También se han adaptado a la co-combustión calderas de par rilla utilizadas en plantas CHP, es decir plantas que suministran energía el éctrica y calefacci ón a una población o a u n a e m p r e s a . E s e l c a s o d e l a p l a n t a H e i z kraftwerk Würzburg en Alemania (Brökeland, 2001) donde se ll evaron a cabo pruebas sustituyendo entorno al 20% con viruta de madera de entre 10 y 50 mm. Por el contrario no existen muchos ejemplos en los que este tipo de calderas se haya utilizado en co-com bustión para l a generación eléctri ca. Entre estas puede señalarse Midtkraft Power Pl ant en Ärbus (D inamarca), una planta d e 70 MWe en la que se llevaron a cabo pruebas con un 30% de paja (Clausen y Rasmussen, 1993). En dichas prueba s no se detectaron problemas si gnificativos de ensuciamiento, aunque sí aumentaron las emisiones de partícul as. • Co-combustión en calderas ciclónicas: Las car acterísticas parti culares de este tipo de calderas las hacen mu y adecuadas para su adaptación a l a co-combustión. Aunque en ocasiones se i ncluyen dentro de l as calderas de combustible pul verizado (Koppejan, 2004), su funcionami ento es diferente. Fueron des arrolladas para el aprovechamiento de ciertos carbones que, debido a su baja temperatura de fusión, ori ginaban importantes problemas de ensuciamiento en el sobrecalen tador de las calderas convencionales (Babcock & Wi lcox, 1992). Básicamente con siste en un quemador ciclóni co, donde se alimenta el combustible quedando atrapado gra cias a las turbulencias generadas por el aire y a la capa de escoria que se forma en las paredes. Se consiguen así tiempos de r esidenci a mucho mayores que en las de pulverizado, entorno a los 60 sg., por lo que se reduc e la necesidad de pretratami ento del combustible. En dichos quemadores tiene l ugar prácticamente la combustión total de las partículas, por l o que se necesita un hogar much o menor que en el caso de la s de pulver izado. Uno de los p rincipa les p roble mas que pres enta es ta tec nologí a es qu e, debido a como ti ene lugar el proceso de com bustión y a las altas temperatura s alcanzadas, las emisiones de NOx son muy el evadas. Esto ha supuesto que actual mente no se instalen nuevas pl antas con este tipo de calderas (Hughes, 2001). Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 42 - En EE.UU. se han llevado a cabo nume rosas experiencias de co-c ombustión en calderas ciclónicas (Tillman ( 2000), Hughes (2001) y T illm an et ál., (2003)). En todas ellas la biomasa se ha mezcl ado con el carbón antes de su paso por los molinos o tri turadoras y ambos combustibles se han ali mentado conjuntamente a caldera. El tipo de molinos que se utiliza para el pretratami ento del carbón en est as calderas s e adapta bastante bi en a las característi cas de la biomasa, lo que ha supuesto que en l as experiencias real izadas no hayan aparecido problemas signi ficativos por atascos o aumento de consumo en los mismos al ser atravesados por la mezcl a (estas inci dencias sí han ocurrido en los molinos habitualmente utili zados en las calderas de combusti ble pulveri zado, como se verá en el siguiente apart ado). En la experien ci a llevada a cabo en Michigan Ci ty G. St., donde se sustituyó un 6,5% en ener gía de carbón por serrí n obtenido a partir vari os tipos de maderas residu ales, se comprobó que el porcentaje de sustituci ón venía limitado, no por probl emas en los molinos o tri turadoras, sino por l a velocidad máxi ma a la que podía funci onar el alimentador (Hughe s, 2001). La meno r densidad en ergética de la biomasa supone que sea necesario gesti onar un mayor volumen de com bustible para alimentar la misma energí a, volumen que no pued e superar la capaci dad del alimentador. Entre los resultados obtenidos en estas experi encias, además de la espera da reducción de em isione s de SO 2 y de no aparece r camb ios sign ificat ivos en el r endimie nto de cald era, c abe d estac ar la dis minuc ión e n las e misio nes de NOx. To do par ece ind icar q ue la mayor volatili dad de la bi omasa frente al carbó n influye di rectamente en el proceso de combustión en este ti po de calderas , lo que ha supuesto qu e dichas emisi ones hayan disminui do de forma considerable, muy por encima del porc entaje de susti tución, en la mayoría de estas las experi encias (Tillman (2000), Hughes (2001)). • Co-combustión en calderas de combustible pulverizado: Se trata de la tecnología más ampliamente utili zada en plantas de gener ación eléctrica y también en l a que mayor número de experiencias de co-combusti ón se han llevada a cabo. Puesto que el objeti vo de esta tesis es es tudiar cómo influye la co-combusti ón en el comportamiento de este t ipo de calderas, se ha considerado oportuno dedi car el resto del c apítu lo a ana lizar la s par ticular idad es de esta te cnolo gía y a re pas ar y pres enta r las experiencias más signifi cativas. 2.2 Co-combustión en calderas de combustible pulverizado. 2.2.1 Particulari dades de esta tecnologí a. Dentr o de la clas ifica ción hab itual d e ca ldera s de potencia, atendiendo al método de combustión se puede dis tinguir entre: calderas d e parrilla, de combusti ble pulveri zado y de lecho fl uido (Díez, 2003). De estas, las calderas convencionales con quem adores de carbón pulveri zado resultan adecuadas para util izar prácticamente cualquier tipo de carbón y muestran un ampl io rango de potencias. Presentan una gran flexibilidad de op eración y altos rendimientos, características todas el las que han supuesto qu e sigan siendo la s más utilizadas para la generación de energía el éctrica a partir de este combusti ble fósil. No es de extrañar, por tanto, Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 43 - que un gran número de l as experiencias de co-combusti ón de carbón y biomasa se hayan llevado a cabo en este tipo de cal deras. Cuando en cualqui er caldera se sustituye el comb ustible habitual por biomasa hay que tener en cuenta que esta úl tima debe tener el tamaño y humedad a decuados para ser a provechada correctamente. Aunque la biomasa, debido a su mayor conteni do en volátiles y por tanto mayor reactividad, pueda tener un tamaño de partícula superi or al del carbón, si no cumple l os requ isitos m arc ados in fluirá ne gativa ment e sob re la ca ldera hacien do téc nicame nte invi able e l cambio de combusti ble. En las tecnologí as que se han explicado en el apartado anteri or (esp ecialmen te en lecho fluid o y parr illa) e l tamaño y la h umed ad no re sultan p arámetr os críticos, aunque sea necesario controlarlos, pudiéndose al imentar biomasa con tamaños de hasta 8 cm (NREL/FEMP, 2004) y porcentajes d e humedad el evados (por encima del 40% (Armesto, 2003)). Si n embargo, las caracterí sticas particulares de l as calderas de combusti ble pulverizado suponen unas mayores restri cciones a la hora de adaptarlas a la co-combustión. La principal diferencia con respec to a las otras t ecnología s de combustión de carbón e s que, con el fin de consegui r unos ratios de conv ersión mayores con bajos ti empos de resi dencia, en este caso se impone un tamaño de partícula mucho menor al combustible. Así, con un tamaño aproximado entre 50-300 μ m e n funció n del r ango de l carb ón, se logra la co mbustió n tot al de la partícula en uno o dos segundos (Singer, 1981; Babcock & Wi lcox, 1992). P ara alcanzar estas especificaci ones es preciso dotar a la planta de equi pos para la preparación del carbón, tanto en tamaño como en humedad. Por otro lado, frente a otras tecnologías de com bustión mucho más limpias, es necesari o disponer de sistem as de lim pieza de gases para el control de emisiones (precipitador es, planta de desulfuración y/o plantas DeNOx). Este hecho también refuerza la sustitución de un porcentaje de combustibl e fósil por biomasa que conlleve una dismi nución de emisio nes (p rinc ipalmen te SO 2 ) , aunque sea necesario valorar su influenci a sobre los sistemas de limpieza ya exi stentes. Como ya se ha señalado en apartados anteriores, cuando se pre tende adaptar cual quier planta a la co-combustión hay que tener en cuenta que el comportamiento y las características de l a biomasa son diferentes a los del carbón, lo que va a influir en su aprovechamiento dentro de la caldera. En el caso de la s de combustible pu lver izado, e xiste n dos fa ctore s que van a ser determinantes: l a densidad energética de l os combustibles y la necesi dad de pretratamien to de la bioma sa. Respecto al pri mero, en general , la biomasa ti ene una menor densidad energ ética que el carbón, por lo que para ali mentar la misma cantidad de energí a es necesario gesti onar más combu stible. Este hec ho va a limita r el porcentaje de sustitución en funci ón de la opci ón elegida. Por otro lado, como ya se ha señalado, los baj os tiempos de residencia del combustible en este tipo de caldera imponen l a necesidad de pretratar la biomasa para su correcto aprovechamiento. En la Figura 2.6 apa rece representada l as fases del proceso de combust ión de una partícula de bi omasa de pequeño tamaño: seca do, desvolatilización y oxidación. La pri mera fase se encuentra totalmente i nfluenciada por el conteni do en humedad del combustible . Si la biomasa está muy húmeda, parte de la energí a del proceso de combustión se utili zará para evaporar el agua, lo que puede provocar la dismi nución de l a temperatura adiabática necesaria para mantener la combusti ón y además que esta fase se alargue. S i ocurre esto último, el Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 44 - tiempo necesari o para la combustión completa aumentaría, por lo que el tiempo de residenci a de la partícul a en caldera no serí a suficiente y parte de ell a podría ll egar a no quemarse, lo que supondría un aumento del porcentaje de combusti ble inquemado, y con él de las pérdidas asociadas. Además, el exceso de humedad in cr ementa también el volumen final de gases en caldera, aumentando de esta forma las pérdi das asociadas a los mismos y dificultando su extracción. Figura 2.6. Proceso de combustión de una partícula de bioma sa de tamaño pequeño (Robinson et ál. , 1998b) El proceso de combustión también se encuentra in fluenciado por el tamaño de partícula : cuanto mayor s ea este , la rela ción super ficie /volume n es men or, lo qu e dificu lta l a pen etració n del oxíge no, la t rans feren cia de calor y el d espre ndimie nto de lo s voláti les. Es to sup one, al ig ual que ocurría con la humedad, un retras o de la combustión. Los tiempos de residencia típicos de este tipo de caldera (de 2 a 3 s. (Werther et ál ., 2000)), i mponen que el resi duo carbonoso se libere rápida mente de los vol átiles para que pu eda producirse l a combustión completa, evitando que aparezcan in quemados, de aquí que se busquen tamaños de partí cula pequeños (rel ación supe rficie/ volume n alta) . El mayor conte nido e n voláti les de la biom asa h ace qu e esta sea mucho más reactiva que el carbón, por lo que, para el mismo tiempo de residenci a, el tamaño de partícula puede ser mayor. Cabe señalar, sin embargo, que, como podrá verse en el desarrollo de este a partado, en el caso de co-combusti ón el grado de secado y moli enda necesario para l a biomasa vendrá fijado, en última instanci a, por cómo se pretenda ada ptar la caldera origen a esta tecnologí a. Siguiendo la nomenclatura presentada en el apartado anterior, las instalaciones de co - combustión se pueden clasi ficar en: co-combustión directa, si la transformación termoquímica de la biomas a se re aliza t otalmen te en la misma ca ldera que el ca rbón y co-combustión indirecta cuando dicha transformaci ón se realiza de forma parcial o total en otro equi po. En los dos próximos apartados (2 .2.2 y 2.2.3) se van a des cribir las opciones de co-combustión que s e han lle vado a cabo en calder as de c ombus tible p ulve rizado h acien do hinc apié e n las li mitac iones de cada una de ellas en rel ación, pri ncipalm ente, al tamaño de partícul a y porcentaje d e sustitución. Para cada una de estas o pciones se mostrarán ejemplos de centrales térmicas e n las que hayan sido probadas. En el apartado 2. 2.4, se pr esenta la i nformación recopil ada sobre ex periencias de co- combustión en calderas de combustible pul verizado, organizadas por paí ses. Dado q ue el desarrollo de esta tesis está basado en l os resultados obteni dos en las pruebas de co- Tie mp o (s ) Volumen (mm 3 ) Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 45 - combustión en una caldera de fuegos frontales, en este apartado se anali zan como se llevaron a cabo las experienci as más significativas de las realizadas en este ti po de calderas. Se pretende con ello profundi zar en sus resultados (emisi on es , en sucia mien to, re ndimie nto etc.) , así c omo en los problemas de oper ación que pudieran apare cer para cada una de las opciones. Un pri mer análisis de estas experi encias ayudó a seleccionar, a priori , la opción de co-combustión a d e c u a d a p a r a l a C . T . d e E s c u c h a ( C a p í t u l o 3 ) y , a posteriori, va a perm itir c ontra star lo s resultados obtenidos en las pruebas. 2.2.2 Co-combu stión directa en c alderas de combu stible pulverizado. Se con side ra que un a insta lación está realiza ndo co-combustión directa cua ndo la biomasa s e introduce directamente a la caldera que fue dise ñada para el uso exclusi vo del carbón, y su combustión tiene lugar junto al combustibl e fósil. Existen distintas formas de alimentar la bi omasa. Se puede distinguir entre aquel las pl antas que han optado por alimentar l a biomasa mezclada con el carbón (los dos combusti bles se mezclan prev iamente y se in troduc en en la ca ldera de form a simult ánea ), y aq uellas en la s que la biomasa llega a la cal dera de forma independiente (los dos combustibles se ali mentan por separado pero reaccionan conjuntamente en l a caldera). La mayorí a de estas opciones se caracterizan por su baja inversión y su sencill ez respecto a las instalaciones de co-combustión indirecta que se anal izan en el siguiente apa rtado. La Figura 2.7 m uestra, de forma esquemática, las distintas opciones de co-combustión directa, que son: a. La biomasa se introduce en l a caldera junto con el carbón: a.1. La mezcla se realiza antes de los molinos de carbón. a.2. La mezcla se realiza antes de los quemadores de carbón. b. La biomas a se intr oduce en la ca lder a inde pendie ntemente al carb ón: b.1. Utilizando los propios quemadores de carbón o conductos disponibles en l os mismos. b.2. Utili zando quemadores especial es para la biomasa. b.3. Adaptaci ón de una parrilla donde se al imenta la biomasa. Figura 2.7. Opciones de co -combustión d irecta en ca lderas de carbó n pulverizado BIOMASA Si stema de pretratamiento de la biomasa Quemadores de biomasa CARB Ó N Sistema de molienda del carbón Quemadores de carbón CALDERA a.1 a.2 b.1 b.2 b.3 Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 46 - Debid o a las partic ularid ades de las c aldera s de c ombustib le pulve rizado que se han come ntado en el apartado anteri or, para cada una de estas opciones de co- combustión directa existen una serie de cues tiones que es necesario t ener en cuen ta y particulariz ar para cada alternativa. En este sentido, para cada opción: • Vendrá definido el rango en el que puede variar el tamaño de partícula para consegui r un correcto funcionamiento de l a caldera. La mayor reactivi dad de la biomasa frente al carbón permite que pued a alimentarse con tamaños de entr e 1-8 mm en función de l a opción elegi da, mientras que el combustibl e fósil, generalmente, deb e tener un tamaño de partícula de entre 50-300 μ m en función de su rango (Singer (1981), Babcock & Wilcox (1992 )). El co ste q ue sup one e ste alto grado de pretra tamiento de la biomasa comp romete en a lgunos casos la viabilid ad econó mica de la co-com bustión y, además, impide la utilizac ión de cie rtos t ipos de bioma sa para lo s que es nec esario busca r otras alternativ as. • El porcentaje de car bón que puede ser susti tuido por biomasa se encuentra l imi tado, en función de la opción el egida, por cuestiones técni cas, tales como la capacidad del sistema de alim entación o del sistema de extracción de gases, l a pérdida de rend imiento , la ap aric ión de prob lemas de corro sión y ens uciamie nto o la varia ción e n la composición de las ceni zas. Este porcentaje estará entre un 0 y un 20% en energí a en función de la opción de co-combustión el egida y del tipo de biomas a utilizado. Estos, y otros aspectos particulares de ca da opción, es l o que se va a expli car y definir a continuación. 2.2.2.1 Opción a. La biomasa se introduce en la caldera mezclada con el carbón. Se aprovechan para la bi omasa las líneas de alimentaci ón ya existentes para el carbón. La mezcla puede hacerse antes de l os molinos, con lo que se aprovechan estos equipos para el pretratamiento del nuevo combustible, o después de ell os. a.1. La mezcla se realiz a antes de los molinos. En este caso la mezcla de los dos combustibles ti ene lugar en el propio parque de carbones o en la lí nea de alimentación del combustibl e fósil antes de pasar por los molinos. En ocasiones apar ece recogida en la bibli ografía bajo el no mbre de “co-milling” (Boy lan et ál. (2000), Livingston (20 06)). La principal ventaja, además de que la forma de operaci ón de la planta prácti camente no varía, es que no es necesario realizar modi ficaciones para adaptar l a planta a la co- combustión por lo que los costes de inversi ón son muy bajos. En Hughes (2000) la inversión por kil ovatio eléctrico generado con biomasa se fijaba entre 50 y 100 dólare s (aproximadamente 40-80 €/kW e). Fuentes más actuales estiman que l os costes de inversión para esta opción de co-com bustión estarían ya por debajo de los 20 €/kW e (Atwood (2004), Kop pejan (2005)). P or otro lado, dado qu e el nuevo com bustible se a l i m e n t a a l c e n t r o d e l a l l a m a , s e r e d u c e l a n e c e s i d a d d e p r e t r a t a m i e n t o f r e n t e a o t r a s opciones que se anali zarán posteriormente. Este hecho, unido a que se utiliza el propi o sistema de molienda del carbón, supone también menores costes de operació n. Sin embargo , hay que tener en cuenta qu e aprovechar l os sistemas de molienda diseñados para el carbón implica trabajar con bajos porcentaj es de biomasa. Por un lado, el propio sistema ti ene que tener capacidad su ficiente para manejar el incremento Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 47 - de volumen que va a producirse, debi do a la menor densidad en ergética del combusti ble reno vable. P or ot ro lado , alguno s de lo s molinos que trad icional mente se util izan en la s centrales no resultan adecuados para tratar biomasa, más fi brosa que el carbón. Esto supone que biomasas como l a corteza o la paja no puedan utilizarse mediante esta opción debido a que se producen apelmazami entos y atascos en los molinos, y que resulte más adecuada, para biomasas más frágil es como pueden ser algunas astill as, los pellets, la cáscara de almendra o si milares. Aun así, las diferencias en las característi cas físicas de los combustibles pueden suponer cambi os en el funcionamiento de estos equipos (Prinzi ng y Hunt, 1998) y en la distribuci ón granulométrica fi nal de la mezcl a. Este e fecto puede implica r una pé rdid a poste rior d e rend imient o en la calder a por aumento de inquemados debido a qu e el combust ible se al imenta con mayor tamaño (Hughes, 2001). Zul fiquar et ál. (2006) in dica, a partir de l os datos recogidos en distintas experi encias de co-combustión y en pruebas real izadas a escala de laboratorio, como los sistemas de moli enda utilizados para el ca rbón se pueden ordenar, en función de su adecuaci ón al pretratamiento de mezcl as de combustible fósil y biomasa, de la siguien te mane ra: pr imero los mo linos de alta velocidad como los de martill os que se emplean para el tratamiento de carbones con alto conteni do en humedad y vol átiles como el li gnito (Arauzo, 1996), en se gundo lugar lo s molinos verticales de b olas 3 y los molinos de rodill os 4 , que son los más extendidos en l as plantas de carbón y se usan para los bitumi nosos y subbituminosos (Arauzo, 1996), mientras que l os menos ade cuados para el tr atamie nto de la bioma sa res ultar ían los mo linos t ubular es d e bolas 5 que suelen utilizarse para carbones du ros como la antracita (Arauzo, 1996). Las experienci as llevadas a cabo en distintas plantas fijan el límite de sustitución en el 5% en masa (aproximadamente el 2% en ener gía (Till man, 2000)) si no se qui ere interferir negativamente en el funcionamiento de la planta. Para mayores porcentajes, se ha comprobado que, además de l os problemas citados anteri ormente y de que puedan aparecer otros como apelmazamiento, atascos e i ncendios en los moli nos debido a las temperaturas de trabajo en los mismos, el consumo de estos equipos aumenta de forma considerable al alimentar una mezcl a de carbón y biomasa (Boylan (1996), Rollins et ál . (1998), Zulfiquar et ál. (2006)). Otro de los inconv enie ntes de es ta opc ión es q ue re sulta d ifíci l cons eguir la homog eneizac ión de la mezc la de c ombustib les qu e llega a la ca ldera , por lo q ue el control del porcentaje real de sustitución se hace compl icado. La Tabla 2.4 muestra algunas de las experienci as llevadas a cabo con esta opción, el tipo de biomasa utilizado y el porcentaje de sustit ución. En el apartado 2.2. 