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Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
CÁLCULO DE PROYECCIONES
EMISIONES
DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
CÁLCULO DE PROYECCIONES DE
EMISIONES CONTAMINANTES DEL SECTOR
DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
EN ESPAÑA
ANEXO-I
METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE
EMISIONES
del sector de generación de
112
DE
DEL SECTOR
DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA
METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
I. METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE
ÍNDICE I.1.- Planteamiento para consumo de apoyo a centrales térmicas convencionales
de vapor con carbón………………
I.2.- Central de ELCOGAS
I.3.- Plantas de cogeneración
I.4.- Centrales térmicas del sistema canario
I.5.- Cálculo del factor de emisión SO
I.5.1.- SNAP 01 01 01……...
I.5.2.- SNAP 01 01 02……………………...
I.5.3.- SNAP 01 01 04……………………...
I.5.4.- SNAP 01 01 05...……………...
I.6.- Factores de conversión energía final y energía primaria……
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
METODOLOGÍA DE CÁLCULO DE EMISIONES
Planteamiento para consumo de apoyo a centrales térmicas convencionales
………………………………………………………
Central de ELCOGAS……………………………………………………
Plantas de cogeneración………………………………………………………
del sistema canario…………..………………………
Cálculo del factor de emisión SOx, NOx y partículas…………………….
01……...……………………………………………………...
02……………………...……………………………………...
04……………………...……………………………………...
05...……………...…………………………………………...
Factores de conversión energía final y energía primaria……………
del sector de generación de
113
EMISIONES
Planteamiento para consumo de apoyo a centrales térmicas convencionales
………………...114
…………………117
……………..119
………….…..121
…………….…..141
…………………………………………………….......141
…………………………………...….146
……………………………….......149
…………………………………………........150
…………..…...153
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
I.1.- Planteamiento para consumo de apoyo a centrales térmicas
convencionales de vapor con carbón.
En las centrales térmicas convencionales de vapor con carbón, utilizan combustibles de
apoyo, como el fuelóleo y el gas natural, en su mayoría fuelóleo.
En un primer momento se planteo una hipótesis para obtener el consumo de
combustible a partir del Plan nacional de reducción de emisiones de las grandes
instalaciones de combustión existente (PNRE). Los pasos que se siguieron fueron lo
siguiente:
1) Buscar las centrales que a futuro estuvieran cerradas.
2) Las centrales que quedasen en servicio, con la ayuda del PNRE, se tomaría el
porcentaje de carbón, de los productos petrolíferos y gas natural. Suponiendo
que a futuro no cambiarían esos porcentajes de combustible.
3) Calcular el porcentaje de combustible promedio en base a MWth.
4) Tomar el total de carbón del plan nacional de energía renovables 2011
Suponiendo que el total de carbón es del 100% de la actividad SNAP 010101, y
a partir del porcentaje de combustible
anterior, se podría sacar el combustible de apoyo a las centrales convencional de
vapor con carbón.
En este planteamiento no se consideró el consumo de combustible de carbón empleado
en la planta de ELCOGAS. Además se
era constante en el futuro, lo que es hipotéticamente imposible. Finalmente, los datos de
los combustibles no cuadraban, por lo que se rechazo este planteamiento.
El planteamiento alternativo, se enfoco de l
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Planteamiento para consumo de apoyo a centrales térmicas
convencionales de vapor con carbón.
En las centrales térmicas convencionales de vapor con carbón, utilizan combustibles de
apoyo, como el fuelóleo y el gas natural, en su mayoría fuelóleo.
rimer momento se planteo una hipótesis para obtener el consumo de
combustible a partir del Plan nacional de reducción de emisiones de las grandes
instalaciones de combustión existente (PNRE). Los pasos que se siguieron fueron lo
rales que a futuro estuvieran cerradas.
Las centrales que quedasen en servicio, con la ayuda del PNRE, se tomaría el
porcentaje de carbón, de los productos petrolíferos y gas natural. Suponiendo
que a futuro no cambiarían esos porcentajes de combustible.
Calcular el porcentaje de combustible promedio en base a MWth.
Tomar el total de carbón del plan nacional de energía renovables 2011
Suponiendo que el total de carbón es del 100% de la actividad SNAP 010101, y
a partir del porcentaje de combustible promedio calculado en el apartado
anterior, se podría sacar el combustible de apoyo a las centrales convencional de
En este planteamiento no se consideró el consumo de combustible de carbón empleado
en la planta de ELCOGAS. Además se supuso que el porcentaje de combustible del PNRE
era constante en el futuro, lo que es hipotéticamente imposible. Finalmente, los datos de
los combustibles no cuadraban, por lo que se rechazo este planteamiento.
El planteamiento alternativo, se enfoco de la siguiente manera:
del sector de generación de
114
Planteamiento para consumo de apoyo a centrales térmicas
En las centrales térmicas convencionales de vapor con carbón, utilizan combustibles de
rimer momento se planteo una hipótesis para obtener el consumo de
combustible a partir del Plan nacional de reducción de emisiones de las grandes
instalaciones de combustión existente (PNRE). Los pasos que se siguieron fueron lo
Las centrales que quedasen en servicio, con la ayuda del PNRE, se tomaría el
porcentaje de carbón, de los productos petrolíferos y gas natural. Suponiendo
Calcular el porcentaje de combustible promedio en base a MWth.
Tomar el total de carbón del plan nacional de energía renovables 2011-2020.
Suponiendo que el total de carbón es del 100% de la actividad SNAP 010101, y
promedio calculado en el apartado
anterior, se podría sacar el combustible de apoyo a las centrales convencional de
En este planteamiento no se consideró el consumo de combustible de carbón empleado
supuso que el porcentaje de combustible del PNRE
era constante en el futuro, lo que es hipotéticamente imposible. Finalmente, los datos de
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
1) Tomar los datos del carbón total del Plan Nacional de Energía R
2011-2020.
GWh 2005 2006
Generación
con carbón
total
81.458 69.850
Fuente: PER 2011-2020
2) Tomar el consumo del carbón utilizado en la central de ELCOGAS (
Central de ELCOGAS.
carbón para la actividad SNAP 01
Carbón (GWh) 2005
Generación total 81.458
Elcogas 382
Carbón SNAP
010101 81.076
Fuente: Elaboración propia
3) Tomar el consumo de combustible en régimen ordinario peninsular del fuelóleo
del año 2010. Según el PNRE
térmicas con fuelóleo están todas cerradas en el 2010
combustible de fuelóleo empleado en la península es de apoyo a las centrales de
carbón.
Para el cálculo de la proyección del consumo de combustible de fuelóleo
las centrales térmicas de carbón, se coge la relación del 2009/2010 del consumo de
fuelóleo y carbón total de la actividad SNAP 01
relación permanece constante en un futuro.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
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los datos del carbón total del Plan Nacional de Energía R
2006 2007 2008 2009 2010
69.850 74.666 49.842 36.864 25.493
Tomar el consumo del carbón utilizado en la central de ELCOGAS (
ELCOGAS. y restarlo al carbón total, por lo que ya tendríamos el
carbón para la actividad SNAP 01 01 01.
2006 2007 2008 2009 2010
81.458 69.850 74.666 49.842 36.864 25.493
337 307 309 417 370
81.076 69.513 74.359 49.533 36.447 25.123
Tomar el consumo de combustible en régimen ordinario peninsular del fuelóleo
Según el PNRE y el Sistema Eléctrico Español
térmicas con fuelóleo están todas cerradas en el 2010, por lo que el consumo de
combustible de fuelóleo empleado en la península es de apoyo a las centrales de
Para el cálculo de la proyección del consumo de combustible de fuelóleo
las centrales térmicas de carbón, se coge la relación del 2009/2010 del consumo de
fuelóleo y carbón total de la actividad SNAP 01 01 01 y se realiza la hipótesis que esta
relación permanece constante en un futuro.
del sector de generación de
115
los datos del carbón total del Plan Nacional de Energía Renovables
2015 2020
33.230 31.579
Tomar el consumo del carbón utilizado en la central de ELCOGAS (Ver I.2.-
y restarlo al carbón total, por lo que ya tendríamos el
2015 2020
33.230 31.579
371 371
32.859 31.208
Tomar el consumo de combustible en régimen ordinario peninsular del fuelóleo
y el Sistema Eléctrico Español las centrales
, por lo que el consumo de
combustible de fuelóleo empleado en la península es de apoyo a las centrales de
Para el cálculo de la proyección del consumo de combustible de fuelóleo como apoyo a
las centrales térmicas de carbón, se coge la relación del 2009/2010 del consumo de
01 y se realiza la hipótesis que esta
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
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GWh
Carbón (SNAP 010101)
Apoyo a las CCTT carbón.
Petróleo (PER) (Peninsular)
% apoyo CCTT carbón con petróleo
Fuente: Elaboración propia
4) Para el apoyo de las c
PNRE, sólo la central de Teruel I
centrales térmica de carbón con un 3,1% de gas natural.
Esta planta supone entre un 8 y 10% de la producción eléctrica peninsular a partir del
carbón, por lo que no se puede despreciar el consumo de gas natural.
Para la proyección del consumo de combustible de gas natural de la central de Teruel,
en base a la retirada de subvención al carbón nacional, se plantea la hipótesis que
disminuirá en un 10% la actividad de Teruel en 2015 con respecto a 2009 y del 20% para
el 2020.
GWh
Carbón (SNAP 010101)
Apoyo a las CCTT carbón.
GN (Teruel I-II-III)
Fuente: Elaboración propia
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2009 2010 2015
36447 25123
1779 1080
% apoyo CCTT carbón con petróleo 4,88% 4,30%
Para el apoyo de las centrales térmica de carbón con gas n
PNRE, sólo la central de Teruel I-II- III utilizará gas natural como apoyo a las
centrales térmica de carbón con un 3,1% de gas natural.
Esta planta supone entre un 8 y 10% de la producción eléctrica peninsular a partir del
n, por lo que no se puede despreciar el consumo de gas natural.
Para la proyección del consumo de combustible de gas natural de la central de Teruel,
en base a la retirada de subvención al carbón nacional, se plantea la hipótesis que
la actividad de Teruel en 2015 con respecto a 2009 y del 20% para
2009 2010 2015
36.447 25.123 32.859
109 75 98
del sector de generación de
116
2015 2020
32859 31208
1413 1342
4,30% 4,30%
con gas natural, según el
III utilizará gas natural como apoyo a las
Esta planta supone entre un 8 y 10% de la producción eléctrica peninsular a partir del
Para la proyección del consumo de combustible de gas natural de la central de Teruel,
en base a la retirada de subvención al carbón nacional, se plantea la hipótesis que
la actividad de Teruel en 2015 con respecto a 2009 y del 20% para
2015 2020
859 31.208
87
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
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I.2.- Central de ELCOGAS.
La planta de ELCOGAS se trata de una Central térmica de Gasificación Integrada en
un Ciclo Combinado (GICC). Este tipo de central en INVENTARIO la clasifica en la
actividad SNAP 01 04 07 Gasificación del Carbón.
Esta planta comenzó a operar en el año 1998, utilizando como combustible en la
mayoría gas natural, poco a poco empezó a introducir una mezcla de carbón y coque de
petróleo. A partir de 2001 la producción de ELCOGAS se realiza mayoritariamente con
gas de síntesis procedente de la gasificación de carbón/coque de petróleo. Se puede
observar en gráfico 1 como se mantiene la relación carbón/gas natural estable a partir del
2001. A partir del 1 de enero 2011 se incluye GICC (Elcogás) en carbón nacional ya que
según el R.D 134/2010 esta central está obligada a participar, como unidad vendedora que
utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolución de restricciones
por garantía de suministro.
Gráfico 1 Evolución del
Fuente: 11 años de experiencia en la explotación de la central GICC de ELCOGAS
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ELCOGAS.
La planta de ELCOGAS se trata de una Central térmica de Gasificación Integrada en
un Ciclo Combinado (GICC). Este tipo de central en INVENTARIO la clasifica en la
actividad SNAP 01 04 07 Gasificación del Carbón.
Esta planta comenzó a operar en el año 1998, utilizando como combustible en la
mayoría gas natural, poco a poco empezó a introducir una mezcla de carbón y coque de
petróleo. A partir de 2001 la producción de ELCOGAS se realiza mayoritariamente con
síntesis procedente de la gasificación de carbón/coque de petróleo. Se puede
observar en gráfico 1 como se mantiene la relación carbón/gas natural estable a partir del
2001. A partir del 1 de enero 2011 se incluye GICC (Elcogás) en carbón nacional ya que
egún el R.D 134/2010 esta central está obligada a participar, como unidad vendedora que
utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolución de restricciones
Evolución del combustible en la planta de ELCOGAS
Fuente: 11 años de experiencia en la explotación de la central GICC de ELCOGAS
del sector de generación de
117
La planta de ELCOGAS se trata de una Central térmica de Gasificación Integrada en
un Ciclo Combinado (GICC). Este tipo de central en INVENTARIO la clasifica en la
Esta planta comenzó a operar en el año 1998, utilizando como combustible en la
mayoría gas natural, poco a poco empezó a introducir una mezcla de carbón y coque de
petróleo. A partir de 2001 la producción de ELCOGAS se realiza mayoritariamente con
síntesis procedente de la gasificación de carbón/coque de petróleo. Se puede
observar en gráfico 1 como se mantiene la relación carbón/gas natural estable a partir del
2001. A partir del 1 de enero 2011 se incluye GICC (Elcogás) en carbón nacional ya que
egún el R.D 134/2010 esta central está obligada a participar, como unidad vendedora que
utiliza carbón autóctono como combustible, en el proceso de resolución de restricciones
combustible en la planta de ELCOGAS
Fuente: 11 años de experiencia en la explotación de la central GICC de ELCOGAS
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
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En la siguiente tabla viene reflejado el consumo del carbón en la planta de ELCOGAS,
en los últimos años:
Consumo 2005
Carbón (t) 222.623
Carbón (GJ) 2916361
PCI (MJ/kg) 13,1 Fuente: Memoria Ambiental de ELCOGAS y folleto de ELCOGAS
La proyección a futuro para el consumo de esta actividad, siguiendo la evolución del
Gráfico 1 permanece constante el consumo de combustible, por lo que se mantendrá este
consumo para los años 2015 y 2020.
