ESTUDIO DE COGENERACION Y PREFACTIBILIDAD EN LA …

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ESTUDIO DE COGENERACION Y PREFACTIBILIDAD EN LA

INDUSTRIA CARTONERA EN CARTONES AMERICA S.A.

BONNY PATRICIA REYNEL LOPEZ

CORPORACION UNIVERSITARIA AUTONOMA DE OCCIDENTE

DIVISION DE INGENIERIA

PROGRAMA DE INGENIERIA MECANICA

SANTIAGO DE CALI

1999

2

ESTUDIO DE COGENERACION Y PREFACTIBILIDAD EN LA

INDUSTRIA CARTONERA EN CARTONES AMERICA S.A.

BONNY PATRICIA REYNEL LOPEZ

Trabajo de grado para optar el título de

Ingeniero Mecánico

Director

HEBERTH JARAMILLO DIAZ

Ingeniero Mecánico

CORPORACION UNIVERITARIA AUTONOMA DE OCCIDENTE

DIVISION DE INGENIERIAS

PROGRAMA DE INGENIERIA MECANICA

SANTIAGO DE CALI

1999

3

NOTA DE ACEPTACION

Meritorio por el comité de Grado en

cumplimiento con los requisitos exigidos

por la Corporación Universitaria Autónoma

de Occidente para optar el título de Ingeniero

Mecánico.

HEBERTH JARAMILLO DIAZ

DIRECTOR DE TESIS

JULIO SINKO

JURADO

HECTOR ENRIQUE JARAMILLO

JURADO

Santiago de Cali, Noviembre de 1999

4

DEDICATORIA

A Dios por darme ese aliento de vida cada

vez que sentía desfallecer, gracias por

usar esas miles de personas y situaciones

para mi bendición.

A mis padres y hermanas por su apoyo

incondicional en todos los momentos de

mi vida, gracias por ayudarme a escalar

este peldaño tan importante.

A mis compañeros de estudio y amigos

por ser para mí ese símbolo de solidaridad

y amistad, En especial a la Familia Marínez

López.

Muchas gracias.

BONNY PATRICIA

5

AGRADECIMIENTOS

La autora expresa sus más sinceros agradecimientos a:

HEBERTH JARAMILLO, Ingeniero Mecánico, Jefe del área de Térmicas en la

Corporación Universitaria Autónoma de Occidente y director de este proyecto

de grado, por su colaboración y sus valiosas orientaciones.

JUAN ANDUJAR, Gerente de Proyectos de Cartones América S.A, por

haberme permitido realizar el estudio en tan prestigiosa empresa, además de

su gran amabilidad e interés en el desarrollo de este.

CARLOS EDUARDO RONCANCIO, Ingeniero Mecánico, Profesor del área de

Térmicas en la Corporación Universitaria Autónoma de Occidente, por ese

espíritu de colaboración y esas enseñanzas futuras para mi vida profesional,

además de su gran ayuda en la elaboración de este proyecto.

NESTOR ARTURO PINCAY, Ingeniero Mecánico, Profesor del área de

Térmicas en la Corporación Universitaria Autónoma de Occidente, por su interés

y colaboración en el desarrollo del estudio.

La Corporación Universitaria Autónoma de Occidente y a todos los profesores

que durante la carrera me brindaron sus conocimientos.

Y a cada una de las personas y empresas que de una u otra forma colaboraron

para realizar esta obra.

6

TABLA DE CONTENIDO

Pág

RESUMEN 12

INTRODUCCION 13

1. COGENERACION 15

1.1 INICIOS DE LA COGENERACION 15

1.2 INGENIERIA Y COGENERACION 15

1.3 USO BASICO DE LA ENERGIA EN LA EMPRESA PAPELERA 16

1.4 ESQUEMAS DE COGENERACION 16

1.4.1 MOTOR DE COMBUSTION 16

1.4.2 TURBINA DE GAS 18

1.4.3 TURBINA DE VAPOR 22

1.4.4 CICLO COMBINADO 24

2. ANALISIS ENERGETICO DE LA EMPRESA 26

2.1 SELECCION DE LOS DIAS TIPO 26

2.2 CONSUMO ENERGIA ELECTRICA 27

2.3 CONSUMO ENERGIA TERMICA 31

2.4 CURVAS DE FRECUENCIA ACUMULADA 31

3. CRITERIOS PARA LA SELECCION DEL EQUIPO 38

3.1 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA 38

3.2 TURBINA A GAS 39

7

4. CALCULO DEL AHORRO ENERGETICO 40

4.1 AHORRO ENERGETICO SIN EXCEDENTES DE ENERGIA

COGENERADA CON MOTOR DE COMBUSTRION INTERNA 40

4.1.1 AHORRO DE LA ENERGIA PRIMARIA 41

4.1.2 TASA DE COBERTURA ELECTRICA 41

4.1.3 TASA DE COBERTURA TERMICA 41

4.1.4 RELACION CALOR ELCTRICIDAD 41

4.2 AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA

COGENERADA CON TURBINA A GAS DE 4MW 42




4.2.4 RELACION CALOR ELECTRICIDAD 43

4.3 AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA

COGENERADA CON TURBINA A GAS DE 6MW 44




4.3.4 RELACION CALOR ELECTRICIDAD 45

5. ANALISIS DE AHORRO ECONOMICO 47

5.1 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA 47

5.2 TURBINA A GAS 47

6. INVERSION DEL PROYECTO 59

6.1 INVERSION DEL PROYECTO TURBINA DE 4 MW 59

6.2 INVERSION DEL PROYECTO TURBINA DE 6 MW 60

8

7. AHORRO ECONOMICO DEL PROYECTO 61

7.1 TURBINA A GAS DE 4 MW 61


8. CALCULO TIR 64



9. CONCLUSIONES 65

10. RECOMENDACIONES 66

11. BIBLIOGRAFIA 67

ANEXOS

9

LISTA DE TABLAS

Pág

Tabla 1. Clasificación de producción y días tipo 26

Tabla 2. Clasificación de los días tipo y días al año 26

Tabla 3. Información de las calderas 27

Tabla 4. Frecuencia acumulada eléctrica en intervalos de 1 hora

con días tipo y potencia instalada 28

Tabla 5. Demanda eléctrica diaria y anual 29

Tabla 6. Consumo de la potencia eléctrica en forma porcentual 30

Tabla 7. Distribución de porcentaje de consumo de energía eléctrica

en la planta 27

Tabla 8. Frecuencia acumulada térmica en galones en intervalos de 2

horas con días tipo y potencia instalada 32

Tabla 9. Frecuencia acumulada térmica en KW en intervalos de 2 horas

con días tipo y potencia instalada 33

Tabla 10. Demanda térmica diaria y anual 34

Tabla 11. Consumo de la potencia térmica en forma porcentual 35

Tabla 12. Tabla comparativa de ahorro energético 46

Tabla 13. Tabla comparativa entre la potencia eléctrica demandada y la

Potencia eléctrica cogenerada con Turbina a Gas de 4MW 49

Tabla 14. Tabla comparativa entre la potencia térmica demandada y la

Potencia térmica cogenerada con Turbina a Gas de 4MW 52

Tabla 15. Tabla comparativa entre la potencia eléctrica demandada y la

Potencia eléctrica cogenerada con Turbina a Gas de 6MW 54

Tabla 16. Tabla comparativa entre la potencia térmica demandada y la

Potencia térmica cogenerada con Turbina a Gas de 6MW 57

10

Tabla 17. Inversión del proyecto Turbina a Gas 4 MW 59

Tabla 18. Inversión del proyecto Turbina a Gas 6 MW 60

Tabla 19. Ahorro económico del proyecto Turbina a Gas de 4 MW 61

Tabla 20. Ahorro económico del proyecto Turbina a Gas de 6 MW 62

Tabla 21. TIR Turbina a Gas de 4 MW 64

Tabla 22. TIR Turbina a Gas de 6 MW 64

11

LISTA DE GRAFICOS

Pág

Gráfico 1. Esquema de cogeneración con Motor de Combustión

Interna 17

Gráfico 2. Esquema de Turbina de Gas 19

Gráfico 3. Esquema de Turbina de Gas en Secadero 20

Gráfico 4. Esquema de Turbina de Gas en Horno 21

Gráfico 5. Esquema de cogeneración con Turbina a Vapor 23

Gráfico 6. Esquema de cogeneración con Ciclo Combinado 25

Gráfico 7. Curva de frecuencia acumulada Demanda Eléctrica 36

Gráfico 8. Curva de Frecuencia acumulada Demanda Térmica 37

Gráfico 9. Sistema de ahorro energético sin excedentes de energía

Cogenerada con M.C.I. 40

Gráfico 10. Sistema de ahorro energético con excedentes de energía

Turbina a Gas de 4 MW 42

Gráfico 11. Sistema de ahorro energético con excedentes de energía

Turbina a Gas de 6 MW 44

Gráfico 12. Diagrama del Ahorro económico de la Inversión 63

Gráfico 13. Diagrama de flujo de Cartones América S.A. 64

12

RESUMEN

La cogeneración es la generación simultanea de energía mecánica o eléctrica y

térmica con la misma fuente de energía primaria.

La cogeneración busca aprovechar el calor que emiten las centrales térmicas,

para producir energía mecánica ó eléctrica.

El estudio de cogeneración y prefactibilidad en la Industria Cartonera en

Cartones América S.A., consiste en recopilar datos e información que nos

permitan llegar a ver si es posible establecer un sistema de cogeneración.

Como segundo paso se llevará a cabo un análisis energético teniendo en

cuenta los siguientes aspectos:

La capacidad instalada eléctrica y térmica.

Consumos y costos mensuales de electricidad y combustible.

Los perfiles de demanda horaria.

La estimación de curvas de demanda.

Elección del equipo.

Con los resultados obtenidos anteriormente, se evaluará la posibilidad de

implementar la cogeneración en Cartones América S.A.

13

INTRODUCCION

A principios de siglo los sistemas de cogeneración, producían más del 50% de

la energía demandada por la industria. Sin embargo este porcentaje cayó al

15% en los años 50 y hasta menos del 5% en los 70.

La cogeneracíon moderna es un sistema tecnológico que incorpora diferentes

principios, entre ellos la competitividad y la disminución de emisiones

contaminantes; los cuales están contemplados en las políticas de globalización

económica regional, así como la política internacional, orientada a buscar un

desarrollo sostenible.

El objetivo básico es aprovechar el combustible usado para cubrir las demandas

térmicas de vapor ó de calor previamente en la generación de electricidad.

Hay diversos sistemas de cogeneración, según el orden en que se efectúe la

producción de energía eléctrica y calorífica se distinguen entre:

1. Procesos de cabeza ó sistemas superiores (“topping cycles”): son aquellos

cuando la energía para producir la electricidad ó el trabajo mecánico se

extrae de una corriente de energía térmica anterior a un proceso.

2. Procesos de cola ó sistemas inferiores (botting cycles”): son aquellos

cuando la electricidad ó la energía mecánica se extraen de la corriente

térmica proveniente de un proceso.

Todos los sistemas de cogeneración tienen los siguientes elementos comunes:

A) Fuentes de energía primaria

Gas natural

Combustibles líquidos

Biogás

Otros combustibles

14

B) Elemento Motor

Turbina de gas

Turbina de vapor

Motores de combustión interna

C) Sistemas de aprovechamiento de la energía calorífica

Caldera convencional

Caldera de recuperación

Secadores

Intercambiadores de calor

D) Sistema de aprovechamiento de la energía mecánica

Generadores Eléctricos

Accionamientos mecánicos (bombas, compresores).

15

1. COGENERACION

1.1 INICIOS DE LA COGENERACION

A partir del desarrollo de la producción de electricidad y la expansión de las

redes eléctricas en los años de 1920, el uso de la cogeneración comenzó a

declinar. Las compañías eléctricas suministraban un servicio más barato y muy

confiable. Otros factores contribuyeron a reducir el empleo de la cogeneración,

tales como el aumento de las legislaciones restrictivas sobre la generación de

electricidad, las políticas de las compañías eléctricas para desestimular la

autocogeneración , el bajo costo de la energía, representando un porcentaje

decreciente de los costos totales, así como de los avances tecnológicos en la

fabricación de calderas compactas.

El panorama energético cambia a partir de la década de los 70, cuando se

revive el interés de la industria por la cogeneración como una fuente estable de

electricidad más barata.

1.2 INGENIERIA Y COGENERACION

La palabra cogeneración es un término que sirve para definir una serie de

procedimientos empleados por los industriales, para cubrir sus propias

necesidades de energía, tanto térmica como mecánica o eléctrica.

Seleccionamos un sistema energético eficiente de cogeneración para satisfacer

las necesidades del proceso industrial, en la empresa papelera.

Para una empresa el hecho de instalar una planta de cogeneración les ocasiona

un costo bastante alto, no sin antes olvidar los beneficios que les generará a

largo plazo una inversión de tecnología y mejoramiento continuo en su proceso,

reduciendo así el costo energético por unidad de producción.

16

El proceso de selección es crítico, el desarrollo de un óptimo diseño es

específico tanto de la planta como del lugar donde se va a instalar.