4 se presenta i nformación detallada sobre estas y otras experi encias que han utilizado l a mezcla de los dos combustibl es ante molino. 3 Se ha traducido de esta forma lo que en la bibliografía cons ultada aparece como Ball and race mills. 4 Se ha traducido de esta forma lo que en la bibliografía cons ultada aparece como Bowl mills o Roller mill s 5 Se ha traducido de esta forma lo que en la bibliografía cons ultada aparece como Bal l mills. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 48 - Tabla 2.4. Experiencias de co-combust ión direc ta con me zcla ante mo lino (opción a.1) País Planta Tipo de biomas a Porcentaje de sustitución EE.UU. Jeffries G.St. Residuos forestales 4% en energ ía EE.UU. Plant Hammond Unit 1 Serrín y residuos de poda 6,5 % en energía EE.UU. Plant Branch Unit 1 Biomasa residual de empresa maderera 1% en energ ía EE.UU. Kingston Foss il Plant Serrín húm edo 2% en energ ía EE.UU. Shawville G. St. Unit 2 y Un it 3 Serrín, res iduos de poda y chopo 3% e n masa EE.UU. Colbert Fossil Plant Biomasa residual de empresa maderera. Serrín 2 % en energ ía Dinamarca Amager Unit 3 Pellets de paja Del 10 al 20% en energía Holanda Maasvkajte 2 Pellets 5 % en masa Holanda Borssele 12 Lodos y biomasa residual seca 3 % en energía Holanda Hemwegcentrale Lodos secos 3% en energía Holanda Amer 8 Lodos 0,3% en energía Finlandia Naantali-3 Serrín 4% en energía Finl andi a Linn akatu Pel lets de ma dera 7% en ene rgía Finlandia Vakiluoto Serrín - Bélgica Langerlo 1 y 2 Lodos de d epuradora 2% en energía Alemania Schwarze Pump e Power Plant Astillas, residuos de industria papeler a 5% en masa Alemania Buschhaus (BKB) Lodos de depuradora secos 5% en ener gía Aleman ia Weiher I I Lodos de depuradora secos 3,5% en en ergía Reino Unido Didcot Madera 2% en ener gía Reino Unido Eggborough Hueso de palma 3,5% en energ ía Reino Unido Ironbridge Astillas de madera, hueso de palma 10% en masa a.2. La mezcla se realiza después de los molinos. En este caso, con respecto a la opción ante rior, se evitan lo s pro blemas d e moliend a, aun que el po rcenta je de ca rbón sustituido sigue estan do limi tado por la capacidad de transporte del sistema de alimentación existente. Este porcent aje será tanto mayor cuanto más simil ar sea la densidad ene rgética de ambos combu stibles pues eso i mplicará menor variaci ón del fluj o volumétrico para una misma carga. Por otro lado, la necesidad de pre tratamiento de l a biomasa es mayor que en el caso anterior, lo que supone un aumento de los costes de operación. Esta opción, mucho menos extendida que l a an terior, aunque cada vez más utilizada, se ha ap licado en la c entra l de Ge lderla nd en Holanda , como s e explic ará e n el ap artad o 2.2.4, y en varias pl antas de Bélgica (S avat (2006), Ryckmans (2006)). Dentro de estas últimas, en los grupos 3, 4 y 5 de la central térmi ca de Ruien, el serrín suministrado por la ind ustr ia mad erer a próxima a la pl anta se alim ent a dire ctamen te a la l ínea de c arbón Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 55 - Tabla 2.7. Experiencias de co-combustió n indirecta con g asificación pr evia de la bio masa. País Planta Tecn ología Biomasa Holanda Amer 9 Con limpieza del gas Madera de demo lición Austria Zeltweg P ower Plant Sin limpieza del gas Serrín, traviesas de ferrocarr il, resi duos de ma dera . Finlandia Kymijärvi Power Pl ant Sin limpieza del gas Serrín, biomasa foresta l, resi duos de made ra, RSU, traviesas, neumáticos troc eados. Bélgica Ruien 5 Sin limpieza del gas Astillas de madera Dentro de este tipo de co- combustión se pueden disti nguir a su vez dos tecnologías: • El gas producto sufre un proceso de limpieza en frí o antes de in troducirlo en la cal dera de carbón : Este siste ma de limp ieza, ade más de supone r una menor e ficien cia de la transformación de la biomasa, encarece consider ablemente la instalaci ón. Sin embargo se consigue una separación completa de las ceni zas de los dos combustibles, dado que el ga s que llega a la cald era d e carb ón est á limpio . No e xiste n prob lemas d e emisio nes, ni de corrosi ón o ensuciamiento añadidos y las ceni zas se tratan total mente por separado. Esta op ción se ha utilizad o en la Un idad 9 de Amer Powe r Plant ( Holanda) (Wille boer, (1998), Willeboer (2 000)). El ti po de biomasa que se ha utilizado es madera de demolición que lleva consigo di stintas sustancias contaminantes (pinturas, col as, metales, etc.). En este caso las cenizas de la planta de carbón se encontraban certificadas previ amente, por lo que era necesario asegurar que l as especificaci ones que debían cumpli r no iban a variar por el hecho de llevar a cabo la co-combustión. Por ello se optó por añadi r a la gasifi cación un sistema de limpieza en frío de l os gases antes de alime ntarlo s a la calde ra. L a inve rsión esp ecífica de la in stala ción d e co -combu stión indirecta se esti ma entre 1.250-1.400 € /kWe (Willeboer, 2000) 7 • El gas se introduce directamente en caldera: En es te caso se lle va a cabo una gasifi cación parcial de la biomas a consig uiéndose un ga s pobre (m enos de 5 MJ /Nm 3 ) que, a su s alida de l gasificado r, arra stra par tículas que aca ban de qu emarse en la caldera origen junto al car bón. Esta gasifi cación pa rcial supo ne un meno r tamaño del gasifica dor y al no e xistir sis tema de limpieza int ermedio r esulta una opción mucho más económic a que la ant erior (ent re 240 y 45 0 €/kWe ). Sin emba rgo no s e evita una inte racción , al menos en p arte, ent re las cenizas del ca rbón y la bioma sa. Cab e señ ala r que e li gi en do adecuadamente el punto de al imentación, el gas puede utilizarse para l a realización de una combustión escal onada como método para la reducción de las emisiones de NOx. Tanto en la experienci a llevada a cabo en Zeltweg Power Pl ant como en Kymijärvi Power Plant se han obtenido disminuciones signi ficativas de estas emisiones 8 . 7 El sistem a de limpieza se m odificó t ras un a pri mer a f as e de p r ue ba s. Act ua l me nt e e l ga s s e en fr ía h as ta 450ºC y la limpie za se limita a la eliminación de part ícul as mediante un ci clón (Kwant y Knoef, 2004) 8 En Zeltweg Power Plant (Granatstein, 2002) el efecto de reburnin g que se consiguió con la al imentación del gas en la p arte super ior de la caldera , supuso una r educción d e la soluc ión de amoniaco utilizada en el sistema SNCR d e entre e l 10 y el 15 %. Este va lor supo ne una dismi nución entre un 3 y un 5% por cada 1% se s ustitución de carbón por bio masa en ener gía. En Kymijärvi Power Pla nt (Raskin et al, 2001), las emisiones de NOx dism inuyeron entre un 5 y un 10%. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 56 - 2.2.4 Revisión de experi encias. Una vez conocidas las opciones de co-combust ión que se han utilizado en calde ras de combustible pul verizado y l as particulari dades de cada una de ell as, en este apar tado se presentan los resultados obteni dos en más de 70 experienci as llevadas a cabo en este tipo de calderas hasta el momento. Aunque al gunas de estas experienci as ya se han nombrado e incluso varias se han expli cado en el apartado ante rior, en este se pr etende dar un paso más y presentar de forma ordenada el estado del arte de esta t ecnologí a, haciendo principalmente hincap ié en l os re sultad os relat ivos a la inf luencia d e la co-co mbustió n sobr e el co mporta miento de caldera. Como ya se ha señalado, toda la i nformación que se presenta a conti nuación es el resultado de una amplia recopil ación bibliográfi ca sobre experiencias de co-combusti ón en calderas d e combustible pul verizado. La información sobre las características y resul tados obtenidos en l as experiencias anali zadas se presenta ordenada por países. Se trata, no solo de mostrar la información recopilada sino de organizarla una vez contrastada y conocer có mo ha evolucionado esta tecnologí a en cada uno de los paí ses estudiados y qu é otros parámetros econ ómicos, legis lativos y /o so ciales h an influ ido en esa evo lución. Durante la realización de esta búsq ueda se ha comprobado que mientras exi sten casos perfectamente documenta dos, de los que ha sido posible encontrar gran n úmero de datos y resultados, hay otros de los que no se dispone ape nas de información e incluso, en ocasiones, esta es contradictori a. Esto es debido en algunos casos a que son experi encias muy recientes, sobre las que no se han publicado todavía resul tados, y en otros, a que no se trata realmente de proyectos de investigaci ón sino plantas comerciales de las que su funcionami ento no transciende al ámbito científico. Todo ello ha supuesto que la i nformación recopilada y, por tanto, la forma de mostrarl a, difiera signifi cativamente de unas experiencias a otras. Por otro lado, no hay que ol vidar que el objeti vo de esta recopil ación, en lí nea con el de la te sis, es conocer cómo han infl uido las distintas opciones de co-com bustión y los tipos de biomas a utilizados en el comportamiento de caldera, por l o que solo se van a presentar aq uellas experiencias de l as que se ha podido obtener informaci ón contrastada al respecto. Antes de empezar a mostrar la información re copilada, señalar que exi ste una página web http://www.ieabcc.nl/dat abase/cofiring.php (IEA Bioenergy, 2012) don de puede consul tarse la base de datos sobre experi encias de co-combustión reali zada por IAE Bioenergy dentro de su programa Task 32: Biomass combustio n and co-firing . Cabe destacar que, au nque para muchas no re coge info rmació n ta n deta llada c omo la q ue se muestr a en es ta tesis, sí que inclu ye algunas experienci as de las que aquí no se presentan. Resulta también interesante la pági na http://www.netbiocof.net/ (Netbiocof, 2011), que corresponde a l a “Integrated European Netw ork for Biom ass Co-f iring” , que re coge in formació n dive rsa sob re esta tecnolog ía, los últimos avances y las lí neas futuras, así como sobr e el estado del arte en numerosos paí ses y de experiencias en parti cular. Volviendo a la revisión que se presenta en este ca pítulo, se ha obtenido i nformación sobre un total de 77 experi encias de co-combusti ón realizadas en 64 centrales térmi cas, ya que existen varias centrales en las que se ha realizado co-combustión en más de un grupo, y otras en las que en la misma caldera se ha realizado más de una experiencia bi en porque se ha cambiado el Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 57 - combustible renovable, bien porque se ha variado la opción de alimentación. La Figura 2.12, muestra la distribuci ón de estas experiencias en función de l a opción de co-combustión. Figura 2.12. Distribución de las experiencias de co -combustión en calderas de co mbustib le pulverizado analizad as en función de la opción de co-co mbustión. Según qued a reflejado en la figura anterior, más del cincuen ta por ciento de es tas experie ncias han u tilizado p ara la alimentació n de la biomasa la opció n de mezc lar ambos combus tibles antes de molino (a.1). Est o se debe a la sencillez de est a opción, qu e permite alimenta r el nuevo combusti ble si n grandes cambios ni en la pl anta n i en la o peración de l a misma y además c on muy poca in versión , por lo q ue, en caso de no seguir a delant e, la vuelt a a la situac ión habit ual no resulta pro blemáti ca. Esto ha sup uesto que algun as planta s hayan em pezado por ell a, siempr e y cuando las car acterís ticas de la biom asa perm itían ut ilizar los sistem as de moli enda existente s sin exces ivo peligr o de apelmazamien tos y/o at ascos. De e sta forma se consigu e compr obar la influen cia sobre el funcio namiento de la pla nta, alime ntando con juntamen te los d os combus tibles con dis tintos p orcenta jes de sust itución y antes de pasar a la in stalac ión defin itiva de la c o- comb ustión. En es te caso, e l uso de u na línea de pretrata miento ind ependie nte para la biomasa y la instala ción de quemad ores específi cos para su alimenta ción es la alterna tiva más exten dida (opción b. 2.). En esta opci ón los porcen tajes de susti tución son m ayores que e n la anterior y no supone ni nguna int erferen cia con l as lín eas de ali mentaci ón de carbón. El uso de co nductos y a dispo nibles o de que madores mixtos (op ción b .1), r esulta una alter nativa má s económ ica, sin emba rgo no en tod as las pla ntas puede utilizars e esta op ción, po r lo que está menos extend ida. Por últ imo, el número de experiencias de co-combustión in directa (6) es muy infer ior al de d irecta (71), sin em bargo r esultan opci ones muy a decua das en el ca so de qu erer tra bajar co n altos porce ntajes de s ustitució n, por lo que todo pa rece ind icar que pueden lleg ar a conve rtirse en la opción a largo pl azo. Por otro lado, los tipos de combustibles utilizados en co-combustión han sido muy var iados, desde residuos de poda hasta neumáticos troceados (ver Tabla 2.8). En casi la mitad de las experiencias realizadas se ha usado b iomasa residual seca (forestal y poda ) bien sola o mezc lada con otros t ipos. Si se añaden las experiencias en las que se ha utilizad o serrín, que puede tener unas característ icas similares a la anterior , el número total s obrepasa el 65%, lo que de ja de manifiesto que se trata de una biomasa, además de abundan te, adecuada para su apr ovechamiento en ca lderas de combustible pu lverizado (fácil pre tratamiento y a lta densidad energé tica frente a otras b iomasas). 44 6 2 7 13 1 4 a. 1 . M ezcl a an t e mo lino a. 2 . M ezcl a t ras m o lino b.1. A lim e nt a ció n inde p e nd ie nte por co nduct o s dis po n ible s b.2. Qu emad ores específi co s de bioma s a b.3. P a rr illa G a sif ic a c ió n C o m bus tión C o-combu st ión di rect a C o-combu st ión i nd i rect a Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 58 - Tabla 2.8. Tipos de bio masa utilizados en c o-combust ión en caldera s de combustib le pulverizado . Tipo de combu stible Número de experienci as que lo han utilizado Biomasa residual seca (foresta l, poda) 34 Lodos (del tratamiento de ag uas residuales municipales y/o indus tria les) 15 Serrín 13 Cultivos ener géticos 11 Paja de cer eal 9 Residuos industr ia maderera y/o papelera 7 Residuos de la industria olivarera (orujillo y alperujo) 7 Residuos de la fabr icación aceite de palma (hueso de palma) 6 Madera de demo lición 2 Otros (neumático s, RSU, travie sas de ferrocarr il, etc.) 7 Resulta ll amativo el el evado número de experiencias con l odos de depurad ora, sobretodo si s e tiene en cuenta su composi ción y alta conteni do en humedad. Hay que señ alar al respecto qu e los porcentajes de sustituci ón en estas experiencias son, en general, menores que con otros tipos de biomasa y por lo tanto la cantidad total utilizada también. Además la mayoría de estas experiencias se encuentra n en Alemani a donde la leg islación v igent e favorec e la valor ización térmica de estos resi duos. En la misma lí nea, las experiencias con paja se concentr an en Dinamarca, donde hay un gran excedente de este recurso y políticas que estimul an su aprovechamiento. Del mismo modo, las experienci as con cultivos energéticos se han l levado a cabo en EE.UU. y en el Reino Unido, paí ses que han puesto en marcha políticas concretas para el fomento del uso de estos combusti bles. Como dato curioso, señal ar, por último, que tanto las experiencias con resi duos de la fabricació n del aceite de pal ma como la mayoría de l as de residuos de la industria olivarera se han llevad o a ca bo en R eino Un ido, p aís que imp orta est os combustibles para su uso en co-combu stión. La Figura 2.13 mues tra la di stribución por países de las central es térmicas con calder a de combustible pulveri zado en las que se han llevado a cabo experiencias de co-combusti ón y sobre las que se ha obt enido informaci ón. Puede comprobarse como EE.UU. , Reino Unido y Alemania se encuentran a la cabeza en número de experiencias en este tipo de cal deras. La información que ha podid o encontrarse para EE.UU., con mayor tradi ción y experienci a en este campo, es mucho más completa que en los otros dos. Puede sorprender el reduci do número de las experi enci as llevadas a cabo en países pioner os en esta tecnología y en el uso de la bi omasa como Suecia o Finlandia, si n embargo hay que tener en cuenta que se está hablando sol o de experien cias en calde ras de combustibl e pulverizado, mientras que en estos países l a mayoría se han ll evado a cabo en otro ti po de cal deras, principalmente de l echo flui do o parrilla (IEA Bioenergy (2 012), Hillring (2003 ), Oravainen (200 8) ). En el ca so part icular d e Suec ia, se une a lo anterio r, el h echo de que en muchas d e sus insta laciones d e co-combu stión e l combust ible princ ipal sea la biomas a, mient ras que so lo se utiliza un porc entaje menor de combust ible fós il. Así p or ejemp lo, en 2004 los combu stibles fósile s utilizad os en c o-combust ión en este país solo supusieron , en pro medio, e l 16% de la bioma sa Capítulo 2: Co-co mbustión en centrales térmicas de carb ón. - pág. 59 - (N etbi oc of, 200 6) . Todo ello ha llevado consigo que n inguna de las plantas que rea liza co- combustión e n Suecia se e ncuentre dent ro del marco definido en esta tesis. Figura 2.13. Distribuc ión por países de las centrales con c aldera de com bustible pulver izado analizadas. Por último señalar que existen experi encias de co-combustión en este ti po de calderas en otros países tales como Au stralia (Reilly, 2008), Canadá (Madrali, 2008), Italia (Lattanzi et ál., 2010 ) o Polonia (Zuwal a y Sciazko, 2010). Si n embargo, no ha sido posi ble, en la mayoría de los casos, recopil ar información suficiente sobre los re sultados obtenidos. La fa lta de informaci ón sobre estas experi encias puede estar rel acionada, excepto en e l caso de Australi a donde sí se han llevado a cabo experi encias de co-combustión desd e hace más tiempo (Schuck, 2004), con el hecho de que las i niciativas sean muy reci entes y se encuentren todavía en fase experimental. D ado que los datos recopi lados, que pu eden consultarse en l a bibliografía señalada, no aportaban nada nuevo al fin que se pretende c on la revisión de experi encias dentro de los objetivos general es de la tesi s se ha considerado oportuno no añadirlas. Toda la inform ación re copila da se ha org anizado e n las 11 tablas que se muest ran a continuación. Cada una de ellas corresponde a todas o parte de las experienci as llevadas a cabo en un mismo país. En pri mer lug ar se mues tra la in forma ción r efe rent e a las expe rienc ias de co- combustión en EE.UU (Tabla 2.9). A continuaci ón, las Tablas 2.10, 2. 11, 2.12, 2. 