El consumo de combustible en GWh eléctrico, aplicando el rendimiento de 47,12,
según la memoria de sostenibilidad ELCOGAS
Consumo 2005 2006
Carbón (t) 222.623 196.546
Carbón
(GWh, elec) 382 337
Rendimiento
eléc.bruto 47,12%
Fuente: Memoria de sostenibilidad Elcogas y Memoria Ambiental de Elcogas.
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En la siguiente tabla viene reflejado el consumo del carbón en la planta de ELCOGAS,
2006 2007 2008 2009
196.546 178.923 180.160 243.160
2574753 2343891 2360096 3185396
Fuente: Memoria Ambiental de ELCOGAS y folleto de ELCOGAS
La proyección a futuro para el consumo de esta actividad, siguiendo la evolución del
permanece constante el consumo de combustible, por lo que se mantendrá este
consumo para los años 2015 y 2020.
El consumo de combustible en GWh eléctrico, aplicando el rendimiento de 47,12,
emoria de sostenibilidad ELCOGAS 2008-2009. Es el siguiente:
2006 2007 2008 2009 2010 2011
196.546 178.923 180.160 243.160 215.608 216.603
337 307 309 417 370 371
Fuente: Memoria de sostenibilidad Elcogas y Memoria Ambiental de Elcogas.
del sector de generación de
118
En la siguiente tabla viene reflejado el consumo del carbón en la planta de ELCOGAS,
2009 2010 2011
160 215.608 216.603
3185396 2824465 2837499
La proyección a futuro para el consumo de esta actividad, siguiendo la evolución del
permanece constante el consumo de combustible, por lo que se mantendrá este
El consumo de combustible en GWh eléctrico, aplicando el rendimiento de 47,12,
2009. Es el siguiente:
2011 2015 2020
216.603 216.603 216.603
371 371 371
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
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I.3.- Plantas de cogeneración.
Las plantas de cogeneración se tienen en cuenta para la generación de energía eléctrica,
ya que no precisan que se generen con otras tecnologías
de energía primaria por su mayor eficiencia.
La producción de energía eléctrica prevista por cogeneración en el año 2020 es del
orden de 55.000 GWh.
El ahorro de energía primaria asociado a la cogeneración en España,
año 2020 respecto a la situación del año 2007, es de 1.698,8 ktep, con el siguiente detalle:
Ktep
Ahorro de energía primaria por instalación de nuevas
Cogeneraciones
Ahorro de energía primaria por modernización
Cogeneraciones existentes
Total
Fuente: IDAE
Cogeneración según consumo de combustible:
El consumo de combustible d
productos petrolíferos, en la siguiente tabla se
cogeneración de los últimos años:
Cogeneración (GWh)
Carbón
Gas natural
Productos Petrolíferos
Total
Fuente: Libro de la Energía de España
Para estimar el consumo de combustible a futuro, se plantea las siguientes hipótesis:
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Plantas de cogeneración.
Las plantas de cogeneración se tienen en cuenta para la generación de energía eléctrica,
ya que no precisan que se generen con otras tecnologías y además supone un gran ahorro
de energía primaria por su mayor eficiencia.
La producción de energía eléctrica prevista por cogeneración en el año 2020 es del
El ahorro de energía primaria asociado a la cogeneración en España,
año 2020 respecto a la situación del año 2007, es de 1.698,8 ktep, con el siguiente detalle:
2016
Ahorro de energía primaria por instalación de nuevas 971,2
Ahorro de energía primaria por modernización de 169,9
1141,1
Cogeneración según consumo de combustible:
El consumo de combustible de cogeneración utilizado es el carbón, el gas n
, en la siguiente tabla se muestra la distribución por combustible de
cogeneración de los últimos años:
2005 2006 2007 2008
535 507 463 824
25449 27733 28812 30108
6967 6631 6364 7237
32951 34871 35639 38169
Fuente: Libro de la Energía de España
Para estimar el consumo de combustible a futuro, se plantea las siguientes hipótesis:
del sector de generación de
119
Las plantas de cogeneración se tienen en cuenta para la generación de energía eléctrica,
y además supone un gran ahorro
La producción de energía eléctrica prevista por cogeneración en el año 2020 es del
El ahorro de energía primaria asociado a la cogeneración en España, previsto para el
año 2020 respecto a la situación del año 2007, es de 1.698,8 ktep, con el siguiente detalle:
2020
1430,2
268,6
1698,8
e cogeneración utilizado es el carbón, el gas natural y los
muestra la distribución por combustible de
2009 2010
758 766
29654 29555
6529 4333
36941 34654
Para estimar el consumo de combustible a futuro, se plantea las siguientes hipótesis:
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
1) El Carbón genera un 2,2 % del total generado por cogeneración, por lo que se
desprecia frente al gas natural y los productos petrolíferos.
2) La cogeneración con productos petrolíferos se mantiene para el año 2015,
hipótesis adoptada del Plan Energético de Canarias, asociado al crecimiento del
gas natural. En 2020, los productos petr
penetración del gas natural y al peor comportamiento ambiental de las
instalaciones que utiliza productos petrolíferos en comparación de las que
utiliza gas natural. Por lo tanto el petróleo se reduce un 25 % con respec
2015.
Para el cálculo de consumo de combustible de gas natural y productos petrolíferos, se
toma la senda del ahorro de energía primaria asociado a la cogeneración del 2020 con
respecto al 2015 según el plan de ahorro y eficiencia energética y las hipótesis
anteriormente planteadas, se obtiene en la siguiente tabla:
Cogeneración (GWh)
Gas natural
P. Petrolíferos
Total de Cogeneración
Ahorro de energía primaria asociado
A cogeneración
Fuente: Elaboración propia
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
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El Carbón genera un 2,2 % del total generado por cogeneración, por lo que se
desprecia frente al gas natural y los productos petrolíferos.
La cogeneración con productos petrolíferos se mantiene para el año 2015,
hipótesis adoptada del Plan Energético de Canarias, asociado al crecimiento del
gas natural. En 2020, los productos petrolíferos disminuye debido a la mayor
penetración del gas natural y al peor comportamiento ambiental de las
instalaciones que utiliza productos petrolíferos en comparación de las que
utiliza gas natural. Por lo tanto el petróleo se reduce un 25 % con respec
Para el cálculo de consumo de combustible de gas natural y productos petrolíferos, se
toma la senda del ahorro de energía primaria asociado a la cogeneración del 2020 con
respecto al 2015 según el plan de ahorro y eficiencia energética y las hipótesis
riormente planteadas, se obtiene en la siguiente tabla:
2007 2009 2010
28812 29654 29555
6364 6529 4333
35639 36941 34654
energía primaria asociado
del sector de generación de
120
El Carbón genera un 2,2 % del total generado por cogeneración, por lo que se
La cogeneración con productos petrolíferos se mantiene para el año 2015,
hipótesis adoptada del Plan Energético de Canarias, asociado al crecimiento del
olíferos disminuye debido a la mayor
penetración del gas natural y al peor comportamiento ambiental de las
instalaciones que utiliza productos petrolíferos en comparación de las que
utiliza gas natural. Por lo tanto el petróleo se reduce un 25 % con respecto al
Para el cálculo de consumo de combustible de gas natural y productos petrolíferos, se
toma la senda del ahorro de energía primaria asociado a la cogeneración del 2020 con
respecto al 2015 según el plan de ahorro y eficiencia energética y las hipótesis
2015 2020
42115 50103
6529 4897
48644 55000
1141,1 1698,8
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
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I.4.- Centrales térmicas de la Comunidad de Canarias.
El sistema eléctrico canario cuenta con seis subsistemas eléctricamente aislados y de
pequeño tamaño. Las islas no
Gomera y La Palma, cuentan con tecnologías de generación basada en grupos diesel y
turbinas de gas con gas-oíl como apoyo. Las islas capitalinas (Gran Canarias y Tenerife)
cuentan con mayor diversida
funcionando con gas-oíl, grupos vapor y grupo diesel que funcionan con fuel
turbinas de gas, que entran en servicio en las puntas de demanda y funciona con gas
Para las proyecciones del c
seguido la senda que proyecta la revisión del Plan Energético de Canarias (PECAN).
Para estimar los combustibles necesarios para la generación de electricidad se ha
empleado, a partir del año 2011, la
central (descontando el uso de renovables) y los rendimientos energéticos globales del
parque generador convencional recogidos en el PECAN hasta el 2008 (debido al retraso en
la entrada del gas natural, previsto inicialmente para el año 2009).
Tabla: Revisión de los combustibles destinados a la generación eléctrica según
consumos reales y nuevas previsiones (tep
Año 2005 2006 2007
Petróleo 2.053 2.038 2.091
Gas
Natural 0 0 0
Total
Cble 2.053 2.038 2.091
Petróleo 100% 100% 100%
Gas
0% 0% 0%
Total
Cble 100% 100% 100%
Fuente: Revisión del PECAN 2006-2015
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
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Centrales térmicas de la Comunidad de Canarias.
El sistema eléctrico canario cuenta con seis subsistemas eléctricamente aislados y de
pequeño tamaño. Las islas no capitalinas como Lanzarote, Fuenteventura, El Hierro, La
Gomera y La Palma, cuentan con tecnologías de generación basada en grupos diesel y
oíl como apoyo. Las islas capitalinas (Gran Canarias y Tenerife)
cuentan con mayor diversidad de tecnologías de generación ciclos combinados
oíl, grupos vapor y grupo diesel que funcionan con fuel
turbinas de gas, que entran en servicio en las puntas de demanda y funciona con gas
Para las proyecciones del consumo de combustible de las centrales térmicas se ha
seguido la senda que proyecta la revisión del Plan Energético de Canarias (PECAN).
Para estimar los combustibles necesarios para la generación de electricidad se ha
empleado, a partir del año 2011, la previsión de demanda de energía eléctrica en barras de
central (descontando el uso de renovables) y los rendimientos energéticos globales del
parque generador convencional recogidos en el PECAN hasta el 2008 (debido al retraso en
l, previsto inicialmente para el año 2009).
Tabla: Revisión de los combustibles destinados a la generación eléctrica según
reales y nuevas previsiones (tep). Canarias
2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013
2.091 2.081 1.956 1.928 1.826 1.783 1.747
0 0 0 0 0 0
2.091 2.081 1.956 1.928 1.826 1.783 1.747
100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
0% 0% 0% 0% 0% 0% 0%
100% 100% 100% 100% 100% 100% 100%
2015
del sector de generación de
121
El sistema eléctrico canario cuenta con seis subsistemas eléctricamente aislados y de
capitalinas como Lanzarote, Fuenteventura, El Hierro, La
Gomera y La Palma, cuentan con tecnologías de generación basada en grupos diesel y
oíl como apoyo. Las islas capitalinas (Gran Canarias y Tenerife)
d de tecnologías de generación ciclos combinados
oíl, grupos vapor y grupo diesel que funcionan con fuel-oíl, así como
turbinas de gas, que entran en servicio en las puntas de demanda y funciona con gas-oíl.
onsumo de combustible de las centrales térmicas se ha
seguido la senda que proyecta la revisión del Plan Energético de Canarias (PECAN).
Para estimar los combustibles necesarios para la generación de electricidad se ha
previsión de demanda de energía eléctrica en barras de
central (descontando el uso de renovables) y los rendimientos energéticos globales del
parque generador convencional recogidos en el PECAN hasta el 2008 (debido al retraso en
Tabla: Revisión de los combustibles destinados a la generación eléctrica según
2013 2014 2015
1.747 1.472 599
147 898
1.747 1.619 1.497
100% 90,9 40%
9,1% 60%
100% 100% 100%
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
En la siguiente tabla se muestra el destino de los combustibles.
Tabla: Revisión de los combustibles por destinos según datos reales y nuevas
previsiones (ktep). Canarias
2005 2006
Usos Finales
(kTEP) 3.363 3.416
Centrales
Térmicas
(kTEP)
1.976 1.966
Cogeneración
(kTEP) 77 71
Pérdidas y
Autoconsumo
(kTEP)
189 195
Total
Combustibles
(kTEP)
5.604 5.648
Fuente: Revisión del PECAN 2006-2015
Para la proyección del consumo de combustible del 2011 al 2015 se ha tomado la senda
de la evolución de las centrales térmicas del PECAN y para el año 2020 se plantea la
hipótesis siguiente, frente a la ausencia de datos: tras la entrada de gas n
sistema eléctrico canario (con el mayor rendimiento asociado a los ciclos combinados con
gas natural) y considerando un importante incremento de la generación eléctrica con
energía renovable, se reducirá su actividad a un 30% con respecto al 2015.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
En la siguiente tabla se muestra el destino de los combustibles.
Revisión de los combustibles por destinos según datos reales y nuevas
). Canarias
2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012
3.416 3.425 3.269 2.971 2.632 2.516 2.526
1.966 2.010 1.994 1.863 1.874 1.769 1.700
81 87 93 54 57 83
176 179 177 186 200 204
5.648 5.692 5.529 5.104 4.746 4.542 4.513
2015
Para la proyección del consumo de combustible del 2011 al 2015 se ha tomado la senda
de la evolución de las centrales térmicas del PECAN y para el año 2020 se plantea la
frente a la ausencia de datos: tras la entrada de gas n
(con el mayor rendimiento asociado a los ciclos combinados con
gas natural) y considerando un importante incremento de la generación eléctrica con
, se reducirá su actividad a un 30% con respecto al 2015.
del sector de generación de
122
Revisión de los combustibles por destinos según datos reales y nuevas
2012 2013 2014 2015
2.526 2.561 2.564 2.563
1.700 1.665 1.537 1.416
83 82 81 81
204 207 199 190
4.513 4.515 4.383 4.250
Para la proyección del consumo de combustible del 2011 al 2015 se ha tomado la senda
de la evolución de las centrales térmicas del PECAN y para el año 2020 se plantea la
frente a la ausencia de datos: tras la entrada de gas natural en el
(con el mayor rendimiento asociado a los ciclos combinados con
gas natural) y considerando un importante incremento de la generación eléctrica con
, se reducirá su actividad a un 30% con respecto al 2015.