1.3 USO BASICO DE ENERGIA EN LA EMPRESA PAPELERA

En la empresa Cartones América S.A., se utiliza como combustible crudo de

castilla para producir calor y compra electricidad a las empresas Municipales de

Santiago de Cali.

Actualmente la empresa cuenta en sus instalaciones con 5 calderas

pirotubulares de 250, 300, 600, 600 y 800 BHP, donde el combustible es

quemado para producir gases calientes que son enviados para aplicaciones

directas tales como el secado y la generación de energía mecánica.

La energía eléctrica comprada a las empresas Municipales también se utiliza

para la generación de energía mecánica.

1.4 ESQUEMAS DE COGENERACION

1.4.1 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA

Se aplican fundamentalmente en instalaciones de baja capacidad. Se

producen desde 15 KW de potencia hasta cerca de 20 MW.

Tienen una alta eficiencia (hasta 40%), la cuál se mantiene

aceptablemente a cargas parciales.

La relación calor/electricidad está comprendida entre 1,2 y 1,8

aproximadamente.

Las bandas de potencia cubiertas por este tipo de unidades va desde 15

KWe hasta aproximadamente 25 MWe.

La mayoría de los equipos comerciales que existen en el mercado

suministran agua caliente a una temperatura máxima de 60 - 70 °C o

algo más.

17

Vapor a proceso Válvula de derivación del vapor

Válvula limpiadora

de presión

De la torre de enfriamiento

121°C (máx) A la torre de enfriamiento

Aporte de agua

De la torre de enfriamiento

A la torre de enfriamiento

A = Caldera de vaporización rápida D = Enfriador de aceiteB = Intercambiador de calor E = Depósito de condensadoC = Recuperador de calor de gases de escape

GRAFICO 1. ESQUEMA DE COGENERACION CON MOTOR DE COMBUSTION INTERNA

88 °C (màx)

ESQUEMA DE COGENERACION DE UN MOTOR DIESEL DE AGUASOBRECALENTADA HASTA 121°C Y CALDERA DE VAPORIZACION RAPIDA

Motor Diesel

D

Vapor a 0.55 bar (màx)

113°C(max)

E

C

B

18

Por lo general se fabrican como unidades compactas que fácilmente

pueden asociarse en paralelo para conseguir la potencia total deseada y

temperaturas desde 100 - 120°C, con recuperadores muy eficientes.

La energía térmica recuperable está dispersa (gases, agua de

enfriamiento y aceite).

Su costo de inversión es relativamente bajo, requieren poco espacio, su

instalación es sencilla y se ponen en marcha en poco tiempo.

1.4.2 TURBINAS DE GAS

El gran desarrollo tecnológico que han tenido las turbinas en los últimos

tiempos ha influido en el creciente uso de estos equipos como motores

primarios en sistemas de cogeneración.

La relación calor/electricidad está comprendida entre 2,2 y 3.5

aproximadamente.

Los gases de escape de las turbinas de gas son limpios, poseen una

temperatura del orden de los 350 a 600 °C y un contenido de oxígeno

libre entre el 15 y el 17 %.

Los mismos pueden ser utilizados directamente en procesos ó para la

producción de vapores en calderas recuperadoras. El empleo de

quemadores de postcombustion en las calderas posibilita aumentar la

relación calor/electricidad, así como proporciona una gran flexibilidad

para ajustar la misma a las variaciones de demanda del proceso.

Las potencias disponibles en el mercado se sitúan entre 500 Kwe, o algo

menos, y 250 MWe.

Su vida útil es relativamente baja y requieren de un mantenimiento

especializado.

Los esquemas con turbinas de gas inyectadas con vapor (Ciclo CHENG)

permiten incrementar la potencia, mejorar el rendimiento a cargas

19

COGENERACION CON TURBINA DE GAS

Vapor RecuperaciónCondensados

Caldera de Bombas Agua Recuperacón Alimentación

Economizador

Evaporador

Sobrecalentador

Postcombustión

Entrada Aire de gases

Turbina de Gas

Alternador

Compresor Turbina

Combustible

GRAFICO 2. ESQUEMA DE COGENERACION CON TURBINA DE GAS

DESAGASIFICADOR

Vapor de Proceso

C TM

20

COGENERACION CON TURBINA DE GAS

EN SECADERO

Válvula By Pass

Secadero

AireCombustible

Aire

Turbina de Gas

Alternador

Compresor Turbina

Combustible

GRAFICO 3. ESQUEMA DE COGENERACION CON TURBINA DE GAS EN SECADERO

Sistema dePostcombustión

C TM

21

Horno

Válvula By Pass

Aire

Turbina Equipos de de Gas Postcombusión

Compresor Turbina

Combustible

GRAFICO 4. ESQUEMA DE COGENERACION CON TURBINA DE GAS EN HORNO

COGENERACION CON TURBINA DE GAS EN HORNO

C TM

22

parciales, mayor flexibilidad en el ajuste de la relación

calor/electricidad y una disminución en el impacto ambiental (NOx).

Los esquemas con turbinas a gas son relativamente simples, requieren

poco espacio, su costo es bajo, su instalación es rápida y se ponen en

servicio en poco tiempo.

Presentan baja eficiencia a cargas parciales.

Su capacidad se afecta significativamente con la altitud de la instalación.

Los esquemas con turbinas de gas están limitados en cuanto al

combustible a utilizar, por cuanto los gases de combustión circulan

directamente a través de la turbina.

1.4.3 TURBINAS DE VAPOR

Es muy utilizado por aquellas industrias que consumen vapor a baja

presión.

Los esquemas con turbinas de vapor dominan aún el mercado en

aplicaciones de gran potencia. El rango de potencia de estas turbinas

puede situarse entre 10 y 300 MWe.

La relación calor/electricidad puede variar ampliamente entre 0,3 y 10

aproximadamente.

Los esquemas con turbinas de vapor pueden aprovechar en ocasiones

las calderas existentes, aumentando su presión de trabajo y reduciendo

la inversión inicial necesaria.

Se facilita en estos procesos la producción de vapor de proceso a

diferentes presiones.

Puede utilizar toda gama de combustibles, en particular combustibles

residuales y de bajo costo.

Los esquemas con turbinas de contrapresión poseen una alta relación

calor/electricidad y presentan una estrecha dependencia entre la

potencia generada y el calor demandado por el proceso.

23

Alternador

Turbina deContrapresión

Vapor a Proceso

Vapor Recuperación de Condensados

Bomba Agua de Alimentación

Entrada de Combustible

GRAFICO 5. SISTEMA DE COGENERACION TURBINA DE VAPOR

COGENERACION CON TURBINA DE VAPORDE CONTRAPRESION

Generador de

T

DESAGASIFICADOR

24

Los esquemas con turbinas de extracción condensación permiten

aumentar la relación potencia/calor, pero su costo es mayor y requieren

volúmenes considerables de agua de enfriamiento.

El tiempo de construcción y puesta en marcha es elevado.

Tienen una alta seguridad de operación y una larga vida útil.

No resultan convenientes en procesos que requieren vapor de altos

parámetros ó gases calientes a elevada temperatura para secado directo.

Los costos unitarios de la potencia instalada son altos y aumentan

rápidamente a capacidades bajas.

1.4.4 CICLO COMBINADO

Estos esquemas son la asociación de una turbina de gas y una turbina

de vapor. La variante más utilizada es utilizar los gases de escape de la

turbina de gas para generar vapor en una caldera recuperadora

(con o sin postcombustión) y el vapor generado utilizarlo para el

accionamiento de la turbina de vapor, enviando el vapor de extracciones

y/o de escape de esta al proceso para suplir la demanda de calor.

Su eficiencia es muy alta.

Tiene un mediano costo de inversión.

Posee una alta relación de calor/electricidad.

Tiene una gran flexibilidad de operación par ajustarse a las variaciones

de demanda de potencia y calor.

Están limitados en cuanto al combustible a utilizar, al igual que los

esquemas con turbinas de gas de ciclo simple.

25

COGENERACION CON TURBINAS DE CICLO COMBINADO

Caldera deRecuperaciónMonopresión

Vapor aProceso AP

Posible Postcombustión

Alternador

Turbinade Contrapresión Vapor a

Proceso BPCondensado

Alternador

Compresor Turbina

GRAFICO 6. SISTEMA DE COGENERACION CON TURBINA DE GAS Y TURBINA DE VAPOR

C T

Combustibl

KW

T

26

2. ANALISIS ENERGETICO DE LA EMPRESA

2.1 SELECCION DE LOS DIAS TIPO

Se ha clasificado el consumo energético en Cartones América S.A., de acuerdo

a la producción obtenida durante el primer semestre de 1999, analizando los

días de más alta producción y el máximo consumo energético y térmico de la

empresa.

DIAS TIPO CLASIFICACION POR PRODUCCIÓN

(MOLINO2/MOLINO3)

DT1 LINERS / CORRUGADO MEDIO

DT2 LINERS / LINERS

DT3 CARTULINA BLANCO ESPECIAL / LINERS

DT4 CARTULINA BLANCO ESPECIAL / CORRUGADO MEDIO

DT5 OTROS

Tabla 1. Clasificación de producción y días tipo

Analizamos el primer semestre de 1999 y obtenemos el consumo anual de los

días tipo, de la clasificación por producción.

DIAS TIPO DIAS / SEMESTRE DIAS / AÑO

DT1 57 114

DT2 38 76

DT3 32 64

DT4 17 34

DT5 37 74

TOTAL 181 362

Tabla 2. Clasificación de los días tipo y días al año

27

Teniendo en cuenta la producción se rota el funcionamiento de las calderas:

No CALDERAS PIROTUBULARES FUNCIONAM/ PRESION TRABAJO

1 DISTRAL / 250 HP 29 AÑOS 90 PSI

2 DISTRAL /300 HP 25 AÑOS 100 PSI

5 POWERMASTER / 600 HP 11 AÑOS 125 PSI

6 POWERMASTER / 600 HP 7 AÑOS 125 PSI

7 DONLEE / 800 HP 5 AÑOS 150 PSI

Tabla 3. Información de las calderas

2.2 CONSUMO ENERGIA ELECTRICA

De acuerdo con la información registrada por las empresas municipales sobre el

consumo de energía eléctrica en intervalos de una hora, los días tipo y la

potencia eléctrica, se diseño la tabla de potencia media eléctrica con valores

absolutos y en forma porcentual en las tablas 4,5 y 6 respectivamente.

Con base en la información de los cuadros anteriores se obtuvo la demanda

eléctrica máxima por día tipo y demanda anual, con un valor de 5679 KWh.

(Ver tabla 4).

El porcentaje de consumo de energía de la empresa Cartones América S.A., se

encuentra distribuido de la siguiente manera:

PLANTA % CONSUMO

CALDERAS 5

MOLINO 2 30

MOLINO 3 30

FIBRA ( Refinadores ) 17.5

LINERS 5 ( Refinadores ) 17.5

TOTAL 100

Tabla 7. Distribución del porcentaje de consumo de energía eléctrica en la planta

28

SANTIAGO DE CALI NOVIEMBRE DE 1999

ESTUDIO DE COGENERACION

Locaciòn CARTONES AMERICA S.A.