13 recogen l as de Dinamarca , Holanda , Austria y Finlandia respectivamente. To dos ell os son países pione ros e n esta tec nología, p or lo q ue existe gra n cantid ad de p ublica cione s cie ntífic as e n las que se descri ben detalladamente muchas de esta s experienci as. Una revisión de l as mismas deja de manifiesto como en estos paí ses se han probado todas l as opciones de co-combu stión y se ha utilizado un amplio abanico de c ombustibles, e incluso en al gunas centrales se ha llevado a cabo ya más de una ex periencia. En cada tabla para cada una de las ex peri encias aparece, si se d ispon e de los dat os, e l año e n el que s e inic ió la c o-co mbus tión, inform ació n sob re la pro pia planta (nombre y propietari o de la central, tipo de quemadores, potencia y tipo de combustibl e fósil), característi cas de la biomasa utili zada (tipo de biomasa, tamaño de partícul a y humedad) e infor mac ión g ener al sob re la c o-com bust ión (tip o d e co- combus tión, p unt o de a liment ación d e la biomasa y porcentaje de sustitución de car bón por biomasa). Con todo ell o quedan resumidas las pr incip ales carac terís ticas de la in ici ativa. Se ha a ñadid o un br eve r esumen d e las incid encia s y/o resultados más rel evantes, además de cual es el esta do actual (si está en operaci ón comercial, en pruebas, si sol o se realizó proyecto de demostración, si ha parado la planta etc.). R e ino Unido ; 16 B é lgica ; 3 F i n l an di a; 2 Au st ri a; 2 H o la nda ; 5 D ina m a r c a ; 6 Al eman i a; 1 5 EE.UU.; 15 Tabla 2.9. Resum en de expe rienci as de co-c ombus tión en EE. UU. Año de inicio Planta - Propietario Tipo de Caldera Potencia Tipo de co-combustión Punto de alimentación (opción) Biomasa Carbón Porcenta je sustitución (masa/en ergía) Tamaño partícula/ humeda d Datos relevantes y resultados Duración Más información 1990 Jefferies G.St. (Santee Cooper) Quemadores frontales 165 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Residuos forestales - (-- / 4%) - ● Molienda: Mo linos de martillos. ● Problemas en la planta a partir de l 8% e n masa. Solo pruebas Hughes y T illman (19 98) Hughes (2001) 1992 Plant Hammond Unit 1 (Georgia Power Company) Quemadores frontales 100 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Serrín y residuos de podas Bitum inos o (11,5% / 6,5%) (Varios / 19%) ● Molienda: D isponía de molino s vertica les de bolas. No apar eciero n cambios en la granulom etría del carbón. A umentó su consumo un 15 % . ● Emisiones: NOx sin camb ios. Las emisones de SO 2 no variaron debido a fluctuaciones en e l contenido de azufre de l carbón. ● Variación del r endimiento de caldera influída por el exceso de aire. Solo pruebas Boylan (1996) 1992 Plant Branch Unit 1 (Southern Company/ Georgia Power Company) Quemadores frontales 250 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Residuos de empresa maderera B i t u m i n o s o (--/1 %) (Po lvo / <5%) ● Molienda: La biomas a se mezc la con el carbón en el parque de carbones sin control exacto del po rcentaje . Sin problemas e n la molienda. ● No han aparecido problemas de operación, ni var iación en las e misiones. ● Se realizaron pruebas con mayores porcentajes. Au mento de co nsumo en molinos. Operación comercial IEA Bioenergy (2012) 1993 Kingston Fossil Plant (TVA) Quemadores tangen ciales 200 MWe DIRECTA Me zcla ante molinos (a.1 ) Serrín húmedo Bitumin oso (0 - 5 % / 2%) - ● Se hiciero n pruebas variando el porcentaje de biomasa. ● Molienda: D isponía de mo linos de ro dillos. Se comprob ó que el tamaño de partícula aumentó a la salida de moli no conforme aumentó el p orcentaje de biom asa, apareciendo cambios signifi cativos al 5% en masa. ● Operación: Lo s problemas e n la molie nda implicaron pé rdidas de rendimiento en caldera. Solo pruebas Hughes (2001) Hughes y Tillman (1 998) 1993 Plant Kraft (SEPCO) Quemadores tangen ciales 55 MWe DIRECTA Alimentación independien te a través de una de las filas de quemadores de carbón (b.1) Serrín seco Bi tumi noso (--/ de l 20 al 50%) - ● El proyecto tenía como objetivo demostrar la via bilidad de la co-combustió n con altos porcentajes. ● Para la biomasa se utiliz aba una de la s líneas de alime ntación de l carbón (con l os molinos parados ). Todo el carbón se alimentaba por la otra . Solo pruebas Hughes y T illman (19 98) Tillman (2 000) 1994 Greenidge St. (NYSEG) Quemadores tangen ciales 108 MWe DIRECTA Alimentación independien te, a través de dos quemadores de carbón modificados (b.1) Biomasa residual de la industria maderera y serrín B i t u m i n o s o (30% / 15%) (1/4" / 10-40%) ● Pretatamiento: Se di sponía en p lanta de un molino de mar tillos par a el pretratamie nto inde pendiente de la biomasa. ● Emisiones: Sin cambios sign ificativos. ● Para altos por centajes e l rendimiento de caldera d isminuy ó un 0,8%. ● Coste: E ntre 300 y 500 $/k We. Operación comercial Benjam in (1996) Hughes (2001) Tillman (2 000) Tabla 2.9. (continuac ión) Resumen de experiencias de co-combus tión en EE.UU. Año de inicio Planta - Propietario Tipo de Caldera Potencia Tipo de co-combustión Punto de alimentación (opción) Biomasa Carbón Porcenta je sustitución (masa/en ergía) Tamaño partícula/ humeda d Datos relevantes y resultados Duración Más información 1995 Shawville G. St. Unit 3 (GPU) Quemadores tangen ciales 190 MWe DIRECTA Me zcla ante molinos (a.1 ) Serrín - Residuos de poda - Chopo B i t u m i n o s o (3% / - ) (1/4" / 40 % ) ● Molienda: Mo linos de rodillos. Tamaño de partícula a la salida no se vio afectado p or el nuevo combust ible. Prácticame nte no aumentó el con sumo en los molin os. ● Pr oblemas de operación debido a que la temperatura de salida en molinos disminuyó en co-combustión y h acía parar la planta. ● No se apreciaron cambios significa tivos ni en las emisio nes ni en e l rendimiento de la caldera. Solo pruebas 1995 Shawville G. St. Unit 2 (GPU) Quemadores frontales 138 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Serrín - Residuos de poda - Chopo B i t u m i n o s o (3% / - ) (1/4" / 40 % ) ● Molienda: Mo linos ver ticales de bolas . Tamaño de partícu la a la salida no se vio afectado por e l nuevo combust ible. Aumento del consumo de lo s molinos. ● Disminució n de la carga debido a qu e los alimentadores a molinos no tenían capaci dad suficiente incluso a m áxima velocidad. ● No se apreciaron cambios significa tivos ni en las emisio nes ni en e l rendimiento de la caldera. Solo pruebas Hunt et ál. (1997) Prinzing y Hunt (1998) Hughes y Tillman (1 998) Hughes (2001) 1996 Blount St. (MG&E) Quemadores frontales 50 MWe DIRECTA Alimentación independien te. Inyectores para biomasa (b.2) Switchgrass B i t u m i n o s o (7÷15 % / 4÷10%) ( ≈ 2,5 cm / 12%) ● La biomasa se pretrataba en planta. ● Disminución de l rendimie nto debido al increment o de la temperatu ra de gases y al hidrógeno d e la biomasa. ● No se apreció un incremento de los problemas asociados a slag ging o fouling. ● Disminución de un 20% e n las emisiones de NOx que pudo estar re lacionada con la alimentación de la biom asa usando aire frío. Operación comercial Aerts et ál. (1997) Hughes (2001) 1996 Seward Generating St. (GPU) Quemadores frontales 32 MWe DIRECTA Alimentación independien te, a través de conductos disponibles e n quemadores de carbón (b.1) Serrín - (15% / 7%) (1/4" / 40%) ● El proyecto tuvo una primer a fase de pruebas con el mismo tipo de b iomasa a distintos porcentaje s y humedad. ● R esultados positivo s respecto al sistema de alimentación, el rendimiento y las emisiones. ● Instalación de de mostración: Leve influencia sobre el rendimie nto. Reducci ón significativa de los N Ox. Planta cerró Battista Jr . et ál. (2000 ) Hughes (2001) 1996 Ottumwa G. St. (Alliant Energy) Quemadores tangen ciales 726 MWe DIRECTA Alimentación independien te Quemadores específicos (b.2) Switchgrass Sub- bituminoso (--/ del 2 al 3%) (3 × 25 mm / 11%) ● Se trata de un proyec to de inve stigación (1996-20 06) que i ncluye t ambién la parte de logística del combustible . ● Basado en la experi encia d e Studs trud (Dinamarca). ● La biomasa se inyecta entre la tercera y la cuart a fila (d e siete) de c arbón, en dos esquinas opuestas. ● Sin cambios en el rendimiento de caldera. ● Emisiones: NOx si n cambios. El SO 2 disminuyó por encima del porce ntaje de sustitución. ● Un alto porcentaje de los nudos aparecieron en l as esco rias debido a que no pudi eron quemarse en s uspensi ón. Operación comercial Tillman (2 000) Miles (200 4) Chariton Va lley (2012) Tabla 2.9. (continuac ión) Resu men de experiencias de co-comb ustión en EE .UU. Año de inicio Planta - Propietario Tipo de Caldera Potencia Tipo de co-combustión Punto de alimentación Biomasa Car bón Porcenta je sustitución (masa/en ergía) Tamaño partícula/ humeda d Datos relevantes y resultados Duración Más información 1997 Colbert Fossil Plant (TVA) Quemadores frontales 190 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Biomasa residual de industria maderera y serrín B i t u m i n o s o (4% / 2% ) - ● Molienda: Mo linos ver ticals de bolas. Sin cambios en la distribución granulométrica. Aumento de consu mo y de velo cidad del alimentador . ● Debido a los bajo s porce ntajes los impact os en el rend imient o de caldera y en las emisione s fueron mínimo s. ● Los buenos resultados de las pruebas han llevado a la im plantación co mercial. Co- combustión si ti ene recursos Hughes (2001) Rollins et á l. (1998) 1998 McIntosh Power Plant Unit 3 (Lakeland Electric) Quemadores frontales 365 MWe DIRECTA Alimentación independien te, a través de puertos libres de una experienci a anterior (b.2 ) Eucalipto, biomasa residual B i t u m i n o s o (--/5%) ( - / 50% ) ● Se utilizó para la aliment ación de bio masa puertos l ibre de una experi encia anterior con RDF qu e estaban situados sobre los quemadores d e carbón. ● Tenía dispuesta una parrilla en la parte inferior con objeto de re coger las partículas que no se h abían quemado en suspensión . ● El rendimien to disminuyó debido a l alto porcentaje de humedad de la biomasa y al aumento del exceso de aire. ● No se detectaron problemas por ensuciamiento dura nte las pruebas. Solo pruebas Treep ower (2012) 1999 Durkirk St. Plant (NRG Energy) Quemadores tangen ciales 90 MWe DIRECTA Alimentación independien te Quemadores de biomasa situados en los antiguos de gas-oil (b.2 ) Sauce y biomasa residual B i t u m i n o s o (--/10% ) (1/8 " / - ) ● Se realizaron pruebas prev ias en 1997 en las que la bioma sa se alimenta ba por un únic o puerto en un a de las esqui nas, entre los quem adores de carbón. ● No se detectaron cambios significativos en la operación d e la plant a. ● Se incluye den tro de un proyecto para la promoción de los cultivos e nergéticos. Operación comercial Antares Gro up (1996) 2000 Albright G. St. (Allegheny Energy Suply) Quemadores tangen ciales 140 MWe DIRECTA Alimentación independien te. Inyectores especiales para la biomasa en el centro de las filas de quemadores de carbón. (b.2) Serrín - (10% / 5%) (1/4" / 40%) ● Se aprovechó la instalación de pretratamient o y almacen aje de la biom asa de la exp erienc ia en S eward G. St. ● La planta dispone de un sistema de combustión escal onada (SOFA). La volatilidad de la biomasa mejor ó el funcionamiento d el sistema. Las emisiones de NOx disminuy eron un 15% para un 5% de sustitución en energía. ● Reducción de Hg debido al menor contenido de la biomasa. ● Sin influenc ia sobre CO y partículas. En pruebas Hughes (2001) Payett e el al, (2002) Tillman et ál . (2003) 2001 Gadsden (Southern Compalny) Quemadores tangen ciales 70 MWe DIRECTA Alimentación independien te Quemadores especiales para la biomasa (b.2) S w i t c h g r a s s B i t u m i n o s o (-- /10% ) (1/2 ÷ 3/4" - 25 ÷ 35%) ● El proyec to incluía tamb ién la logís tica del combustible. ● Los quemad ores se instal aron entre la fi la superior e intermedia de los de carbón, en dos esquinas opuest as. ● Sin cambios significativos en las emisiones. ● El rendimien to de caldera dism inuyó debido al aume nto de las pér didas en g ases por el aire de alimentación de la bioma sa y por la mayor hu medad y contenido en hidrógeno d e la biomasa. Los inqu emados disminuyero n. Pruebas Boylan et ál. (2000) Zemo et ál . (2002) Tabla 2.10. Resumen de experiencias de co-combust ión en Dinamarca. Año de inicio Planta - Propietario Tipo de Caldera Po tencia Tipo de co-combustión Punto de alimentación (opción) Biomasa Porcenta je sustitución (masa/en ergía) Tamaño partícula/ humeda d Datos relevantes y resultados Duración Más información 1991 Vejen Heat and Power Station (ELSAM) Pulverizado 2 MWe / 9MWth DIRECTA Alimentación independien te. Parrilla y que mador de cigarro (b.2 ) Madera, RSU y paja - - ● Adaptó distintos s istemas de alime ntación en func ión del combustible u tilizado. Ahora planta de tratamiento de RSU Raven (200 5) 1993 Vestkraft Power Station (ELSAM) Quemadores frontales 150 MWe DIRECTA Alim. independiente. Dos quemadores de carbón por dos para biomasa (b.2) Paja ( -- / 10%) - ● Para porcentajes de susti tución de hasta e l 10%, se presenta ron menos prob lemas de corrosión y ensuciamiento de lo s esperados a priori. - Petersen y Hansen (1994) Hansen et ál. (1998) Raven (200 5) 1994 Ensted Power Plant (ELSAM) Calderas de parrilla para la biomasa - Pulverizado para carbón 660 MWe INDIRECTA Dos calderas independien tes con integración del cic lo de vapor (d) Madera y paja 40 MWe con biomasa - ● La caldera de biomasa está fo rmada a s u vez por dos calderas de parrilla conse cutivas: La primera para la paja y una segu nda, que trabaja a mayor temperatura, para la madera. ● Problem as en el sist ema de alimen tación de l a paja. ● Problemas por e nsuciamie nto (slaggi ng y fouling) a un utilizando l a madera par a la obtención del vapor a al ta temperatura. Operación comercial Caddet (2000a) Raven (200 5) 1994 Amager (Unit 3) (ELKRAFT) Quemadores enfrent ados 250 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Pellets de paja (--/ del 10 al 20%) ( Ø 8 mm / 10%) ● Molienda: Mo linos de rodillos. Se aumentó la ve locidad de alimentació n, sin proble mas de atascos. Var iación en la distribución granulométrica. ● Las pruebas fueron demasiado cortas para llegar a evaluar corrosión. ● Emisiones: D isminución s ignificativ a de NOx y SO 2 . ● Influencia sobre desulfuración y preci pitadores : Sin cambios aparentes, aunque las pruebas fue ron cortas. ● No viable económicame nte de bi do al c oste de l com bust ible. Solo pruebas Pederse n et ál. (1996 ) Raven (200 5) 1996 Studstrup (Unit 1) (ELSAM) Quemadores frontales 150 MWe DIRECTA Alimentación independien te. Cuatro quemadores mixtos (b.1) Paja (-- / del 0 al 20%) (30 ÷ 50 mm / 12%) ● Funcionó en co -combustión dur ante do s años. ● Sin cambios en e l rendimie nto de cald era. ● Sin aumento d e corrosión al 10% de biomasa. ● Riesgo de slag ging. ● Emisio nes: Disminu ción signif icativa de S O 2 y aumento de HCl. ● Variación en la composición de cenizas. Planta parada Hansen et ál. (1998) Wieck-H ansen et ál. (2000) Raven (200 5) 2002 Studstrup (Unit 4) (ELSAM) Quemadores enfrent ados 350 MWe DIRECTA Alimentación independien te. Cuatro quemadores mixtos (b.1) Paja (--/10% ) (50 mm / 14%) ● Basada en la experienc ia adquirida en l a unidad 1. ● Se ha conseguido un funcionam iento adecuado de la planta de pre tratamiento de la paja. ● No se ha detectado increme n to en la depó sitos (slagging y fouling) ni de corrosió n. ● Las emisiones de NOx sin cam bios. ● No se ha detactado de sactivación de los catalal izadores de SCR para un 7% de biomasa. ● Cenizas: cumple l a nueva normativa para su uso en cementeras. Operación comercial Overgaard et ál. (2004 ) Sander ( 2004) Raven (200 5) 2002 Avedo re (Unit 2) (ELKRAFT) Caldera de parrilla Multifuel 585 MWe INDIRECTA Dos calderas independien tes con integración del cic lo de vapor (d) Paja y pellets de madera 40 MWe - ● Se trata de una planta de n ueva construcción y alta eficiencia . ● C aldera principal de 430 MWe multifuel (gas natu ral, carbón o fuel) y pellets de m adera (co-combustión directa). ● Caldera indepe ndiente para paja de 40 MWe . ● Dos turbinas de gas para cargas p unta y precalentar el agua de alimentació n. ● T odo el vapor se aprovecha en una únic a turbina de vapor. ● Los excedentes de calor se usan para calefacción de distrito para Co penague. Operación comercial Veijon en et ál. (2003 ) Noppenau (2003 ) Raven (200 5) 2005 Studstrup (Unit 3) Quemadores enfrent ados 350 MWe DIRECTA Alim. i ndepend iente. Quemadores mi xtos (b.1) Paja (--/10% ) (50 mm / 14%) ● Experiencia gemela a Stu dstrup (Unit 4). Operación comercial Friborg et ál . (2005 ) Tabla 2.11. Resumen de experiencias de co-combu stión en Holanda. Año de inicio Planta - Propietario Tipo de Caldera Potencia Tipo de co-combustión Punto de alimentación (opción) Biomasa / Carbón Porcenta je sustitución (masa/en ergía) Tamaño partícula/ humeda d Datos relevantes y resultados Duración / estado actual Más información Alimentación independien te. Quemadores específicos (b.2 ) (-- / 3%) (800 μ m / 8%) ● La biomasa llega en astil las de un tamaño infe rior a 3 cm y al 20% de hu medad. En la pl anta se pretrata hasta las condic iones de aliment ación. Cost es de operación elev ados. ● Se instalaron cuatro quemad ores situados en l a parte inferior de la caldera. ● Problem a: Increm ento de in quemados en es corias. Ya no se utiliza este sistema 1995 Gelderland Unit13 (Electrabel) Quemadores enfrent ados 600 MWe DIRECTA Mezcla con carbón tras molinos (a.2 ) Madera de demolición / Bitum inoso (-- / 3%) - ● El aumento de inquemad os hizo desesti mar la primera opción . ● Rediseño de la instalación de pretra tamiento. ● Se han realiz ado pruebas con otr os tipos de biomasa residual y para mayo res porcentajes de sustituc ión (hasta 10% en masa). Operación comercial Beekes et ál . (1998 ) Van Ree et ál . (2001 ) Caddet ( 2000b) Koni ngs (2003) Raven (200 5) 1995 Maasvkajte 1 (EON) Quemadores tangen ciales 518 MWe DIRECTA Alimentación independien te Quemadores específicos (b.2 ) Residuos orgánicos líquidos / Bitum inoso (1% / --) - ● Problemas con los compuestos de Mo. Operación comercial Beekes et ál . (1998 ) Van Ree et ál . (2001 ) 1998 Maasvkajte 2 (EON) Quemadores tangen ciales 518 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Pellets / Bitum inoso (5% / -- ) ( - / 40% ) ● Los pellets se obtienen con un 60% de residuos de papelera, 24% residuos industria maderera y 16% compost. ● Pl anta d e produc ción d e pellet s insta lada ju nto a la cent ral. ● No aparecieron p roblemas en el sistema de m olienda. ● Sin variación e n las emisione s. ● Sin cambios en las propie dades de lo s subproductos (cenizas, escorias y ye so). ● Anal izando la infl uenc ia sobre el cata lizado r de la p lanta SC R Operación comercial Beekes et ál . (1998 ) Van Ree et ál . (2001 ) Koni ngs (2003) Raven (200 5) Alimentación independien te Quemador específico (b.2) Gas proveni ente del proce so de producción del fósforo (--/3,5% ) - ● El gas (CO y H 4 principalm ente) se prod uce en una planta cercana a la central. ● El aprovechamiento de este gas en co-combustión su pone una disminución de emisio nes en la zon a. ● El gas no puede se r almacenado por lo que debe utilizarse cuando lo sumi nistran (por la noche). ● No se han detectado cambios e n las cenizas porque la cantidad de fósforo en el gas es de spreciable. Operación comercial 1996 Bo rssele 12 (EPZ) Quemadores tangen ciales 420 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Lodos depur adora y papeleras. Biomasa residual (5%/3% ) - ● También se ha n realizado pr uebas con pretra tamiento y alimentación indepe ndiente de la biomasa. Operación comercial Beekes et ál . (1998 ) Van Ree et ál . (2001 ) 1996 Hemweg centrale (NUON) Quemadores frontales 630 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Lodos de depurador a secos (6%/3% ) ( - / 1 0%) ● L os lodos prove nían de plantas de se cado cercanas a la central. ● Aparecieron prob lemas por autoigni ción y formación de nubes de polvo tóxicas en la z ona de almacenamie nto. ● Sin cambios signi ficativo s en el funcio namiento de los molinos ni de la calder a. ● Aumento de las e misiones de SO 2 y Hg. ● No varió la composición de ce nizas y escorias que siguiero n vendiéndos e al mismo me rcado. Solo pruebas durante un año Beekes et ál . (1998 ) Van Ree et ál . (2001 ) Raven (200 5) 1997 Amer 8 - (Essent) Quemadores tangen ciales 645 MWe DIRECTA Mezcla ante molinos (a.1 ) Lodos de papelera (3% / 0,3%) ( - /50%) ● El alto p orcentaje en hum edad de los lodos ( 50%) dificult a el funci onamiento del sist ema de alimentaci ón de la bi omasa. Operación comercial Beekes et ál . (1998 ) Van Ree et ál . (2001 ) 1998 Amer 9 - (Essent) Quemadores tangen ciales 600 MWe INDIRECTA Gasificación previa de la biomasa con limpieza de gases en frío (e) Madera de demolición (--/5%) ● Gasificador de 80 MWth (29 MWe). ● La li mpieza en frío supone una ba ja eficie ncia de transfor mación. ● Se consigue una s eparación total de los co mbustibles. ● El cost e es muy elev ado (1250-140 0 €/kWe) . ● Los problemas del sistema de limpieza han obl igado a cambiarlo, dejando solamente la e limin ación de partícula s. Operación comercial Willeboer (1998 ) Willeboer (2000 ) Koni ngs (2003) Kwant y Knoef (2004 ) Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 71 - Las plantas y experienci as de co-combustión que van a estudiarse a continuación son: • COLBERT Fossil Plant (TVA – EE.UU. ): Mezc la con carb ón, ante molino s, de mad era residual de la industri a maderera y serrín. • GELDERLAND Power Plant (El ectrabel – Holanda): En una pri mera fase, alimentación independient e utilizando quemadores especial es para la biomasa, en la segunda mezcla con carbón tras molinos. En ambos casos l a biomasa utilizada ha sido madera de demolic ión. • BLOUNT St. Generation Station (MG&E – EE. UU.): Alimentación independiente utili zando inyectores especial es para la biomasa (cultivo energético: switchgrass) • STUDSTRUP Power Plant (ELSAM – Dinamarca): A limentaci ón independiente de paja de cereal a través de los quem adores de carbón modificados (quemadores mixtos). • SEWARD Generati on Station (GPU – EE.UU. ): Alimentación independiente, a través de los quemadores de car bón modificados (quema dores mixtos). Se ha utili zado serrín de madera. • KYMIJÄRVI Power Plant (Lahden Lämpövoima Oy – Finlandia): Co-combustión i ndirecta con gasificación previ a de una mezcla de distintos tipos de bioma sa. Con este análisis se pretende poner de mani fiesto las ventajas de cada o pción, así como l os problemas que pueden aparecer y co nocer la necesi dad de pr etratamiento o los porc entajes de sustit ución límite utilizad os p ara ev itar e stos p roblemas o, al me nos, d isminu irlos. 