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
En la siguiente tabla se muestra la evolución del combustible del 2011
2005
Serie histórica e
hipótesis PECAN
(kTEP)
1.976
Hipótesis
Proyectada a 2020(1)
-
Fuente: Elaboración propia
(1) Base 2015 PECAN. Se estima que el consumo en 2020 es un 70% del correspondiente al año 2015.
Las principales centrales térmicas de canarias son: Jinámar, Candelaria, Barranco,
Punta Grande, Las Salinas, El Palmar, Los
En los siguientes apartados, se detalla el consumo de combustible y la producción
eléctricas proyectada a futuro de las centrales anteriormente nombradas.
Central Térmica Candelaria (Tenerife)
Las instalaciones de la C.T.
Tenerife, en el término municipal de Candelaria, a unos 15 km de Santa Cruz de Tenerife,
en la zona denominada “Las Caletillas”.
La instalación está constituida en la actualidad por cuatro grupos de
diesel, y tres turbinas de gas, lo que supone una potencia eléctrica total instalada de 288.2
MWe y una potencia térmica total instalada de 1.038.10 MW
En la C.T. Candelaria se consumen tres tipos de combustibles:
- Fuel-oíl del 1% máximo de azufre (en masa), en el funcionamiento en continuo de
los grupos de vapor.
- Fuel-oíl del 0,3% de azufre (en masa), en el funcionamiento de los grupos de vapor
en situaciones excepcionales en las que se superen en la red de vigilancia de la
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
En la siguiente tabla se muestra la evolución del combustible del 2011-2020:
2005 2006 2007 2008 2009 2010
6 1.966 2.010 1.994 1.863 1.874
- - - -
Base 2015 PECAN. Se estima que el consumo en 2020 es un 70% del correspondiente al año 2015.
Las principales centrales térmicas de canarias son: Jinámar, Candelaria, Barranco,
Punta Grande, Las Salinas, El Palmar, Los Guinchos y Granadilla.
tados, se detalla el consumo de combustible y la producción
eléctricas proyectada a futuro de las centrales anteriormente nombradas.
Candelaria (Tenerife)
Las instalaciones de la C.T. Candelaria se encuentran en la costa este de la isla de
Tenerife, en el término municipal de Candelaria, a unos 15 km de Santa Cruz de Tenerife,
en la zona denominada “Las Caletillas”.
La instalación está constituida en la actualidad por cuatro grupos de vapor, tres motores
, lo que supone una potencia eléctrica total instalada de 288.2
y una potencia térmica total instalada de 1.038.10 MW th.
En la C.T. Candelaria se consumen tres tipos de combustibles:
áximo de azufre (en masa), en el funcionamiento en continuo de
oíl del 0,3% de azufre (en masa), en el funcionamiento de los grupos de vapor
en situaciones excepcionales en las que se superen en la red de vigilancia de la
del sector de generación de
123
2020:
2010 2015 2020
1.874 1.416 -
- - 70%
Base 2015 PECAN. Se estima que el consumo en 2020 es un 70% del correspondiente al año 2015.
Las principales centrales térmicas de canarias son: Jinámar, Candelaria, Barranco,
tados, se detalla el consumo de combustible y la producción
Candelaria se encuentran en la costa este de la isla de
Tenerife, en el término municipal de Candelaria, a unos 15 km de Santa Cruz de Tenerife,
vapor, tres motores
, lo que supone una potencia eléctrica total instalada de 288.2
áximo de azufre (en masa), en el funcionamiento en continuo de
oíl del 0,3% de azufre (en masa), en el funcionamiento de los grupos de vapor
en situaciones excepcionales en las que se superen en la red de vigilancia de la
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
calidad del aire los niveles establecidos como de prealerta en la concentración
horaria o diaria de SO2
- Gasóleo, durante los periodos de arranque de los grupos de vapor, y en la operación
de las turbinas de gas y de los motores diesel.
Consumo de combustible
Fuel oíl BIA
Fuel 0,5%
Gasóleo
Fuente: AAI C.T. Candelaria (2009)
La C.T Candelaria tiene por finalidad la generación de energía eléctrica, así, en el año
2005, el total de grupos produjeron 1.057.046.029 kWh de
descontados los consumos propios supusieron una producción neta de 993.506.241 kWh
de energía.
Grupo Potencia
Instalada (MW)
Vapor 3 40
Vapor 4 40
Vapor 5 40
Vapor 6 40
Total Vapor 160
Diesel 1 12
Diesel 2 12
Diesel 3 12
Total Diesel 36
Gas 1 38
Gas 2 38
Gas 3 17
Total Gas 92
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
del aire los niveles establecidos como de prealerta en la concentración
2.
Gasóleo, durante los periodos de arranque de los grupos de vapor, y en la operación
de las turbinas de gas y de los motores diesel.
Consumo de combustible (kg)
262.832.476
7.634.991
34.270.026
Fuente: AAI C.T. Candelaria (2009)
La C.T Candelaria tiene por finalidad la generación de energía eléctrica, así, en el año
2005, el total de grupos produjeron 1.057.046.029 kWh de electricidad bruta, que, una vez
descontados los consumos propios supusieron una producción neta de 993.506.241 kWh
(MW)
Producción bruta
(kWh)
Consumo de
Energía (kWh)
230.771.000 13.833.982
234.196.000 17.145.102
244.060.000 16.012.660
249.470.738 14.149.578
958.497.738 61.141.322
0 0
0 0
0 0
0 0
51.766.976 945.036
45.386.912 882.572
946.403 14.886
98.100.291 1.842.494
del sector de generación de
124
del aire los niveles establecidos como de prealerta en la concentración
Gasóleo, durante los periodos de arranque de los grupos de vapor, y en la operación
La C.T Candelaria tiene por finalidad la generación de energía eléctrica, así, en el año
electricidad bruta, que, una vez
descontados los consumos propios supusieron una producción neta de 993.506.241 kWh
Producción neta
(kWh)
216.937.020
217.050.899
228.047.341
235.321.161
897.356.422
0
0
0
0
50.821.940
44.504.340
931.517
96.257.797
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Total
Central 288
Fuente: AAI C.T. Candelaria (2009)
Grupos Vapor V-VI
Los grupos de vapor V-VI, son grupos térmicos de energía eléctrica de 40MW de
potencia eléctrica nominal, compuesto por caldera de vapor sobrecalentado de 485ºC y
63kg/cm2; turbia y alternador de 50
y relación 13,8/69,3 KV.
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
SNAP-01 01 01.
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la
térmica de Candelaria (2009) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor V
VI:
Producción
Bruta (GWh) 2005
Candelaria V-VI 494
Tendencia de las
Centrales térmicas
(PECAN)
100
Fuente: Elaboración propia
Los grupos de vapor V-VI emiten SO
SNAP 01 01 01. Para el cálculo de factores de emisión para esta actividad (
Centrales térmicas del sistema canario
de los grupos de vapor V-VI.
Las emisiones de SOx se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
1.057.046.029 63.539.794
Fuente: AAI C.T. Candelaria (2009)
VI, son grupos térmicos de energía eléctrica de 40MW de
nominal, compuesto por caldera de vapor sobrecalentado de 485ºC y
; turbia y alternador de 50 MVA y 13,8 kV; transformador principal de 50 MVA
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la
térmica de Candelaria (2009) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor V
2005 2006 2007 2008 2009 2010
494 491 502 498 465 468
100% 0,49% -2,24% 0,81% 6,56% -0,59%
VI emiten SOx y NOx bastante considerables para la actividad
01. Para el cálculo de factores de emisión para esta actividad (
Centrales térmicas del sistema canario) es indispensable conocer las emisiones históricas
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
del sector de generación de
125
993.506.241
VI, son grupos térmicos de energía eléctrica de 40MW de
nominal, compuesto por caldera de vapor sobrecalentado de 485ºC y
MVA y 13,8 kV; transformador principal de 50 MVA
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Candelaria (2009) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor V-
2015 2020
354 248
0,59% 24,44% 30%
bastante considerables para la actividad
01. Para el cálculo de factores de emisión para esta actividad (Ver I.4.-
) es indispensable conocer las emisiones históricas
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Candelaria es de 270.467.467
se divide entre los cuatro grupos de vapor, según el porcentaje de la producción eléctrica
bruta. En la siguiente tabla se muestra las emisiones de SO
Grupo
Potencia
Instalada
(MW)
Vapor 5 40
Vapor 6 40
Total (SNAP
010101) 80
Fuente: Elaboración propia
Para el cálculo de emisiones de NO
julios, el factor de emisión es de 215 g/GJ
40,4 TJ/Gg2, es conocido las emisión de NO
Grupo
Potencia
Instalada
(MW)
Producción
Bruta
Vapor 5 40 244.060.000
Vapor 6 40 249.470.738
Total SNAP
010101
80 493.530.738
Fuente: Elaboración propia
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SO
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor V
I. 1 Table 3-13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. inventory guidebook 2009.
2 RD 601/2012.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
467 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor, por lo que
se divide entre los cuatro grupos de vapor, según el porcentaje de la producción eléctrica
bruta. En la siguiente tabla se muestra las emisiones de SOx para el año 2005:
Potencia
nstalada
(MW)
Producción
Bruta (kWh)
Producción
Bruta %
(Vapor)
Consumo de
cble Fuel
(kg)
40 244.060.000 25% 68.868.488
40 249.470.738 26% 70.395.282
80 493.530.738 51% 139.263.770
emisiones de NOx, se necesita el consumo de combustible en giga
julios, el factor de emisión es de 215 g/GJ1. Por lo tanto, conocido el PCI del combustible
, es conocido las emisión de NOx para el año 2005.
Producción
Bruta (kWh)
Producción
Bruta %
(Vapor)
Consumo de
cble Fuel-oíl
(kg)
Consumo
De
Fuel
(GJ)
244.060.000 25% 68.868.488 2.782.287
249.470.738 26% 70.395.282 2.843.969
493.530.738 51% 139.263.770 5.626.256
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SOx y NOx, coinciden con la
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor V-
13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. EMEP/EEA emission
2009.
del sector de generación de
126
kg, sólo es consumido en las centrales de vapor, por lo que
se divide entre los cuatro grupos de vapor, según el porcentaje de la producción eléctrica
para el año 2005:
Consumo de
Fuel-oíl Emisiones
De SOx (t)
488 689
282 704
139.263.770 1.393
, se necesita el consumo de combustible en giga
. Por lo tanto, conocido el PCI del combustible
Consumo
cble
Fuel-oíl
(GJ)
Emisiones
De N0x (t)
2.782.287 598
2.843.969 611
5.626.256 1.210
, coinciden con la
-VI.
EMEP/EEA emission
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
2005
Producción
Bruta
(GWh)
494
SOx(t) 1.393
NOx (t) 1.210
Fuente: Elaboración propia.
Grupos Vapor III-IV.
Los grupos de vapor III-IV, son grupos térmicos de energía
potencia nominal, compuesto por caldera de vapor sobrecalentado de 485ºC y 63kg/cm
turbia y alternador de 50 MVA y 13,8 kV; transformador principal de 50 MVA y relación
13,8/69,3 KV.
Estos grupos de vapor se clasifican según la nome
SNAP-01 01 02 y están dentro del PNRE, sometidas al régimen de 20.000h, donde su
cierre esta previsto para el 2011. Por
las proyecciones.
Central Térmica Barranco
La instalación se encuentra situada en la costa sureste de Gran Canaria, en la zona
denominada Llanos de Juan Grande, en el término municipal de San Bartolomé de
Tirajana.
La Central está constituida, en la actualidad, por dos grupos de vapo
gas y dos ciclos combinados, sumando una potencia eléctrica nominal total de 654 MWe.
Además, el está previsto la instalación de un nuevo ciclo combinado de 229 MWe de
potencia eléctrica nominal neta, constituido por dos turbinas de gas,
recuperación de calor y una turbina de vapor. Por consiguiente, la Central Térmica
Barranco de Tirajana tendrá una potencia eléctrica total instalada de 883MWe tras la
instalación del tercer ciclo combinado.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
2006 2007 2008 2009
491 502 498 465
1.386 1.417 1.405 1.313
1.204 1.231 1.221 1.141
IV, son grupos térmicos de energía eléctrica de 40MW de
potencia nominal, compuesto por caldera de vapor sobrecalentado de 485ºC y 63kg/cm
turbia y alternador de 50 MVA y 13,8 kV; transformador principal de 50 MVA y relación
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
02 y están dentro del PNRE, sometidas al régimen de 20.000h, donde su
cierre esta previsto para el 2011. Por lo tanto, los grupos de vapor III-IV, no se cuenta para
de Tirajana
La instalación se encuentra situada en la costa sureste de Gran Canaria, en la zona
denominada Llanos de Juan Grande, en el término municipal de San Bartolomé de
La Central está constituida, en la actualidad, por dos grupos de vapor, dos turbinas de
gas y dos ciclos combinados, sumando una potencia eléctrica nominal total de 654 MWe.
la instalación de un nuevo ciclo combinado de 229 MWe de
potencia eléctrica nominal neta, constituido por dos turbinas de gas,
recuperación de calor y una turbina de vapor. Por consiguiente, la Central Térmica
Barranco de Tirajana tendrá una potencia eléctrica total instalada de 883MWe tras la
instalación del tercer ciclo combinado.
del sector de generación de
127
2009 2010
465 468
1.313 1.321
1.141 1.147
eléctrica de 40MW de
potencia nominal, compuesto por caldera de vapor sobrecalentado de 485ºC y 63kg/cm2;
turbia y alternador de 50 MVA y 13,8 kV; transformador principal de 50 MVA y relación
nclatura SNAP dentro de la actividad
02 y están dentro del PNRE, sometidas al régimen de 20.000h, donde su
V, no se cuenta para
La instalación se encuentra situada en la costa sureste de Gran Canaria, en la zona
denominada Llanos de Juan Grande, en el término municipal de San Bartolomé de
r, dos turbinas de
gas y dos ciclos combinados, sumando una potencia eléctrica nominal total de 654 MWe.
la instalación de un nuevo ciclo combinado de 229 MWe de
dos calderas de
recuperación de calor y una turbina de vapor. Por consiguiente, la Central Térmica
Barranco de Tirajana tendrá una potencia eléctrica total instalada de 883MWe tras la
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Los combustibles que puede cons
- Fuelóleo con un contenido en azufre del 1%, para el funcionamiento en continuo de
los grupos de vapor.
