Redes Urbanas de Frio y Calor | DHC Networks FuturEnergy | Marzo March 2016 www.futurenergyweb.es 37 así como identificar aquellas soluciones que son técnica y económicamente viables. Metodología La metodología empleada consta de los siguientes pasos: 1. Estimación de dos demandas energéticas diferentes a abastecer; una demanda teórica de diseño a pleno rendimiento de la red de referencia, y una menor demanda inicial adaptada a las condiciones iniciales de funcionamiento. En ambos casos, el perfil de demanda se calcula y se define estableciendo una serie de hipótesis previas. 2. Selección de tres tecnologías termosolares diferentes y definición de los parámetros que las caracterizan. Para ello se determinan sus especificaciones técnicas (dimensiones, rendimiento, caudal, etc.) como un valor medio y representativo de cada tecnología, calculado a partir de datos de equipos reales proporcionados por diversos fabricantes. 3. Diseño e implementación en un programa de simulación dinámica de la configuración hidráulica y del sistema de control de la central de generación de energía, compuesta por la instalación termosolar integrada en el sistema de generación existente a partir de biomasa. 4. Identificación y definición de las variables que influyen significativamente en el comportamiento energético de la instalación. Se asignan valores a dichas variables y se combinan las diferentes posibilidades, de manera que se obtienen 76 instalaciones diferentes, que constituyen los casos a simular. Se evalúa el rendimiento energético para cada uno de ellos, a través de la variación de la fracción solar obtenida y la producción energética solar por m2. 5. Determinación y aplicación de criterios de viabilidad técnica que permiten seleccionar qué instalaciones presentan mejor comportamiento energético: • Fracción solar anual mínima del 15%. Se consideran las instalaciones cuya producción energética es significativa. • Se tienen en cuenta, para cada rango de superficie, solo aquellas instalaciones en las que incrementando el ratio de acumulación, el incremento de fracción solar sea de al menos un 15%. • Se tienen en cuenta, para cada ratio de acumulación, aquellas instalaciones que incrementando su superficie no supongan una disminución del ratio de producción solar mayor al 20%, Methodology The methodology comprises the following steps: 1. Estimation of two different demand profiles to be supplied: a theoretical design demand that corresponds to the full capacity of the reference network; and a smaller initial demand adapted to the initial operating conditions. In both cases the demand profile is calculated and defined by establishing certain previous assumptions. 2. Selection of three different CSP technologies and definition of their characteristics. Their technical parameters (dimensions, efficiency, flow, etc.) are established as an average, representative value for each technology, calculated on the basis of actual equipment data provided by different manufacturers. 3. Design and implementation in a dynamic simulation program of the hydraulic system and the control system configuration of the power plant, comprising the CSP system integrated into the existing biomass generation system. 4. Identification and definition of the variables that significantly influence the energy performance of the facility. Values are assigned to these variables and the various possibilities are combined so that 76 different solutions are obtained, representing the cases to be simulated. The energy efficiency of each is evaluated by analysing the solar fraction obtained and the solar energy production per sq. metre. 5. Establishment and application of the technical feasibility criteria to select the solutions that offer the best energy performance: • A minimum solar annual fraction of 15%. Only those facilities with significant energy production are taken into account. • For each surface range, only those facilities are considered that, by increasing their accumulation ratio, increase their solar fraction by at least 15%. • For each accumulation ratio, only those facilities are considered that, by increasing their surface area, do not decrease their production ratio by more than 20%, comparing this loss with the production peak value obtained for each accumulation ratio. Having assessed the results of the simulations, fourteen installations are identified as being technically feasible for each demand profile considered. 6. Economic analysis of the selected solutions by calculating the following cost effectiveness indicators: PB (Pay Back), IRR (Internal Return Rate), NPV (Net Present Value) and LCoHC (Levelised Cost of Heating/Cooling). This analysis is carried out from the point of view of two kinds of investors: end users and ESCOs. 7. Establishment and application of the economic criteria that allow the best technology solution to be selected: • PB < 15 years • NPV > 0 • Maximum IRR Central de la Zona Franca de la red urbana de calor y frío de Ecoenergies Barcelona | Ecoenergies’ DHC network in the Zona Franca plant in Barcelona
RkJQdWJsaXNoZXIy Njg1MjYx