2.2.5.1 COLBERT Fossil Plant ( TVA – EE.UU.) Como se ha señalado en apartados anteri ores, uno de los pri meros países que apostó por la co- combustión como una alternativ a para el uso de la biomasa fue EE.UU. All í, se han llevado a cabo numerosas experienci as en calderas de combustible pul verizado en l as que se han probado prácticamente todas las opci ones de co-combustión directa. Dentro de uno de los programas puestos e n marcha en este paí s para incenti var el aprovechamiento de biomasa mediante co-combus tión, Tennesse Valley Authority (TVA) realiz ó durante 1997 una seri e de pruebas, p revias a la impl antación definiti va, para la co-combustió n de bajos porcentajes de biomasa en COLBERT Foss il Pl ant. Estas pruebas se ll evaron a cabo en uno de los cuatro grupos de 192 MWe que consti tuyen la planta. La biomasa utilizada fue una mezcl a de varios residuos, serrín y biomasa residual seca, de las indus trias de l mueble situa das e n las pr oximidad es de la plant a. El nue vo comb ustibl e se almacenaba en un cober tizo construido en el propio parque de car bones, en una ubi cación cercana a la carretera, con el fin de favorecer el acceso a los camiones encargados del suministro. Desde allí, se ali mentaba mediante una ci nta transportadora hasta una cri ba giratoria. El tamaño de pa rtícula del tami z era de 6 mm (1/4”) (Rolli ns et ál., 1998). Des pués la biomasa iba di rectamente a las l íneas de carbón con el que se mezclaba ant es de pasar por los molinos. En este caso se trataba de molinos verticales de bolas. Las pruebas previas a la impl antación definiti va se realizaron con un 4% de biomasa en masa (2% en ener gía) y permiti eron comprobar que el si stema de molienda tení a capacidad suficien te para procesar y ali mentar al nuevo combustible. No aparecier on problemas en la oper ación Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 72 - aunque sí se comprobó un aumento tanto en el consumo de los molinos (en torno al 8%, (Hughes, 2001)) como en l a velocidad del al imentador, si n embargo no varió la di stribución granulométrica del combusti ble a la salida. Este resul tado confirmaba el obtenido anteriormente en Plant Hammond con el mismo tipo de moli nos (Boylan, 1996), donde tampoco se vio influenciado el tamaño de partícula por el cambio de combustible y tambi én aumentó considerablemente el consumo en l os molinos (un 15% para un porcentaje de sustitución del 10% en energí a). Por el contrario, en la experi encia llevada a cabo en Kingston Fossil Plant también en EE.UU., donde se utilizó serrín como combustibl e renovable y en las que se disponía de molinos de rodill os, sí que se observó un deterioro progresivo de la granul ometría del combustible incl uso para porcentajes in feriores al 5% (aun que fue a parti r de ese valor donde apa recie ron los cambio s brus cos), lo que supuso una pé rdida e n el re ndimien to de calde ra (Hughes, 2001). Volviendo a la experiencia de Col bert Fossil Plant, no se apreciaron cambios signifi cativos en el rend imiento d e cald era que fu eran at ribuib les de fo rma exc lusiva a l cambio de comb ustible. Otros factores como las v ariaciones en l a humedad del combustibl e fósil, en el exceso de ai re o en la temperatura de salida del precalentador, influyeron también en el rendimiento durante las pruebas. Por otro lado, los baj os porcentajes de biomasa utili zados tampoco permitieron det ectar va riacio nes en las e misione s de SO 2 o NOx. Los buenos resultados obt enidos durante las prue bas han supuesto que, actualmente, la planta trabaje en co-combusti ón siempre que disp one de co mbustible renovabl e a precios compe titivos. 2.2.5.2 GELDERLAND Power Plant (Electrabel – Holanda) Holanda ha sido uno de los países pi oneros en el us o de la co-co mbustión. Desde l os años 90 y hasta la actualidad se ha utilizado esta tecnologí a como una alternativa para el aprovechamiento de ciertos resi duos, tales como los lodos de depurador a o de la i ndustria papelera, o la madera de demolici ón, dismi nuy endo así sus impactos. Sin embargo, la co- combustión con este tipo de recursos no resul t a se ncilla . Ade más de los pro blemas d e mane jo que pueden aparecer, debi do al alto porcentaj e de humedad en los primeros o por l as sustancias que pueden acompañar a los segund os (metales, cuerdas, plásti cos etc.), es nece sario contro lar el po sible a ument o de c iertas e misione s o la var iació n sig nifica tiva en la composición de los subpro ductos. Una de las primeras planta s en las que se realizó co-c ombust ión fue Ge lderland Power Pla nt (Beekes et ál., 1998), situada en las pr oximidades de la ci udad de Nijmegen y en la que, desde 1995, se han proba do di stintas opciones de co-combusti ón (Van Ree et ál ., 2001). Ca be destacar que esta planta, de 635 MW e, es pi onera en el ámbi to de la mini mización de l os impactos ambiental es de la producción eléctri ca. Desde 1988 cuenta con dos uni dades de desulfuración y quemadores de baj o NOx. En 1994, para consegui r una mayor reducción de estas emisiones, se puso en funcionamiento una unidad de desni trificación catalíti ca (DeNOx). La b iomasa que se util izó in icialme nte en esta planta fu e astilla s de ma dera r esidua l proce dente de trabajos de demoli ción. Las astillas llegaban a la pl anta con un tamaño menor de 3 cm y con una humedad inferi or al 20%. La empresa sumi nistradora se en cargaba de li mpiarl a de posibles piezas de metal, de pl ásticos etc. Una vez en la central se instaló un complejo sistema de Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 73 - pretratamiento para l a biomasa (ver Figura 2.14). Con dos etapas de moli enda las astillas se pulveriz aban hasta un tamaño de 800 μ m y un a humedad inferior al 8%. La biomasa se almacenaba en un sil o antes de ali mentarse a caldera. Dado el riesgo de p osibles expl osiones que supone al macenar un combustible con un tamaño de partíc ula tan pequeño y un con tenido en volátiles tan elevado fue neces ario tomar una seri e de medidas tales com o la puesta a ti erra de todos los equipos, col ocar detectores de chispas, etc. Figura 2.14 . Sist ema de pretrat amiento y al imentaci ón a cal dera de la biomasa en Ni jmegen (Holanda) ( Caddet, 2000b) La caldera ori ginal di sponía de un total de 36 quem adores enfrentados dispu estos en seis fil as, tres en cada pared. La biomasa pul verizada se alimentaba a través de cuatro nuevos quemadores, situados en la parte i nferior de la c aldera debajo de l os de carbón, y co n una capacidad de 20 MWth cada uno. Di chos quemadores aportaban el aire necesario pa ra la combustión a través de dos volutas en direcciones opuestas, dan do lugar a una l lama compacta y totalmente controlada. Tanto el sistema de pretratami ento de la biomasa como el de alimen tació n se r egula ban d e forma inde pend iente a los d el carb ón. El porcentaje de susti tución de carbón por biomasa osciló entre el 3% en energí a a plena carga y el 8% a medi a. Anualmente se su stituyeron 45.000 t d e carbón por 6 0.000 t de bi omasa pulverizada, lo que supuso una reducción de 110.000 t de CO 2 , además de reducir las emisiones de NOx y de SO 2 . Por otro lado, también se redujo en 4. 000 t la producción de ceni zas volantes debido al m enor contenido en cenizas del combustibl e renovable (diez ve ces menos que el carbón, (Beekes et ál., 1998)). S e realizaron inspecciones a l a unidad de DeNOx para comprobar que no existí a envenenamiento de lo s catali zadores debido a los metal es pesados que pudieran ali mentarse junto con la biomasa. Quemadores de biomasa Aire de combustión a los quemadores Aire de transporte d e la biomasa Molino de martillos Filtro Ciclón Filtro Colector de polvo Clasificador Molino Línea de transport e de la biomasa Vapor Silo Tolva para recepción Clasificador Criba Criba Silo Rodillo magnético del material Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 74 - La inversión final reali zada superó los 12 millones de euros. El ahorro anual por el carbón sustituido se estimó en 2,6 millones de euros, mi entras que el coste de la bi omasa más la operación y mantenimiento de l a instalaci ón era de 0,58 millones de euros al año. Con estos números el pay-back del proyecto de co -combustión se estimó en 6 años (Caddet, 2000 b) Se comprobó que, con este sistema de al imen tación para la biomasa, los inquemados en escorias aumentaron. Por ello, se optó, en una segunda fase, por alimentar la biomasa en la propia lí nea del carbón después de su paso por los molinos (Van Ree et ál., 2001 ). Las pri meras experiencias ll evadas a cabo con este método dieron muy buen resultado, por lo que se soli citó al organismo regul ador aumentar el porcentaje de susti tución desde el 3 al 10% en masa. En 2001, se dejó de real izar co-combustión con madera de demolici ón debido a que ya no tenía la consideración de biomasa sino de resi duos y era necesaria una nueva autorización que se empezó a gestionar. Se han realizado pruebas con otros tipos d e biomasa como residuos de girasol, de oli va, huesos de albari coque o marro de café. Adem ás se planeó tambi én la puesta en marcha de un gasifi cador de lecho fluí do circulante para l a biomasa (co-combusti ón indirecta) con una poten cia de 58 MWe (Kwant y Knoef, 2004). Actual mente la planta sigue trabajando en co-combusti ón, utilizando pel ets de madera y con porcentaj es de sustitución de hasta el 8% en energía (Cremers, 20 09) . 2.2.5.3 BLOUNT St. Generati on Station (MG&E – EE.UU.) Dado que la co-combustión resulta una muy buena opción para el aprovechamiento de la biomasa disponi ble en las proximidades de la planta, no es de extrañar que pongan en marcha programas conjuntos par a analiz ar al mismo tiempo l as posibilidades de expl otación de un determinado cul tivo energético en un empl azamiento y la vi abilidad de su apr ovechamiento por una central térmica próxima al mismo (Ottumwa G. St, McIntosh-3, Durkirk St. Plant o G adsden son ejemplos en EE.UU. (ver Tabl a 2.9)). En esta di rección y con el objetivo de i ncentivar el uso de los cultivos energéti cos en co-combustión, durante 199 6 y 1997, la empresa Ma dison Gas and Ele ctric ( MG& E) llevó a cabo u na camp aña de prueba s de esta tecno logía e n la un idad 8 de la planta Blount St. Generation Station. La biomasa utilizada en l as prueba fue swichgrass , un cultivo energéti co muy extendido en EE.UU. de características parecidas al forraje o pasto. Este cultivo presenta una gran productividad por hectár ea en suelos relati vamente pobres. Sin embargo, como ocurre con otros cultivos de crecim iento rápido, present a porcen tajes importantes de sodi o, potasio y/o fósforo que pueden conllevar un incremento d e los problemas de ensuciami ento en caldera durante l a co-combustión (Aerts et ál. , 1997; Boylan, 2000). La Tabla 2.18 muestra las característi cas del carbón y la biomasa utilizada en esta experi encia. El objetivo del proyecto era demost rar la eficie ncia del s istema de al imenta ción e legido y comp roba r la influ encia de l a co-c ombust ión de este tipo d e biomasa sobre la ca pacidad de la planta, el rendimiento de cal dera, el ensuciamiento, los inquemados y sobre las emi siones gaseosas. La caldera de la uni dad elegida para ll evar a cabo las pruebas era d e 50 MWe con nueve quemadores frontal es de combustible pulv erizado, dispuestos en tres filas. La biomasa se alimen tó de for ma inde pendie nte a l carbón a través de unos o rificios que e xistían entr e la primera y la segunda fila de quemador es (ver Figura 2.15). Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 75 - Tabla 2.18. Análisis en base seca del carbón y la biomasa ut ilizados en Blount St. G. St. (Aerts et ál., 1997) Carbón Switchgrass Análisis elemen tal (p orcent aje en pes o) Carbono 73,66 47,74 Hidrógeno 4,36 5,64 Oxígeno 8,49 40,26 Nitrógeno 1, 59 0, 87 Azufre 1,57 0, 21 Cloro 0,02 0,04 Cenizas 10,03 5,24 Análisis de cenizas (porcentaj e en peso) SiO 55,1 60,64 Al 2 O 3 20,37 0,63 TiO 1,02 0,06 Fe 2 O 3 12,68 0,36 CaO 3,52 10,0 MgO 1,00 5,73 Na 2 O 0,67 0,35 K 2 O 2,73 12,40 SO 3 2,28 2,40 P 2 O 5 0,13 6,96 Mn 3 O 4 0,08 0,12 Figura 2.15. Sistem a de pretratamiento y al imentación de la bi omasa (Aerts et ál., 1997) Para el pretratamiento se aprovechó una instalación disponibl e de una experiencia previa llevada a cabo en l a planta. La biomasa ll egaba a la planta en pacas qu e eran separadas de forma manual y situadas en una cinta que alimentaba a un molino de martill os. El tamaño de partícula a la sali da era de 8 cm (tamaño de la mall a), sin embargo un estudi o de la di stribución granulométrica demostró que el 60% de las partí culas tenían un tamaño i nferior a 2,5 cm (Aerts et ál., 1997). Tras el molino, la biomasa ll egaba a caldera mediante transporte neu mático pasando por varias etapas de separaci ón y, como ya se ha señalado, se alimentaba de forma independient e al carbón entre la prim era y segunda fila de quemadores. Se llevaron a cabo dos seri es de pruebas. En la primera (octubre de 1 996) se realizaron cuatr o pruebas de c uatro horas cada una y en l a segunda (abril de 1997) cinco de m ás de ocho h oras. Además se llevaron a cabo otras de menor duración. El porcentaje de sustitución varió entre el 7 y el 15% en masa l o que equivaldrí a al 5÷10% en energí a. Este porcentaje vino limi tado por la capacidad de procesamiento d e la instalaci ón de pretratamiento de la biomasa. Previ amente a A l m a c én de p a c a s V ent i l ado r Cic l ón Cintas P unt o d e a l i m ent ac i ón de la biom as a Q uem a dor e s de c a rbó n S i st e m a de al i m ent a c i ón de l ca r b ó n Caldera M o l i n o d e m a r t il lo s Col e c t or de po l v o R o t a t i va y ve nt i l ad or S ilo de al m a c enam ient o Almacén de p acas Venti lador Ciclón Cintas Punto d e al iment ación de la biom asa Quem adores de carbó n Sist ema de alim entaci ón del car bón Caldera Mo lino de mart il los Colect or de polv o Rotat iva y venti lador Silo de almac enamient o Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 76 - las pruebas de co-com bustión se efectuaron o tras exclusivamente con carbón y cuyo s parámetros de funcionamiento se tomaron como base comparativa. Los resultados obtenidos demostrar on que la co-combustión con este tipo de biomas a (switchgrass) y utili zando el sistema de ali mentación descrito era posi ble, no apareciendo prob lemas r elevan tes e n la o pera ción de la p lanta duran te las pru ebas. L as ins pec cione s visuales realizadas no revelaron aumento del ensuciamiento en cal dera respecto a la situación de partida (sol o carbón). Debido al si stema de pretratamiento de l a biomasa los consumos d e auxilia res aume ntaro n (236 kW ). El rend imiento t érmico de la ca ldera , por su pa rte, dism inuyó en promedio un 1,1% durante l a co-combustión (Hughes, 2001). La principal causa de esta pérdida fue el aumento de la temperatura de l os gases a la salida del precalentador ai re-gases. El aire que se usó para ali mentar la biomasa no pasaba a través de este equipo por l o que la transferencia de calor en el mi smo disminuyó. Por otro lado, el mayor contenido de hidrógeno de la mezcla de combustibles así como el aumento de inquemados en al guna de las pruebas (en otras dismin uyero n) cont ribuyer on tamb ién a la pérd ida d e rend imiento d e ca ldera. Con respecto a las emi siones, cabe seña lar (Hughes (2001), Aerts et ál. (1997)): − En todas las pruebas (sol o carbón y en co-combus tión) las emisi ones de CO fueron muy bajas (< 50 ppm). − Las emision es d e SO 2 prácticamente no sufrieron vari ación, a pesar de que el porcentaje de azufre que entraba a cal dera era menor que cuando solo se util izaba carbón, lo que hace supon er que el azufre fijado en cenizas pudo di sminuir. − Men ción e specia l requ iere n las e misio nes de NO x que lle garo n a dism inuir h ast a un 30%. Esta dismi nución se debe atribuir, no solo a un menor co ntenido de nitrógeno del combusti ble sino también a cambio s en la distribución del aire y de las temp eratu ras en el h ogar, as í como a la variac ión en la rela ción Ca rbono Fijo/Volátil es entre el carbón y la mezcla biomasa-carbón. Los resultados de l as pruebas real izadas en est a planta demostraron l a viabilidad de la co- combustión en este tipo de cal deras con inyección independiente de la biomasa consigui éndose mejoras ambientales importantes, sin compromete r la oper ación de la plan ta y con ape nas impact o en la efic iencia d e la cald era. 2.2.5.4 Studstrup P ower Plant (ELSAM – Dinamarca) El objetivo fij ado por el gobi erno danés de di sminuir l as emisiones de CO 2 un 20% para 2005 respecto a las de 1988 m ediante el uso de madera y, princi palmente, de paja en las plantas de generación, supuso la puesta en march a de numerosas experien cias para la utilizaci ón de estos recursos en este paí s (Hansen et ál. (1998), Pedersen et ál. (1996)). Una de las pl antas que apostaron por esta tecnol ogía fue Studstrup Power Plant, donde dos de sus grupos se encuentran actualmente operando en co-combustión de forma habi tual. Hasta llegar a esta situación, fue necesario un desarroll o previo de la co-combusti ón con paja, un combustible con características muy particulares tanto en su manejo como en su aprovechamiento. Entre Octubre de 1993 y Marzo de 1994, la empresa el éctrica ELSAM (una de las dos compañí as que copaban el sector eléctrico en Di namarca y que operaba l a zona oeste del paí s) llevó a cabo Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 77 - una serie de prueba s de co-combustión con paj a y con madera en la uni dad 1 de Vestkraft, central térmica situada en Esbjerb (Pet ersen y Hansen, 1994). Figura 2.16. Sistema de tratamiento y alimentación de la biomas a en Vestkraft (Dinamarca) (Peterse n and Hansen, 1994) Se trataba de una caldera de carbón pulveri zado con 12 quemadores frontal es dispuestos en tres filas. El sistema de alim entación para la paja, y que posteriormente se adecu ó para madera, consistí a en dos líneas de tratami ento y alimentación independientes (ver Figura 2.16). En una primera etapa las pacas, que era como llegaba el combustible a la planta, se desmenuzaban. Después la paja resultante se co rtaba y se limpi aba de posibles pi edras y/o impurezas. A parti r de allí, medi ante transporte neu mático, la biomasa se alimentaba a l os dos quemadores central es que fueron sustituidos por dos específi cos para la biomasa. Las investigaciones llevadas a cabo en l a planta demostraron que la co-combusti ón con este tipo de combustible renovabl e y con este sistema de alimentación era posi ble incluso con porcentajes superiores al 30% en energía. Sin embargo, había que tener en cu enta una serie de consideraciones relaci onadas directamente con el tipo de bi omasa utilizada: 1. El sistema de tratamiento de la paja dio diferentes probl emas por atascos debidos tanto a su humedad como a las impurezas del materi al (piedras, cuerdas etc.), lo que h izo dism inuir co nsid erable mente la produ ctivid ad de la insta lación . 