- Fuelóleo con un contenido en azufre del 0,3%, para el funcionamiento de los grupos
de vapor en situaciones excepc
desulfuración.
- Gasóleo, para los arranques de los grupos de vapor y en la operación en continuo de
las turbinas de gas 1 y 2 y de los ciclos combinados.
- Gas natural, cuando esté disponible, en los ciclos c
Los ciclos combinados, tanto los existentes como el proyectado, están diseñados para
operar utilizando gas natural, que actualmente no está disponible, por lo que estos grupos
utilizan gasóleo.
El consumo específico medio bruto de combustibles
de Tirajana ascendió a 209g/KWh en el año 2008.
La central Térmica de Barranco de Tirajana tuvo, en el año 2008, una producción bruta
de 2.371.007 MWh, que, una vez descontados los consumos propios, suponen una
producción neta de 2.238.344 MWh, distribuida de la siguiente manera:
Grupo Carga
Media (%)
Vapor 1 73
Vapor 2 71
Gas 1 34
Gas 2 34
Gas 3
(Aislado) 58
Gas 4
(Aislado) 63
Gas 3 (CC1) 71
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Los combustibles que puede consumir la instalación son los siguientes:
Fuelóleo con un contenido en azufre del 1%, para el funcionamiento en continuo de
Fuelóleo con un contenido en azufre del 0,3%, para el funcionamiento de los grupos
de vapor en situaciones excepcionales en los que no esté operativo el sistema de
Gasóleo, para los arranques de los grupos de vapor y en la operación en continuo de
las turbinas de gas 1 y 2 y de los ciclos combinados.
Gas natural, cuando esté disponible, en los ciclos combinados.
Los ciclos combinados, tanto los existentes como el proyectado, están diseñados para
operar utilizando gas natural, que actualmente no está disponible, por lo que estos grupos
El consumo específico medio bruto de combustibles en la Central Térmica de Barranco
de Tirajana ascendió a 209g/KWh en el año 2008.
La central Térmica de Barranco de Tirajana tuvo, en el año 2008, una producción bruta
de 2.371.007 MWh, que, una vez descontados los consumos propios, suponen una
n neta de 2.238.344 MWh, distribuida de la siguiente manera:
Horas de
Funcionamiento
Producción bruta
(MWh)
Producción neta
(MWh)
7815 454587
8608 502928
1254 15833
553 7356
40 1649
158 6959
8032 399319
del sector de generación de
128
Fuelóleo con un contenido en azufre del 1%, para el funcionamiento en continuo de
Fuelóleo con un contenido en azufre del 0,3%, para el funcionamiento de los grupos
ionales en los que no esté operativo el sistema de
Gasóleo, para los arranques de los grupos de vapor y en la operación en continuo de
Los ciclos combinados, tanto los existentes como el proyectado, están diseñados para
operar utilizando gas natural, que actualmente no está disponible, por lo que estos grupos
en la Central Térmica de Barranco
La central Térmica de Barranco de Tirajana tuvo, en el año 2008, una producción bruta
de 2.371.007 MWh, que, una vez descontados los consumos propios, suponen una
Producción neta
(MWh)
415195
459118
15597
7180
1561
6626
391912
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Gas 4 (CC1) 71
Vapor 3 (CC1) 81
GAS 5
(Aislado) 32
Gas 6
(Aislado) 36
Gas 5(CC2) 51
Gas 6 (CC2) 51
Vapor 4 (CC2) 72
Total central -
Fuente: AAI C.T Barranco (2012)
Grupos Vapor I-II.
Los grupos de vapor I-II emplean como combustible principal
contenido máximo de azufre del 1%, si bien cuando no está disponible el sistema de
desulfuración operan con fuelóleo del 0,3% de azufre. Asimismo, pueden emplear como
combustible una mezcla de fuelóleo y purgas de tanque, con un porcentaje
de purgas de tanques frente al 97,6% de fuelóleo. Por otra parte, durante los arranques en
frío emplean gasóleo como combustible.
La refrigeración de los condensadores de estos grupos de se realiza mediante agua de
mar en circuito abierto, con un caudal nominal de 13.000 m
térmico en el condensador de 7ºC.
Los gases de combustión procedentes de las calderas de estos grupos se depuran
mediante un precipitador electrostático, que elimina la mayor parte de su
partículas y un sistema de desulfuración mediante agua de mar. Finalmente, se emiten a la
atmósfera a través de una chimenea común de 118 metros de altura con dos conductos
independientes de 2,4 metros de diámetro cada uno.
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
SNAP-01 01 02.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
7918 33199
8609 49512
1168 26271
1270 32038
324 11522
324 11522
347 17435
- 2371007
Fuente: AAI C.T Barranco (2012)
II emplean como combustible principal fuelóleo con un
contenido máximo de azufre del 1%, si bien cuando no está disponible el sistema de
desulfuración operan con fuelóleo del 0,3% de azufre. Asimismo, pueden emplear como
combustible una mezcla de fuelóleo y purgas de tanque, con un porcentaje
de purgas de tanques frente al 97,6% de fuelóleo. Por otra parte, durante los arranques en
frío emplean gasóleo como combustible.
La refrigeración de los condensadores de estos grupos de se realiza mediante agua de
con un caudal nominal de 13.000 m3/h para cada grupo y un salto
térmico en el condensador de 7ºC.
Los gases de combustión procedentes de las calderas de estos grupos se depuran
mediante un precipitador electrostático, que elimina la mayor parte de su
partículas y un sistema de desulfuración mediante agua de mar. Finalmente, se emiten a la
atmósfera a través de una chimenea común de 118 metros de altura con dos conductos
independientes de 2,4 metros de diámetro cada uno.
por se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
del sector de generación de
129
386138
465677
2252
27853
11180
11180
16544
132663
fuelóleo con un
contenido máximo de azufre del 1%, si bien cuando no está disponible el sistema de
desulfuración operan con fuelóleo del 0,3% de azufre. Asimismo, pueden emplear como
combustible una mezcla de fuelóleo y purgas de tanque, con un porcentaje típico de 2,4%
de purgas de tanques frente al 97,6% de fuelóleo. Por otra parte, durante los arranques en
La refrigeración de los condensadores de estos grupos de se realiza mediante agua de
/h para cada grupo y un salto
Los gases de combustión procedentes de las calderas de estos grupos se depuran
mediante un precipitador electrostático, que elimina la mayor parte de su contenido en
partículas y un sistema de desulfuración mediante agua de mar. Finalmente, se emiten a la
atmósfera a través de una chimenea común de 118 metros de altura con dos conductos
por se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Barranco (2012) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor I
II:
Producción bruta (GWh)
Barranco I-II
Tendencia de las centrales térmicas (PECAN)
Fuente: Elaboración propia
Los grupos de vapor I-II emiten SO
SNAP 010102. Para el cálculo de factores
conocer las emisiones históricas de los grupos de vapor I
Las emisiones de SOx se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Barranco es de 200.120.635 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la
siguiente tabla se muestra las emisiones de SO
Grupo
Potencia
Instalada
(MWe)
Vapor 1
Vapor 2
Total (SNAP
010102)
Fuente: Elaboración propia
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Barranco (2012) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
as, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor I
2008 2009 2010
958 895 900
Tendencia de las centrales térmicas (PECAN) 0,81% 6,56% -0,59%
II emiten SOx y NOx bastante considerables para la actividad
SNAP 010102. Para el cálculo de factores de emisión para esta actividad
conocer las emisiones históricas de los grupos de vapor I-II.
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Barranco es de 200.120.635 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la
uiente tabla se muestra las emisiones de SOx para el año 2008:
Potencia
Instalada
(MWe)
Producción
Bruta (kWh)
Consumo de cble
Fuel-oíl (kg)
80 454.587 95.008.683
80 502.928 105.111.952
160 957.515 200.120.635
del sector de generación de
130
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Barranco (2012) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
as, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor I-
2015 2020
680 476
24,44% 30%
bastante considerables para la actividad
de emisión para esta actividad es indispensable
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Barranco es de 200.120.635 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la
Consumo de cble Emisiones de
SOx (t)
950
1.051
2.001
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para el cálculo de emisiones de NO
julios, ya el facto de emisión es de 215 g/GJ
combustible 40,4 TJ/Gg4, es conocido las emisión de NO
Grupo
Potencia
Instalada
(MWe)
Vapor 1 80
Vapor 2 80
Total SNAP 160Fuente: Elaboración propia
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SO
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de
Producción bruta
(GWh)
SOx (t)
NOx (t)
Fuente: Elaboración propia.
Central Térmica de Granadilla
La instalación se encuentra situada en la zona denominada Toscón del Camello,
de los terrenos del polígono industrial de Granadilla, en la costa sureste de la isla de
Tenerife, en el término municipal de Granadilla de Abona.
La instalación está constituida en la actualidad por dos grupos de vapor de 80 MW cada
uno, dos grupos diesel de 24 MW cada uno, una turbina de gas d 37 MW, una turbina de
I. 3 Table 3-13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. guidebook 2009.
4 RD 601/2012.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para el cálculo de emisiones de NOx, se necesita el consumo de combustible en giga
julios, ya el facto de emisión es de 215 g/GJ3. Por lo tanto, conocido el PCI del
es conocido las emisión de NOx para el año 2005.
Potencia
Instalada
(MWe)
Producción
Bruta (kWh)
Consumo de
Cble Fuel-oíl
(kg)
Consumo de
Cble Fuel
(GJ)
80 454.587 95.008.683 3.838.351
80 502.928 105.111.952 4.246.523
160 957.515 200.120.635 8.084.874
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SOx y NOx, coinciden con la
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor I-II.
2008 2009
958 895
2001 1870
1738 1624
Central Térmica de Granadilla
La instalación se encuentra situada en la zona denominada Toscón del Camello,
de los terrenos del polígono industrial de Granadilla, en la costa sureste de la isla de
Tenerife, en el término municipal de Granadilla de Abona.
La instalación está constituida en la actualidad por dos grupos de vapor de 80 MW cada
s diesel de 24 MW cada uno, una turbina de gas d 37 MW, una turbina de
13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. EMEP/EEA emission inventory
del sector de generación de
131
, se necesita el consumo de combustible en giga
. Por lo tanto, conocido el PCI del
para el año 2005.
Consumo de
Fuel-oíl
Emisiones
De N0x (t)
3.838.351 825
4.246.523 913
8.084.874 1.738
, coinciden con la
II.
2010
900
1881
1634
La instalación se encuentra situada en la zona denominada Toscón del Camello, dentro
de los terrenos del polígono industrial de Granadilla, en la costa sureste de la isla de
La instalación está constituida en la actualidad por dos grupos de vapor de 80 MW cada
s diesel de 24 MW cada uno, una turbina de gas d 37 MW, una turbina de
EMEP/EEA emission inventory
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
gas de 42 MW, y un ciclo combinado de 210 MW, lo que supone una potencia total
instalada de 497 MW.
En la central de Granadilla se consumen tres tipos de combustible:
- Fuel Oíl BIA, en el funcionamiento en continuo de los grupos de vapor y de los
motores diesel.
- Fuel Oíl del 0,3%, en el funcionamiento de los grupos de vapor en situaciones
excepcionales en los que no esté operando el sistema de desulfuración.
- Gasóleo, para los arranques
la operación en continuo de las turbinas de gas y del ciclo combinado 1.
Los ciclos combinados, tanto el existente como el proyectado están diseñados para
operar utilizando gas natural, que actualmen
utilizan gasóleo. El consumo específico medio bruto de la central de Granadilla en 2004
ascendió a 226 g/kWh de combustible.
La central térmica de Granadilla tiene por finalidad la generación de energía eléct
En el año 2004, según el proyecto básico presentado, el total de grupos produjo 2.083.066
MWh de electricidad bruta, que, una vez descontados los consumos propios,
aproximadamente un 6%, suponen una producción neta de 1.959.085 MWh de energía,
distribuida según la siguiente tabla:
Grupo Carga media (%)
Vapor 1 95
Vapor 2 93
Diesel 1 87
Diesel 2 84
Gas 1 50
Gas 2 48
Gas 3 (aislado) 40
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
gas de 42 MW, y un ciclo combinado de 210 MW, lo que supone una potencia total
En la central de Granadilla se consumen tres tipos de combustible:
el funcionamiento en continuo de los grupos de vapor y de los
Fuel Oíl del 0,3%, en el funcionamiento de los grupos de vapor en situaciones
excepcionales en los que no esté operando el sistema de desulfuración.
Gasóleo, para los arranques y paradas de los grupos de vapor y motores diesel, y en
la operación en continuo de las turbinas de gas y del ciclo combinado 1.
Los ciclos combinados, tanto el existente como el proyectado están diseñados para
operar utilizando gas natural, que actualmente no está disponible, por lo que estos grupos
utilizan gasóleo. El consumo específico medio bruto de la central de Granadilla en 2004
ascendió a 226 g/kWh de combustible.
La central térmica de Granadilla tiene por finalidad la generación de energía eléct
En el año 2004, según el proyecto básico presentado, el total de grupos produjo 2.083.066
MWh de electricidad bruta, que, una vez descontados los consumos propios,
aproximadamente un 6%, suponen una producción neta de 1.959.085 MWh de energía,
buida según la siguiente tabla:
Carga media (%) Horas de funcionamiento Producción neta (MWh)
8321
8129
8112
6964
1743
2546
7439
del sector de generación de
132
gas de 42 MW, y un ciclo combinado de 210 MW, lo que supone una potencia total
el funcionamiento en continuo de los grupos de vapor y de los
Fuel Oíl del 0,3%, en el funcionamiento de los grupos de vapor en situaciones
excepcionales en los que no esté operando el sistema de desulfuración.
y paradas de los grupos de vapor y motores diesel, y en
la operación en continuo de las turbinas de gas y del ciclo combinado 1.