POT. TERM. INSTALADA 7250 KVA 6597 KWCLASIFICACION DIAS TIPO:

DT1: LINERS/CORRUGADO MEDIO 114DT2: LINERS/LINERS 76DT3: CARTULINA B.E./ LINERS 64DT4: CARTULINA B.E./CORRUGADO MEDIO 34DT5: OTROS 74

POTENCIA ELECTRICA EN EL INTERVALO

DT1 DT2 DT3 DT4 DT5

5522 5096 4772 5378 5270

5391 5117 4262 5398 52295539 5065 4039 5546 52515119 4885 3035 5360 53415400 5090 4300 5296 52425272 5027 4608 5389 51804831 5049 4387 5470 52114914 5135 3789 5391 51955177 5164 5238 5348 38345420 5184 5400 5267 43205445 5137 5326 5180 50875454 4979 5296 3524 51325323 4801 5422 4712 51105395 4975 5431 5117 51775333 4986 5425 5099 49935432 4702 5470 5011 51215409 4824 5549 5227 55605497 4887 5546 5035 54055168 4981 5314 4943 53414608 5040 5621 4999 52632995 5162 5562 5108 52744655 5188 5575 5342 50274932 5218 5679 5319 53915044 5215 5377 5269 5350

123.275 120.907 120.423 123.728 123.304Tabla 4. Frecuencia acumulada eléctrica en intervalos de 1 hora con días tipo y potencia instalada

TOTAL

20 2121 2222 2323 0

16 1717 1818 1919 20

12 1313 1414 1515 16

9 1010 1111 12

6 77 88 9

POTENCIA ELECTRICA EN EL INTERVALO (KW)INTERVALO HORARIO

4 55 6

2 33 4

0 11 2

29



POT. TERM. INSTALADA 7250 KVA 6597 KWCLASIFICACION DIAS TIPO:

DT1: LINERS/CORRUGADO MEDIO 114DT2: LINERS/LINERS 76DT3: CARTULINA B.E./ LINERS 64DT4: CARTULINA B.E./CORRUGADO MEDIO 34DT5: OTROS 74

Tabla 5. Demanda eléctrica diaria y anual.611.637 44.280,602

9.188,932DT 3 120.423 7.707,072

DT 5 123.304 9.124,496TOTAL

DIA TIPODEMANDA ENERGETICA

DIARIA KW ANUAL MW


DT 4 123.728 4.206,752

DT 1 123.275 14.053,350DT 2 120.907

DEMANDA ELECTRICA

30




POT. ELECT. INSTALADA 7250 KVA 6597 KW

CLASIFICACION DIAS TIPO: DIAS/AÑODT1: LINERS/CORRUGADO MEDIO 114DT2: LINERS/LINERS 76DT3: CARTULINA B.E./ LINERS 64DT4: CARTULINA B.E./CORRUGADO MEDIO 34DT5: OTROS 74

DT1 DT2 DT3 DT4 DT5

83.70% 77.24% 72.33% 81.52% 79.88%

81.71% 77.56% 64.60% 81.82% 79.26%

83.96% 76.77% 61.22% 84.06% 79.59%

77.59% 74.04% 46.00% 81.24% 80.96%

81.85% 77.15% 65.18% 80.27% 79.46%

79.91% 76.20% 69.84% 81.68% 78.52%

73.23 5 76.53% 66.49% 82.91% 78.99%

74.48% 77.83% 57.43% 81.71% 78.74%

78.47% 78.27% 79.39% 81.06% 58.11%

82.15% 78.58% 81.85% 79.83% 65.48%

82.53% 77.86% 80.73% 78.52% 77.11%

82.67% 75.47% 80.27% 53.41% 77.79%

80.68% 72.77% 82.18% 71.42% 77.45%

81.77% 75.41% 82.32% 77.56% 78.47%

80.83% 75.57% 82.23% 77.29% 75.68%

82.34% 71.27% 82.91% 75.95% 77.62%

81.99% 73.12% 84.11% 79.23% 84.28%

83.32% 74.07% 84.06% 76.32% 81.93%

78.33% 75.50% 80.55% 74.92% 80.96%

69.84% 76.39% 85.20% 75.77% 79.77%

45.39% 78.24% 84.31% 77.42% 79.94%

70.56% 78.64% 84.50% 80.97% 76.20%

74.76% 79.09% 86.08% 80.62% 81.71%

76.45% 79.05% 81.50% 79.86% 81.09%

POTENCIA ELECTRICA EN EL INTERVALO

23 0

19 2020 2121 2222 23

Tabla 6. Consumo de la Potencia eléctrica en forma porcentual.

15 1616 1717 1818 19

11 1212 1313 1414 15

7 88 9

9 1010 11

3 44 55 66 7

1 22 3

INTERVALO HORARIOPOTENCIA ELECTRICA EN EL INTERVALO (KW)

0 1

31

Posteriormente se diseño la tabla de frecuencia acumulada eléctrica en el cuál

nos muestra la potencia de demanda máxima y mínima con valores de 5679

KW Y 2995 KW, respectivamente. (Ver tabla 4).

2.2 CONSUMO ENERGIA TERMICA

Para el cálculo de la demanda térmica anual se siguió el mismo procedimiento

ver tablas 8,9,10 y 11.

La tabla 9 nos presenta una demanda de energía térmica máxima de 34374 KW

y mínima de 20404 KW.

En la tabla 10 se observa que el valor total de demanda térmica anual es de

120.402,472 MWh.

2.4 CURVAS DE FRECUENCIA ACUMULADA

Con las tablas de frecuencia acumulada y potencia media de demanda se

efectuaron las curvas tanto para la energía térmica como la eléctrica, las cuáles

se pueden observar en los gráficos 7 y 8.

Con los datos de las demandas anuales de las energías, obtenemos que la

relación de calor/electricidad (Rq/e) es: 3,34.

La disponibilidad de las energías primarias en la empresa es óptima, toda vez

que durante el año no sufren de racionamientos eléctricos ni de escasez de

combustible para las calderas.

También su disponibilidad de agua es óptima.

32



POT. TERM. INSTALADA 2250 BHP 2250*33475/3412.2 22073 KW


( 550GAL/H * 8.3453LIB/GAL * 16652.81BTU/LIB ) / 3412.2 BTU/H = 22393 KW

DT1 DT2 DT3 DT4 DT5550 618 725 833 806535 652 762 812 789554 627 745 824 767600 622 764 830 777650 603 820 814 822614 631 836 834 795581 634 842 844 798577 643 820 826 813515 578 815 788 775520 522 802 810 752556 502 793 776 765561 501 787 774 7576813 7133 9511 9765 9416


POTENCIA TERMICA EN EL INTERVALO

INTERVALO HORARIO0 22 44 66 8

POTENCIA TERMICA EN EL INTERVALO ( GAL/H )

Tabla 8. Frecuencia acumulada térmica en Galones en intervalo de 2 horascon días tipo y potencia instalada

8 1010 1212 1414 16

TOTAL

16 1818 2020 2222 24

33




( 550GAL/H * 8.3453 LIB/GAL * 16652.81 BTU/LIB ) / 3412.2 BTU/H = 22400 KW

DT1 DT2 DT3 DT4 DT522400 25170 29527 33926 3282621789 26554 31034 33071 3213422563 25536 30342 33560 3123824436 25332 31116 33804 3164526473 24559 33397 33152 3347825007 25699 34048 33967 3237823663 25821 34296 34374 3250123500 26188 33397 33641 3311220975 23540 33193 32093 3156421178 21260 32664 32989 3062722644 20445 32297 31605 3115722848 20404 32053 31523 30831

277.476 290.508 387.364 397.705 383.491


INTERVALO HORARIOPOTENCIA TERMICA EN EL INTERVALO ( KW )


0 22 44 66 8

Tabla 9. Frecuencia acumulada térmica en KW en intérvalo de 2 horas con días tipo y potencia instalada

8 1010 1212 1414 16

TOTAL

16 1818 2020 2222 0

34






DEMANDA TERMICA

DIA TIPO

DEMANDA ENERGETICA

DIARIA KW ANUAL MW

DT 3

DT 5

Tabla 10. Demanda térmica diaria y anual.

387.364 24.791.296

DT 4 397.705 13.521.970

DT 1 277.476 31.632.264

DT 2 290.508 22.078.608

383.491 28.378.334

TOTAL 1.736.544 120.402.472

35





( 550GAL/H * 8.3453LIB/GAL * 16652.81BTU/LIB ) / 3412.2 BTU/H = 22400 KW

DT1 DT2 DT3 DT4 DT5101.48% 114.03% 133.76% 153.69% 148.71%98.71% 120.30% 140.59% 149.82% 145.58%

102.21% 115.68% 137.46% 152.04% 141.52%110.70% 114.76% 140.96% 153.14% 143.36%119.93% 111.26% 151.30% 150.19% 151.66%113.29% 116.42% 154.25% 153.88% 146.68%107.20% 116.98% 155.37% 155.72% 147.24%106.46% 118.64% 151.30% 152.40% 150.01%95.02% 106.64% 150.37% 145.39% 142.99%95.94% 96.31% 147.98% 149.45% 138.75%

102.58% 92.62% 146.31% 143.18% 141.15%103.51% 92.43% 145.21% 142.81% 139.67%

18 2020 2222 24

10 1212 1414 1616 18

Tabla 11. Consumo de la Potencia térmica en forma porcentual



INTERVALO HORARIOPOTENCIA TERMICA EN EL INTERVALO ( KW )

0 22 44 66 8

8 10

1

C U R VA D E FR EC U EN C IA AC U M U LAD A D EM AN D A ELEC T R IC A

7 0 0

1 4 0 0

2 1 0 0

2 8 0 0

3 5 0 0

4 2 0 0

4 9 0 0

5 6 0 0

1

HORAS/AÑO

KW

8 6 8 87 2 0 1 4 0 2 2 0 9 4 2 8 8 6 3 5 2 2 4 2 1 0 4 9 2 2 5 6 6 6 6 3 4 2

GR A FIC O 7

25

2

C U R V A D E F R E C U E N C IA AC U M U L AD A D E M AN D A T E R M IC A

6000

12000

18000

24000

30000

1

HORA S/A ÑO

KW

812 1412 2120 2808 3576 4280 4964 5648 6256 8688

G R A F IC O 8

26

1

3. CRITERIOS PARA LA SELECCION DEL EQUIPO

3.1 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA

Los criterios que se tuvieron para la selección del equipo fueron:

1) Actualmente la empresa posee una planta Caterpillar de 1135 KW,

alimentada con ACPM, la cuál fue adquirida debido a los racionamientos

eléctricos que se presentaron durante 1992.

Queriendo aprovechar los recursos con que cuenta la empresa se tuvo

en cuenta para desarrollar uno de los estudios de Cogeneración,

buscando proporcionar una reducción en los gastos de inversión.

2) La relación de calor/electricidad (3,34), nos indica que no se encuentra

dentro del rango de selección para Motores de Combustión Interna, sino

para Cogeneración con Turbina a Gas, Turbina a Vapor ó un Ciclo

Combinado, por tal motivo queda descartada esta forma de ahorro

energético, no sin antes olvidar el alto costo del combustible.

3) Las presiones y temperaturas requeridas en el proceso son:

P = 12 PSI T = 190 C

P = 6 PSI T = 160 C

Las altas temperaturas que necesita la empresa no son posibles

obtenerlas con este Motor de Combustión, sería necesario asociar en

paralelo un Motor de mayor potencia y sin embargo el esfuerzo por

generar con un sistema así seria un desperdicio, pues no se generaría un

ahorro económico por el precio del combustible.

2

4) Poco requerimiento de espacio físico y rápida operación.

5) El impacto ambiental proporcionado por el combustible es grande pero

puede ser mejorado a través de aditivos que mejoran la combustión1.

3.2 TURBINA A GAS

Los criterios para la selección del equipo:

1). La relación calor/electricidad (3,34) se encuentra dentro del rango para

un Sistema de Cogeneración con Turbina a Gas.

2). Posee un alto costo de inversión.

3). Estas máquinas trabajan en condiciones nominales dentro de un rango

muy estrecho.

4). Los sistemas a Gas están limitados en cuanto el combustible a utilizar,

por cuanto los gases de combustión circulan directamente a través de la

turbina.

5). El empleo de quemadores postcombustión en las calderas posibilita

aumentar la relación Calor/Electricidad, así como proporciona una gran

flexibilidad para ajustar la misma a las variaciones de demanda del

proceso.

6). Su instalación es rápida y se pone en servicio en poco tiempo.

1 XP3 distribuido por MERQUIAND

3

4 CALCULO DEL AHORRO ENERGETICO

4.1 AHORRO ENERGETICO SIN EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA CON EL MOTOR DE COMBUSTION INTERNA

Red = 5724 KW Ee = 6597 KW

873 Ee (97%)

1455 Et (97%)

Red = 20618 KW Et = 22073 KW

GRAFICO 9. SISTEMA DE AHORRO ENERGETICO SIN EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA CON M.C.I.

CARTONESAMERICA

S.A.

SISTEMA DE

COGENERACION CON M.C.I

4

4.1.1 AHORRO DE LA ENERGIA PRIMARIA

Aep = Energía Primaria (sin cogeneración – con cogeneración)

Aep = ( 6597 + 22073) KW – (873 + 1455) KW

Aep = 28670 KW – 2328 KW

Aep = 26342 KW

4.1.2 TASA DE COBERTURA ELECTRICA

e = Ecg x 100 E

e = 873 KW x 100 6597 KW

e = 13.23 %

4.1.3 TASA DE COBERTURA TERMICA

e = Ecg x 100 E

e = 1455 KW x 100 22073 KW

e = 6.59 %

4.1.4 RELACION CALOR ELECTRICIDAD

= Eg x 100 Ee

= 22073 KW x 100 6597 KW

= 3.34

5

4.2 AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA CON TURBINA A GAS

Red = 2617 KW Ee = 6597 KW

Excedente Ee

3980 Ee (97%) 211.302 KW

13818 Et (97%)

Red = 8255KW Et = 22073 KW

GRAFICO 10. SIS. DE AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA CON TURBINA A GAS DE 4 MW

CARTONESAMERICA

S.A.

SISTEMA DE

COGENERACION CON TURBINA

A GAS

6



Aep = ( 6579 + 22073) KW – ( 3980 + 13818) KW

Aep = 28670 KW – 17798 KW

Aep = 10872 KW


e = Ecg x 100 E

e = 3980 KW x 100 6597 KW

e = 60.33 %


e = Ecg x 100 E

e = 13818 KW x 100 22073 KW

e = 62.60 %


= Eg x 100 Ee

= 22073 KW x 100 6597 KW

= 3.34

7

4.3 AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERADA CON TURBINA A GAS

Red = 777 KW Ee = 6597 KW

Excedente Ee

5820 Ee (97%) 6.248.305 KW

19826 Et (97%)

Red = 2247 KW Et = 22073 KW

GRAFICO 11. SISTEMA DE AHORRO ENERGETICO CON EXCEDENTES DE ENERGIA COGENERAD CON TURBINA A GAS DE 6 MW

CARTONESAMERICA

S.A.