2. La composición de las cenizas volantes varió, en parti cular cuando el porcentaje de sustitución de carbón por bi omasa fue superior al 10% en energía. Esto implicaba que estas cenizas, que ini cialmente se destinaban a la producción de cemento, teniendo en cuenta la normati va vigente en es e momento, ya no podrían tener este destino y deberían ser trat adas en la propia pl anta, lo que suponía un coste añadido para la misma. 3. Aumentaron los problemas por corro sión debido al alto conteni do en cloro de la biomasa. C a ld er a 1 0 q u em ad ore s de c a rb ón / g a s o i l 2 q u e m ad or es de p a ja Lí n e a de a l i m e n t a c i ón nº 1 L í ne a de a l i m en t a c i ó n nº 2 Ba las de p a ja Vent i l a dor p a ra el t r ans port e Se p a ra d o r de pie d r a s Ast illa do r a Ca ld era Cald era 10 quemadores de carbón/ gasoil 2 quemadores de paja Líne a de a lim enta ci ón nº 1 Línea de alimentación nº 2 Balas de paja Ventil ador para el trans port e Sep a rado r de piedras Ast illa do r a Cald era Dis g re g adora Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 78 - A pesa r de es tos último s resu ltados , ELSAM in ició e n 1996 en la Unid ad 1 d e la plan ta de Studstrup un nuevo progr ama de co-combustión de dos años de duración c on el mismo tipo de combustible (Wi eck-Hasen et ál., 2000). En este c aso la alimentación se reali zó por todos los que madore s de la fila interm edia, p ero mod ificand o los e xiste ntes p ara pro cesar d os combustibles (ver Fi gura 2.17). Lo que se hizo fu e q uitar la la nza de g aso il, q ue los que mad ores llevaban en el conducto interi or y que tenía como objeto inyectar di cho combustible en l os arranques, y reubicarla dentro del propio quemador. De esta forma la b iomasa podía alimentarse a través del conducto ya li bre. El po rcentaje de carbón y bi omasa a través de estos quemadores mixtos era aproxi madamente del 50% en energía para cada combusti ble. Figura 2.17. Quemadores mixtos de carb ón y paja en Studstrup Power Plant (D inarmarca) (Wieck- Hasen et ál., 2000) Se instaló un nuevo sistema de almacenami ento y tratamiento de la paja. Consi stía en cuatro líneas paralel as capaces de tratar 5 tonel adas por hora. Constaban de una di sgregadora, un separador (para l impieza de impurezas) y un mol ino de martillos, consiguiendo un tamaño de partícula fi nal de entre 30 y 50 mm Cada una de es tas lín eas alimentaba neumáticamente a un quemador. Se llevaron a cabo pruebas en l a planta con porcentajes de susti tución entre el 10 y el 20% e n energía. Los pri ncipales conclu siones que pueden extraerse a la lu z de los resultados obt enidos son (Wieck-Hansen et ál., 2000): • Se consiguió trabajar de forma conti nua con el sistema de pret ratamiento, alcanzando disponibili dades del 85% a carga nominal. • Efectos sobre la combusti ón: Aumentaron los inquemados en escorias aunque este hecho solo se reflejó de forma marginal sobre el rendimi ento. Una mejor distribución de la biom asa en los dis tinto s que madores así como un a dismin ución del ta maño de partícula podrí a evitar estos problemas. En este último caso, ha bría que valorar el coste adicional que supondría el pretratamiento. • Para el estudio de l os problemas de ensuciami ento producido por los depósi tos de cenizas en los tubos de la caldera (fouling y slaggi ng), se dispusi eron probetas en distintos puntos de l a misma. El análisis de los depósi tos formados en dichas probetas, Pa j a C a rbón Aire sec u nd ar i o Volut a Pa j a C a rbón Aire sec u nd ar i o Volut a Paja Carbón Aire secund ario Voluta Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 79 - permitieron concl uir que el fouling podía tratarse con una adecuaci ón de la secuencia de soplado, no así los problemas de slaggi ng, que en la pruebas con altos porcentajes, aument aron c onside rableme nte. Se demos tró que n o solo i nfluía la sust itución de carbón por biomasa, sino tambi én la composición del carbón utili zado debido a la interacción entre los componentes de ambos combustibles. • La corrosión a alta temperatura se pre veía como el mayor problema en co-c ombustión utilizando este tipo de bi omasa debido a su alto conteni do en potasio y cloro. Se realizaron medi das y pruebas específi cas con el fin de co mprobar su efecto y caracterizarlo. Los resultados obt enidos mostraron que los probl emas de corrosión surgían cuando se trabajaba con altos porcentajes de sustituci ón y con temperaturas de vapor mayores de 580 ºC . Sin embargo, con un 10% de biomasa estos problemas n o aparecían de forma significativ a independientemente de la temperatura del vapor y, además, no eran mayores que los que podían ex i stir en el caso de combustión exclusiva de car bón y la co mbinación de diver sos fac tores ( tipo de ca ldera, t empera tura, ensuciamiento previo etc.) • Emision es: No apare cieron c ambios s ignif icativos exce pto e n las de HCl que a umenta ron debido al mayor conteni do en cloro de la biomasa (0,55% frente a 0,023% d el carbón) y las de SO 2 que disminuyeron, debido no solo al menor conteni do en azufre de l a paja (0,12% frente 1%) sino tambi én al hecho de que aumentó la captura de este elemento en las cenizas, que se fi ja en forma de sulfato po tásico como ya se ha comentado e n apartados anteriores. Después del periodo de pr uebas que finali zó en 1998, la planta se cerró debido a su anti güedad y al excedente d e producción exi stente en Di namarca. A la l uz de los resultados o btenidos, en 2002 se puso en marcha l a co-combustión en la unidad 4 de esta central (Overgaard et ál ., 2004). Se trata de un gr upo de 350 MWe con un a caldera de un solo paso, de vei nticuatro quemadores de carbón enfrentados di spuesto en dos niveles. Figura 2.18. Detalle de la c aldera y quemadores mix tos de Studstr up Power Plant –U nit 4 (Dinarmarca) (Fri borg et ál., 2005). Disposi ción inici al de la lanza de gasoil en el quemad or Que mad or mi xto Fila d e quemadores transformados en quema dores mixtos. Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 80 - La biomasa s e alimenta por l os quemadores de la fila superi or de la pared tr asera (ver Figura 2.18 ). En la misma f igura s e muest ra la reub icación d e la lanz a de gas oil de d ichos que madores, que de esta forma, como ya ocurrió en la Unidad 1, se transformaron en quemadores mixtos. P a r a e l p r e t r a t a m i e n t o d e l a b i o m a s a s e a d a p t ó y m e j o r ó l a p l a n t a u t i l i z a d a e n l a U n i d a d 1 . E l porc entaje de sust itución máximo, a la vist a de lo s res ultado s en las prueba s realiza das en la experiencia previ a, se fijó en un 10% en energía. Los princi pales resultados obteni dos tras dos años de operación comerci al con este porc entaje, fueron (Overgaard et ál., 2004): • No se detec taron c ambios e n la op eración de la p lanta . La ad ecuad a reg ulación tanto de los qu emador es como de la veloc idad d e aliment ación p ermitió mante ner los inquemados en escori as en lo s mismos niveles que en funci onamiento con sol o carbón, mientras que los inquemados en c enizas volantes di sminuyeron, lo que hace pensar inclus o en un a mejora del r endimien to de calde ra. • La viabilidad de l a co-combustión depende de poder seguir vendiendo las cenizas a l a empresa cementera. En funci ón del tipo de carbón , del porcent aje de biomasa y de l as cond iciones de operac ión la co mposic ión d e las c enizas varía, pero todo indica q ue cumplen la normativa al respecto (ECS, 2005). • No se observaron probl emas de fouling, de forma que no fue necesari o variar la secuencia de soplado fre nte al funcionamiento con sol o carbón. Tampoco aumentó l a corrosión. • Las emisiones de NOx no se vieron afectadas. Se detectaron pe queñas reducci ones que pudieron estar rel acionadas directamente con el menor conteni do en nitrógeno de la paja. • Se llevaron a cabo prueba s para comprobar la i nfluencia de l a co-combustión con paja en la desactivaci ón de los catali zadores de la plant as SCR. Se comprobó que, con un 7% de biomasa e n energía dic ha desactivaci ón no fue mayor que la que se presenta cuando se util iza exc lusivame nte ca rbón. Desde 2005, la unidad 3, gemela de la anterior, funciona tambi én en co-combustión (Fri borg et ál., 2005) 2.2.5.5 SEWARD Generation Station (GPU – EE.UU.) Seward G. St. está situada en Pensilvania al este de la ciudad de Pittsburg, y consta de tres calderas, dos de quemadores frontales que alimentan a una turbina de vapor común con una potencia total de 64 MWe y una tercera , equipada c on quemadores tangenci ales, que gen era el vapor que alimenta a otra turbina de 147 M We. En esta planta s e ha llevado a cabo un pr oyecto de co-combustión en dos fases. En la primera se reali zaron una serie de ensayos en planta con el fin de fij ar los pri ncipales parámetro s de func ionamien to y la viab ilid ad de la c o-com bust ión, e n l a s e g u n d a s e p u s o e n m a r c h a y a e l p r o y e c t o d e d e m o s t r a c i ó n e n f u n c i o n a m i e n t o c o n t i n u o . La biomasa utilizada en ambos casos fue serrín con un porcentaje de sustitución máximo del 10% en energía. Para la ali mentación del combustibl e renovable se adecuaron conductos disponibles en l os propios quemadores de carbón. Los objetivos del proyecto eran: Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 87 - que limitan el porcentaje de sustitución de carbón por biomasa para cada una de las opciones posibles. Dentro de estas barreras, a su vez, podría di stinguirse entre aquel las menores, que harían referencia a probl emas particul ares de cada experienci a y que podrí an resolverse d e forma sencilla con reajustes en la di stribución de aires, cambios en el pretratamiento de l a biomasa, o pequeñas variaci ones en la forma de operación de l a planta por e jemplo, y aquel las otras barreras técnicas que sí que limitan realmente el potencial de co-c ombustión (García- Galindo et ál ., 2009). De forma muy resumida estas úl timas serían: pérdi da de rendi miento, aumento de los probl emas por ensuciamiento y corrosión en caldera, incremento de ci ertas emisiones asoci adas al uso de algunos ti pos de biomasa (aerosol es, metales pesado s, dioxinas y furanos), variación de l as características de los subproduc tos, así como i ncidencias sobre los sistemas de limpi eza de gases. La repercusión fi nal de estas barrera s técnicas va a depender del porcentaje de sustitución , de l tipo de combusti ble renovable uti lizado y de la opción eleg ida para llevar a cabo la co- combustión. En general podría deci rse que cuando se quiere trabajar con porcentajes i nferiores al 2% e n energ ía la op ción d e alimen tar la b iomas a mezcla da co n el carb ón re sulta la más adecuada, siempre que el ti po de biomasa uti lizado pueda pre tartarse en l os molinos exi stentes, mientras que para porcentajes superi ores al 15% podría pensarse en real izar co-combusti ón indirecta. Para el rango intermedio las opci ones más apropiadas serí an aquellas en l as que la biomasa se alimenta a la misma caldera que el carbón pero de fo rma independiente. En función del combustible , cuando lo que se utiliza son las denominadas biomasas li mpias, podría hablarse de qu e no existe limi tación en el porcentaje de susti tución por su baja i ncidencia sobre las emi siones, los subproductos o los sistemas de l impieza. Menció n especial merece el caso de la biomasa de ti po herbáceo (paja y/o al gunos cultiv os energéticos) con las que, como se ha visto en di stintas experienci as llevadas a cabo con est e tipo de combus tible, el porcentaje de sustitución vendrí a limitado con el fin de evitar posi bles problemas de ensuci amiento en caldera. Se ha comprobado también que en el caso de otras bi omasas como son los RSU, la madera de demolición o los lodos de depura dora, por ejempl o, no resulta viable el uso de al tos porcentajes mediante co-combustión di recta y se hace necesario su aprovechamiento en co-combusti ón indirecta donde sí es posible realizar por separado, total o parcialmente, la limpieza de l os gases generados po r ambos combusti bles y por tanto, reducir su inci dencia. Cabe r ecordar que, debido a sus caracterí sticas, a partir de es te capítul o estos combustibles ya no se in cluyen dentro del términ o biomasa utilizado en esta tesis y que ha sido defini do en el Capítulo 1. A la vista de la informaci ón recogida, si n embargo, puede comprobarse como, en l as experiencias en esta do comercial, el porcentaje de sustituci ón con el que se está tra bajando es muy inferior a l os teóricos que acab an de indicarse. En la Tabla 2.20 ap arece reflejado el porcentaje de sustitución más habitual que se ha utili zado para las distintas opciones en instalaciones funcionando en continuo, es decir no durante pruebas. La di ferencia entre el valor teórico y el porcentaje real de co-combusti ón está relacionado, además de con posi bles cuestiones particulares, con factores económicos. Por un l ado, para poner en marcha una planta de co-combustión es necesari o disponer de biomasa a un preci o competitivo con el de l combustible fósil al que va a sustitui r, lo que sin duda l imita el porcentaje f inal, pero ad emás hay que tener en cuenta el coste de la inversión que es necesari o realizar. Tabla 2.20. Comparativa de las distinta s opciones d e co-combustión a p art ir de datos y resultados r eco gidos en experiencias reales. Porcentaje de sustitución Tipo de biomas a Pretratamiento Inversión específica (€/kW e) Ventaja Inconvenientes Limitacio nes a.1 5% en ma sa / 2% en energía Serrín, biomasa residual seca frágil (cáscara de almendra…) , pellets, lodos de depuradora Debido a que se aprovecha el sistema de molienda del carbón y a que a biomasa se alimenta a l centro de la llama la necesidad de pretratamient o es menor que en otras opcione s. 20 ÷ 80 La forma de operación de la planta no varía. No es necesario r ealizar cambios en la planta. Situación revers ible Di fic ult ade s pa ra homo gen eiza r la m ezc la. Variaciones en e l funcionamiento del sistema de molienda. Capacidad del sis tema de alimentación. Incidencias sobre el sistema de molienda que impidan el cambio de comb ustible. a.2 Hasta 10% en masa Pellets y serrín. La biomasa debe ser tratada previament e. Similar al anterior Se evita el paso por los molinos. No es necesario r ealizar grandes cambios en la planta. Es necesario un pretratamiento p revio de la biomasa que encarece el coste de operación. Capacidad del sis tema de alimentación b.1 10% en energía Serrín y paja La biomasa debe ser tratada previament e. ≈ 200 Baja inversió n. El sis tema de ali mentación de carb ón no varía . Situación revers ible. Es necesario un pretratamiento p revio de la biomasa que encarece el coste de operación. Disponibilidad de conduct os libres en los quemador es de carbón o en otro s puntos de la caldera. b.2 10% en energía Made ra y cu ltiv os energétic os En función de las especificaciones de l tipo de quemador utilizado. 200 ÷ 300 Uso de sistemas diseñados para la alimentació n de biomasa. La al imenta ción del carbón no sufre ca mbios. Inversión debido a los nuevos quemadores. Disponibilidad de espac io para los nuevos quemadores. Opciones de co-combustión directa c 3% en masa Astill as de mader a Hasta 500 mm y al 50% de humedad 800 ÷ 900 Disminución de la necesidad de pretratamiento Inversión elevada debido a la instalación de las parrillas. Aumento de los inquemados en escorias Nece sid ad de e spaci o sufi cien te en la part e infer ior de la caldera d Hasta el 15% en energía Madera de demolición, RSU , traviesas, neumáticos troceados, ast illas. Al usar sistemas diseñad os para el aprovecham iento de la biomasa, la nece sidad de pretratamiento d isminuye drásticamente. Sin sistema de limpieza: 240 ÷ 450 Con sistema de limpieza: 1.250 ÷ 1.400 Aprovechamiento de biomasas complejas sin limitación del porcentaje de sustitución Si no se realiza limpieza de gases existe también interacción entre las cenizas. La inv ers ión n eces aria es más elevada que en las opciones de dir ecta. Necesidad d e espacio para la insta lación Opciones de co-combustión indirecta e 40 MWe ( ≈ 6% en energía) Paja y mad era Al usar sistemas diseñad os para el aprovecham iento de la biomasa, la nece sidad de pretratamiento d isminuye drásticamente. 