Los ciclos combinados, tanto el existente como el proyectado están diseñados para
te no está disponible, por lo que estos grupos
utilizan gasóleo. El consumo específico medio bruto de la central de Granadilla en 2004
La central térmica de Granadilla tiene por finalidad la generación de energía eléctrica.
En el año 2004, según el proyecto básico presentado, el total de grupos produjo 2.083.066
MWh de electricidad bruta, que, una vez descontados los consumos propios,
aproximadamente un 6%, suponen una producción neta de 1.959.085 MWh de energía,
Producción neta (MWh)
58082
552940
162675
135169
32289
5094
221333
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Gas 4 (aislado 41
Total central
Fuente: AAI de C.T Granadilla (2008)
Grupos Vapor I-II.
Los grupos de vapor I-II emplean como combustible principal Fuel Oíl Bia con un
contenido máximo de azufre del 1%, si bien cuando no está disponible el sistema de
desulfuración operan con fuelóleo del 0,3% de azufre. Asimismo, estos grupos emplean
una mezcla de purgas de tanque de combustible y fuel
Además, estos grupos operan con gasóleo en los episodios de arranques en frío. La
refrigeración de estos grupos se realiza con agua de mar en circuito abierto, con un caudal
nominal de 13.000 m3/h.
Los gases de combustión procedentes de las calderas de los grupos de vapor se depuran
mediante un precipitador electrostático y un sistema de desulfuración de agua de mar
situado a la salida de cada grupo, y finalmente se emiten a la atmósfera
chimenea común de 128,5 m de altura.
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
SNAP-01 01 02.
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Granadilla (2008) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor I
II:
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
4586
Fuente: AAI de C.T Granadilla (2008)
II emplean como combustible principal Fuel Oíl Bia con un
contenido máximo de azufre del 1%, si bien cuando no está disponible el sistema de
desulfuración operan con fuelóleo del 0,3% de azufre. Asimismo, estos grupos emplean
la de purgas de tanque de combustible y fuel-oíl como combustible.
Además, estos grupos operan con gasóleo en los episodios de arranques en frío. La
refrigeración de estos grupos se realiza con agua de mar en circuito abierto, con un caudal
Los gases de combustión procedentes de las calderas de los grupos de vapor se depuran
mediante un precipitador electrostático y un sistema de desulfuración de agua de mar
situado a la salida de cada grupo, y finalmente se emiten a la atmósfera
chimenea común de 128,5 m de altura.
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
Granadilla (2008) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor I
del sector de generación de
133
138271
1959085
II emplean como combustible principal Fuel Oíl Bia con un
contenido máximo de azufre del 1%, si bien cuando no está disponible el sistema de
desulfuración operan con fuelóleo del 0,3% de azufre. Asimismo, estos grupos emplean
oíl como combustible.
Además, estos grupos operan con gasóleo en los episodios de arranques en frío. La
refrigeración de estos grupos se realiza con agua de mar en circuito abierto, con un caudal
Los gases de combustión procedentes de las calderas de los grupos de vapor se depuran
mediante un precipitador electrostático y un sistema de desulfuración de agua de mar
situado a la salida de cada grupo, y finalmente se emiten a la atmósfera a través de una
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
Granadilla (2008) y la senda de la evolución de las centrales térmicas de
Canarias, según el PECAN, se obtiene la siguiente proyección para los grupos de vapor I-
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Producción bruta
(GWh) 2005
Granadilla 650
Tendencia de las
Centrales térmicas
(PECAN)
100%
Fuente: Elaboración propia
Los grupos de vapor I-II emiten SO
SNAP 01 01 02. Para el cálculo de factores
conocer las emisiones históricas de los grupos de vapor I
Las emisiones de SOx se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de com
Granadilla es de 146.830.081 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la
siguiente tabla se muestra las emisiones de SO
Grupo
Vapor 1
Vapor 2
Total (SNAP 010102)
Fuente: Elaboración propia
Para el cálculo de emisiones de NO
julios, ya el facto de emisión es de 215 g/GJ
combustible 40,4 TJ/Gg6, es conocido las emisión de NO
I. 5 Table 3-13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. inventory guidebook 2009.
6 RD 601/2012.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
2006 2007 2008 2009 2010
647 661 656 613 616
0,49% -2,24% 0,81% 6,56% -0,59%
II emiten SOx y NOx bastante considerables para la actividad
02. Para el cálculo de factores de emisión para esta actividad
conocer las emisiones históricas de los grupos de vapor I-II.
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Granadilla es de 146.830.081 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la
siguiente tabla se muestra las emisiones de SOx para el año 2005:
Producción bruta
(KWh)
Consumo de cble Fuel-
Oíl (kg)
61.758 13.957.247
587.933 132.872.834
649.691 146.830.081
Para el cálculo de emisiones de NOx, se necesita el consumo de combustible en
julios, ya el facto de emisión es de 215 g/GJ5. Por lo tanto, conocido el PCI del
, es conocido las emisión de NOx para el año 2005.
13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. EMEP/EEA emission
inventory guidebook 2009.
del sector de generación de
134
2015 2020
466 326
24,44% 30,0%
bastante considerables para la actividad
de emisión para esta actividad es indispensable
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
bustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Granadilla es de 146.830.081 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la
Emisiones de SOx
(t)
140
1.329
1.468
, se necesita el consumo de combustible en giga
. Por lo tanto, conocido el PCI del
para el año 2005.
EMEP/EEA emission
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Grupo Bruta
Vapor 1 61.758
Vapor 2 587.933
Total SNAP 010102 649.691Fuente: Elaboración propia
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SO
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor I
2005
Producción bruta
(GWh) 650
SOx (t) 1.468
NOx (t) 1.275
Fuente: Elaboración propia.
Central Térmica de Jinámar
La instalación se encuentra situada en la Costa Este de la isla de Gran Canaria, en el
término municipal de Las Palmas de Gran Canaria, a 1 Km, de Jinámar, población que se
encuentra en el limítrofe término municipal de Telde.
La instalación está constituida en la actualidad por cinco grupos de vapor, cinco
motores diesel, y tres turbinas de gas, de lo que supone una potencia eléctrica total
instalada de 415,7 MWe y potencia térmica total i
En la Central Térmica de Jinámar se consumen dos tipos de combustibles líquidos:
- Fuel Oíl BIA, en el funcionamiento en continuo de los Grupos de Vapor y Grupos
Diesel 4 y 5.
- Gasóleo, en los Grupos Diesel 1, 2 y 3, y en las Turbi
arranque de los Grupos de Vapor y los restantes Grupos Diesel.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Producción
Bruta (kWh)
Consumo de
Cble
Fuel-oíl (kg)
Consumo de
Cble Fuel-oíl
(GJ)
61.758 13.957.247 563.873
587.933 132.872.834 5.368.062
649.691 146.830.081 5.931.935
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SOx y NOx, coinciden con la
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor I-II.
2005 2006 2007 2008 2009
650 647 661 656 613
1.468 1.461 1.494 1.482 1.385
1.275 1.269 1.298 1.287 1.203
mar
La instalación se encuentra situada en la Costa Este de la isla de Gran Canaria, en el
término municipal de Las Palmas de Gran Canaria, a 1 Km, de Jinámar, población que se
limítrofe término municipal de Telde.
La instalación está constituida en la actualidad por cinco grupos de vapor, cinco
motores diesel, y tres turbinas de gas, de lo que supone una potencia eléctrica total
instalada de 415,7 MWe y potencia térmica total instalada de 1.157,00 MWt.
En la Central Térmica de Jinámar se consumen dos tipos de combustibles líquidos:
Fuel Oíl BIA, en el funcionamiento en continuo de los Grupos de Vapor y Grupos
Gasóleo, en los Grupos Diesel 1, 2 y 3, y en las Turbinas de Gas, así como en el
arranque de los Grupos de Vapor y los restantes Grupos Diesel.
del sector de generación de
135
Consumo de
oíl
Emisiones de
N0x (t)
121
1.154
1.275
coinciden con la
II.
2009 2010
613 616
1.385 1.393
1.203 1.210
La instalación se encuentra situada en la Costa Este de la isla de Gran Canaria, en el
término municipal de Las Palmas de Gran Canaria, a 1 Km, de Jinámar, población que se
La instalación está constituida en la actualidad por cinco grupos de vapor, cinco
motores diesel, y tres turbinas de gas, de lo que supone una potencia eléctrica total
nstalada de 1.157,00 MWt.
En la Central Térmica de Jinámar se consumen dos tipos de combustibles líquidos:
Fuel Oíl BIA, en el funcionamiento en continuo de los Grupos de Vapor y Grupos
nas de Gas, así como en el
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
El consumo d combustible durante los años 2005 y 2006 fue el siguiente:
Combustible
Fuel Oíl BIA
1% S
Gasóleo
Fuente: AAI C.T Jinámar. (2009)
Por lo que respeta a los consumos específicos de la Central, fueron los siguientes en el
año 2005:
Consumos específicos
Bruto (g/kWh) Neto (g/kWh)
263 281
Fuente: AAI C.T Jinámar. (2009)
La C.T de Jinámar tiene por finalidad la generación de energía eléctrica, así, en el año
2005, el total de grupos produjeron 1.267.682.300 kWh de electricidad bruta, que, una vez
descontados los consumos propios supusieron
de energía.
Grupos Potencia Bruta (MWe)
Vapor 1
Vapor 2
Vapor 3
Vapor 4
Vapor 5
Diesel 1
Diesel 2
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
El consumo d combustible durante los años 2005 y 2006 fue el siguiente:
Año 2005
(t/año)
Año 2006
(t/año)
314.357 305.327
19.243 37.870
Fuente: AAI C.T Jinámar. (2009)
Por lo que respeta a los consumos específicos de la Central, fueron los siguientes en el
Neto (g/kWh) Bruto (Kcal/kWh) Neto (Kcal/kWh)
2.606 2.781
Fuente: AAI C.T Jinámar. (2009)
La C.T de Jinámar tiene por finalidad la generación de energía eléctrica, así, en el año
2005, el total de grupos produjeron 1.267.682.300 kWh de electricidad bruta, que, una vez
descontados los consumos propios supusieron una producción neta de 1.187.779.53 kWh
Potencia Bruta (MWe) Producción en bornes (KWh)
33,2 143.702.073
40 175.528.465
40 180.471.653
60 131.275.126
60 314.878.255
12 5.295.408
12 5.295.408
del sector de generación de
136
El consumo d combustible durante los años 2005 y 2006 fue el siguiente:
Año 2006
(t/año)
305.327
37.870
Por lo que respeta a los consumos específicos de la Central, fueron los siguientes en el
Neto (Kcal/kWh)
2.781
La C.T de Jinámar tiene por finalidad la generación de energía eléctrica, así, en el año
2005, el total de grupos produjeron 1.267.682.300 kWh de electricidad bruta, que, una vez
una producción neta de 1.187.779.53 kWh
Producción en bornes (KWh)
143.702.073
175.528.465
180.471.653
131.275.126
314.878.255
5.295.408
5.295.408
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Diesel 3
Diesel 4
Diesel 5
Turbina de gas 1
Turbina de gas 2
Turbina de gas 3
Total
Fuente: AAI C. T de Jinámar y Estadísticas de Canarias 2007
Grupos de vapor I (33,20 MW)
Este grupo cuenta con una caldera de tipo acuotubular y circulación natural, que
produce un caudal de vapor de 168 t/h a una presión de 61,5 kg/cm
483 ºC. Utiliza fueloil como combustible de carga, siendo su consumo específico teórico
de 300 g/kWh. Los humos son evacuados por una chimenea metálica de 36 m de altura.
Este grupo de vapor se clasifica según la nomenclatura SNAP de
SNAP-01 01 02. Están dentro del PNRE, sometidas al régimen de 20.000h, donde su
cierre esta previsto para el 2012. Por lo tanto, el grupo de vapor I, no se cuenta para las
proyecciones.
Grupo de vapor II-III (40 MW)
Los grupos de 40 MW tienen caldera de tipo presurizada y circulación natural, que
produce un caudal de vapor sobrecalentado de 180 t/h a una presión de 63 kg/cm
temperatura de 485 ºC. Utilizan fueloil como combustible, con 6 quemadores de carga de
atomización por vapor.
Al igual que los Grupos de 60 MW, estos Grupos cuentan con un sistema de
aditivación química del combustible (óxido de magnesio) con el objeto de reducir la
formación de inquemados.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
12 4.071.101
24 141.731.660
24 156.539.590
23,5 23.450
37,5 37.500
37,5 30.508.410
415,7 1.289.358.099
Estadísticas de Canarias 2007
(33,20 MW).
Este grupo cuenta con una caldera de tipo acuotubular y circulación natural, que
produce un caudal de vapor de 168 t/h a una presión de 61,5 kg/cm2 y una temperatura de
483 ºC. Utiliza fueloil como combustible de carga, siendo su consumo específico teórico
humos son evacuados por una chimenea metálica de 36 m de altura.
Este grupo de vapor se clasifica según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
02. Están dentro del PNRE, sometidas al régimen de 20.000h, donde su
cierre esta previsto para el 2012. Por lo tanto, el grupo de vapor I, no se cuenta para las
III (40 MW)
MW tienen caldera de tipo presurizada y circulación natural, que
produce un caudal de vapor sobrecalentado de 180 t/h a una presión de 63 kg/cm
temperatura de 485 ºC. Utilizan fueloil como combustible, con 6 quemadores de carga de
Al igual que los Grupos de 60 MW, estos Grupos cuentan con un sistema de
aditivación química del combustible (óxido de magnesio) con el objeto de reducir la
del sector de generación de
137
4.071.101
141.731.660
156.539.590
23.450
37.500
30.508.410
1.289.358.099
Este grupo cuenta con una caldera de tipo acuotubular y circulación natural, que
y una temperatura de
483 ºC. Utiliza fueloil como combustible de carga, siendo su consumo específico teórico
humos son evacuados por una chimenea metálica de 36 m de altura.
ntro de la actividad
02. Están dentro del PNRE, sometidas al régimen de 20.000h, donde su
cierre esta previsto para el 2012. Por lo tanto, el grupo de vapor I, no se cuenta para las
MW tienen caldera de tipo presurizada y circulación natural, que
produce un caudal de vapor sobrecalentado de 180 t/h a una presión de 63 kg/cm2 y una
temperatura de 485 ºC. Utilizan fueloil como combustible, con 6 quemadores de carga de
Al igual que los Grupos de 60 MW, estos Grupos cuentan con un sistema de
aditivación química del combustible (óxido de magnesio) con el objeto de reducir la
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
A la salida de la caldera, los gases pasan por un calentador de aire
eje vertical, calentando el aire de combustión procedente de los ventiladores de tiro
forzado centrífugos. A continuación los gases se dirigen a una chimenea de hormigón de
77 m de altura, que comparten los dos Grupos.