SISTEMA DE

COGENERACION CON TURBINA

A GAS

8



Aep = ( 6597 + 22073) KW – ( 5820 + 19826) KW

Aep = 28670 KW – 25646 KW

Aep = 3024 KW


e = Ecg x 100 E

e = 5820 KW x 100 6597 KW

e = 89.82 %


e = Ecg x 100 E

e = 20440 KW x 100 22073 KW

e = 92.60 %


= Eg x 100 Ee

= 22073 KW x 100 6597 KW

= 3.34

2

SELECCIONADO

MOTOR DE COMB. INT.

TURBINA 4102 KW

TURBINA 6000 KW

TABLA COMPARATIVA DE AHORRO ENERGETICO

TASA DE COBERTURA RELACION CALORAHORRO DE ENERGIA TASA DE COBERTURA

PRIMARIA

EQUIPO

3.34%62.60%60.33%10.872 KW

26.342 KW 13.23% 6.59% 3.34%

3.34%

ELECTRICA TERMICA ELECTRICIDAD

TABLA 12

3.024 KW 89.82% 92.60%

1

5. ANALISIS DEL AHORRO ECONOMICO

5.1 MOTOR DE COMBUSTION INTERNA

No es rentable para la empresa obtener un ahorro energético ni económico con

el Motor de Combustión que adquirieron en 1992 como solución a los

racionamientos eléctricos ocurridos en ese periodo en nuestro País.

Por tal motivo queda eliminada la posibilidad de generar con este equipo,

porque la inversión sería mayor, al instalar en paralelo un Motor de mayor

potencia sería una mala inversión, no sin antes olvidar el alto costo del ACPM

en nuestro País, ya que es un producto importado. Además del impacto

ambiental que este tipo de equipos generan.

5.2 TURBINA A GAS

Esta otra alternativa se escogió por que la relación de calor/electricidad se

encuentra dentro del rango de trabajo obtenido en la empresa Cartones

América S.A.

Al generar con una Turbina a Gas obtenemos ahorro económico pues la

energía comprada a las Empresas Municipales va a ser menor, y la energía

generada a través de la turbina va a ser más eficiente y a menor costo, o en

caso contrario se podría llegar a vender la Energía sobrante del proceso en la

producción del papel.

Además de cumplir con las normas ambientales proyectadas por el Gobierno

Nacional.

A continuación en las tablas 13,14,15 y 16 se podrá ver claramente el análisis

eléctrico y térmico con los 2 sistemas de turbina a gas seleccionados.

2

Y en las tablas 17,18,19,20,21 y 22 encontramos el análisis de al inversión en

dólares, con el cuál podemos hallar la inversión económica del proyecto de

cogeneración y por último hallamos la tasa interna de retorno que nos indica si

el proyecto es viable o no, para los 2 proyectos de cogenración con turbinas de

4 MW y 6 MW respectivamente.

3


Locaciòn :CARTONES AMERICA S.A.Sistema de Cogeneración :Turbina a GasPotencia Cogenerada con eficiencia del 97% : 3980 Kwe

:13.818 Kwt

FRECUENCIA FRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA

ACUMULADA ELECTRICA ELECTRICAELEC. TOTALELECTRICAELEC. TOTALELECTRICAELEC. TOTALELEC. TOTAL

ELECTRICA demandada demandada Cogenerada Cogenerada COMPRADA COMPRADAEXCEDENTE

(Horas/año) # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe KW64 64 5679 363.456 3980 254.720. 1699 108.736 0

128 64 5621 359.744 3980 254.720. 1641 105.024 0

192 64 5575 356.800. 3980 254.720. 1595 102.080. 0

256 64 5562 355.968 3980 254.720. 1582 101.248 0

330 74 5560 411.440. 3980 294.520. 1580 116.920. 0

394 64 5549 355.136 3980 254.720. 1569 100.416 0

458 64 5546 354.944 3980 254.720. 1566 100.224 0

492 34 5546 188.564 3980 135.320. 1566 53.244 0

606 114 5539 631.446 3980 453.720. 1559 177.726 0

720 114 5522 629.508 3980 453.720. 1542 175.788 0

834 114 5497 626.658 3980 453.720. 1517 172.938 0

898 64 5470 350.080. 3980 254.720. 1490 95.360. 0

932 34 5470 185.980. 3980 135.320. 1490 50.660. 0

1046 114 5454 621.756 3980 453.720. 1474 168.036 0

1160 114 5445 620.730. 3980 453.720. 1465 167.010. 0

1274 114 5432 619.248 3980 453.720. 1452 165.528 0

1338 64 5431 347.584 3980 254.720. 1451 92.864 0

1402 64 5425 347.200. 3980 254.720. 1445 92.480. 0

1466 64 5422 347.008 3980 254.720. 1442 92.288 0

1580 114 5420 617.880. 3980 453.720. 1440 164.160. 0

1694 114 5409 616.626 3980 453.720. 1429 162.906 0

1768 74 5405 399.970. 3980 294.520. 1425 105.450. 0

1882 114 5400 615.600. 3980 453.720. 1420 161.880. 0

1946 64 5400 345.600. 3980 254.720. 1420 90.880. 0

1980 34 5398 183.532 3980 135.320. 1418 48.212 0

2094 114 5395 615.030. 3980 453.720. 1415 161.310. 0

2208 114 5391 614.574 3980 453.720. 1411 160.854 0

2282 74 5391 398.934 3980 294.520. 1411 104.414 0

2316 34 5391 183.294 3980 135.320. 1411 47.974 0

2350 34 5389 183.226 3980 135.320. 1409 47.906 0

2384 34 5378 182.852 3980 135.320. 1398 47.532 0

2448 64 5377 344.128 3980 254.720. 1397 89.408 0

Tabla 13


ANALISIS ELECTRICO

Tabla comparativa entre la potencia eléctrica demandada y la potencia eléctrica Cogenerada

4


ACUMULADA ELECTRICA ELECTRICAELEC. TOTALELECTRICAELEC. TOTALELECTRICAELEC. TOTALELEC. TOTAL

ELECTRICA demandada demandada cogenerada cogenerada COMPRADA COMPRADA EXCEDENTE

HORAS/AÑO # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe KW

2482 34 5360 182.240. 3980 135.320. 1380 46.920. 0

2556 74 5350 395.900. 3980 294.520. 1370 101.380. 0

2590 34 5348 181.832 3980 135.320. 1368 46.512 0

2624 34 5342 181.628 3980 135.320. 1362 46.308 0

2698 74 5341 395.234 3980 294.520. 1361 100.714 0

2772 74 5341 395.234 3980 294.520. 1361 100.714 0

2886 114 5333 607.962 3980 453.720. 1353 154.242 0

2950 64 5326 340.864 3980 254.720. 1346 86.144 0

3064 114 5323 606.822 3980 453.720. 1343 153.102 0

3098 34 5319 180.846 3980 135.320. 1339 45.526 0

3162 64 5314 340.096 3980 254.720. 1334 85.376 0

3226 64 5296 338.944 3980 254.720. 1316 84.224 0

3260 34 5296 180.064 3980 135.320. 1316 44.744 0

3334 74 5274 390.276 3980 294.520. 1294 95.756 0

3448 114 5272 601.008 3980 453.720. 1292 147.288 0

3522 74 5270 389.980. 3980 294.520. 1290 95.460. 0

3556 34 5269 179.146 3980 135.320. 1289 43.826 0

3590 34 5267 179.078 3980 135.320. 1287 43.758 0

3664 74 5263 389.462 3980 294.520. 1283 94.942 0

3738 74 5251 388.574 3980 294.520. 1271 94.054 0

3812 74 5242 387.908 3980 294.520. 1262 93.388 0

3876 64 5238 335.232 3980 254.720. 1258 80.512 0

3950 74 5229 386.946 3980 294.520. 1249 92.426 0

3984 34 5227 177.718 3980 135.320. 1247 42.398 0

4060 76 5218 396.568 3980 302.480. 1238 94.088 0

4136 76 5215 396.340. 3980 302.480. 1235 93.860. 0

4210 74 5211 385.614 3980 294.520. 1231 91.094 0

4284 74 5195 384.430. 3980 294.520. 1215 89.910. 0

4360 76 5188 394.288 3980 302.480. 1208 91.808 0

4436 76 5184 393.984 3980 302.480. 1204 91.504 0

4510 74 5180 383.320. 3980 294.520. 1200 88.800. 0

4544 34 5180 176.120. 3980 135.320. 1200 40.800. 0

4658 114 5177 590.178 3980 453.720. 1197 136.458 0

4732 74 5177 383.098 3980 294.520. 1197 88.578 0

4846 114 5168 589.152 3980 453.720. 1188 135.432 0

4922 76 5164 392.464 3980 302.480. 1184 89.984 0

4998 76 5162 392.312 3980 302.480. 1182 89.832 0

5074 76 5137 390.412 3980 302.480. 1157 87.932 0

5150 76 5135 390.260. 3980 302.480. 1155 87.780. 0

5224 74 5132 379.768 3980 294.520. 1152 85.248 0

5298 74 5121 378.954 3980 294.520. 1141 84.434 0

5412 114 5119 583.566 3980 453.720. 1139 129.846 0

5488 76 5117 388.892 3980 302.480. 1137 86.412 0

5522 34 5117 173.978 3980 135.320. 1137 38.658 0

5450 74 5110 378.140. 3980 294.520. 1130 83.620. 0

5556 34 5108 173.672 3980 135.320. 1128 38.352 0

ANALISIS ELECTRICO

5


ACUMULADA ELECTRICA ELECTRICA ELEC. TOTAL ELECTRICA ELEC. TOTAL ELECTRICA ELEC. TOTAL ELEC. TOTAL


HORAS/AÑO # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe KW

5590 34 5099 173.366 3980 135.320. 1119 38.046 0

5666 76 5096 387.296 3980 302.480. 1116 84.816 0

5742 76 5090 386.840. 3980 302.480. 1110 84.360. 0

5816 74 5087 376.438 3980 294.520. 1107 81.918 0

5892 76 5065 384.940. 3980 302.480. 1085 82.460. 0

5968 76 5049 383.724 3980 302.480. 1069 81.244 0

6082 114 5044 575.016 3980 453.720. 1064 121.296 0

6158 76 5040 383.040. 3980 302.480. 1060 80.560. 0

6192 34 5035 171.190. 3980 135.320. 1055 35.870. 0

6268 76 5027 382.052 3980 302.480. 1047 79.572 0

6342 74 5027 371.998 3980 294.520. 1047 77.478 0

6376 34 5011 170.374 3980 135.320. 1031 35.054 0

6484 34 4999 169.966 3980 135.320. 1019 34.646 0

6558 74 4993 369.482 3980 294.520. 1013 74.962 0

6634 76 4986 378.936 3980 302.480. 1006 76.456 0

6710 76 4981 378.556 3980 302.480. 1001 76.076 0

6786 76 4979 378.404 3980 302.480. 999 75.924 0

6862 76 4975 378.100. 3980 302.480. 995 75.620. 0

6896 34 4943 168.062 3980 135.320. 963 32.742 0

7010 114 4932 562.248 3980 453.720. 952 108.528 0

7124 114 4914 560.196 3980 453.720. 934 106.476 0

7200 76 4887 371.412 3980 302.480. 907 68.932 0

7276 76 4885 371.260. 3980 302.480. 905 68.780. 0

7390 114 4831 550.734 3980 453.720. 851 97.014 0

7466 76 4824 366.624 3980 302.480. 844 64.144 0

7542 76 4801 364.876 3980 302.480. 821 62.396 0

7606 64 4772 305.408 3980 254.720. 792 50.688 0

7640 34 4712 160.208 3980 135.320. 732 24.888 0

7716 76 4702 357.352 3980 302.480. 722 54.872 0

7830 114 4655 530.670. 3980 453.720. 675 76.950. 0

7944 114 4608 525.312 3980 453.720. 628 71.592 0

8008 64 4608 294.912 3980 254.720. 628 40.192 0

8072 64 4387 280.768 3980 254.720. 407 26.048 0

8146 74 4320 319.680. 3980 294.520. 340 25.160. 0

8210 64 4300 275.200. 3980 254.720. 320 20.480. 0

8274 64 4262 272.768 3980 254.720. 282 18.048 0

8338 64 4039 258.496 3980 254.720. 59 3.776 0

8412 74 3834 283.716 3980 294.520. 0 0 10.804

8476 64 3789 242.496 3980 254.720. 0 0 12.224

8510 34 3524 119.816 3980 135.320. 0 0 15.504

8574 64 3035 194.240. 3980 254.720. 0 0 60.480.

8688 114 2995 341.430. 3980 453.720. 0 0 112.290.