1.325 Aprovechamiento de biomasas complejas Gesti ón indepen diente de las cenizas ge neradas en la com bustión de cada combu stibl e Se trata de plantas con una operación relat ivam ente c omp leja Capacidad para adaptar el ciclo. Capítulo 2: Co-combustión en centrales térmicas d e carbón. - pág. 89 - En la misma tabla aparecen recogi dos datos sobre l a inversión específica de cada una de la s opciones de co-combust ión en calderas de combusti ble pulveriz ado. Estos valores deben tomarse con ciertas reser vas a la hora de generali zarlos. Por un lado, no se dispone de muchos datos que confirmen los valores mostrados, en al gunos casos ha sido posible estimar un rango de variación para dicha i nversión, mientras que en otros se muestra el coste de una instal ación concreta. Por otro, estos valores se encuentran sin actuali zar, por lo que no representan el cost e actu al de la insta lació n. Aun así, pued e compr obar se como las ma yores in vers iones aparecen en l as opciones más complejas, pero que, por otra pa rte, son aquell as que permiten trabajar con mayores porcentajes. Así, la inversión específi ca es mucho mayor en co- combustión indirecta que en di recta, y dentro de esta últi ma mientras que si se opta por mezclar los combustibles prácti camente no es necesario realizar inversión, cuando l o que se hace es alimentar la biomasa a través de unos nuevos quemadores esta aument a consid erab lemente . Como ya se ha dich o a lo largo d el cap ítulo, es ta varia ción e n la in versió n ha influi do directamente en el hecho de que la opción má s exte ndida sea la al imentac ión conjunta, mientras que la co-combus tión indirecta se haya utilizado solo para el caso de aprovechamiento de biomasas compl ejas o se piense en ella a largo plazo como opci ón para situaciones en l as que se disponga de gran canti dad de recurso. No hay que olvi dar que la p u e s t a e n m a r c h a d e e s t e t i p o d e i n s t a l a c i o n e s v a u n i d a , e n m u c h o s c a s o s , a l a e x i s t e n c i a d e polít icas de ap oyo e in centivo s que permite n obt ener la viabi lidad econ ómica de una t ecnolo gía todavía inci piente en algunos países y asociada al uso de un combustibl e renovable. Volviendo de nuevo a Tab la 2.20, se h an incl uido dos columnas en l as que aparecen, de f orma muy resumida, las princi pales ventajas e inconvenientes de las di stintas opciones respectivamente. La úl ti ma columna muestra otras lim itac ione s , distintas a l as barreras técnicas señaladas anteriormente, que i mpiden utilizar una determinada opción en funci ón de las particulari dades de la planta ori gen. Puede comprobars e como, a priori , la opción que no pre senta limitac ión es la co- combu stión in direc ta c on gas ificac ión o la pues ta en marcha de una nueva planta con dos calderas indepen dientes, y que por lo tanto siempre va a poder plantearse. Sin embargo l a limitación real de este ti po de co-combustión, como ya se ha seña lado e n repe tidas ocasione s, es taría en la in versió n que es nec esar io real izar. A corto y medio pl azo, el uso de las opci ones de co-combusti ón directa, tal y como ha podido comprobarse en el resumen de experiencias que se ha presentado en este capítulo, parece qu e van a imponerse, mientras que, en un escenari o a largo plazo, e n el que se p retenda aumentar el porcentaje de biomasa y l as plantas de carbón empiecen a tener si stemas de limpi eza de gases más sofi sticados, la co-combustión indirecta i rá ganando terreno sobr etodo si se piensa en que una mayor investi gación en ese campo acabará haci endo decrecer l a inversión específi ca necesaria (Garcí a-Galindo et ál., 2009). Por úl timo señalar que las limi taciones y barreras técnicas señal adas para la puest a en marcha de la co-combusti ón en plantas de combu stible pulverizado ya exi stentes pueden evitarse en l as de nueva construcción, plantas concebi das ya para el uso de varios combustibl es, dotadas de mayor flexibili dad, de forma que el porcentaje de biomasa pueda s er mucho mayor y en las que se abr e un nuevo escenario para l a co- combustión (Koppejan y Cremers, 2009). - pág. 91 - CAPÍTULO 3. PRUEBAS DE CO-COMBUSTIÓN 3.1 Aspectos generales del proyecto “C o-combustión en la C. T. de Escucha” Segú n se ha exp licad o en los Ca pítu los 1 y 2 de esta te sis, la co -com bustió n es ap licable a toda la tip olog ía de calde ras q ue tra diciona lmen te se utiliza n pa ra el a prove chamie nto d e combustibles fósil es, existiendo un gran número de centrales térmicas en las que ha sido probada e incluso instalada de forma defi nitiva con resultados muy positivos. En el caso particular de España, l as posibilidades de i mplantación se encuentran en las de carbón pulver izado y a que todas la s cent rales e xisten tes act ualment e util izan est a tecn ología ( un tot al de veintiuna grandes c entrales térmi cas de carbón 12 que, con una potencia total instalada de 12.210 MWe, cubrieron cerca del 17% de la deman da de ener gía eléctri ca en España en 2011 (REE, 2012)). Es en este marco en el que surge la idea de ll evar a cabo el proyecto “Co- combustión en el C.T. de Escucha” referencia 2F D97-0764 co-fi nanciado por el Mi nisterio de Cienc ia y Tecno logía y la Unión Europe a, a tra vés de los Fond os FEDER y que fu e des arrollad o por la Fundación CIRCE entre 1999 y 2002 ( Fundación CIRCE, 2002). En este proyecto participó también el Grupo Endesa, el Grupo Viesgo y el Gobierno de A ragón. Fue la primera experi encia d e o p e r a c ió n d e e s t a t e c n o lo g ía e n E s p a ña e n u n a p la n t a d e c a r b ó n p u l v e r i z a d o . G ra n p a r t e d e l trabajo que s e presenta en esta tesis, la necesi dad de generar una metodol ogía de análi sis y los resultados obtenidos se ba san en las pruebas de co-combustión llevadas a ca bo en dicha central en el marco del proyecto. 12 Dentro de est as veintiuna c entrales s e encue ntran todas las del Sis tema Peninsu lar, incluid a la cent ral de IGCC de P uertollano s egún re coge el informe de Red Eléctric a Española “El Sistema Elé ctrico Español: Avance del inform e 2011” (REE,2012), y la Cent ral Térmica de Alcudia en las Islas Baleares . Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 92 - El princi pal objeti vo era determinar la viabili dad de la implantación de esta tecnología en España desde tres puntos de vista: • Téc nico: A p artir d e la e lecc ión de l mét odo de in trod ucción d el nu evo co mbustib le, de la definici ón del pretratamiento de la biomasa y el análisi s de posibles cambio s de operación en planta. • Medioambiental : Abarcaba tanto el control de emisi ones en planta como el estudi o de la sost enibilid ad d e la ex tracció n de b iomasa del mont e. • Económic o: El p royecto incluía la est imación d e los c ostes de inver sión y de o perac ión. En esta tesis se pretende dar un paso más y, utilizando los datos recogidos durante l as pruebas, dete rminar y g enera lizar co mo influye n ciert os par ámetro s, tales como el ta maño de partícu la de la biomasa y el porcentaje de sustituci ón, en el comportamiento de caldera . Las principales fases en l as que estuvo divi dido el proyecto fueron: 1.- Eval uación de los recurs os de biomasa forestal disponible en el entorno de la cent ral de sde el p unto d e vist a de la so sten ibilida d de l monte y de la viab ilida d de su aprovechamiento energéti co (cantidad, calidad y coste). 2.- I nteg ración de la co- comb ustión en la cent ral: a.- Diseño y puesta en marcha de la instalación de pret ratamiento. b.- Determinación del si stema de alimentación para l a biomasa y posibles reformas en caldera. 3.- Realizac ión d e pru ebas e n funcio namie nto re al p ara la d ete rminac ión de los parámetros óptimos: Humedad y tamaño de partícu la de la bi omasa y parámetros de operación de la pl anta. 4.- Aná lisis econ ómico: a.- Estimació n de la invers ión n ecesa ria pa ra una im planta ción de finitiva , de lo s costes del combusti ble y de los ingresos. b.- Extrapolación de resultado s para otros tipos de central es y combustibles. La p lanta e legida p ara la r ealizac ión de l estu dio fue la Centr al Tér mica d e Escuch a situa da en la provincia de Teruel . Se trata de una central convencional de carbón pulverizado con una pote ncia ins talad a de 16 0 MW elé ctrico s en un solo gr upo. L a centra l se ab astece princip almen te de carbón subbitumi noso extraído de la mi nas de la zona, aunque también se uti liza una parte de carbón de importaci ón. Dicha central presenta ba unas características parti culares que la hacían idónea para llevar a cabo las pruebas de co-combustión. Estas son: l a ubicación, el tamaño de la planta y el tipo de combu stible fós il utilizado habitualmente en la mi sma. 1º. Ubicación de la planta. Se encuentra situada en la cercanía de grandes masas fores tales, la mayoría d e ellas re pobla das y sus ceptibles , por lo t anto, de tratamie ntos selvíco las de limpieza y conse rvación d e las mis mas, lo q ue la hac ían ad ecuad a para llevar a cabo una experienci a de co-combustión y su posi ble implantación defini tiva en el futuro. Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 93 - 2º. T a m a ñ o d e l a p l a n t a . C o m o y a s e h a s e ñ a l a d o , s e t r a t a d e u n a p l a n t a d e 1 6 0 M W eléctricos, tamaño rel ativamente pequ eño y muy adecuado para l levar a cabo este ti po de e xperie ncias p iloto y pro yectos de inve stiga ción, ya que las in versio nes ne cesa rias son inferiores que las que se neces itarían en plantas mayores mientras que l os resultados pueden extra polarse con sencill ez. 3º. El tipo de combustible fósil utilizado. Su baja dens idad e nergé tica le hacía prop icio p ara la aplicaci ón de esta tecnologí a y un proyecto novedoso, ya que en muchas de las experiencias europeas llevadas a cabo hasta ese momento se o peraba con ca rbones con una alta densi dad energética (GJ/m 3 ), muy superi or a la del combustible renovable. Como puede comprobarse en l a Tabla 3.1, los carbones de bajo rango tienen una densidad ene rgética pareci da a la de la biomasa sólida una vez pretrata da (excepto en el caso de lo s cultivos energéticos). E sta similitud entre ambos combustibles faci lita la alimentación de l a biomasa puesto qu e pued e utilizarse el mi smo sistema que para el carb ón, lo q ue imp lica u na re ducc ión cons idera ble d e la in versión a re alizar p ara a dapt ar la planta. Además, puede suponer ta mbién menores costes de operación, ya que si se cons igue in trod ucir la bio masa al cent ro d e la lla ma, e s téc nica mente viable util izar un tamaño de partícul a superior, dismi nuyendo con ello la necesi dad de pretratamiento y los costes asociados al mismo. Tabla 3.1. Densidad energética de distintos combustibles (e laboración propia a partir de diversas fuentes) PCS (b.s.) (MJ/kg ) Densidad aparente (kg/m 3 ) Densidad energética (GJ/m 3 ) Carbón de Alto Rango pulve rizado 32,5 900 29,25 Carbón de Bajo Rango pulver izado 17,0 700 11,90 Serrín (entre 0,3 y 2 mm.) 19,5 300 5,80 Astillas de madera (entre 2,5 y 7,5 mm.) 19,5 500 9,75 Paja troceada (entre 5 y 25 mm.) 18, 0 60 1,08 Por otro lado el elevado conteni do en azufre del combusti ble fósil habi tual, más del 4% en masa, que contrasta con el bajo porcentaje de éste en l a biomasa forestal, entorno al 0,02 %, po tencia los b enefic ios q ue la aplica ción de la co-co mbu stión implic a pa ra es te tipo de central es, lo que supuso también un punto a favor en la selección de la planta. En el Anexo I se pres enta una breve descripción de esta centra l térmica, sus característi cas y part icular idade s. Aunqu e a lo larg o del d esar rollo de la memoria s e va a pro fundizar e n aque llos aspectos de l a planta que se consider en oportunos en cada momento, l a información recogida en el anexo pretende dar a conocer el marco y las limitaciones en los que tuvi eron lugar las pruebas y poder entender mejor alguno de los resultados obt enidos. Como ya se ha señalado, el trabajo desarroll ado en esta tesis se basa en l os resultados obtenidos en l as pruebas de co-comb ustión en funcionami ento real de la planta, que fue l a actividad pri ncipal del proyecto. Para dichas pr ue bas se utilizó bi omasa de origen forestal obtenida en tratami entos selvícolas real izados a masas forestal es próximas a la central . La cantidad de biomasa i ntroducida supuso, aproxima damente, el 5% en energí a (alrededor de 8 MWe a plena carga). En el siguiente apartado se presenta de forma resumida el trabajo des arrollad o en la fase 1 d el pro yecto y que p ermitió obten er es te valor . Adem ás, ant es de Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 94 - pasar a explicar cómo se reali zaron las pruebas y a presentar el análisis de los datos rec ogidos en las mismas (apar tados 3.4 y 3.5), se ha consi derado oportuno i ncluir tambi én en este capítulo el trabajo llevado a cabo en la fase 2 del proyecto en rel ación con el di seño y puesta en marcha de la planta experi mental que se utili zó en las pruebas de co-combusti ón para el pretratamiento y al imentación de l a biomasa (apartado 3.3). El informe fi nal del proyecto (Fundación CIRCE, 2002) recoge, de forma más detal lada, todas l as actividades real izadas en las distintas fases, así como aspectos concretos en los que no se ha profundizado en esta memoria por considerarse alejados de los objeti vos de la tesis. 3.2 Determinación y particular i dades de los recursos. 3.2.1 Evaluación de l a biomasa disponibl e. Uno de los pr inc ipales prob lemas a lo s q ue se enfren ta cua lquier insta lación que utilic e bio masa para la gene ración de energí a es la gesti ón del combusti ble, es deci r, es necesari o disponer de un suministro fiable, a largo plazo y a un precio competitivo. Las caracterí sticas intrínsecas del recu rso ( estacio nalida d, inf luenc ia cl imato lógica en la p rodu cción, b aja de nsida d ene rgética ) hacen que éste s ea uno de los puntos clave en c ualquier proyecto. Para la i mplantación de la co-combustión en una central térmi ca el problema es el mi smo. Es imprescindible conocer previamente l a cantidad y las característi cas de los recursos disponibles y su coste, ya qu e est e valor fijará el límite superi or para el porcentaje de carbón que es posibl e sustitui r por biomasa (las cuestiones técnicas fijará n el porcentaje definitivo). Una de las activi dades llevadas a cabo en el proyec to consistió precisamente en l a evaluación de recursos en el entorno de la planta. Desde el punto de vista de los objetivos de esta tesis, el principal resul tado de esa activi dad fue la determin ación del porcentaje de sus titució n de carbón en función de la di sponibilidad de bi omasa. Por ello, sol o van a describirse brev emente los pasos seguidos y el resultado final obtenido. En el informe final del proyecto puede encontrarse más información sobre la metodologí a utilizada en la evaluación (Fundaci ón CIRCE, 2002). Debido a la cercaní a a la planta de diversas masas forestales y a las caracte rísticas favorables que presenta este tipo de biomasa, se deci dió evaluar l a biomasa forestal q ue podría ext raerse a partir de tratamientos sel vícolas de dicha masas, atendiendo a dos criterios: 1. Biomasa extraíble a un coste que permitiera la viabilidad económica de su aprovechamiento energético. 2. Bi omasa extraíble de forma compatibl e con la sostenibilidad del bosque. Estos dos criteri os fijarían l a cantidad de biomasa que de form a continuada podría uti lizarse e n la plant a para co-co mbustión y también el porc entaje d e sustitu ción máxi mo con e l que realiza r las pruebas. Los pasos segui dos hasta conseguir este último objetivo fueron l os siguientes: • Estimación de la cantidad de biomasa forestal di sponible en el entorno de la planta: Se definió como superfi cie de estudio la incluida en una ci rcunferencia de 50 km de radio con centro en la propia central (Figura 3.1), siguiendo la práctica habi tual en este tipo de evaluaciones (Ni eminen y Kivela, 1998). Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 95 - Teniendo en cuenta las tres es pecies p rincipales que exi sten en l as zonas de actuación, pinus halepensis, pinus nigra y pinus silvestres , se e stimó que la cant idad t otal de residuos que podrían obteners e en la zona analizada atendiendo a tratami entos selvícol as tradicio nales era de casi 29.500 tonel adas anuales. Figura 3.1. Zona de estudio para la estimación de la cantidad de biomasa forestal disponible en el entorno de la planta. • Estimación del coste del combustibl e renovable a pi e de central . Para ell o se tuvieron en cuenta dos partidas bien diferenci adas: el co ste de extracción y el coste de transporte hasta la central . El prim ero se encuentra asociado a las tareas que se llevan a cabo en una clara desde el comi enzo de los trabajos hasta que los resi duos son triturados y puestos en el camión. Para estimar el coste del transporte se estuvo en contacto con l as principal es empresas del sector en la zona, y se fijaron las distancias máximas y mínimas desde las masas forestal es hasta la planta. • Evaluación de recursos aplican do criterios de sosteni bilidad al bosqu e. Cualquier extracción de materia orgánica de un monte supon e la alteración de sus cicl os naturales. Uno de los objetivos de l a evaluación de recursos realizada en el marco del pr oyecto era determinar qué valor no deb en superar las extracciones de biomasa resi dual para gara ntizar la pe rsiste ncia de la s masas y s u prod uctivid ad. T ras los mú ltipl es e nsayos llevados a cabo en distintas parcel as se concluyó que, aunque era conveniente continuar con el seguimiento temporal de l as mismas, la extracción de los residuos generados tenie ndo en cue nta lo s crite rios s elvíc olas trad icionale s no afect aba a los futu ros desarrollos y produc tividad de l a masa en pi e, si se tení a en cuenta su capacidad de recuperación (Canalí s et ál., 2002). Es decir, el potencial de recursos obtenido según el criterio anterior era vál ido en este caso y no se vio mi norizado por el criterio de sos tenib ilida d d el bo squ e. • Estimación del porcentaje de sustituci ón: Conocida la cantidad de biomasa di sponible anualmente en el entorno de l a planta (29.50 0 t/ año) y su poder calorífi co inferior, es posible esti mar el potenci al energético anual con biomasa que ser ía de 28 1.6 36 GJ /a ño. Teniendo en cuenta los parámetros de funcionamiento de l a planta (factor de carga – 53%- y rendimiento -37%- (Pal acio, 1999)) esto supondrí a un porcentaje de sustituci ón de carbón por biomasa en energí a del 3,9%. ESCUCHA Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 96 - Es importante tener en cuenta que en esta evaluación de recursos no se consi deraron los residuos de podas de frutales ni otros residuos disponi bles en la zona, por lo que el porc entaje real de sustituci ón podría ser algo mayor. Por el lo, las pruebas d e co-combustión se reali zaron suponiendo que dicho porcentaje fi nal podría estar entorno al 5% en energí a (8 MWe). 3.2.2 Caracterís ticas de la biomasa utilizada en las pruebas. A partir del estudio que acaba de presentarse, el porcentaje de sustituci ón de carbón por biomasa se fijó en un 5% en energía máximo y sería este porcentaje con el que se realizarí an las pruebas a plena carga. Para obtener l a biomasa residual forestal requerida para ll evarlas a c a bo se c o n t a ct ó c o n e l S e rv ic io d e M on t es d e l G o bi er n o d e Ar ag ón . S e d et er mi nó q u e el m o n te o el tratamiento sel vícola más ad ecuado para extr aer los residuos podí a ser el monte T-101 7 (Torre Carod) ubicado en el término municipal de Cuevas de Almudén, una masa mixta de Pinus nigra y Pinus sylvestris . La utilizac ión de los resid uos se lvícolas origin ados en es te tr atamiento presentaba diferentes ventajas: - Pr oximid ad a la centr al tér mica d e en la que s e iban a realiza r las p rue bas. Está situado a 8 km en línea recta y a 20 km por pista y carretera. - Fácil accesibilidad. Este monte se encuentra en su mayor parte en una vaguada relativame nte p lana lo q ue faci lita en ormement e la extr acción de los res iduos. - Tipol ogía de la masa forestal muy representativa. La elevada densi dad que tení a este monte (más de 2.000 pi es/ha) para su edad, superi or a 40 años, había ocasionado la existenci a de pies poco desarroll ados por la enorme competenci a existente entre ell os. Una vez seleccionada la masa forestal de la que se iba a obtener el combustible necesario para las pruebas y efectuado el tratami ento, se procedió a su transporte hasta la planta. Debido a que no era posi ble almacenar l a biomasa en forma de as tillas en la cen tral, se deci dió no realizar esta operaci ón en el monte. Además los fustes no se tr ocearon, con el fin de mini mizar las operaciones de preparaci ón de los residuos en el monte ante s de cargarlos en camión. En l a Figura 3.2 se muestran dos i mágenes de la bi omasa en el monte antes de ser carga da a los camiones. Figura 3.2. Apilamiento y acordonamiento de los re siduos, paso s previos a su re cogida. Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 103 - pretratamiento di mensionada se conseguía una producci ón de alrededor de 1 50 kg/h de biomasa seca con tamaño de partícul a de 1 mm. Esta diferenci a se debió, por un lado, al hecho de q ue al trata rse de un proye cto de investig ación las in version es s e encue ntran muy l imitad as por lo que es necesario mi nimizar los costes del equipami ento, por otro, como se ha señalado anteriormente, a la necesi dad de conjugar el uso de estos equipos para las pruebas de co- combustión en la centr al y su utilización posterior en una i nstalación experimental de combustión de escala mucho más reducida (0,7 MWt). Para lograr la bi omasa necesaria para una prueb a de una hora de duraci ón se requería que el molino, cuello de botell a de la instalación, trabajara aproximadamente 34 horas a pleno rend imiento . Por lo tant o, era ne cesario q ue la in stala ción fun ciona ra dur ante va rios día s y la biomasa, una vez pretratada, debí a almacenarse antes de ser utilizada en l a prueba. L a o p c ió n elegida fue que el combustible renovab le se acumulara en un silo diseñado específicamente para las pruebas. El tamaño del mismo se pensó para que és te a lmacenara la cant idad de biomasa nece saria para toda una prueba. Sus dimensiones aproxima das aparecen señaladas en la F igura 3.7. Hay que tener en cuenta que, cuan do se dimensi onó este equipo, estab a previsto reali zar pruebas entre un 5% y un 10% de biomasa en energí a, para lo que se necesitaban de 4.500 a 9.000 kg/h, y con una duración aproximada de ent re 2 y 3 horas. De esta manera, teni endo en cuenta una densidad aparente media de l a biomasa, para un tamaño de partí cula de 3 mm, de 500 kg/m 3 (Demirbas, 2004), l a capacidad del sil o construido fue de 55 m 3 . Como se explicará en el apartado 3.4, l a duración final de l as pr uebas fue inferior a l a prevista y además parte deb ieron realiza rse c on la plan ta fun cio nand o a car ga p arcia l, lo que supu so que e l si lo est uviera sob redime nsion ado. P or ello , cuan do la lo gíst ica asoc iada a la s pru ebas lo p erm itió, p udo almacenarse la bi omasa necesaria para más de una prueba. Figura 3.7. Esquema d el silo. La biomasa pulveri zada procedente del molino entraba al sil o mediante transporte neumáti co. Como puede verse en la Figura 3.8-A, se i nstaló un f iltro en la pa rte s upe rior q ue p ermit ía la salid a del a ire d e tran sport e, ret enien do la b iomas a en s u inter ior. El f iltr o disp onía d e un Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 104 - sistema de limpi eza por aire comprimido a contracorriente, cuyos impulsos se controlaban mediante un sistema medidor de pr esión diferenci al entre el lado sucio y el limpio. Figura 3.8. Siste ma de alimentación y descarga del silo. La descarga del silo (Figura 3.8-B) se hacía mediante una esclusa rotativa, también llamada válvula alveolar. Esta esclusa tenía la misión de aislar el conducto de transporte del silo, permitiendo la sali da de material de este úl timo pero evitando la entrada de aire al mismo. Para facilitar la descarga de biomasa del fondo del silo y dosi ficar correctamente el mater ial se incluyó un tornillo sinfín antes de la válvula rotativa. Este tornill o se accionaba por un motor dotado de variador de frecuencia, de modo que se podía regular perfectamente su vel ocidad de giro y controlar así el flujo de producto descargad o. Como accesorios se incluyeron además: vibradores en el cono del silo para facilitar la descarga, en tradas de aire comprimido de fluidificaci ón para evitar abovedamientos y pane les de venteo en el techo como seguri dad ante sobrepresiones. En la Figura 3.9 aparec e una representación de los di stintos equipos que componían la instalación de pretratamiento junto con el silo según se di spusieron en la planta. Se eligió para su ub icación una zo na p róxima a l ed ificio de c alde ra, en la que adem ás no fue nec esario realizar cimentación por estar ya prepar ada. Figura 3.9. Dispo sición de equipos de la insta lación d e pretra tamiento y del silo en la plan ta. Fil tro Conduc to de tran spor te de biomas a Válvula alve ol ar Tornillo sin-fi n Con du cto de aliment ación de bio masa a cald era A B Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 105 - 3.3.4 Adecuaci ón de los quemador es de carbón para la alimentación de biomasa. Quemadores mixtos. Como se ha señalado anteriormente, para ali mentar la biomasa se pensó en aprovechar el conducto central vacío que exi stía en los quemad ores de carbón de las plantas 2 y 4 (Fi gura 3.4). Dado que se preten día aumentar al máximo el ti empo de residenci a de las partí culas de biomasa en caldera, di sminuyendo así el ri es go de inquemados, resultaba más conveniente inyect ar la bio masa p or la p arte in ferior d e la cal dera , tal y como se hab ía hech o en otras experiencias de co-combusti ón (Blount St. (A erts et ál., 1997), Vestkraft Power St. (Hansen et ál., 1998), G enderland (Beekes et ál., 1998 ), Seward Generati ng St. (Battista Jr. et ál., 2000) , por ejemplo). Por el lo, se decidió utili zar los quemadores de la seg unda fila. Además, manteniendo en funcionamiento con carbón la primera fila, se evi taba que en caso de que las partículas de biomasa no se sustentaran, éstas no llegaran a l a parte inferior de la cal dera sin quemar, ya que existirí a temperatura suficientemente al ta en ese primer nivel para asegur ar su adecuada combustión. El estudio de l as características y las dimensiones de estos que madores demostró que para el porcentaje de biomasa que se i ba a utilizar en las pruebas era suficiente con emplear el conducto central de un úni co quemador. No obstante, para consegui r una distribuci ón simétrica de los combusti bles en la caldera, s e decidió reparti r el fl ujo de biomasa entre lo s dos quemadores centrales (Figura 3.10). Figura 3.10. Distribución y modo de operación de los quemadores alimentados con biomasa La biomasa ll egaba a los quemadores mediante transporte n eumático según se describirá a continuación, es decir, se utilizaba ya aire de transporte o aire pr imario. El aire restante pa ra la combustión lo seguirí an aportando los sistemas de aire secundario existentes para el carbón. En la Fig ura 3.11 a parece un a imagen del condu cto de b iomasa y cómo se dist ribuía a los d os quemad ores de ca rbón qu e se tran sformaro n así en quemad ores mixtos. Par a evita r que la alime ntac ión de la biom asa o casio nara p rob lemas s e modific aron liger ament e los qu emador es de c arbón ( Torné , 2000) . Con el fin de mejo rar la form ación y est abilida d de la l la m a, s e t uv o e n c u e n t a la fl u id od in á mi c a d e l a me zc la b io m as a m á s a ir e en e l m o m e n t o d e s u salida del quemador al hogar. Para ell o se adaptó la pieza que existía al final del conducto central, de tal forma que se evitaran posi bles atascos y se consig uiera, al mismo tiempo, que l a biomasa se dirigi era hacia la zona donde se desarrolla la combustión del carbón, disminuyendo 4 4 3 3 2 2 1 1 Quemadores utilizados para la alimentación de biomasa y carbón Aire secundario Carbón + Aire p rimario Biomasa + Air e Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 106 - así la probabili dad de aumentar los i nquemados. En la Figura 3.12 aparecen dos esquemas de l a pieza final del conducto antes y después de la reforma. Figura 3.11. Conductos de alimenta ción de la bio masa. Figura 3.12. Pieza fina l del co nducto cen tral del qu emad or antes y después de la reforma (esquema apro ximado). Además, durante las pruebas, se introdujo cierta cantidad de aire caliente por el conducto de la biomasa. El aire de transporte de la biomasa i ba a estar a temperatura ambi ente, para evitar prob lemas de auto inflama ción, p or lo q ue, c on el fin de no perju dicar el rend imiento de la caldera en co-combusti ón, el fl ujo aire-biomasa se mezcló, en el momento de su en trada al quemador, con una cierta cantidad de aire secundario, cuya temperatura ronda los 300 ºC, aprovechando que el conducto i nterno estaba preparado para ell o (aire terciari o). Se b us ca ba que la biomasa junto con su aire primar io entrara en la calde ra a una temperatu ra similar al caso del carb ón (alrededor de los 75 ºC). En la Figura 3.13 ap arece una imagen de la parte e xterna de uno de los qu emadores mixtos. Es importante señalar que t odas las adaptaci ones de los quemadores se hici eron de forma qu e Antes de la ref orma De sp ué s de la r efor ma Conductos de alimentac ión de la biomasa Quemador de carbón Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 107 - fueran reversibles, es deci r, que una vez terminadas las pruebas de co-combusti ón la planta pudiera volver a su funcionamiento habitual sin problemas. Figura 3.13. Quemador mixto. Distribución de aire y combustib les. 3.3.5 Sistema neumático de alimentación a c aldera. La fo rma id ónea p ara t ranspo rtar la biomas a de sde la s alida d el si lo has ta la se gund a fila d e quemadores es mediante transporte n eumático. Se estudiaron distintos trazados condici onados por las re stric cione s impu est as po r los e dific ios e in sta lacion es ex iste ntes en la cent ral, as í como por la prop ia ubic ación de la instala ción d e pre trata miento ( Torn é, 2000) . Ademá s de las cuestiones geométricas h abía que t ener en cuenta que el caudal aire/biomasa de bía circul ar en cond icione s ópt imas. Esta s con dicione s implic an q ue la ve locidad del c audal n o debe s er superior a 25 m/s para evitar riesgo de ero sión en los conductos, ni inferior a 15 m/s para impedir l a deposición de b iomasa en ciertos puntos del circui to (Arauzo, 1996). Para los cál culos se tomó un valor medio para esta veloci dad de 20 m/s, y se consideró el poder calorí fico inferior de la biomasa seca (17 MJ/kg). En l a Figura 3.14, aparece un resumen de las parti cularidades de diseño de l a opción definiti va, así como un detalle de l a instalación. Figura 3.14. Especifica ciones del sistema n eumático. AIRE SECUNDARIO AIRE + CARB ÓN AIRE + BIOMASA AIRE TERCIARI O Longitud total tuber ía: ~50 m Diferenc ia de cota s inicio/fin (e levaci ón): 13,5 m Diámet ro de la tubería: 200 m m Número de cod os (equiva lentes de 90º ): 5 Velocidad nominal del a ire: ~20 m/s Flujo de biomasa: 4.500–9.000 kg/h Entrada al edificio de caldera Ventilador Salida del silo Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 108 - La selección del ventilador no fue senc illa debido a que hubo que tener en c uenta, por un lado, el hecho de que por él iba a circul ar aire más biomasa, por l o que debía estar fabri cado de un material que soportara el desgas te que este flujo pudiera ocasi onar, y por otro que el si stema neumático diseñado tenía al tas pérdidas de carg a generadas, a su vez, por la considerable altura a superar, por el número de codos necesarios para sal var los obstáculos existentes y por el propio fl ujo de material a transportar. 3.4 Pruebas en planta. 3.4.1 Objetivos. Como se ha señalado al pri ncipio de este capí tulo, las pruebas fueron l a parte fundamental del proyecto “Co-combustión en la Central Térmica de Escucha” y el trabajo desarroll ado en esta tesis está basado en los resultados obteni dos en las mismas. Con estas pruebas se busca ba demostrar la vi abilidad técnica y l as ventajas medioambi entales de la aplicaci ón de la co- combustión en una central de combustible pulv erizado que utilizaba carbón de bajo rango . Los objetivos que se perseguían eran: • Estudiar el proceso de combustión de biomasa forestal y carbón en la cal dera y compar arlo con e l de la utilizac ión exc lusiva (y tradi cional) de car bón. • Evaluar las p osib les var iacio nes e n el r endimie nto d e la c alder a de bida s a la in tro ducc ión de biomasa forestal con disti ntos tamaños de partícula y contenidos de humedad. • Establecer las caracter ísticas que debe t ener la bi omasa forestal para l ograr una combustión satisfactoria en una central diseñada para trabajar con carbón de bajo rango. • Comprobar la reducción de l as emisiones contaminantes que supone el empleo de la co- combustión respecto al uso exclusivo del carbón habitual. • Evaluar los p osible s prob lemas s urgid os en c uanto a la ope ración d e la p lanta e n condiciones reales de co-combusti ón. Se realizaron un total de 17 pruebas en las que se varió el tamaño de partí cula y la humedad d e la biomasa. En todas ellas se i ntentó modifi car lo menos posibl e el funcionamiento habi tual de la planta y por ello se respetaron, siempre que fue posible, las secuencias de soplado así como otras maniobras de operaci ón. Aunque inici almente estaba previst o realizar todas las pr uebas a má xima carg a, cuand o se había n llevad o a c abo las nue ve prime ras, la planta sufrió una a vería en uno de lo s vent ilado res de tiro inducido y fue necesari o cambiarlo. Durante la reparación (más de tres meses) l a planta siguió en funcionamiento con un único ventil ador a una carga máxima aproximada de 100 MW eléc trico s y en c ondic iones d e ope ración muy par ticula res. L a plan ta tr abaja ba con solo t res fila s de quemadores y con un exceso d e aire muy bajo para evi tar posibles probl emas con la extracción de los gases de caldera con el único ventilador di sponible, lo que suponía, entre otras cosas, una penalización en inquemados. Estas con diciones no resultaban l as idóneas para la realizaci ón de pruebas, sin embargo, debi do a que la reparaci ón del ventilador se prol ongó por más tie mpo de lo previs to inic ialme nte y a q ue, por c uestio nes rela tivas a l calen dario del pr opio Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 109 - proyecto, este acumulaba mucho retraso, se de cidió seguir con l as pruebas, reali zándose seis de ellas en este peri odo de funcionamiento particul ar. Las últimas dos sí que se llevaron a cabo una vez reparado el ventilador de tiro induci do y de nuevo a plena carga. También hay que señala r que la duración de la s pruebas fue inferi or a la fijada en un princi pio. Con la ins tal ación d e pretr atamie nto dis eñad a, y debid o princ ipalme nte a la s limita cion es de l molino, no se consiguieron las producci ones previstas, l o que supuso que el tiempo de pretratamiento se al argara considerablemente. Por otro lado, el analizador de gases, si tuado a la sa lida de calde ra, da ba pro blemas por en suciam iento d e la s onda q ue toma ba las muestr as cuando llevaba mucho tiempo en funcionami ento. Se comprobó que con prue bas más cortas se conseguía estabili zar la caldera y tomar datos suficientes para extraer resultados, por lo que se decidió acortar el tiempo de co-combu stión. En este aparta do se va a describi r cómo se llevaba a cabo una prueba, los valores que se controlaban y los datos que se recogí an. 3.4.2 Logística de la biomasa. Antes de ver cómo se r ealizaron las pruebas, result a interesante conocer el proceso segui do por la biomasa, desde que llegaba a la pl anta prov eni ente del tr atamie nto s elvíc ola ha sta q ue se alimentaba a la cal dera en cada prueba, es decir su paso por el sistema de pretratamiento y alimentación que se ha descri to en el apartado anterior, así como los di stintos ajustes que fue necesario realizar para mejorar el funcionamiento de estos s istemas una vez en marcha. El proceso total se pue de dividi r en los siguientes pasos: Astill ado, secado, molienda y cribado , almacenamiento y descarga. • Astillado: En prim er lugar, la biomasa se asti llaba y se almacenaba en una tolva, con una capacidad aproximada de 9 m 3 . Desde ella con un transportador de cadena de velocidad de avance variable y una compuerta de sali da de apertura modifi cable, se regulaba la canti dad de astill as con la que se alim entaba al secadero (ver Fi gura 3.15) y que llegaban a este equipo mediante una cinta transportadora. Figura 3.15. Tolva de almacenami en to de astillas. • Secado: Las astillas se secaban hast a una humedad objeti vo que se fijó i nicialmente en el 12% ya que en l as proximidades de este valor se encuentra el punto óptimo entre l a mejora del funcionami ento del sistema de moli enda y el consumo energético en el secado (Blackwell et ál., 1984). Esta humedad d e salida se conseguía regul ar mediante la variac ión de la veloc idad de giro del tró mmel y de las consig nas par a la tempe ratur a de entrada y de salida del flujo de aire de secado. Tras los pri meros días de Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 110 - pretratamiento de l a biomasa, y para mejorar el rendimiento del sistema de moli enda se decidió di sminuir la humedad de salida de l as astillas, ll egando ésta a alcanzar, en algunas ocasiones, valores del 6%. Las astillas secas se hací an llegar a la tol va de alimentación del molino mediante el uso de una segunda cinta transportadora, que en este caso estaba cubierta para di sminuir las pérdi das de material. • Molienda y cribado: Una vez en el molino las partículas permanecían en él hasta alcanzar el tamaño mínimo necesari o para atraves ar la criba. Durante las pr uebas, y en función de las especificaciones fi nales marcadas para la biomasa (1,18 14 , 2, 3, 4, ó 5 mm), se utilizaron dos cri bas diferentes en el moli no. La primera tenía una lu z de 2 mm y se utilizó para aquellas pruebas en las que el tamaño objeti vo a alcanzar era de 1,18 mm y 2 mm. La segunda, con una luz de 5 mm, se instal ó para las pruebas a 3, 4 y 5 mm. Las partí culas que salí an de este equipo ll egaban al tamiz o cernedor e n el que se aseguraba la obtención de un tamaño i nferior al fijado para cada prueba. Aquell as que no pasaban las mal las de la l uz objetivo dispuestas en función de l as especificaci ones de la prueba, se recircul aban de nuevo al molino mediante un tornillo sinfín. En el caso de las pruebas a 2 y 5 mm no se colocaron mallas en el cernedor, de forma que el equi po que hacía realmente de criba era el propio molino. Cabe señalar que, para poder cumpl ir con las especi ficaciones de producción ( ≈ 150 kg/h) con el tamaño de partí cula de 1 mm, fue necesario, además de dismi nuir el porcentaje de humedad de la bi omasa a la entrada, cambiar el motor de accionamiento del molino. Con ello se l ogró aumentar la producción pero supuso tambi én que la distribuci ón granulométrica de las muestras de bi omasa estuviera desplazada haci a tamaños menores de los esperados. Tras su paso por el tamiz, las part ículas que cumplían las espec ificaciones se enviaban al silo mediante tran sporte neumático, do nde se almacenaban hasta la rea lización de la prueba. • Almacenamiento y descarga: Para el vaciado del sil o se utilizaba un sistema de descarga compuesto por un tornillo sinfín a velocidad variable más una válvula rotativa, que permit ía la r egula ción de la cant idad de biomasa que se suministraba al sistema de alimen tació n, o lo q ue es lo mismo , dos ificar la carg a intr oducid a en la calde ra. El torni llo act uaba t ambién co mo eleme nto ras cador e n la par te infer ior de l silo favoreciendo la descar ga del mismo. La Figura 3.16 muestra un detall e de este si stema de descarga. Como se ha señala do en la descr ipció n realizad a ant eriorme nte de l silo, s e insta laron además unos vibradores en cargados de golpear sus paredes y unos deflectore s de aire comprimido con el fi n de romper las posi bles bóvedas que pudi eran formarse. Sin emb argo , gracia s al dis eño del int erio r del s ilo y al e fect o del t orni llo, la desc arga del material se hi zo correctamente en todas l as pruebas y, prácti camente, no fue necesario ponerlos en funcionamiento. 14 A u n q u e e l t a m a ñ o d e m a l l a n o r m a l i z a d o e s d e 1 , 1 8 m m , e n e l c o n t e x t o d e e s t a t e s i s a l a s p r u e b a s realizadas con ese tamaño se de cidió nombrarlas como pruebas a 1 mm, homoge nizando l os términ os con los de las pruebas rea lizas con el resto de ta maños y facilitando así la pr esentació n gráfica de resultados. Capítulo 3: Pruebas de co-co mbustión . - pág. 111 - Figura 3.16. Detall e del sist ema de descar ga del silo . 3.4.3 Instrument ación y toma de muestras Se van a detallar a continuaci ón los distintos parámetros medidos y/o control ados durante la realizac ión d e las pr uebas, a sí como la in strumen tació n utiliza da. P arte de e stos par ámetros esta ban de stina dos a compr obar , durant e la pr opia prue ba, la in flue ncia d e la co-c ombu stión en el modo de operación de la central o a controlar el sistema de alimentación in situ , mientras que otros se emplearon a posteriori para calc ular y c uantif icar la inf luenc ia de l camb io de combu stible en la ca ldera , el ren dimien to o las emis iones. Duran te las p rueba s, se d efiniero n cuatro zonas de control o de toma de dato s y muestras: el sistema de al imentación de l a biomasa, la cal dera, la sala de control de la central y el analizador de gas es. A continuación se va a describir que se hacía en cada una de ell as. • Sistema de alimentación de la bioma sa : En cada prueba, durant e el periodo en el que se alimentaba con bi omasa se medí a la presión est ática y dinámi ca en el ci rcuito, la temp eratu ra del air e de tr anspo rte y la sup erficia l del ve ntilad or de transp orte neumático. De esta forma se contr olaba que no exi stieran atascos en el sistema (se detectaría un aumento de la presión) o riesgo de combustión de la biomasa antes d e llegar a caldera (si las temperatur as medidas superaban l a de autoignición del combustible renovabl e). Por otro lado, se tomaban muestras de biomasa durante l a descarga del sil o. Se recogían un total de tres muestras a lo l argo del periodo de co-combustión, a través de la comp uert a de inspe cción d e la q ue d ispon ía el tor nil lo sin fín s ituad o en la part e infer ior de l silo. A di chas mu estra s, pos terior mente , se les rea lizab a anális is granulométrico así como análisi s elemental e inmediato (ver apartado 3.5. 