El circuito de condensado está constituido por un condensador de superficie de dos
pasos de agua y un caudal de agua de circulación de 10.141 m
condensado son de tipo vertical, de varios escalones y accionadas por motor eléctrico.
Estos grupos vapor II-III no están incluidos en el Plan Nacional de Reducción de
Emisiones, fueron cerradas en Junio de 2010, por lo que estos grupos vapor no están
incluido en las proyecciones.
Grupo de vapor IV-V (60 MW)
Los grupos de 60 MW cuentan con caldera de circula
doble pasó de gas para producir un caudal de vapor sobrecalentado de 265 t/h, a una
presión de 113 kg/cm2 y una temperatura de 533ºC. Cada caldera cuenta con seis
quemadores de baja producción de óxidos de nitrógeno, dispu
elevaciones, utilizando fuel oíl como combustible de carga. Con el objeto de reducir la
formación de inquemados se dispone de un sistema de aditivación química del
combustible (óxido de magnesio).
A la salida de la caldera los gases pasan por un calentador de aire tipo regenerativo,
calentando el aire de combustión. Los gases de combustión se tratan mediante
electrofiltros (precipitadores electrostáticos) para la captación de las cenizas en suspensión
contenidas en los mismos. Los gases se vehiculan posteriormente a la chimenea de
hormigón de 176 m de altura. Cada grupo emite por un conducto independiente.
Por lo que al circuito de condensado se refiere, el condensador es del tipo de
intercambio de superficie y de un solo pa
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
A la salida de la caldera, los gases pasan por un calentador de aire tipo regenerativo y
eje vertical, calentando el aire de combustión procedente de los ventiladores de tiro
forzado centrífugos. A continuación los gases se dirigen a una chimenea de hormigón de
77 m de altura, que comparten los dos Grupos.
condensado está constituido por un condensador de superficie de dos
pasos de agua y un caudal de agua de circulación de 10.141 m3/h. Las bombas de
condensado son de tipo vertical, de varios escalones y accionadas por motor eléctrico.
III no están incluidos en el Plan Nacional de Reducción de
Emisiones, fueron cerradas en Junio de 2010, por lo que estos grupos vapor no están
V (60 MW)
Los grupos de 60 MW cuentan con caldera de circulación natural, hogar presurizado y
de gas para producir un caudal de vapor sobrecalentado de 265 t/h, a una
y una temperatura de 533ºC. Cada caldera cuenta con seis
quemadores de baja producción de óxidos de nitrógeno, dispuestos dos a dos en tres filas o
elevaciones, utilizando fuel oíl como combustible de carga. Con el objeto de reducir la
formación de inquemados se dispone de un sistema de aditivación química del
combustible (óxido de magnesio).
los gases pasan por un calentador de aire tipo regenerativo,
calentando el aire de combustión. Los gases de combustión se tratan mediante
electrofiltros (precipitadores electrostáticos) para la captación de las cenizas en suspensión
s. Los gases se vehiculan posteriormente a la chimenea de
hormigón de 176 m de altura. Cada grupo emite por un conducto independiente.
Por lo que al circuito de condensado se refiere, el condensador es del tipo de
intercambio de superficie y de un solo paso de agua y flujo radial, disponiéndose de dos
del sector de generación de
138
tipo regenerativo y
eje vertical, calentando el aire de combustión procedente de los ventiladores de tiro
forzado centrífugos. A continuación los gases se dirigen a una chimenea de hormigón de
condensado está constituido por un condensador de superficie de dos
h. Las bombas de
condensado son de tipo vertical, de varios escalones y accionadas por motor eléctrico.
III no están incluidos en el Plan Nacional de Reducción de
Emisiones, fueron cerradas en Junio de 2010, por lo que estos grupos vapor no están
ción natural, hogar presurizado y
de gas para producir un caudal de vapor sobrecalentado de 265 t/h, a una
y una temperatura de 533ºC. Cada caldera cuenta con seis
estos dos a dos en tres filas o
elevaciones, utilizando fuel oíl como combustible de carga. Con el objeto de reducir la
formación de inquemados se dispone de un sistema de aditivación química del
los gases pasan por un calentador de aire tipo regenerativo,
calentando el aire de combustión. Los gases de combustión se tratan mediante
electrofiltros (precipitadores electrostáticos) para la captación de las cenizas en suspensión
s. Los gases se vehiculan posteriormente a la chimenea de
hormigón de 176 m de altura. Cada grupo emite por un conducto independiente.
Por lo que al circuito de condensado se refiere, el condensador es del tipo de
so de agua y flujo radial, disponiéndose de dos
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
bombas de condensado de tipo vertical, de varios escalones y accionadas por motor
eléctrico.
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
SNAP-01 01 02.
A partir de los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Jinámar (2009), sabiendo que los grupos de vapor I
cuenta en las proyecciones, pero se supone que la producción a través de los grupos de
vapor se mantiene. Por lo tanto se toma la producción de energía eléctrica del 2005 y la
senda de la evolución de las centrales térmicas de Canarias, según el PECAN, se obtiene
la siguiente proyección para los grupos de vapor.
Producción bruta (GWh) 2005
Grupos de vapor de
Jinámar 946
Tendencia de las
Centrales Térmicas
(PECAN)
100
Los grupos de vapor emiten SO
01 01 02. Para el cálculo de factores
conocer las emisiones históricas de los grupos de vapor.
Las emisiones de SOx se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Jinámar es de 254.076.992 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la siguiente
tabla se muestra las emisiones de SO
Grupo
Potencia
Instalada
(MW
Total Jinámar 233,2
Fuente: Elaboración propia
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
bombas de condensado de tipo vertical, de varios escalones y accionadas por motor
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
térmica de Jinámar (2009), sabiendo que los grupos de vapor I-II- III no se tendrán en
cuenta en las proyecciones, pero se supone que la producción a través de los grupos de
tiene. Por lo tanto se toma la producción de energía eléctrica del 2005 y la
senda de la evolución de las centrales térmicas de Canarias, según el PECAN, se obtiene
la siguiente proyección para los grupos de vapor.
2005 2006 2007 2008 2009 2010
946 941 962 955 892 897
100% 0,49% -2,24% 0,81% 6,56% -0,59%
Los grupos de vapor emiten SOx y NOx bastante considerables para la actividad SNAP
02. Para el cálculo de factores de emisión para esta actividad es indispensable
conocer las emisiones históricas de los grupos de vapor.
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Jinámar es de 254.076.992 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la siguiente
ra las emisiones de SOx para el año 2005:
Potencia
Instalada
(MWe)
Producción
bruta (kWh)
Consumo de cble
Fuel-oíl (kg)
233,2 945.855.572 254.076.992
del sector de generación de
139
bombas de condensado de tipo vertical, de varios escalones y accionadas por motor
Estos grupos de vapor se clasifican según la nomenclatura SNAP dentro de la actividad
los datos sacados de la Autorización Ambiental Integrada de la central
III no se tendrán en
cuenta en las proyecciones, pero se supone que la producción a través de los grupos de
tiene. Por lo tanto se toma la producción de energía eléctrica del 2005 y la
senda de la evolución de las centrales térmicas de Canarias, según el PECAN, se obtiene
2015 2020
678 474
0,59% 24,44% 30,0%
bastante considerables para la actividad SNAP
es indispensable
se calculan, a partir del porcentaje de azufre del combustible,
fuelóleo y el consumo de combustible en kg. El consumo total de fuelóleo en la C.T de
Jinámar es de 254.076.992 kg, sólo es consumido en las centrales de vapor. En la siguiente
Consumo de cble Emisiones de
SOx (t)
2.541
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para el cálculo de emisiones
julios, ya el facto de emisión es de 215 g/GJ
combustible 40,4 TJ/Gg8, es conocido las emisión de NO
Grupo
Potenci
Instalada
(MW
Total Vapor 233,2Fuente: Elaboración propia
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SO
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor.
2005
Producción bruta
(GWh) 946
SOx (t) 2.541
NOx (t) 2.207
Fuente: Elaboración propia.
I. 7 Table 3-13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. inventory guidebook 2009.
8 RD 601/2012.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para el cálculo de emisiones de NOx, se necesita el consumo de combustible en giga
julios, ya el facto de emisión es de 215 g/GJ7. Por lo tanto, conocido el PCI del
, es conocido las emisión de NOx para el año 2005.
Potencia
Instalada
(MWe)
Producción
Bruta (kWh)
Consumo de
Cble Fuel-oíl
(Kg)
Consumo de
Cble Fuel
(GJ)
233,2 945.855.572 254.076.992 10.264.710
Asimismo, la senda de evolución de las emisiones de SOx y NOx, coinciden con la
senda del PECAN como el consumo de combustible del grupo de vapor.
2005 2006 2007 2008
946 941 962 955
2.541 2.475 2.531 2.510
2.207 2150 2198 2181
13 Tier 2 emission factors for source category 1.A.1.a. EMEP/EEA emission
inventory guidebook 2009.
del sector de generación de
140
, se necesita el consumo de combustible en giga
. Por lo tanto, conocido el PCI del
para el año 2005.
Consumo de
Fuel-oíl
Emisiones
De N0x (t)
10.264.710 2.207
coinciden con la
2009 2010
892 897
2.346 2.359
2037 2049
EMEP/EEA emission
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
I.5.- Cálculo del factor de emisión SO
Las emisiones de los contaminantes como SO
se miden en continuo o en controles periódicos
emisiones de estos compuestos en un futuro se tiene que estimar el factor de emisión. A
continuación se realiza una serie de hipótesis para el cálculo de las mismas.
I.5.1.- SNAP 010101
Para esta actividad SNAP 01 01 01
(calderas), en primer lugar se estima el factor de emisión promedio de los años históricos y
se compara con el factor de emisión según la
establecen nuevas normas sobre limitación d
agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, y se fijan
ciertas condiciones para el control de las emisiones a la atmósfera de las refinerías de
petróleo.
En el caso que el FE promedi
- FEpromedio2009 para los años 2010
- FE normativa para los años 2011
En el caso que FE promedio
para los años 2010-2020.
Según la normativa las
(21/03/2004):
- Las centrales autorizadas antes de esta fecha, se tomarán los límites según el
artículo 5.1 RD 430/2004
este RD.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Cálculo del factor de emisión SOx, NOx y partículas.
Las emisiones de los contaminantes como SOx, NOx y las partículas, son emisiones que
continuo o en controles periódicos por lo que a la hora de calcular las
emisiones de estos compuestos en un futuro se tiene que estimar el factor de emisión. A
continuación se realiza una serie de hipótesis para el cálculo de las mismas.
Para esta actividad SNAP 01 01 01- Plantas de combustión mayor de
, en primer lugar se estima el factor de emisión promedio de los años históricos y
se compara con el factor de emisión según la Real Decreto 430/2004,
establecen nuevas normas sobre limitación de emisiones a la atmósfera de determinados
agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, y se fijan
ciertas condiciones para el control de las emisiones a la atmósfera de las refinerías de
promedio es mayor que FE normativa se tomará:
para los años 2010
para los años 2011.
sea menor o igual que FE normativa se tomará el FE
Según la normativa las instalaciones posteriores a la fecha de entrada en vigor
Las centrales autorizadas antes de esta fecha, se tomarán los límites según el
artículo 5.1 RD 430/2004 se toman los límites del apartado A del anexo III
del sector de generación de
141
y partículas.
y las partículas, son emisiones que
por lo que a la hora de calcular las
emisiones de estos compuestos en un futuro se tiene que estimar el factor de emisión. A
continuación se realiza una serie de hipótesis para el cálculo de las mismas.
antas de combustión mayor de 300 MWth
, en primer lugar se estima el factor de emisión promedio de los años históricos y
Real Decreto 430/2004, por el que se
e emisiones a la atmósfera de determinados
agentes contaminantes procedentes de grandes instalaciones de combustión, y se fijan
ciertas condiciones para el control de las emisiones a la atmósfera de las refinerías de
se tomará el FEpromedio2009
instalaciones posteriores a la fecha de entrada en vigor
Las centrales autorizadas antes de esta fecha, se tomarán los límites según el
apartado A del anexo III-VI de
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
- Las centrales autorizadas después del 21/03/2004, según el art. 5.2 RD 430/2004 se
toman los límites del apartado B del anexo III
Para comprobar el FEpromedio2009
de carbón trata de instalaciones existentes en el 21/03/2004, por lo que se toma los límites
según el artículo 5.3 RD 430/2004, el apartado A del anexo III
El valor límite según el ANEXO III
Carbón (cble-
sólido)
SO
>500 MWth.
(*) A partir del 1 de enero de 2016
Cálculo del Factor de Emisión promedio
Para el cálculo de factor de emisión promedio para la actividad SNAP 010101, donde
las emisiones de SOx, NOx y las partículas depende mayoritariamente del consumo del
carbón, se toman los datos publicados de inventario y se le restan las emisiones de la C.T.
de FOIX, C.T. de Aceca (Grupo I) y C.T de Candelaria (Grupo V
Una vez conocido el las emisiones em
de combustible de Carbón para el SNAP 010101.
SOx
SNAP 010101 (t) (1)
Candelaria V-VI (t) (2)
FOIX + Aceca I (t) (3)
Carbón (t)
Consumo de Carbón (GJ) 735.523.111
Factor (g/GJ)
Fuente: Elaboración propia
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
autorizadas después del 21/03/2004, según el art. 5.2 RD 430/2004 se
toman los límites del apartado B del anexo III-VII de este RD.
promedio2009 con el FE normativa, en el año 2009 las centrales térmicas
ones existentes en el 21/03/2004, por lo que se toma los límites
según el artículo 5.3 RD 430/2004, el apartado A del anexo III-VII.