TOTAL EN KW 8.688 611.667 44.280.602 477.600. 34.578.240 136.760. 9.812.870. 211.302TOTAL EN MW 8,688 611,667 44.280,602 477,600.00 35.578,240 136,760.00 9.812,870 211,302

ANALISIS ELECTRICO

6


Locaciòn :CARTONES AMERICA S.A.Sistema de Cogeneración :Turbina a GasPotencia Cogenerada con eficiencia del 97 % : 3.980 Kwe

:13.818 Kwt

Tabla comparativa entre la potencia térmica demandada y la potencia térmica Cogenerada

FRECUENCIA FRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA ENERGIA

ACUMULADA TERMICA TERMICA TERM. TOTAL TERMICA TERM. TOTAL TERM. TOTAL TERM. TOTAL

TERMICA DEMANDADA DEMANDADA COGENERADA COGENERADA APOYO EXCEDENTE

(Horas/año) # D* H/INTV KW KWhe KW KW KWhe KW68 68 34.374 2.337.432 13.818 20.556 939.624 0

196 128 34.296 4.389.888 13.818 20.478 1.768.704 0

324 128 34.048 4.358.144 13.818 20.230. 1.768.704 0

392 68 33.967 2.309.756 13.818 20.149 939.624 0

460 68 33.926 2.306.968 13.818 20.108 939.624 0

528 68 33.804 2.298.672 13.818 19.986 939.624 0

596 68 33.641 2.287.588 13.818 19.823 939.624 0

664 68 33.560. 2.282.080. 13.818 19.742 939.624 0

812 148 33.478 4.954.744 13.818 19.660. 2.045.064 0

940 128 33.397 4.274.816 13.818 19.579 1.768.704 0

1068 128 33.397 4.274.816 13.818 19.579 1.768.704 0

1196 128 33.193 4.248.704 13.818 19.375 1.768.704 0

1264 68 33.152 2.254.336 13.818 19.334 939.624 0

1412 148 33.112 4.900.576 13.818 19.294 2.045.064 0

1480 68 33.071 2.248.828 13.818 19.253 939.624 0

1548 68 32.989 2.243.252 13.818 19.171 939.624 0

1696 148 32.826 4.858.248 13.818 19.008 2.045.064 0

1824 128 32.664 4.180.992 13.818 18.846 1.768.704 0

1972 148 32.501 4.810.148 13.818 18.683 2.045.064 0

2120 148 32.378 4.791.944 13.818 18.560. 2.045.064 0

2248 128 32.297 4.134.016 13.818 18.479 1.768.704 0

2396 148 32.134 4.755.832 13.818 18.316 2.045.064 0

2464 68 32.093 2.182.324 13.818 18.275 939.624 0

2592 128 32.053 4.102.784 13.818 18.235 1.768.704 0

2740 148 31.645 4.683.460. 13.818 17.827 2.045.064 0

2808 68 31.605 2.149.140. 13.818 17.787 939.624 0

2956 148 31.564 4.671.472 13.818 17.746 2.045.064 0

3024 68 31.523 2.143.564 13.818 17.705 939.624 0

3172 148 31.238 4.623.224 13.818 17.420. 2.045.064 0

3320 148 31.157 4.611.236 13.818 17.339 2.045.064 0

3448 128 31.116 3.982.848 13.818 17.298 1.768.704 0

3576 128 31.034 3.972.352 13.818 17.216 1.768.704 0

Tabla 14


ANALISIS TERMICO

7

FRECUENCIA FRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA ENERGIA


TERMICA DEMANDADA DEMANDADA COGENERADA COGENERADA APOYO EXCEDENTE

(Horas/año) # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KWhe KW3724 148 30.831 4.562.988 13.818 17.013 2.045.064 0

3872 148 30.627 4.532.796 13.818 16.809 2.045.064 0

4000 128 30.342 3.883.776 13.818 16.524 1.768.704 0

4128 128 29.527 3.779.456 13.818 15.709 1.768.704 0

4280 152 26.554 4.036.208 13.818 12.736 2.100.336 0

4508 228 26.473 6.035.844 13.818 12.655 3.150.504 0

4660 152 26.188 3.980.576 13.818 12.370. 2.100.336 0

4812 152 25.821 3.924.792 13.818 12.003 2.100.336 0

4964 152 25.699 3.906.248 13.818 11.881 2.100.336 0

5116 152 25.536 3.881.472 13.818 11.718 2.100.336 0

5268 152 25.332 3.850.464 13.818 11.514 2.100.336 0

5420 152 25.170. 3.825.840. 13.818 11.352 2.100.336 0

5648 228 25.007 5.701.596 13.818 11.189 3.150.504 0

5800 152 24.559 3.732.968 13.818 10.741 2.100.336 0

6028 228 24.436 5.571.408 13.818 10.618 3.150.504 0

6256 228 23.663 5.395.164 13.818 9.845 3.150.504 0

6408 152 23.540. 3.578.080. 13.818 9.722 2.100.336 0

6636 228 23.500. 5.358.000. 13.818 9.682 3.150.504 0

6864 228 22.848 5.209.344 13.818 9.030. 3.150.504 0

7092 228 22.644 5.162.832 13.818 8.826 3.150.504 0

7320 228 22.563 5.144.364 13.818 8.745 3.150.504 0

7548 228 22.400. 5.107.200. 13.818 8.582 3.150.504 0

7776 228 21.789 4.967.892 13.818 7.971 3.150.504 0

7928 152 21.260. 3.231.520. 13.818 7.442 2.100.336 0

8156 228 21.178 4.828.584 13.818 7.360. 3.150.504 0

8384 228 20.975 4.782.300. 13.818 7.157 3.150.504 0

8536 152 20.445 3.107.640. 13.818 6.627 2.100.336 0

8688 152 20.404 3.101.408 13.818 6.586 2.100.336 0

TOTAL EN KW 8.688 120.402.472 829.080. 907.464 120.050.784 0TOTAL EN MW 8,688 120.402,472 829,08 907,464 120.050,784 0

ANALISIS TERMICO

8


Locaciòn :CARTONES AMERICA S.A.Sistema de Cogeneración :Turbina a GasPotencia Cogenerada con eficiencia del 97% : 5.820 Kwe

:19.826 Kwt




ELECTRICA demandada demandada Cogenerada Cogenerada COMPRADA COMPRADA EXCEDENTE

(Horas/año) # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe KW64 64 5679 363.456 5820 372.480. 0 0 9.024

128 64 5621 359.744 5820 372.480. 0 0 12.736

192 64 5575 356.800. 5820 372.480. 0 0 15.680.

256 64 5562 355.968 5820 372.480. 0 0 16.512

330 74 5560 411.440. 5820 430.680. 0 0 19.240.

394 64 5549 355.136 5820 372.480. 0 0 17.344

458 64 5546 354.944 5820 372.480. 0 0 17.536

492 34 5546 188.564 5820 197.880. 0 0 9.316

606 114 5539 631.446 5820 663.480. 0 0 32.034

720 114 5522 629.508 5820 663.480. 0 0 33.972

834 114 5497 626.658 5820 663.480. 0 0 36.822

898 64 5470 350.080. 5820 372.480. 0 0 22.400.

932 34 5470 185.980. 5820 197.880. 0 0 13.900.

1046 114 5454 621.756 5820 663.480. 0 0 41.724

1160 114 5445 620.730. 5820 663.480. 0 0 42.750.

1274 114 5432 619.248 5820 663.480. 0 0 44.232

1338 64 5431 347.584 5820 372.480. 0 0 24.896

1402 64 5425 347.200. 5820 372.480. 0 0 25.280.

1466 64 5422 347.008 5820 372.480. 0 0 25.472

1580 114 5420 617.880. 5820 663.480. 0 0 45.600.

1694 114 5409 616.626 5820 663.480. 0 0 46.854

1768 74 5405 399.970. 5820 430.680. 0 0 30.710.

1882 114 5400 615.600. 5820 663.480. 0 0 47.880.

1946 64 5400 345.600. 5820 372.480. 0 0 26.880.

1980 34 5398 183.532 5820 197.880. 0 0 14.348

2094 114 5395 615.030. 5820 663.480. 0 0 48.450.

2208 114 5391 614.574 5820 663.480. 0 0 48.906

2282 74 5391 398.934 5820 430.680. 0 0 31.746

2316 34 5391 183.294 5820 197.880. 0 0 14.586

2350 34 5389 183.226 5820 197.880. 0 0 14.654

2384 34 5378 182.852 5820 197.880. 0 0 15.028

2448 64 5377 344.128 5820 372.480. 0 0 28.352

Tabla 15


ANALISIS ELECTRICO

9

FRECUENCIAFRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA



HORAS/AÑO # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe KW2482 34 5360 182.240. 5820 197.880. 0 0 15.640.

2556 74 5350 395.900. 5820 430.680. 0 0 34.780.

2590 34 5348 181.832 5820 197.880. 0 0 16.048

2624 34 5342 181.628 5820 197.880. 0 0 16.252

2698 74 5341 395.234 5820 430.680. 0 0 35.446

2772 74 5341 395.234 5820 430.680. 0 0 34.446

2886 114 5333 607.962 5820 663.480. 0 0 55.518

2950 64 5326 340.864 5820 372.480. 0 0 31.616

3064 114 5323 606.822 5820 663.480. 0 0 56.658

3098 34 5319 180.846 5820 197.880. 0 0 17.034

3162 64 5314 340.096 5820 372.480. 0 0 32.384

3226 64 5296 338.944 5820 372.480. 0 0 33.536

3260 34 5296 180.064 5820 197.880. 0 0 17.816

3334 74 5274 390.276 5820 430.680. 0 0 40.404

3448 114 5272 601.008 5820 663.480. 0 0 62.472

3522 74 5270 389.980. 5820 430.680. 0 0 40.700.

3556 34 5269 179.146 5820 197.880. 0 0 18.734

3590 34 5267 179.078 5820 197.880. 0 0 18.802

3664 74 5263 389.462 5820 430.680. 0 0 41.218

3738 74 5251 388.574 5820 430.680. 0 0 42.106

3812 74 5242 387.908 5820 430.680. 0 0 42.772

3876 64 5238 335.232 5820 372.480. 0 0 37.248

3950 74 5229 386.946 5820 430.680. 0 0 43.734

3984 34 5227 177.718 5820 197.880. 0 0 20.162

4060 76 5218 396.568 5820 442.320. 0 0 45.752

4136 76 5215 396.340. 5820 442.320. 0 0 45.980.

4210 74 5211 385.614 5820 430.680. 0 0 45.066

4284 74 5195 384.430. 5820 430.680. 0 0 46.250.

4360 76 5188 394.288 5820 442.320. 0 0 48.032

4436 76 5184 393.984 5820 442.320. 0 0 48.336

4510 74 5180 383.320. 5820 430.680. 0 0 47.360.

4544 34 5180 176.120. 5820 197.880. 0 0 21.760.

4658 114 5177 590.178 5820 663.480. 0 0 73.302

4732 74 5177 383.098 5820 430.680. 0 0 47.582

4846 114 5168 589.152 5820 663.480. 0 0 74.328

4922 76 5164 392.464 5820 442.320. 0 0 49.856

4998 76 5162 392.312 5820 442.320. 0 0 50.008

5074 76 5137 390.412 5820 442.320. 0 0 51.908

5150 76 5135 390.260. 5820 442.320. 0 0 52.060.

5224 74 5132 379.768 5820 430.680. 0 0 50.912

5298 74 5121 378.954 5820 430.680. 0 0 51.726

5412 114 5119 583.566 5820 663.480. 0 0 79.914

5488 76 5117 388.892 5820 442.320. 0 0 53.428

5522 34 5117 173.978 5820 197.880. 0 0 23.902

6450 74 5110 378.140. 5820 430.680. 0 0 52.540.

5556 34 5108 173.672 5820 197.880. 0 0 24.208

ANALISIS ELECTRICO

10

FRECUENCIAFRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA ENERGIA



HORAS/AÑO # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe KW5590 34 5099 173.366 5820 197.880. 0 0 24.514

5666 76 5096 387.296 5820 442.320. 0 0 55.024

5742 76 5090 386.840. 5820 442.320. 0 0 55.480.

5816 74 5087 376.438 5820 430.680. 0 0 54.242

5892 76 5065 384.940. 5820 442.320. 0 0 57.380.

5968 76 5049 383.724 5820 442.320. 0 0 58.596

6082 114 5044 575.016 5820 663.480. 0 0 88.464

6158 76 5040 383.040. 5820 442.320. 0 0 59.280.

6192 34 5035 171.190. 5820 197.880. 0 0 26.690.

6268 76 5027 382.052 5820 442.320. 0 0 60.268

6342 74 5027 371.998 5820 430.680. 0 0 58.682

6376 34 5011 170.374 5820 197.880. 0 0 27.506

6484 34 4999 169.966 5820 197.880. 0 0 27.914

6558 74 4993 369.482 5820 430.680. 0 0 61.198

6634 76 4986 378.936 5820 442.320. 0 0 63.384

6710 76 4981 378.556 5820 442.320. 0 0 63.764

6786 76 4979 378.404 5820 442.320. 0 0 63.916

6862 76 4975 378.100. 5820 442.320. 0 0 64.220.