2) • Sala de control de la central : En todo momento se v igilaban l os parámetros fundamentales del ciclo y de l a caldera, de forma que se conseguía controlar y ajustar su funcionamiento. S e revisaba la distribuci ón de aires, el porcentaje de carbón utili zado , la d epre sión e xisten te en calde ra, la pre sión d e vacío , los caud ales de vap or vivo y de recalentado intermedi o, su temperatura y presión, etc. Se pretendía con ello comprobar que estos parámetros se mantenían dentro de l os valores habituales de Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 112 - funcio namie nto, lo que im plica ba q ue no e xistían inc idenc ias sig nific ativas por e l cambio de combustible. Adic ionalme nte, s e dis eñó un siste ma de adquis ición dato s que perm itía r egist rar en continuo datos de pl anta que posteriormente se han util izado para el cálcul o del rend imiento del ciclo y de ca ldera . El prog rama de c ontro l mostrab a en panta lla los datos instantáneos y guardaba l os promedios de ca da minuto en los fi cheros históricos. Estos ficheros se han utilizado como entradas de los programas que se describirán en el Capítulo 4. Los pasos que se sigui eron para poner en marcha este sistema fueron: 1.- In ventario de la instrume ntac ión disp onible en p lanta. 2.- Eval uación del número mínimo de señales necesari as para llevar a cabo los cálculos de re ndimien to. 3.- Ade cuació n de la instrume ntació n. 4.- Instal ación del sistema de adquisición de datos y creación del software de manejo de los mismos. Los principales probl emas a los que hubo que enfrentarse fue la antigüedad d e la instrumentación disponible en pl anta y la escasa dotación presupuestari a que no per mitía mod erniza rla en su tot alidad . Po r ello, s iemp re qu e fue po sible s e apr ovech aron las se ñales que ya exis tían en la p lant a, cap t ándolas bien de los bornes de conexión en bastidores o de l os armarios de l a sala de control . Otras señales se obtuvi eron del siste ma d e adqu isición de dato s de emis ión qu e hab ía en la prop ia sala . Fue nece sario instalar dos nuevos termopares y adecuar l as señales que se obtenían de siete sondas PT-100 para poder ca ptarlas convenientemente. De esta forma se obtuvi eron un total de 40 señales que ll egaban a un ordenador colocado en la sala de mandos y en el que se instaló la ap lica ción de sarrol lada a p artir del soft ware c omercia l Lab View par a el man ejo de da tos. En e l informe fina l del pr oyec to se pue de enc ontrar informa ción a diciona l sobre este sistema (Fundaci ón CIRCE, 2002). • Caldera : Durante el desarroll o de cada prueba se hacían l as inspecciones visuales habituales por parte d el personal de la pl anta con el fin de detec tar posibles desaj ustes en caldera (mediante lo s cambios en el color de la llama). En la zona de ca ldera tamb ién se tomaban muestras de carbón pulverizado. Dichas muestras se recogían en el conducto de salida del moli no que alimentaba a l os quemadores mi xtos. Con ello, se perseguía detectar alguna vari ación brusca en la calid ad de l ca rbón dura nte la p rueb a que pud iera in fluir e n los res ultad os de la mism a (ver apartado 3.5.2). A demás de estas mues tras, que se analizaban posteriormente, se disponía del análi sis diario del combusti ble, llevado a cabo de forma rutinari a en la planta. Son estos últimos los que se han utilizado para caract erizar el carbón utilizado duran te la p rueba , así co mo para el cálc ulo de l rend imiento. Por último, en esta zona se recogían tambi én las muestras de cenizas (volantes y posteriores) y de escori as en las distintas etapas de la prueba (ver apartado 3.5.3). Los resultados obteni dos para cada prueba del análisis posteri or de estas muestras van a per mitir de tect ar la influe ncia de la c o-c ombus tión en los in quem ado s sólid os. Capítulo 4: Metodolo gía de anális is: rend imiento de ca ldera y modelo d e ciclo. - pág. 215 - vapor vivo es de 167 bar y la temperatura de 538 ºC. A la salida de este cuer po de turbina, una parte del vapo r va al último precal entador de alta presión, mi entras que otra parte vuelve a l a caldera para aumentar su temperatura en el recal entador intermedio (RI). El segundo cuerpo es lo que se denomi na turbina de media presión (TIP). El vapor que sa le del RI (temperatura nomi nal 538 ºC) entra directamen te a esta turbina donde s e expande sufri endo dos extracciones. A la salida todo el vapor entra al tercer cuerpo de turbina que está dupl icado ( turbina de baja presión , TLP en l a figura) donde todavía hay tres extracci ones más a los precalentadores de baj a presión. El vapor que sale d e l a ú l t i m a s e c c i ó n d e l a t u r b i n a d e b a j a descarga en el aerocondensador. La pr esión de vacío en di seño es de 0,067 bar. La t urbina consta, por tanto, de un total de siete secci ones (señaladas en la Figura 4.22). Figura 4.22. Esquema de turbina de vapo r de la C.T. de Escuch a El modo de operación y control de una planta influye directamente en el comportamiento y en el rendimiento de cada uno de l os equipos que la forman, y por lo tanto, en l as propiedades de l os flujos que los atraviesan. La turbina de vapor no va a ser una excepción y su rendimiento se ve directamente afectado por diversos par ámetros de control como son (Zal eta, 1997): la forma de regulación, la temperatu ra de vapor vi vo y de vapor recalentado, la presión de vací o en el condensador y la forma de operació n de las extracciones. Para model izar correctamente la turbina de vapor es nece sario saber qué si gnifican cada uno de estos pará metros, qué valor toman en el caso objeto de estudio y cómo influyen en el funci onamiento del equipo. Particularizando para el caso anali zado: • La forma de regulación ind ica cóm o se rea liza la va riac ión d e la p oten cia de l ciclo . Dicha potenci a depende directamente del caudal de vapor. Para modifi car este caudal a la entrada de la turbi na existen dos posibi lidades, bien vari ar el área de paso de la primera etapa (regul ación con presión fija) o bien mantener este área fi ja y variar la presión de entrada (regul ación con presión desli zante). Existe una tercera po sibili dad, la reg ulac ión m ixta , que , co mo su pro pio n omb re ind ica , resu lta d e un a co mbina ción de la s dos anteriores. En el caso de la C. T. de Escucha, durante el periodo en el que se llevaron a cabo las pruebas, l a regulación se realizaba a presión desl izante actuando sobre la bomba de ali mentación a caldera para variar la presi ón de entrada a la turbina de alta presi ón. La forma de regulación va a condi cionar el comportamiento de l a sección de admisión de l a turbina. De calder a RI A condensador Ext. A6 Ext. A5 y A4 Ext. A3, A2 y A1 THP TLP 5 6 7 4 2 3 1 i Nº de secc ión TIP Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 216 - • La temperatur a de vapor vivo (THP e ) y de vapor recalentado (TIP1 e ) deben controlarse para mantenerl as entre unos valores de consigna. Para el lo se actúa con las atemperaciones y adecua ndo la alimentaci ón de l co mbus tible a ca lde ra. En la s imula ción del ciclo de vapor estas temperaturas s e van a tomar como datos de entrada. • En el caso de l as centrales térmicas conv encionales, la úl tima etapa de turbina descar ga a la presión f ijada por el condensador ( presión de vacío (pLP4 s )). El valor de esta presión va a infl uir directamente en el comportamiento interno de l a última etapa de turbina. La presi ón de vacío está co ndici onada por la capacidad de refrigeraci ón del condensador. En el caso particul ar de esta planta, al tratarse de un aeroco ndensador, dicha capacidad depen de a su vez de la temperatura am biente, del número de ventiladores que estén en marcha y de su régi men de funcionamiento (vel ocidad máxima o media). • Como ocurre en la mayoría de los ciclos regenerati vos que se utilizan en plantas de pot encia , la operación de las extracciones e s n o - a u t o m á t i c a , e s d e c i r , e l c a u d a l d e extracción está condi cionado exclusi vamente por la capacidad de cal entamiento de los intercambiadores, mientras que las propi edades del vapor dependerán d e la etapa de turbina. Los caudales de extracción influirán sobre el comportamiento de las etapas inte rmed ias. 4.3.2.2 Cálculo del rendimiento isoentrópi co de la turbina de vapor. Uno de los parámetros que mej or va a descri bir el funcio namiento de una turbi na es el rendimiento isoentrópico de la misma. Este rendimiento se cal cula como: (4.49) co isoentrópi real s W W = η donde el trabajo real (W real ) es la cantidad de energí a mecánica efectiva que se trasmite al eje y el trabajo isoentrópi co (W isoentróp ico ) es la cantidad de ener gía que transmi tiría si el proceso fuera isoentrópico, es deci r, adiabático e internamente reversible. En este apartado se va a expli car det allada ment e com o calc ular e ste r endim iento . Cuand o se qu iere c alcu lar e l rend imien to is oent rópi co de una tu rbina , hay q ue te ner e n cuen ta que este no es constant e, sino que varí a al modifi car las propiedades de los fluj os (caudal, temperatura y presión). Esta vari ación tampoco es igual para todos l os escalonamientos de turbina. El rendimiento de una turbi na de vapor depen de del rendi miento de cada uno de los escalonamientos que la componen y pued e obtenerse a partir del calcul ado para cada una de forma indi vidual o para una combi nación de las mismas, es decir, para l o que se ha denomi nado sección o etapa (Spencer et ál , 1974). Aplicando los bal ances de masa y en ergía a una s ección de turbi na como la mostrada en la Figura 4.23, conocida l a temperatura a la entrada (T e ) y la p res ión a la sali da (P s ), el trabajo trasmitido al ej e depende del rendimiento i soentrópico, de la presi ón de entrada y del caudal que la atraviesa. (4.50) ) , P , m ( f W s e 1 t η = Capítulo 4: Metodolo gía de anális is: rend imiento de ca ldera y modelo d e ciclo. - pág. 217 - Figura 4.23. Sección d e turbina Suponiendo que se tiene como dato el trabajo en l a sección (W t ), l a dependencia exi stente entre las otras tres variables hace que para poder cal cularlas sea necesario buscar nuevas expresiones que simul en el comportamiento de la turb ina. Las exp resio nes teó ricas no so n siempre válidas para obt ener resultados cuantitativos sobre es tos equipos tan compl icados ya que el número de simpli ficaciones que es necesari o realizar es muy al to. Por ello suelen utilizarse expresiones e mpíricas o semi empíricas que se ajustan posteriormente a las condiciones de funci onamiento de cada turbina con datos de pl anta. En este caso se va a utilizar la Elipse de Stodol a (Cooke (1983), Cooke (1 985)) y l as expresiones de Spencer Cotton y Cannon (Spencer et ál, 1974) para el cálculo del rendimiento. 1º. La Elipse de Stodola es un mode lo a nalít ico que perm ite d eter minar las car acte ríst icas del c omp orta mient o de l fl ujo a t ravé s d e la tu rbina . Su rge a par tir de las inve stig acion es llevadas a cabo por Stodol a (1927) y rel aciona el flujo mási co con sus propiedad es de entrada y de salida. Es necesario di stinguir entre dos situaci ones: aquellas secciones que tienen al menos una t obera saturada o extrangulada (Cooke, 1985) y aquell as otras que no. Se dice que una tobera está extrangul ada si la rel ación de presi ones (r p ) es menor q ue la re lació n de pre sione s crít ica ( r*), s ien do e sta aq uella a part ir d e la c ual el caud al de ja de ser constante con dicha rel ación (Figura 4.24). Figura 4.24. Variación de la relac ión de presión con el caudal e n una tobera. Si una sección tiene un escal onamiento con una tobera ext rangulada, la expresi ón general de la Eli pse de Stodola queda como: (4.51) ) T , P ( f m e e 21 = r* m Tobera “extrangulada” Tobera “no extrangulada” r p T e , P e T s , P s m W t Datos: T e , P s , W t Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 218 - En el segundo caso, tobera “no extrangula da”, la rela ción de p resio nes e s mayo r que la rela ción d e pr esió n crít ica , por lo qu e co nfor me au ment a dic ha re lació n el caud al qu e atraviesa la tobera dismi nuye. La expresión para obtener el caudal que atravi esa una sección que tenga todos los escal onamientos de este ti po sería: (4.52) ) P , T , P ( f m s e e 22 = En ambos casos, conocidas la temperatura de entrada y l a presión de salida, la dependencia es excl usivamente con l a presión de entrada. Para poder apl icar la l ey es necesario que no varí e el área de ni nguna tobera, por lo que no podrá aplicarse a l a primera etapa de turbina cuando esta trabaje a presión fija. 2º. Expresiones de Spencer, Cotton y Cannon : P ara e l cálcu lo de l ren dimie nto isoentrópico de las di stintas secciones de turbi na se van a utilizar, además de l a propia definición, las expresiones analí ticas recogidas en Spencer et ál (197 4). En este trabaj o se distinguen tres tipos de secciones. Para cada una de ellas, se parte de una eficienci a base que se corri ge por distintos factores en función de l as características parti culares de cada tipo de sección y cuyo val or se ajustará posterio rmente para la turbi na en estudio. Para una sección tipo como la mostrada en la Figura 4.23 estas e xpresiones responden a la siguiente formul ación general: (4.53) ) P , m ( f e 3 s = η A la hora de si mular la turbin a se va a suponer que es adiabáti ca y que la ener gía cinética que ll eva el flujo de vapor al acabar su paso por un escalonamiento se transmi te totalmente al sigui ente, es decir, no existen pérdi das de energía, excepto en el caso del último escalonami ento. En este toda la energía cinética del vapor a la sali da se considerará perdida (pérdidas en el escape o Exhaust losses ). Los tres tipos de secciones que pued en encontrarse en una turbina, según S pencer et ál (1974) son: - “Se cción de Alta Presión ” (THP): Es l a sección de admisi ón, a la que el vapor llega directamente de l a caldera antes de pasar por el recalentador. S u rendimiento depende de l as características de l os primeros escalonamientos (etapa de gobierno). El rendimi ento se puede calcular como una función del parámetro TFR (ecuación (4.54)) que ex presa la rel ación entre el caudal de paso y el de diseño. (4.54) v P v P m m TFR e e ed ed d = Cuanto menor sea este val or (carga parcial) menor es el rendimiento de la turbi na. Adem ás, el r endim iento d e est e tipo d e secc iones e s funció n de la r elaci ón de presiones y del caudal volumétrico de diseño (ecuaci ón (4.55)). (4.55) ) mHP Gobierno; de Etapa ; P P ; TFR ( f vd e sd HP = η Capítulo 4: Metodolo gía de anális is: rend imiento de ca ldera y modelo d e ciclo. - pág. 219 - - “ Sección de Media Presió n ” (TIP): Sección de turbina entre recalentador es. El ren dimie nto de e stas s eccione s es inde pend ient e del p arám etro T FR, solo d epen de de la relac ión d e pre sione s y de l caud al volu métri co, va lores que p ráctic amen te no varían al hacerlo el caudal de entrada. (4.56) mIPv) ; P P ( f e s IP = η - “Sección a Condensación” (TLP): Se trata de l a sección que de scarga al condensador. El último escalonamiento pres enta unas característi cas muy par ticular es po r lo qu e el cálcu lo del r end imiento deb e rea lizarse de for ma dist inta a los dos tipos anteri ores. Las condiciones de sal ida del vapo r, y por tanto el rend imien to d e es ta se cción viene n ma rcad os por dos h echo s. En p rime r lug ar porque se está trabajando en la zona de lí quido más vapor, lo que supone una pér dida de e ficienc ia. P or o tro la do, la ene rgía cinét ica q ue lleva e l vapor a la salida ya no se aprovecha por lo que resulta importante cuantificar su valor y cont abiliza rlo como una p érd ida ad icion al de efic ienc ia. La Figura 4.25 representa , en un diagrama HS, l os estados del vapor en la última sección de turbi na. El punto 0 indica ría la s con dic ione s de l vapo r a la en trad a a e sta etapa de turbina y el punto 3 las de salida. Figura 4.25. Diagrama HS de la última sección de turbina. El proceso que hay que segui r, según Spencer et ál (1974) , para calcular l as cond icion es d e salid a y a p artir d e allí e l rend imie nto d e est a sec ción e s el siguiente: 1º. Utilizando l as expresiones presentadas en S pencer et ál . (1974) se obti ene el rendimiento de una sección que desc argara a presi ón conocida (como sería la presión de vací o) como una función del caudal volumétrico de di seño y de las s [kJ/ k g -K ] h [kJ/kg ] 0,8 0,9 Stea m P VAC Í O 0.05 P entrada 1 2 ELEP 3 EXLOSS 0 3s Co-combustión de bio masa foresta l en una central térmica de carb ón pulverizado de bajo rango. Influencia del tamaño de partícula en el c omportamiento de caldera. - pág. 220 - condiciones de entra da, tomando como estas últi mas las condici ones del vapor recalentado. (4.57) ) mLP ; T ; P ( f vd e e scc LP = η Conocido el rendimi ento se obtendrían las condici ones de salida que corresponderí an a un punto ficticio denominado el punto final de la línea de expansión y que viene dado ademá s para unas condi ciones particulares del vapor a la salida (presión 0,05 bar, punto 1 ). 2º. Dado que la turbi na no trabaja en esas condiciones, una vez conoci da la entalpía en e l punto 1, a partir de las expresiones de Spencer et ál (1974), s e puede calcular el salto entál pico (ELEP) que supone pasar a las condiciones de funcionamiento reales ( punto 2 ). La ental pía en ese punto vendrá dada por la siguiente expresi ón: (4.58) hLP 2 = hLP 1 +ELEP 3º. Por últi mo, hay que tener en cuenta que la energía ci nética del vapor en ese punto no va a aprovecharse real mente, po r lo que existe una pérd ida a dicio nal. El salto entálpico perdi do o pérdidas en el escape (EXLOSS) se estima a parti r de la curva proporcionada por el fabricante de la turbi na a tal efecto o bien s e obtiene, en función del área anul ar, a partir de curvas analíticas ajustadas con datos de planta (tambi én recogidas en Spencer et ál ., 1974). Con ello la entalpía a la sali da se calcula como: (4.59) hLP 3 = hLP 2 + EXLOSS Conocida ya las condi ciones a la sali da del vapor ( punto 3 ), el r end imien to d e es ta sección se calcul aría como la relación entre el trabajo obtenido desde l as condiciones de entrada ha sta estas de sali da y el trabajo isoentrópico. (4.60) s 3 0 3 0 LP hLP hLP hLP hLP − − = η Retomando la sección ti po que aparecía en la Figura 4.23 y teniendo como dato el trabajo realiz ado en la misma, a partir de la ecuación (4. 50), de la (4.51) o (4.52) (según exi sta o no una tobera extrangulada), y utilizando la ecuación (4.53) particulariz ada al tipo de sección (de alta o media presión, o a condensación) podrá obte nerse la presi ón a la entrada, el caudal que la atraviesa y el rendi miento isoentrópico de dich a sección. Con estos tres val ores ya podrán calcularse el resto de prop iedades. 4.3.2.3 Modelo de la turbina de va por de la C.T. de Escucha. A la hora de apli car esta metodología al caso particul ar de la turbina de va por de la C. T. de Escucha existen distintas posi bilidades que es ne cesario eval uar. Como ya se ha señalado se han fijado para esta turbina un total de siete secci ones (Figura 4.22). Cada una de ell as admite [Document text truncated for crawler view.]