El valor límite según el ANEXO III-VII apartado A RD 430/2004:
SOx (mg/Nm3) NOx (mg/Nm3) (PST/
400 600
200(*)
Cálculo del Factor de Emisión promedio:
Para el cálculo de factor de emisión promedio para la actividad SNAP 010101, donde
y las partículas depende mayoritariamente del consumo del
carbón, se toman los datos publicados de inventario y se le restan las emisiones de la C.T.
de FOIX, C.T. de Aceca (Grupo I) y C.T de Candelaria (Grupo V-VI).
Una vez conocido el las emisiones emitidas por el carbón, se divide entre el consumo
de Carbón para el SNAP 010101. Por tanto, se tendrá el FE
2005 2006 2007 2008
906.651 807.158 797.931 161.886
1.393 1.386 1.417 1.405
6574 4296 2347 1907
900.077 802.863 795.584 159.979
735.523.111 630.620.063 674.586.759 449.364.189
1224 1273 1179
del sector de generación de
142
autorizadas después del 21/03/2004, según el art. 5.2 RD 430/2004 se
en el año 2009 las centrales térmicas
ones existentes en el 21/03/2004, por lo que se toma los límites
(PST/PM2.5/PM10
(mg/Nm3)
50
Para el cálculo de factor de emisión promedio para la actividad SNAP 010101, donde
y las partículas depende mayoritariamente del consumo del
carbón, se toman los datos publicados de inventario y se le restan las emisiones de la C.T.
itidas por el carbón, se divide entre el consumo
Por tanto, se tendrá el FEpromedio.
2008 2009
161.886 88.676
1.405 1.313
1907 1313
159.979 87.363
449.364.189 330.647.792
356 264
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
(1)Inventario.
(2) AnexoI.4-C.T Canarias
(3) PRTR
NOx
SNAP 010101 (t) (1)
Candelaria V-VI (t) (2)
FOIX + Aceca I (t) (3)
Carbón (t)
Consumo de Carbón (GJ) 735.523.111
Factor (g/GJ)
Fuente: Elaboración propia
(1)Inventario.
(2) AnexoI.-4.-C.T Canarias
(3) PRTR
PST
SNAP 010101 (t) (1)
Consumo de Carbón (GJ) 735.523.111
Factor (g/GJ)
Fuente: Elaboración propia
(1) Inventario.
PM10
SNAP 010101 (t) (1)
Consumo de Carbón (GJ) 735.523.111
Factor (g/GJ)
Fuente: Elaboración propia
(1) Inventario.
PM2,5
SNAP 010101 (t) (1)
Consumo de Carbón (GJ) 735.523.111
Factor (g/GJ)
Fuente: Inventario.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
2005 2006 2007 2008
272.958 223.374 229.940 121.874
1.210 1.204 1.231 1.
4110 2682 1615 1
268.848 220.692 22.325 120.550
735.523.111 630.620.063 674.586.759 449.364.189
366 350 339
2005 2006 2007 2008
28.189 23.422 23.961 8.717
735.523.111 630.620.063 674.586.759 449.364.189
38 37 36
2005 2006 2007 2008
20.346 16.664 17.422 7.021
735.523.111 630.620.063 674.586.759 449.364.189
28 26 26
2005 2006 2007 2008
20.677 8.572 9.696 4.435
735.523.111 630.620.063 674.586.759 449.364.189
15 14 14
del sector de generación de
143
2008 2009
121.874 77.683
1.221 1.141
1324 1141
20.550 76.542
449.364.189 330.647.792
268 232
2008 2009
8.717 3998
449.364.189 330.647.792
19 12
2008 2009
7.021 3.468
449.364.189 330.647.792
16 10
2008 2009
4.435 2.482
449.364.189 330.647.792
9 8
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para poder comprobar si FE
(g/GJ) a (mg/Nm3), para ello se calcula un factor de conversión según la ORDEN de 26 de
diciembre de 1995 para el desarrollo del Real Decreto 646/1991, sobre limitación de
emisiones a la atmósfera de grandes instalaciones
aspectos referentes a centrales termoeléctricas. Donde se calcula el volumen de gases de
salida referido a base seca, en el ANEXO I, en el apartado B de la Orden de 26 de
diciembre 1995:
Ves Volumen estequiométrico
%X oxígeno de referencia.
Siendo el Volumen estequiométrico:
��� � 0,209723�% � �
� 0,026424
A efectos de la conversión de g/GJ a mg/
composición de un carbón estándar que se consume en España es la siguiente:
Ves = 6, 5087 Nm3-SECO/kg cble
El contenido de O2 es del 6% para un combustible s
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para poder comprobar si FE promedio es mayor que FE normativa, se pasa el FE
), para ello se calcula un factor de conversión según la ORDEN de 26 de
diciembre de 1995 para el desarrollo del Real Decreto 646/1991, sobre limitación de
emisiones a la atmósfera de grandes instalaciones de combustión en determinados
aspectos referentes a centrales termoeléctricas. Donde se calcula el volumen de gases de
salida referido a base seca, en el ANEXO I, en el apartado B de la Orden de 26 de
�� � ���.20,9
20,9 �%�
estequiométrico
%X oxígeno de referencia.
Siendo el Volumen estequiométrico:
� � 0,088931�%�� � 0,033172�%�� � 0,007997
026424�%�� � 0,012113�% 2��
A efectos de la conversión de g/GJ a mg/Nm3, se adopta la hipótesis de que
composición de un carbón estándar que se consume en España es la siguiente:
Composición (% peso)
C 66
H 4,6
O 13,9
N 1,5
S 0,9
Cenizas 13
PCI (kJ/kg) 25.303
SECO/kg cble
es del 6% para un combustible sólido, por lo tanto:
del sector de generación de
144
se pasa el FE promedio
), para ello se calcula un factor de conversión según la ORDEN de 26 de
diciembre de 1995 para el desarrollo del Real Decreto 646/1991, sobre limitación de
de combustión en determinados
aspectos referentes a centrales termoeléctricas. Donde se calcula el volumen de gases de
salida referido a base seca, en el ANEXO I, en el apartado B de la Orden de 26 de
007997�%��
, se adopta la hipótesis de que la
composición de un carbón estándar que se consume en España es la siguiente:
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Vg = 9,129693Nm3/kg cble
Si este volumen de gas se divide por el PCI del carbón, se obtiene el factor de
conversión que se está buscando:
Fmg/m3/ (g/GJ) = 2,7710612
Para comprobar si este factor está bien calculado, se compara con
conversión de la fuente de GAINS.
Fuente:
GAINS
(>50MWth)
Elaboración propia
GAINS
Antracita
(>50MWth)
El factor de conversión calculado se encuentra entre los dos
fuente GAINS del factor de conversión para centrales térmicas convencionales de vapor
utilizando como combustible lignito y hulla.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
/kg cble
Si este volumen de gas se divide por el PCI del carbón, se obtiene el factor de
conversión que se está buscando:
Para comprobar si este factor está bien calculado, se compara con
conversión de la fuente de GAINS.
Fuente: Factor Conversión
mg/m3/(g/GJ)
GAINS-CCTT lignito
(>50MWth) 2,38
Elaboración propia 2,771
GAINS-CCTT
Antracita
(>50MWth)
2,86
El factor de conversión calculado se encuentra entre los dos valores, recogido de la
fuente GAINS del factor de conversión para centrales térmicas convencionales de vapor
utilizando como combustible lignito y hulla.
del sector de generación de
145
Si este volumen de gas se divide por el PCI del carbón, se obtiene el factor de
Para comprobar si este factor está bien calculado, se compara con los factores de
valores, recogido de la
fuente GAINS del factor de conversión para centrales térmicas convencionales de vapor
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
A partir del factor de conversión hallado, se puede calcular el
con el FE normativa:
(mg/Nm3)
SOx
NOx
Partículas:
PST
PM10
PM2,5
Fuente: Elaboración propia (*) El valor límite de emisión (VLE9 no aplica a todas las centrales, pues algunas se acogen a
del PNRE.
(**) A partir del 1 de enero de 2016
Los factores de emisión para los contaminantes SO
SNAP 01 01 01 para el presente proyecto son los siguientes:
(mg/Nm3)
SOx
NOx
Partículas:
PST
PM10
PM2,5
Fuente: Elaboración propia
I.5.2.- SNAP 01 01 02
Para esta actividad SNAP 01 01 02
(calderas), a futuro sólo hay plantas que utilizan fuelóleo como
los grupos de vapor de Canarias
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
A partir del factor de conversión hallado, se puede calcular el FE promedio
FE promedio(2009) VLE normativa
732 400
642 500
200(**)
34
29
21
50
El valor límite de emisión (VLE9 no aplica a todas las centrales, pues algunas se acogen a limitación de horas y otras a burbuja
Los factores de emisión para los contaminantes SOx, NOx y partícula para la actividad
01 para el presente proyecto son los siguientes:
2010 201
732
642
34
29
21
Para esta actividad SNAP 01 01 02- Plantas de combustión entre 50 y
, a futuro sólo hay plantas que utilizan fuelóleo como combustible y se
grupos de vapor de Canarias.
del sector de generación de
146
promedio y compararlo
normativa(*)
limitación de horas y otras a burbuja
y partícula para la actividad
2011
400
200
34
29
21
Plantas de combustión entre 50 y 300 MWt
combustible y se trata de
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
De la misma manera que para el SNAP 01
mayor que FE normativa
El valor límite según el ANEXO III
Fuel-oíl (Cble-
líquido)
SO
>=50 y < 300
MWth.
Para poder comprobar si FE
(g/GJ) a (mg/Nm3). En este caso no se podrán aplicar la conversión según la
26 de diciembre de 1995 para el desarrollo del Real Decreto 646/1991, sobre limitación de
emisiones a la atmósfera de grandes instalaciones de combustión en determinados
aspectos referentes a centrales termoeléctricas.
Como alternativa se utiliza lo que figura en otra normativa. En el artícu
1700/2003, donde se indica que la especificación para el fuel
azufre en el fuel-oíl de acuerdo con el anexo IV de dicho RD) no se aplicará a
instalaciones de combustión cuando sus emisiones de SO
mg/Nm3, con un contenido de oxígeno en los gases de combustión del 3% en volumen, en
base seca.
El fondo de este artículo es que se puede emplear un fuelóleo con mayor contenido en
azufre si se garantizan emisiones equivalentes a emplear un fuelóleo con 1% de S, es
decir, un contenido del 1% de S en el fuelóleo equivale a emisiones de SO
mg/Nm3.
Por tanto, se tiene un factor de emisión para SO
ventory guidebook, cap 1.A.1, tabla 3
based on 1% mass sulphur conta
con 1% de S en masa se tiene una concentración de 1700 mg/Nm
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
De la misma manera que para el SNAP 01 01 01, se necesita comprobar
El valor límite según el ANEXO III-VII apartado A RD 430/2004:
SOx (mg/Nm3) NOx (mg/Nm3) (PST/
1700 450
Para poder comprobar si FE promedio es mayor que FE normativa, se pasa de FE
). En este caso no se podrán aplicar la conversión según la
26 de diciembre de 1995 para el desarrollo del Real Decreto 646/1991, sobre limitación de
emisiones a la atmósfera de grandes instalaciones de combustión en determinados
aspectos referentes a centrales termoeléctricas.
utiliza lo que figura en otra normativa. En el artícu
se indica que la especificación para el fuel-oíl (un máximo del 1% de
oíl de acuerdo con el anexo IV de dicho RD) no se aplicará a
ustión cuando sus emisiones de SO2 sean iguales o inferiores a 1700
, con un contenido de oxígeno en los gases de combustión del 3% en volumen, en
El fondo de este artículo es que se puede emplear un fuelóleo con mayor contenido en
azufre si se garantizan emisiones equivalentes a emplear un fuelóleo con 1% de S, es
decir, un contenido del 1% de S en el fuelóleo equivale a emisiones de SO
Por tanto, se tiene un factor de emisión para SO2 de 485 g/GJ (EMEP/EEA emiss
ventory guidebook, cap 1.A.1, tabla 3-7; Factor for SOx assumes no SO2 abatement and is
on 1% mass sulphur contact). Y por otra parte, con la misma hipótesis de fuelóleo
con 1% de S en masa se tiene una concentración de 1700 mg/Nm3 con un cont
del sector de generación de
147
01, se necesita comprobar si FE promedio es
(PST/PM2.5/PM10
(mg/Nm3)
50
se pasa de FE promedio
). En este caso no se podrán aplicar la conversión según la ORDEN de
26 de diciembre de 1995 para el desarrollo del Real Decreto 646/1991, sobre limitación de
emisiones a la atmósfera de grandes instalaciones de combustión en determinados
utiliza lo que figura en otra normativa. En el artículo 3.b) del RD
oíl (un máximo del 1% de
oíl de acuerdo con el anexo IV de dicho RD) no se aplicará a
sean iguales o inferiores a 1700
, con un contenido de oxígeno en los gases de combustión del 3% en volumen, en
El fondo de este artículo es que se puede emplear un fuelóleo con mayor contenido en
azufre si se garantizan emisiones equivalentes a emplear un fuelóleo con 1% de S, es
decir, un contenido del 1% de S en el fuelóleo equivale a emisiones de SO2 de 1700
de 485 g/GJ (EMEP/EEA emission in
abatement and is
t). Y por otra parte, con la misma hipótesis de fuelóleo
con un contenido de
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
oxígeno en los gases de combustión del 3% en volumen, en base seca. Se tiene los
elementos para pasar en la combustión de fuelóleo y para cualquier contaminante de
concentración (mg/Nm3 con un contenido de oxígeno e
en volumen, en base seca) a g/GJ.