6896 34 4943 168.062 5820 197.880. 0 0 29.818

7010 114 4932 562.248 5820 663.480. 0 0 101.232

7124 114 4914 560.196 5820 663.480. 0 0 103.284

7200 76 4887 371.412 5820 442.320. 0 0 70.908

7276 76 4885 371.260. 5820 442.320. 0 0 71.060.

7390 114 4831 550.734 5820 663.480. 0 0 112.746

7466 76 4824 366.624 5820 442.320. 0 0 75.444

7542 76 4801 364.876 5820 442.320. 0 0 77.444

7606 64 4772 305.408 5820 372.480. 0 0 67.072

7640 34 4712 160.208 5820 197.880. 0 0 37.672

7716 76 4702 357.352 5820 442.320. 0 0 84.968

7830 114 4655 530.670. 5820 663.480. 0 0 132.810.

7944 114 4608 525.312 5820 663.480. 0 0 138.168

8008 64 4608 294.912 5820 372.480. 0 0 77.568

8072 64 4387 280.768 5820 372.480. 0 0 91.711

8146 74 4320 319.680. 5820 430.680. 0 0 111.000.

8210 64 4300 275.200. 5820 372.480. 0 0 97.280.

8274 64 4262 272.768 5820 372.480. 0 0 99.712

8338 64 4039 258.496 5820 372.480. 0 0 113.984

8412 74 3834 283.716 5820 430.680. 0 0 146.964

8476 64 3789 242.496 5820 372.480. 0 0 129.984

8510 34 3524 119.816 5820 197.880. 0 0 78.064

8574 64 3035 194.240. 5820 372.480. 0 0 178.240.

8688 114 2995 341.430. 5820 663.480. 0 0 322.050.

TOTAL EN KW 8.688 611.667 44.280.602 698.400. 50.564.160. 0 0 6.248.305TOTAL EN MW 7 612 44.280,602 698,400.00 50.564,160. 0 0 6.248,305

ANALISIS ELECTRICO

11


Locaciòn : CARTONES AMERICA S.A.Sistema de Cogeneración : Turbina a GasPotencia Cogenerada con eficiencia del 97% : 5.820 Kwe

19.826 Kwt


FRECUENCIA FRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA


TERMICA demandada demandada COGENERADA COGENERADA APOYO EXCEDENTE

(Horas/año) # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe68 68 34.374 2.337.432 19.826 1.348.168 989.264 0

196 128 34.296 4.389.888 19.826 2.537.728 1.852.160. 0

324 128 34.048 4.358.144 19.826 2.537.728 1.820.416 0

392 68 33.967 2.309.756 19.826 1.348.168 961.588 0

460 68 33.926 2.306.968 19.826 1.348.168 958.800. 0

528 68 33.804 2.298.672 19.826 1.348.168 950.504 0

596 68 33.641 2.287.588 19.826 1.348.168 939.420. 0

664 68 33.560. 2.282.080. 19.826 1.348.168 933.912 0

812 148 33.478 4.954.744 19.826 2.934.248 2.020.496 0

940 128 33.397 4.274.816 19.826 2.537.728 1.737.088 0

1068 128 33.397 4.274.816 19.826 2.537.728 1.727.088 0

1196 128 33.193 4.248.704 19.826 2.537.728 1.710.976 0

1264 68 33.152 2.254.336 19.826 1.348.168 906.168 0

1412 148 33.112 4.900.576 19.826 2.934.248 1.966.328 0

1480 68 33.071 2.248.828 19.826 1.348.168 900.660. 0

1548 68 32.989 2.243.252 19.826 1.348.168 895.084 0

1696 148 32.826 4.858.248 19.826 2.934.248 1.924.000. 0

1824 128 32.664 4.180.992 19.826 2.537.728 1.643.264 0

1972 148 32.501 4.810.148 19.826 2.934.248 1.875.900. 0

2120 148 32.378 4.791.944 19.826 2.934.248 1.857.696 0

2248 128 32.297 4.134.016 19.826 2.537.728 1.596.288 0

2396 148 32.134 4.755.832 19.826 2.934.248 1.821.584 0

2464 68 32.093 2.182.324 19.826 1.348.168 834.156 0

2592 128 32.053 4.102.784 19.826 2.537.728 1.565.056 0

2740 148 31.645 4.683.460 19.826 2.934.248 1.749.212 0

2808 68 31.605 2.149.140. 19.826 1.348.168 808.972 0

2956 148 31.564 4.671.472 19.826 2.934.248 1.737.224 0

3024 68 31.523 2.143.564 19.826 1.348.168 795.396 0

3172 148 31.238 4.623.224 19.826 2.934.248 1.688.976 0

3320 148 31.157 4.611.236 19.826 2.934.248 1.676.988 0

3448 128 31.116 3.982.848 19.826 2.537.728 1.445.120. 0

3576 128 31.034 3.972.352 19.826 2.537.728 1.434.624 0

Tabla 16


ANALISIS TERMICO

12

FRECUENCIA FRECUENCIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA POTENCIA ENERGIA

ACUMULADA TERMICA TERMICA TERM. TOTAL TERMICA TERM. TOTALTERM. TOTAL TERM. TOTAL

TERMICA demandada demandada COGENERADA COGENERADA APOYO EXCEDENTE

(Horas/año) # D* H/INTV KW KWhe KW KWhe KW KWhe3724 148 30.831 4.562.988 19.826 2.934.248 1.628.740. 0

3872 148 30.627 4.532.796 19.826 2.934.248 1.598.548 0

4000 128 30.342 3.883.776 19.826 2.537.728 1.346.048 0

4128 128 29.527 3.779.456 19.826 2.537.728 1.241.728 0

4280 152 26.554 4.036.208 19.826 3.013.552 1.022.656 0

4508 228 26.473 6.035.844 19.826 4.520.328 1.515.516 0

4660 152 26.188 3.980.576 19.826 3.013.552 967.024 0

4812 152 25.821 3.924.792 19.826 3.013.552 911.240. 0

4964 152 25.699 3.906.248 19.826 3.013.552 892.696 0

5116 152 25.536 3.881.472 19.826 3.013.552 867.920. 0

5268 152 25.332 3.850.464 19.826 3.013.552 836.912 0

5420 152 25.170. 3.825.840. 19.826 3.013.552 812.288 0

5648 228 25.007 5.701.596 19.826 4.520.328 1.181.268 0

5800 152 24.559 3.732.968 19.826 3.013.552 719.416 0

6028 228 24.436 5.571.408 19.826 4.520.328 1.051.080. 0

6256 228 23.663 5.395.164 19.826 4.520.328 874.836 0

6408 152 23.540. 3.578.080. 19.826 3.013.552 564.528 0

6636 228 23.500. 5.358.000. 19.826 4.520.328 837.672 0

6864 228 22.848 5.209.344 19.826 4.520.328 689.016 0

7092 228 22.644 5.162.832 19.826 4.520.328 642.504 0

7320 228 22.563 5.144.364 19.826 4.520.328 624.036 0

7548 228 22.400. 5.107.200. 19.826 4.520.328 586.872 0

7776 228 21.789 4.967.892 19.826 4.520.328 447.564 0

7928 152 21.260. 3.231.520. 19.826 3.013.552 217.968 0

8156 228 21.178 4.828.584 19.826 4.520.328 308.256 0

8384 228 20.975 4.782.300. 19.826 4.520.328 211.972 0

8536 152 20.445 3.107.640. 19.826 3.013.552 94.088 0

8688 152 20.404 3.101.408 19.826 3.013.552 87.856 0

TOTAL EN KW 8.688 1.587.114 172.248.288 18.490.548 0TOTAL EN MW 8,688 1.587 172.248,288 18.490,548 0

ANALISIS TERMICO

13

6 INVERSION DEL PROYECTO

6.1 INVERSION PROYECTO TURBINA DE 4 MW

5 YEAR OPERATIONAL / COMMISSIONING SPRES

ARANCEL 15% SOBRE CALDERA (HRSG)

VALOR TOTAL INSTALADO (ESTIMADO)

Tabla 17 Análisis de la inversion Turbina a Gas de 4 MW

CUOTA AÑO ESTIMADACUOTA MES $ 59,696.

$ 716,357.

SPREAD 2.00%INTERESES TOTAL 11.00%

PLAZO AÑOS FINANCIACION 7INTERESES 9.00%

VALOR DE LA INVERSION $ 3.375,616.

$ 3.375,616.COSTO POR KW (U$/kwh) (eficiencia del 97 %) $ 848.

MONTAJE ESTIMADO $ 400,000.ASISTENCIA ARRANQUE ESTIMADO $ 40,000.

COSTO POR KW (eficiencia del 97 %) $ 737

FLETE INTERNO (3%. CIF) $ 78,073.TOTAL CIF SITIO $ 2.935,616.

TOTAL CIF NACIONALIZADO $ 2.857,543.

$ 75,000.GASTOS DE PUERTO (3% .CIF) $ 78,073.

COSTO POR KW (eficiencia 97 %) $ 653.ARANCEL 5% SOBRE TURBINA $ 102,023.

VALOR TOTAL CIF $ 2.602,447.

COSTO POR ekw (eficiencia 97 %) $ 644.FLETE MARITIMO (1,5 % FOB) $ 38,460.

VALOR TOTAL FOB $ 2.563,987.

VALOR TOTAL FOB $ 2.563,987.NUMEROS DE UNIDADES 1

GAS COMPRESSOR (IF APPLY) $ 0.

BATT. CHARGER $ 4,706.$ 23,529.

GENERADOR SW - GEAR & MCC$ 0.DUCT BURNER

$ 109,523.WHRSG (28%) $ 500,000.

COSTO CAPITALSOLAR TAURUS 60 - 5200eKW ISO DOLARES (U$)

PRICE FOB TURBINE (Qty.:) $ 1.932,222.

14

6.2 INVERSION PROYECTO TURBINA DE 6 MW

Tabla 18 Análisis de la inversion Turbina a Gas de 6 MW

CUOTA AÑO ESTIMADA $1.481.149.

2.00%

$ 6.979.500.

INTERESES TOTAL 11.00%

DUCT BURNER $ 0.GAS COMPRESSOR (IF APPLY) $ 0.

FLETE MARITIMO (1,5 % FOB)

VALOR TOTAL FOB $ 5.000.000.NUMEROS DE UNIDADES 1VALOR TOTAL FOB

$ 75.000.

$ 5.000.000.

COSTO POR ekw (eficiencia del 97 %) $ 859.

GASTOS DE PUERTO (3% .CIF)

VALOR TOTAL CIF $ 5.075.000.

COSTO POR KW (eficiencia del 97 %)

$ 152.250.

$ 872.ARANCEL 12% SOBRE TURBINA $ 600.000.

TOTAL CIF NACIONALIZADO $ 5.827.250.

FLETE INTERNO (3%. CIF) $ 152.250.TOTAL CIF SITIO $ 5.979.500.COSTO POR KW $ 996

VALOR DE LA INVERSION

INSTALACION Y OBRAS CIVILES (ESTIMADO) $ 1.000.000.VALOR TOTAL INSTALADO (ESTIMADO) $ 6.979.500.COSTO POR KW (U$/kwh) (eficiencia del 97 %) $ 1200.

CUOTA MES

PLAZO AÑOS FINANCIACION 7INTERESES (ESTIMADOS) 9.00%SPREAD (ESTIMADOS)

$123.429.

COSTO CAPITALZAYRA GT 6000eKW ISO DOLARES (U$)

PRICE FOB TURBINE (Qty.:) $ 5.000.000.

2

7 .1 T U R B IN A A G A S D E 4 M W

P roducc ión TM /año 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500

C onsum o E .E K w h/año 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.60 2 44.280.602 44.280.602 44.280.602 44.280.602

K w h/Ton 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489

C osto E nerg ía U S M $ /año 1 .704 1 .704 1 .704 1 .704 1 .704 1 .704 1 .704 1 .704 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704

U S $ / kw h 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385

P esos / K w h 77

C am bio P esos / U S $1 2000

G enerac ion de V apor Ton / año 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 217.200. 21 7.200 . 217.200 . 217.200 .

Ton V apor/Ton P ape l 2

C onsum o C om bustib le G a lon es/año 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956 .288 2 .956.288 2 .956.288 2 .956.288 2 .956.288 2 .956.288 2 .956.288 2 .956.288

G alones/TonP apel 27

C osto C om bustib le U S $ /año 709 .509 709 .509 709 .509 709 .509 709 .509 709 .509 709 .509 709 .509 709 .509 709.509 709.509 709.509 709.509 709.509 709 .509

U S $ / ga lón 0.24

P esos/ga lón 480

C osto Tota l E nergéticos U S M $ /año 2 .413 2 .413 2 .413 2 .413 2 .413 2 .413 2 .413 2 .413 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413

C O G E N E R A C IO N C O N TU R B IN A D E 4 M W C O N U N A E F IC IE N C IA D E L 97% = 3981 K W

K w h generados/año K w h/año 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585 .885 34 .585.885 34 .585.885 34 .585.885 34 .585.885 34 .585.885

C osto C om bustib le U S M / año 295 295 295 295 295 295 295 295 295 295 295 295 295 295 295

P rec io de l G as U S $ / M M B T U 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2 .5 2.5 2.5 2.5 2.5

C osto anua l ove rhau ls U S M $ 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

C osto anua l m an ten im . U S $0.0015/kw h 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52

C osto de la generac ión U S M $ /año 447 447 447 447 447 447 447 447 447 447 447 447 447 447 447

K w h C om prados /año K w h/año 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694 .717 9 .694.717 9 .694.717 9 .694.717 9 .6 94.717 9 .694.717 9 .694.717 9 .694.717

C osto E . com prada U S $ / año 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373 373

U S $ / kw h 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385 0 .0385

pesos / kw h 77

G enerac ion V apor T .vapor/año 81 .015 81 .015 81 .015 81 .015 81 .015 81 .015 81 .015 81.015 81.015 81.015 81.015 81.015 81.015 81.015 81.015

Lb /h s in quem a sup lem en ta ria 21 .469

Lb /h con quem a sup lem en taria 33.000.

V apor gen . con crudo T .vapor/año 87 .587 87 .587 87 .587 87 .587 87 .587 87 .587 87 .587 87.587 87.587 87.587 87.587 87.587 87.587 87.587 87.587

C osto V ap .gen .crudo U S M $/año 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506 506

C osto to t. ene rgé ticos U S M $/año 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621 1621

A horro /año U S M $/año 792 792 792 792 792 792 792 792 792 792 792 792 792 792 792

T ab la 19

A Ñ O 2001 2002 2003 2004 2005 2006 20142007 2008 2009 2010 2011 2012 2013

7 . A H O R R O E C O N O M IC O D E L P R O Y E C TO

2015

2

7 .2 TU R B IN A A G A S D E 6 M W

P roducción TM /año 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500 90500

C onsum o E .E K w h/año 44.280 .602 44.280.602 44.280 .602 44.280.602 44 .280.602 44.280.602 44 .280.602 44.280.602 44.280.602 44.280 .602 44.280.60 2 44.280 .602 44.280.602 44 .280.602 44.280.602

K w h/Ton 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489 489

C osto E nergía U S M $ /año 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704 1 .704 1.704 1 .704 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704 1.704

U S $ / kw h 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0 .0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0.0385 0 .0385 0.0385 0 .0385 0.0385

P esos / K w h 77

C am bio P esos / U S $1 2000

G enerac ion de V apor Ton / año 217.200. 217.200. 217.200 . 217.200. 217.200. 217.200. 217 .200. 217.200. 217.200. 217.200 . 217.200. 217.200 . 217.200. 217 .200. 217.200.

Ton V apor/Ton P apel 2

C onsum o C om bustib le G a lones/año 2.956.288 2.956.288 2.956.288 2 .956.288 2.956.288 2.956.288 2.956 .288 2.956.288 2.956 .288 2.956.288 2 .956.288 2.956.288 2 .956.288 2.956.288 2 .956.288

G alones/TonP apel 27

C osto C om bustib le U S $ /año 709.509 709 .509 709.509 709.509 709.509 709.509 709 .509 709.509 709 .509 709.509 709.509 709.509 709.509 709.509 709 .509

U S $ / ga lón 0.24

P esos/ga lón 480

C osto Tota l E nergéticos U S M $ /año 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413 2 .413 2.413 2 .413 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413 2.413

C O G E N E R A C IO N C O N TU R B IN A D E 6 M W C O N U N A E F IC IE N C IA D E L 97% = 5820 K W

K w h generados/año K w h/año 50.564.160 50.564 .160 50.564.160 50 .564.160 50.564.160 50 .564.160 50.564 .160 50.564.160 50.564 .160 50.564.160 50 .564.160 50.564.160 50 .564.160 50.564.160 50.564.160

C osto C om bustib le U S M / año 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431 431

P recio de l G as U S $ / M M B T U 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2 .5 2.5 2 .5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2.5 2 .5

C osto anual overhau ls U S M $ 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100 100

C osto anual m anten im . U S $0.0015/kw h 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52 52

C osto de la generación U S M $ /año 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583 583

K w h V endidos /año 6 .283 6.283 6.283 6.283 6.283 6.283 6.283 6 .283 6.283 6 .283 6.283 6.283 6.283 6.283 6.283 6.283

C osto E . V endida U S $ / año 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157 157

U S $ / kw h 0.025 0.025 0.025 0.025 0.025 0.025 0 .025 0.025 0 .025 0.025 0.025 0.025 0.025 0.025 0.025

pesos / kw h 50

G enerac ion V apor T.vapor/año 104.256 104 .256 104.256 104.256 104.256 104.256 104 .256 104.256 104 .256 104.256 104.256 104.256 104.256 104.256 104.256

Lb /h s in quem a sup lem entaria

Lb /h con quem a sup lem entaria

V apor gen . con crudo T.vapor/año

C osto V ap.gen.crudo U S M $/año

C osto to t. energéticos U S M $/año 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857 857

A horro /año U S M $/año 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1 .556 1.556 1 .556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556 1.556

Tabla 20

20072003 2004 2005 2006A Ñ O 2001 2002 2012 2013 2014 20152008 2009 2010 2011

3

AHORRO ECONOMICO DE LA INVERSION

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

PROYECCION EN AÑOS

CO

ST

O D

E E

NE

RG

ET

ICO

S E

N

MIL

ES

DE

DO

LA

RE

S

SIN COGEN

T. 4 MW

T. 6 MW

GRAFICO 12

2

8.1 TURBINA GAS DE 4 MW

TASA INTERNA DE RETORNO

EGRESOS INGRESOS FLUJOUS $ US $ US $

2000 3,625 694 -3,6252001 694 7922002 694 7922003 694 7922004 694 7922005 694 7922006 694 7922007 694 7922008 694 7922009 694 7922010 694 7922011 694 7922012 694 7922013 694 7922014 694 7922015 694 792 i = 20,53

Tabla 21

8.2 TURBINA GAS DE 6 MW

TASA INTERNA DE RETORNO

EGRESOS INGRESOS FLUJOUS $ US $ US $

2000 6,929 694 -6,9292001 694 15562002 694 15562003 694 15562004 694 15562005 694 15562006 694 15562007 694 15562008 694 15562009 694 15562010 694 15562011 694 15562012 694 15562013 694 15562014 694 15562015 694 1556 i = 21,20

Tabla 22

AÑO TIR/AÑO

8. CALCULO TIR

AÑO TIR/AÑO

1

A G U A

C O MB U S T IB

P U L P A R E C U P E R A D A R E C H A Z O A L A B A S U R

R E S IN A S D E C O L O F O N IA R E C H A Z O A L U MB R E

P U L P A C E L U L O S A

F IB R A S E C U N D A R IA

A G U A A D U C H A S F O R MA D O R E S Y E Q U IP O S D E L IMP IE Z A

P U L P A

A L R IO C A L I

A G U A C A N A L E S C A N A L E S Z O N A F IB R A

MO L IN O S

G A S E S A L A A T MO S F E R A D R E N A J E S V IA

E N T R A D A

V A P O R

E V E N T U A L R E B O S E

G R A F I C O 1 3

D I A G R A M A D E F L U J O

A G U A D E F IL T R O S E N S O

C A R T O N E S A M E R IC A S .A .

( M AQ U IN A D E P AP E L )

D E S F IB R A D O R E

S

E Q U IP O S

D E

L IMP IE Z A

T A N Q U E S

D E

A L MA C E N A /T O

D E P U R A D O R E

S

Y

T A N Q U E S

D E

A L MA C E N A /T

R E F IN A D O R E S

T A N Q U E S

D E

A L MA C E N A /T O

C E D A Z O

C E N T R IF U G O F O R MA D O R E S

AV IB R A D O R

C A L D E R A S

1 ,2 ,5 ,6 ,7

V A P O R

S E D IME N T A -

D O R E S

T A N Q U E

A G U A

S O B R A N T E

T A N Q U E

A C ID IF IC A C IO N

" U A S B "

D IG E S T O R

A N A E R O B IC O

L E C H O S D E

S E C A D O

T A N Q U E

A G U A

B L A N C A

F IL T R O S

IN C L IN A D O ST A N Q U E D E

R E C U P E R A C IO N

B O MB A D E

R E C U P E R A C IO N

RE

CH

AZ

OS

A E

XT

RU

SO

RA

"S

EB

RIG

H"

R E C H A Z O S

L IV IA N O S

E X T R U S O R A

"S E B R IG IH T "

B O MB A D E

R E C U P E R A C IO

N

A G U A A G U A

B

**

R E E MB O B IN A -

D O R A

C A L A N O R IOE S MA L T A D O R A

S E C A D O R E S P R E N S A S

T U N E L

S E C A D O R

T U N E L

S E C A D O R

E X T R A C C IO

N

A C P M G L P

C IN T A S D E

R O L L O S D E

S E C A D O R E S

MO L IN O 2

S E C A D O R E S

MO L IN O 3

G A S E S D E

C O MB U S T IO N

BB A G U

R E C U P E R A D

R E C H A Z O S

C O MP A C T A D O S

A "E MS IR V A "

R E C H A Z O S

P E S A D O S

*

A G U A

F R E S C A

D U C H A S

1

9. CONCLUSIONES

1. El estudio de cogeneración con Motor de Combustión, se lleva a cabo

queriendo dar un buen uso de los recursos con que cuenta actualmente

empresa, se concluyó que es un sistema nada rentable para la empresa

Cartones América S.A., sin embargo se ha dejado como parte de material

didáctico.

2. Realizando el proyecto de cogeneración con Turbina a Gas, le generaría a

Cartones América S.A., un ahorro económico anual de 857 mil a 1556 mil

dólares al año, este valor varía dependiendo del tiempo en que se lleve a

cabo la ejecución del proyecto y los precios del combustible (Gas Natural)

y energía eléctrica en el mercado.

3. La tasa interna de retorno del estudio de cogeneración es superior a la

tasa de interés ofrecida por las empresas, de tal manera que esto indica

que es un proyecto donde es muy viable su inversión.

4. La recuperación económica de la inversión es de aproximadamente 5 años,

para los 2 estudios de cogeneración.

2

10. RECOMENDACIONES

1. La eficiencia de las calderas usando crudo de castilla disminuye con el

transcurrir del tiempo de funcionamiento, debido a que las cenizas y

residuos de carbón (hollín) se depositan en las paredes de los tubos

disminuyendo la transferencia de calor, lo que hace necesario una limpieza

frecuente del lado de los humos de la caldera, efecto que no se presenta

con el uso del gas natural.

2. Para poder obtener un estudio mas detallado es necesario que en la

empresa se instalen medidores de flujo, pues actualmente no cuentan con

estos y en algunos casos fue necesario suponer algunos consumos de

vapor y combustible, además que a largo plazo son fuentes que

garantizarán datos más exactos de consumo, pérdidas y rentabilidad en el

proceso del papel.

3. El gas natural es un combustible fósil al que se le pueden encontrar tres

grandes beneficios al medio ambiente con respecto al crudo de castilla:

* No contiene partículas sólidas o materiales inorgánicos debido a que es

prácticamente nula la emisión de partículas volátiles y cenizas.

* El contenido de azufre es mínimo por esto no presenta emisiones de

SO2 , las cuales son características de los quemadores de aceites

combustibles.

* El bajo contenido de carbón y mayor hidrógeno que le crudo representan

bajo emisión CO2 por unidad de energía consumida y mayores de

H2O.

4. El uso del gas natural proporciona muchas ventajas en el mantenimiento

en diversos aspectos como su combustión, operación de los equipos,

mantenimiento y bajas emisiones de contaminantes.

3

11. BIBLIOGRAFIA

CORPORACION UNIVERSITARIA AUTONOMA DE OCCIDENTE,

Diplomado Fuentes Alternas de Energía, 1998.

CORPORACION UNIVERSITARIA AUTONOMA DE OCCIDENTE,

Diplomado Eficiencia Energética en la Industria, 1999.

JUTGLAR I BANYERAS, Lluís. Cogeneración de Calor y Electricidad, Grupo

Editorial Ceac, S.A., 1.996.

UNIVERSIDAD PONTIFICIA BOLIVARIANA, Diseño de Metodologías para

Realización de Auditorias Energéticas, 1987.

UNIVERSIDAD DEL VALLE, Laboratorio Combustión Combustibles, Datos

Poder Calorífico Crudo de Castilla, 1999.

WARK,Kenneth , Termodinámica , Editorial Mc Graw Hill ,Quinta Edición

1995.

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4

ANEXOS

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

18

Referencia Nº 198

CENTRAL ELÉCTRICA NUEVA de la TURBINA de GAS 6MW/50-60hz El engranaje Zarya GT6000 del mecanismo impulsor y de reducción calienta tarifa: alternador sin cepillo 3000, de 2770 kCal/kwh (11000 BTU/kwh) panel 1500 o 1800 de control de la RPM (PMG) de HDSE (los E.E.U.U.)