Para cualquier otro contaminante, si x es el límite de emisión para combustión del
fuelóleo expresado en concentración, entonces el FE expresado en GJ es:
A partir del factor de conversión ha
con el FE normativa:
(mg/Nm3)
SOx
NOx
Partículas:
PST
PM10
PM2,5
Fuente: Elaboración propia
Los factores de emisión para los
SNAP 01 01 02 para el presente proyecto son los siguientes:
(mg/Nm3)
SOx
NOx
Partículas:
PST
PM10
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
combustión del 3% en volumen, en base seca. Se tiene los
elementos para pasar en la combustión de fuelóleo y para cualquier contaminante de
con un contenido de oxígeno en los gases de combustión del 3
en volumen, en base seca) a g/GJ.
Para cualquier otro contaminante, si x es el límite de emisión para combustión del
fuelóleo expresado en concentración, entonces el FE expresado en GJ es:
�� ��
1700� 485�" #$% �
A partir del factor de conversión hallado, se puede calcular el FE promedio
FE promedio(2009) VLE
1700
2043
126
114
102
Los factores de emisión para los contaminantes SOx, NOx y partícula para la actividad
02 para el presente proyecto son los siguientes:
2010 201
1700
2043
126
114
del sector de generación de
148
combustión del 3% en volumen, en base seca. Se tiene los
elementos para pasar en la combustión de fuelóleo y para cualquier contaminante de
los gases de combustión del 3%
Para cualquier otro contaminante, si x es el límite de emisión para combustión del
promedio y compararlo
E normativa
400
400
50
y partícula para la actividad
2011
400
400
50
50
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
PM2,5
Fuente: Elaboración propia
I.5.3.- SNAP 01 01 04
Esta actividad SNAP 01 01 04
plantas de combustión, tales como centrales térmicas de ciclo combinado, turbinas de gas
en ciclo abierto y una central de gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC).
utilizan principalmente combustibles gaseosos, tales como el gas natural y también pueden
utilizarse combustibles líquidos, como destilados ligeros, gas
en Baleares y Canarias hasta la llegada del gas natural en 2011 y 20
A futuro esta variable de actividad sólo utilizarán gas natural como combustible, por
tanto se desprecia la emisión de contaminantes de
gasoil el portador de estos contaminantes. En cambio para el
plantean las siguientes hipótesis:
1) El factor de emisión del libro guía es bastante elevado en comparación con
datos publicados por CTCC en sus memorias ambientales (disponible tan solo
para algunas centrales)
2) La metodología empleada en otros SNAPs en base a estimación a partir de
emisiones de Inventario no resulta adecuada pues en los datos históricos se
incluye mucho consumo de gasoil en turbinas de gas en Baleares y Canarias,
situación que tendrá un peso mucho menor tras l
ambos sistemas insulares.
Por lo tanto se toma el factor de emisión del modelo GAINS
SNAP 01 01 04 equivale a la clasificación según el modelo de GAINS a
I. I 9 GAINS- Greenhouse Gas and Air Pollution Interactions and Synergies.
proporciona un marco coherente para el análisis de las estrategias de reducción de cobeneficios de la contaminación del aire y las fuentes de gases de efecto invernadero.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
102
Esta actividad SNAP 01 01 04 – Turbina de gas. Se instalan en diferentes tipos de
plantas de combustión, tales como centrales térmicas de ciclo combinado, turbinas de gas
en ciclo abierto y una central de gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC).
utilizan principalmente combustibles gaseosos, tales como el gas natural y también pueden
utilizarse combustibles líquidos, como destilados ligeros, gas-oíl. Este último es utilizado
en Baleares y Canarias hasta la llegada del gas natural en 2011 y 2014 respectivamente.
A futuro esta variable de actividad sólo utilizarán gas natural como combustible, por
tanto se desprecia la emisión de contaminantes de SOx, PST, PM2,5 y PM
gasoil el portador de estos contaminantes. En cambio para el factor de emisión del NO
plantean las siguientes hipótesis:
El factor de emisión del libro guía es bastante elevado en comparación con
datos publicados por CTCC en sus memorias ambientales (disponible tan solo
para algunas centrales)
empleada en otros SNAPs en base a estimación a partir de
emisiones de Inventario no resulta adecuada pues en los datos históricos se
incluye mucho consumo de gasoil en turbinas de gas en Baleares y Canarias,
situación que tendrá un peso mucho menor tras la llegada del gas natural a
ambos sistemas insulares.
Por lo tanto se toma el factor de emisión del modelo GAINS9 de IIASA. La clasificación
SNAP 01 01 04 equivale a la clasificación según el modelo de GAINS a
Greenhouse Gas and Air Pollution Interactions and Synergies. Es un modelo que
coherente para el análisis de las estrategias de reducción de cobeneficios de la contaminación del aire y las fuentes de gases de efecto invernadero.
del sector de generación de
149
50
. Se instalan en diferentes tipos de
plantas de combustión, tales como centrales térmicas de ciclo combinado, turbinas de gas
en ciclo abierto y una central de gasificación integrada con ciclo combinado (IGCC). Se
utilizan principalmente combustibles gaseosos, tales como el gas natural y también pueden
oíl. Este último es utilizado
14 respectivamente.
A futuro esta variable de actividad sólo utilizarán gas natural como combustible, por
y PM10, ya que es el
factor de emisión del NOx se
El factor de emisión del libro guía es bastante elevado en comparación con
datos publicados por CTCC en sus memorias ambientales (disponible tan solo
empleada en otros SNAPs en base a estimación a partir de
emisiones de Inventario no resulta adecuada pues en los datos históricos se
incluye mucho consumo de gasoil en turbinas de gas en Baleares y Canarias,
a llegada del gas natural a
de IIASA. La clasificación
SNAP 01 01 04 equivale a la clasificación según el modelo de GAINS a las plantas de
Es un modelo que coherente para el análisis de las estrategias de reducción de cobeneficios
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
energía y calor distrito, nuevo,
/ lignito y el carbón-gas natural
el NOx:
GAINS
NOx
I.5.4.- SNAP 01 01 05
Esta actividad SNAP 01 01 05
plantas de Baleares y Canarias. A futuro
combustible gasoil y gas natural, Central Térmica de Ibiza y Central térmica M
lo tanto las plantas de motores estacionar
Canarias, siendo la principal te
cálculo de factores de emisión para esta actividad se centrarán en las centrales térmicas de
Canarias.
Los valores límites de emisión seg
siguientes:
mg/Nm3
SOx
NOx
Partículas
Fuente 1: AAI Centrales de Canarias
Según las AAI, transitoriamente y como muy tarde hasta el 31 de julio de 2011, con
objeto de que se realicen las acciones necesarias para disponer del fuelóleo con un
contenido en azufre del 0,73% en masa, se establece como valor límite de emisión para lo
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
o, alimentadas con combustibles distintos del carbón
gas natural (incluyendo otros gases). Siendo el factor de emisión para
Conversión de
coeficientes
Factor de
emisión
Factor de
emisión
mg/m3/(g/GJ) mg/m3 g/GJ 1,06 31,8 30
Esta actividad SNAP 01 01 05- Motores estacionarios, su mayoría se encuentras en las
plantas de Baleares y Canarias. A futuro en las centrales de Baleares sólo utilizarán como
combustible gasoil y gas natural, Central Térmica de Ibiza y Central térmica M
lo tanto las plantas de motores estacionario consumiendo fuel-oíl se enco
siendo la principal tecnología de generación en las islas no capitalinas.
cálculo de factores de emisión para esta actividad se centrarán en las centrales térmicas de
Los valores límites de emisión según las AAI de las centrales de C
2008 2011
570 450
3500 2300
50 50
: AAI Centrales de Canarias
Según las AAI, transitoriamente y como muy tarde hasta el 31 de julio de 2011, con
objeto de que se realicen las acciones necesarias para disponer del fuelóleo con un
contenido en azufre del 0,73% en masa, se establece como valor límite de emisión para lo
del sector de generación de
150
distintos del carbón marrón
Siendo el factor de emisión para
Factor de
emisión
Motores estacionarios, su mayoría se encuentras en las
en las centrales de Baleares sólo utilizarán como
combustible gasoil y gas natural, Central Térmica de Ibiza y Central térmica Mahón. Por
oíl se encontrarán en
cnología de generación en las islas no capitalinas. Para el
cálculo de factores de emisión para esta actividad se centrarán en las centrales térmicas de
ún las AAI de las centrales de Canarias son los
2011
450
2300
50
Según las AAI, transitoriamente y como muy tarde hasta el 31 de julio de 2011, con
objeto de que se realicen las acciones necesarias para disponer del fuelóleo con un
contenido en azufre del 0,73% en masa, se establece como valor límite de emisión para los
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
oxidos de azufre expresados como SO
de 570 mg/Nm3, sobre gas seco y referidos a un contenido del 15% de oxígeno.
Asimismo, para el óxido de nitrógeno, transitoriamente y como tarde hasta el 31 de
julio de 2011, con objeto de la implantación efectiva de medidas de reducción de las
emisionesde óxido de nitrógeno, se establece como valor límite de emisión para los óxidos
de nitrógeno el valor de 3500 mg/Nm
de O2.
En este caso, ocurre lo mismo que para el SNAP 010102, no se conoce el valor de
conversión para pasar de mg/Nm
SO2 de 461 g/GJ (EMEP/EEA emission in ventory guidebook, cap 1.A.1, tabla 3
Factor for SOx assumes no SO
por otra parte, se tiene fuelóleo con 1% de S en masa se tiene una concentración de 570
mg/Nm3 con un contenido de oxígeno
base seca. Se tiene los elementos para pasar en la combustión de fuelóleo (mg/Nm
contenido de oxígeno e los gases de combustión del 15
g/GJ.
En este caso, ocurre lo mismo que para
para pasar de mg/Nm3 a g/GJ.
g/GJ (EMEP/EEA emission Inv
se tiene fuelóleo con 1% de S en mas
contenido de oxígeno en los gases d
tienen los elementos para pasar en la combustión de fuelóleo (mg/Nm
de oxígeno de los gases de combus
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
oxidos de azufre expresados como SO2, de todos los grupos diesel de las centrales el valor
, sobre gas seco y referidos a un contenido del 15% de oxígeno.
Asimismo, para el óxido de nitrógeno, transitoriamente y como tarde hasta el 31 de
lio de 2011, con objeto de la implantación efectiva de medidas de reducción de las
emisionesde óxido de nitrógeno, se establece como valor límite de emisión para los óxidos
de nitrógeno el valor de 3500 mg/Nm3 sobre gas seco y referidos a un contenido del
En este caso, ocurre lo mismo que para el SNAP 010102, no se conoce el valor de
conversión para pasar de mg/Nm3 a g/GJ. Por tanto, se tiene un factor de emisión para
de 461 g/GJ (EMEP/EEA emission in ventory guidebook, cap 1.A.1, tabla 3
assumes no SO2 abatement and is based on 1% mass sulphur conta
fuelóleo con 1% de S en masa se tiene una concentración de 570
con un contenido de oxígeno en los gases d combustión del 15% en volumen,
base seca. Se tiene los elementos para pasar en la combustión de fuelóleo (mg/Nm
e los gases de combustión del 15% en volumen, en base seca) a
��&'( ��
570� 461�" #$% �
En este caso, ocurre lo mismo que para el NOx, no se conoce el valor de conversión
a g/GJ. Por tanto, se tiene un factor de emisión para NO
g/GJ (EMEP/EEA emission Inventory guidebook, cap 1.A.1, tabla 3-22). Y por otra parte,
se tiene fuelóleo con 1% de S en masa se tiene una concentración de 3200 mg/Nm
contenido de oxígeno en los gases de combustión del 15% en volumen, en base seca. Se
los elementos para pasar en la combustión de fuelóleo (mg/Nm3 con un contenido
e los gases de combustión del 15% en volumen, en base seca) a g/GJ.
��)'( ��
3200� 1450�" #$% �
del sector de generación de
151
de todos los grupos diesel de las centrales el valor
, sobre gas seco y referidos a un contenido del 15% de oxígeno.
Asimismo, para el óxido de nitrógeno, transitoriamente y como tarde hasta el 31 de
lio de 2011, con objeto de la implantación efectiva de medidas de reducción de las
emisionesde óxido de nitrógeno, se establece como valor límite de emisión para los óxidos
sobre gas seco y referidos a un contenido del 15%
En este caso, ocurre lo mismo que para el SNAP 010102, no se conoce el valor de
tanto, se tiene un factor de emisión para
de 461 g/GJ (EMEP/EEA emission in ventory guidebook, cap 1.A.1, tabla 3-22;
on 1% mass sulphur contact). Y
fuelóleo con 1% de S en masa se tiene una concentración de 570
% en volumen, en
base seca. Se tiene los elementos para pasar en la combustión de fuelóleo (mg/Nm3 con un
% en volumen, en base seca) a
, no se conoce el valor de conversión
tanto, se tiene un factor de emisión para NOx de 1450
22). Y por otra parte,
a se tiene una concentración de 3200 mg/Nm3 con un
combustión del 15% en volumen, en base seca. Se
con un contenido
tión del 15% en volumen, en base seca) a g/GJ.
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para el caso de las partículas el factor
inventario y el consumo de combustible, se obtiene un factor
límite, por lo tanto se toma el factor calculado.
Los factores de emisión para los contaminantes SO
SNAP 01 01 02 para el presente proyecto son los siguientes:
(mg/Nm3)
SOx
NOx
Partículas:
PST
PM10
PM2,5
Fuente: Elaboración propia
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
Para el caso de las partículas el factor calculado a partir de las emisiones
inventario y el consumo de combustible, se obtiene un factor muy por debajo del val
límite, por lo tanto se toma el factor calculado.
Los factores de emisión para los contaminantes SOx, NOx y partículas
02 para el presente proyecto son los siguientes:
2010 201
355
2300 2300
29
20
13
del sector de generación de
152
a partir de las emisiones publicadas en
muy por debajo del valor
para la actividad
2011
355
2300
29
20
13
Cálculo de proyeccionesenergía eléctrica en España
Irene Cortés Vílchez
I.6.- Factores de conversión energía final y energía primaria.
Cálculo de proyecciones de emisiones contaminantes del sector de generación de energía eléctrica en España
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Factores de conversión energía final y energía primaria.
del sector de generación de
153
Factores de conversión energía final y energía primaria.