CARACTERÍSTICAS DEL DISEÑO DEL GTE

El GTE de AB71JI abarca un turbocompresor y una turbina del generador compactados en el marco. El turbocompresor consiste en dos compresores axiales - de bajo y de alta presión - conducidos por dos turbinas independientes – presión baja (L.P.) turbina y alta presión (H.P) turbina respectivamente. Los compresores y las turbinas que fijan los compresores dichos que están en los contornos de la forma dos de la rotación conectados no cinemáticos el uno del otro (un contorno de la presión baja y un contorno de alta presión), que frotan a diversa velocidad rotatoria en cada modo operacional del GTE.OS La turbina del generador situada río abajo de la turbina del L. P. no está conectada cinemática con el turbocompresor. La combustión del combustible se efectúa en la cámara de combustión de un tipo anular. Los tubos de la llama están situados en circunferencia a lo largo del eje del motor e incluidos en la cubierta común. Los compresores, la cámara de combustión y tres turbinas se caven en secuencia y tienen una cubierta portadora común. Para disminuir cargas dinámicas las ayudas del rotor del turbocompresor del c. v. se hacen resistentes y algunas ayudas se caven con humedecer a miembros. El esfuerzo de torsión se transmite de la turbina del generador al generador eléctrico a través del eje de la conexión del tipo, de acoplador del momento del límite y de los acopladores resistentes de la conexión teniendo en cuenta el desalineamiento relativo del GTE y del generador eléctrico. Una disposición se hace de los cojinetes del balanceo como ayudas del compresor y del rotor de turbina para el GTE de AB71JI tan bien como para otros motores de PO " 3AP " haga. La disposición diagramática del GTE de AB71JI se muestra en la hoja 2 del actual apéndice. 1. DATOS PRINCIPALES DEL FUNCIONAMIENTO

19

1,1, nominal salida en generador terminal en atmosférico presión 1.01x103EPa (760 milímetro mercurio), entrada temperatura del aire temperatura gas turbina motor (GTE) ser 288K, (15ºC), aire toma sistema presión pérdida contracorriente desde GTE compresor entrada ser no más que 981 PA (0,010 kgf/cm2) (en ausencia de el intercambiador de calor ) y generador eficacia ser 97,3%, mw 1,1,1. El aumento nominal de la salida se admite en la disminución temperatura del aire de la entrada del GTE debajo de 288 K (15º). Características de salida del GTE dentro de la gama de temperaturas a partir del 213 a 313 K (-60 a + 45ºC). 6,0 1,2, Voltaje nominal, V Apéndice 1 1,3, Frecuencia. Hertzio 10,500 1,4, Dimensiones totales 50 1,5, Lugar del localización Apéndice 2 1,6, Modo de la utilización En las premisas 1,7, Condiciones ambientales permitidas con ejecutarse del turbogenerador Pico, base

1,7,1. Temperatura del aire de la entrada del GTE, (° K) (213 a 318), (°C) ( -60 a 45)

1,7,2. Presión barométrica. Kpa (90 A 106.4) (milímetro de mercurio)(670 a 800)

1,7,3. Temperatura del aire en las premisas de la central eléctrica. (°K) ( 278 a 323) (5 a 50)(°C) 1,8. Tipo de combustible (Diesel o gas natural)

1,8,1. Hora para cambiar a partir de un combustible a otro (solamente cuando el GTE

es inoperante), h (5 a 6) 2. ALCANCE DE LA SALIDA 2,1, GTE de AB 71 JI - tipo 2,2, Marco del generador de la turbina de gas 2,3, Tubo de la ramificación de salida2,1, Eje resistente del GTE con el acoplador del momento del límite

20

2,2, Agrega la unidad 2,3, Unidad del aceite del GTE 2,4, GTE que refresca el ventilador eléctrico 2,5, Turbogenerador de T-6-2PT3.1 - tipo 2,6, Sistema del excitación del generador 2,7, Unidad del aceite del generador 2,8, Unidad del equipo de Electrónico 2,9, Cabina del instrumento 2,10. Panel de control 2,11. Herramientas y kit de los aplicaciones 2,12. Conjunto de la documentación de la operación 3. DATOS DEL FUNCIONAMIENTO DEL GTE DE AB71JI 3,1, Salida de potencia nominal en las condiciones normales según el GOST

20440-75 (ISO2314), MW 6,7 3,2, Características termales y técnicas en las condiciones normales según el GOST

20440-75 (ISO 2314) y salida de potencia nominal 3,2,1.Eficacia,% 32 3,2,2. Relación de transformación de la presión del compresor 13,5 a 14 3,2,3.Temperatura clasificada del gas contracorriente desde la turbina de gas,

(°K) 1.273 (ºC) (1.000) 3,2,4. Los productos de la combustión el caudal en el enchufe de extractor,

kg/s 29 a 31 3,2,5. El gas provee una temperatura en la sección del enchufe del tubo de la

ramificación del extractor (°K) ( 663 a 693) (ºC) (390 a 420) 3,2,6. La eficacia del GTE y la consumición de combustible por hora contra el GTE

accionan el out put al apéndice 3 3,2,7. Cambios de la salida del GTE y su eficacia contra cambios de la pérdida de la

presión del conducto de toma de aire Apéndice 4

21

3,2,8. Temperatura del gas río abajo de la turbina del generador contra salida de potencia del GTE Apéndice 5

3,3, Velocidad de rotación nominal de la eficacia 3,000

3,4. De la turbina del generador (min-1) en las condiciones de la central eléctrica en el modo de salida nominal y bajo adentro I especificado condiciones t. 1,1, no menos que, %es 30,5

3,5, Disminución relativa real de la salida de potencia durante el período entre los 4

reacondicionamientos, no menos que, %es 3,6, Disminución relativa de la eficacia durante el período entre los

reacondicionamientos, no más que, %es 2 3,7, Se admite para instalar unidades del calor inútil en el dict del extractor del gas

del GTE, la salida de potencia del GTE y la eficacia que cambia con la pérdida de la presión de la unidad del calor inútil según el gráfico. Apéndice 6

3,8, GTE que enciende el dispositivo. Un EL del C.. El motor de ACT7-/4-type por el

aire 3,9, El refrescarse de la unidad del envase del GTE , el aire es alimentado por el

ventilador eléctrico 3,10.Características estructurales . Apéndice 7 4. CARACTERÍSTICAS DEL TURBOGENERADOR T-6-2PT3.1 4,1, Salida de potencia activa nominal, MW 6 4,2, Eficacia en la salida nominal, % 97,3 4,3, Corriente nominal, A 412 4,4, Factor de la salida de potencia 0,8 4,5, Velocidad rotatoria, min-1 3,000 o 1500 4,6, Sistema de la excitación Sin cepillo 4,7, Refrigeración por el aire, ciclo abierto, por fansfan cabida en el shafshaft del

generador

5. SISTEMA DE CARBURANTE

22

5,1, Características del combustible Apéndice 8 5,1,1.Gas natural Apéndice 9 5,1,2. Combustible diesel

5,1,3. Presión de gas de combustible contracorriente desde GTE, PA (25.0+0.5)x10 5 (kgf/cm2) (25.0+0.5)

5,1,4. Temperatura del gas de combustible contracorriente desde GTE, K 293 a 313

(ºC) (20 a 40)

5,1,5. Presión de carburante diesel contracorriente desde el GTE en todos los modos incluyendo el srtart-up, PA 1.765x10 5 a 2.942x 10 5

(kgf/cm2) caudal de (1.8 a 3.0) 5,2, combustibles 5,2,1. Caudal máximo del gas de combustible, la salida que está por 20% más arriba

que la salida y el LHV nominales del gas 50.056 kJ/kg (47.423 BTU/kg.),kg./h 1.600

5,2,2. Caudal máximo del combustible diesel, la salida que es por 20% más arriba

entonces la salida y el LHV nominales de combustible 42,000 kJ/kg. (39.841 BTU/kg),Kg/h 1.900

6. SISTEMA LUBRICANTE 6,1, Características del aceite Apéndice 10 6,1,1. Para El GTE: Aceite para el aceite marina de las turbinas de gas MC-8P

Apéndice 11 6,1,2. Para el turbogenerador: Aceite de la turbina de TP-22C-type 1,5 6,2, Pérdidas irrecuperables del aceite del GTE, no más, kg/h 1,5 6,3, Caudal del aceite a través del sistema de aceite del GTE, no más, kg/s 1,1 6,4, Caudal del aceite a través del sistema de aceite del generador, kg/s 200 6,5, Calor rechazado al refrigerador de aceite del GTE, kilovatio 7,8x 10 5 (0,8) 6,6, Presión del aceite en el enchufe de la unidad del aceite del GTE, no más, presión

(4.4 a 5.4)x10 5 del aceite (4,5 a 5,5) 6,7, del PA (kgf/cm2) en la entrada del GTE, PA (kgf/cm2) 283 a 323 (10 a 50)

23

6,8 Temperatura de aceite en la entrada del GTE: - en el start-up K ºC - en el modo nominal K 303 a 323 ºC (30 a 50)

6,9, La temperatura de aceite en el enchufe del GTE no es más que, K 393

(ºC) (120) 7. CONTROL AUTOMÁTICO, VIGILANDO Y SISTEMA 7,1, DEL SISTEMA DE PROTECCIÓN (CAY) PROVISTO POR COMPRESSOR CONTROLS CORPORATION (LOS E.E.U.U.), TIPO DE SERIE 4. 7,1,1. Start-up automático del GTE con change-over al modo de funcionamiento ocioso 7,1,2. Change-over automático del GTE del funcionamiento ocioso al modo de la

operación del regulador 7,1,3. El cambio alejado del GTE preestableció modo de la operación 7,1,4. Automático guardando la turbina del generador preestableciendo la velocidad

rotatoria dentro del rango de los modos de funcionamiento del GTE o el mantenerautomático preestableció salida de potencia en la operación del paralelo con otros generadores.

7,1,5. Regulación automática del voltaje y de la potencia activa del generador eléctrico 7,1,6. Disminución del caudal del combustible por las señales del regulador de la

temperatura del gas 7,1,7. Limitación máxima del caudal del combustible 7,1,8. Atajo normal del combustible por el comando operador 7,1,9. Atajo del combustible de emergencia por las señales de CAY en caso de: que excede la temperatura de gas admisible de la turbina el fracaso de llama en la cámara de la combustión, engrasan la disminución

de presión en el GTE el fracaso de poder eléctrico en el CAY engrasan la disminución de presión debajo del nivel admisible mínimo en el

sistema del automático, que excede la velocidad rotatoria admisible de turbina del generador engrasan la disminución de presión debajo del nivel admisible mínimo en el

sistema de lubricación de generador lubricación sistema debajo del nivel admisible mínimo

alimentan la disminución de presión debajo del nivel del admisible mínimo que excede el nivel de aceite sobre el nivel admisible en el GTE aceite

tanque La emergencia de · en el sistema de estación de poder.

24

7.1.10. el funcionamiento de la juntura con el poder estación telemando sistema 7.2. el tipo de CAY electrónico-electro - hidráulico 7.3. el grado de irregularidad estático de rotor del generador la regulación de velocidad

rotatoria, % de velocidad rotatoria nominal 4 a 5 7.4. el rango de la regulación de rotor de turbina de generador la velocidad rotatoria,

% de velocidad rotatoria nominal 95 a 105 7.5. el insensitivity de sistema de regulación, % de la velocidad rotatoria nominal

no exceder 0.2 8. INDICES DE MANIOBRABILIDAD 8.1. Tiempo para la salida - a y cargando, el min, 10 8.2. Tiempo para salida-a y toma-a la carga llena, min 15 8.3. Tiempo para salida-a y carga urgente, el min, 5 8.4. Tiempo para salida-a y urgente toma-a la carga llena, min 6 8.5. Tiempo de excepto GTE después de su cierre hasta que se refresque abajo, el

min, 5 8.6. el número de salida - altos, cierres y el modo cambia durante el funcionamiento

no limitados 9. LA VIDA DE GTE 9.1. GTE especificó la vida, mientras excluyendo llevando rodante de rotor de GTE

apoya, las veletas de la boquilla y hojas del mooving de ist de la turbina organizan, h 60.000

9.2. especificó la vida del rotor de GTE apoya rumbos, h, 15.000 9.3. especificó vida de boquilla y hojas del mooving de ist de la turbina organice, h

30.000 9.4. el reemplazo de partes, gastado después de la expiración de la vida operacional,

se efectúa a la empresa especializada 10. FUEGO-EXTINGUIENDO EL SISTEMA GTE SE ADOPTA POR CONECTAR CON CARBONE-DIÓXIDO AUTOMÁTICO QUE FUEGO-EXTINGUE EL SISTEMA. EL VOLUMEN SER LLENADO DE EXTINGUIR A AGENTE,EL M3, 20 11. LOS RASGOS ECOLÓGICOS

25

Nox satisfecho en los GTE descarga gases (al 0ºC, presión atmosférica de. 0.1013 Mpa y concentración de convencional de oxigeno de 15% en los productos de la combustión secos), mg/nm3 11.1. al combustible de gas funcionamiento…………………………..150 11.2. al combustible del diesel funcionamiento……………………….300 12. el índices de masa Los turbogenerator de gas amasan, no más, t 13. el término de entrega De la fecha el contrato se pone válido, no más de, meses

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