Planeación y optimización económica de sistemas de

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2007

Planeación y optimización económica de sistemas de generación Planeación y optimización económica de sistemas de generación

distribuida en Usaquén distribuida en Usaquén

Javier Camilo Andrade Moreno Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Andrade Moreno, J. C. (2007). Planeación y optimización económica de sistemas de generación distribuida en Usaquén. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/91

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PLANEACIÓN Y OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA DE SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN USAQUÉN

JAVIER CAMILO ANDRADE MORENO

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2007

PLANEACIÓN Y OPTIMIZACIÓN ECONÓMICA DE SISTEMAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN USAQUÉN

JAVIER CAMILO ANDRADE MORENO

Trabajo Final de Grado para optar por el título de Ingeniero Electricista

Director: FERNANDO GOMEZ GOMEZ

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C. 2007

Facultad de Ingeniería Eléctrica UNIVERSIDAD DE LA SALLE

Javier Camilo Andrade Moreno

Nota de aceptación:

Ing. Fernando Gomez Gomez DIRECTOR DEL PROYECTO

JURADO DEL PROYECTO

JURADO DEL PROYECTO



OBSERVACIONES DE LOS JURADOS



A mis padres y a mi hermana por ser mi compañía y apoyo continuo a lo largo de mi vida, a mi hermano Alexander un ejemplo de fortaleza, y a Jennifer por ser una persona tan maravillosa que le ha aportado demasiado a mi vida.



AGRADECIMIENTOS

A mi director de tesis el Ing. Fernando Gomez por dedicarme su valioso tiempo para complementar mi investigación y resolver grandes dudas. A los jurados por darme su aprobación del tema. Al grupo de docentes de la Facultad de Ing. Eléctrica y demás áreas de formación por todo el conocimiento que me han brindado, y por el gran aporte que me han dado a nivel personal y profesional. Al Ing. Orlando Páez de Codensa por su colaboración y atención que fueron vitales para que este proyecto saliera adelante. A la Universidad de la Salle por ser el lugar que me permitió cumplir el grande sueño de formarme como profesional. A todos mis compañeros y amigos a lo largo de mi carrera por todos los momentos compartidos.



TABLA DE CONTENIDO

Pág.

RESUMEN 19 INTRODUCCIÓN 20

1. GENERALIDADES SOBRE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 21 1.1 DEFINICIÓN DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA 21 1.2 VENTAJAS DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 22 1.2.1 Beneficios de la generación distribuida al usuario y al sistema

eléctrico 23

1.3 BARRERAS INICIALES PARA LA APLICACIÓN DE LA GENERACIÓN

DISTRIBUIDA 23 1.4 APLICACIONES DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 24 1.5 INTERCONEXIÓN DE LA GD CON LA RED ELÉCTRICA 25 1.6 PROYECCIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA 25 1.6 EXPERIENCIA INTERNACIONAL DE LA GENERACIÓN

DISTRIBUIDA 26 1.7 REGULACIÓN ACTUAL EN COLOMBIA FRENTE A LA

GENERACIÓN DISTRIBUIDA 26

2. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA APLICABLES 28



2.1 MICROTURBINAS 29 2.1.1 Aspectos generales de las microturbinas 29 2.1.2 Costos de las microturbinas 30 2.2 TURBINAS A GAS 31 2.2.1 Aspectos generales de las turbinas a gas 31 2.2.2 Costos de las turbinas a gas 32 2.3 MOTORES RECIPROCANTES 33 2.3.1 Aspectos generales de los motores reciprocantes 33 2.3.2 Costos de los motores reciprocantes 34 2.4 COMPARACIÓN DE COSTOS Y CARACTERÍSTICAS DE LAS TECNOLOGÍAS 36 2.5 GENERALIDADES DE LA COGENERACIÓN 37 2.5.1 Beneficios de la cogeneración 37 2.5.2 Elementos de un sistema de cogeneración 38 2.5.3 Generalidades para la selección del sistema 39 2.5.4 Parámetros de diseño 39 2.5.5 Cogeneración Vs generación tradicional 41 2.6 TECNOLOGÍAS DE COGENERACIÓN 41 2.6.1 Con microturbinas 41 2.6.2 Con motores alternativos 42 2.6.3 Con turbinas a gas 42 2.6.4 Calderas para cogeneración 43 2.6.5 Comparación emisiones de CO2 en sistemas de cogeneración 44 2.6.6 Comparación de características típicas en sistemas de cogeneración 45 2.6.7 Costos de sistemas de cogeneración 46 2.6.8 Gas natural como combustible utilizado para la cogeneración 46 2.7 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 47 2.7.1 Principales componentes de una PCH 48 2.7.2 Ventajas de las PCH 48



3. ZONA DE ESTUDIO 49 3.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO 49 3.1.1 Descripción de la Subestación Usaquén 49 3.2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA PROVENIENTE DE LA PCH SANTA ANA 51 3.2.1 Información general de la PCH Santa Ana 51 3.2.2 Características principales PCH Santa Ana 52 3.3 GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LA CLÍNICA SANTA FE 53 3.3.1 Información operativa 53 3.3.2 Condiciones en sitio para diseño 54 3.3.3 Precios en sitio 54 3.3.4 Grupos generadores existentes 54 4. ENFOQUE DE ANÁLISIS 55 4.1 CONCEPTUALIZACIÓN GENERAL 55 4.2 VARIABLES Y PARÁMETROS A CONSIDERAR 55 4.3 CASO BASE 1 58 4.3.1 Datos de entrada considerados 58 4.4 CASO BASE 2 63 4.4.1 selección de la tecnología adecuada 63 4.4.2 Análisis de costos de Inversión 67 4.4.3 Datos de entrada sistema de cogeneración 70 4.5 APLICACIÓN DEL SOFTWARE HOMER EN EL ESTUDIO 73 4.5.1 Aspectos económicos que evalúa Homer 73 4.5.2 Costo anualizado 73 4.5.3 Costo total anualizado 76



4.5.4 Costos de la red 76 4.5.5 Costo de la energía producida 77 4.5.6 Costo presente neto 78 5. SIMULACIONES Y RESULTADOS 79 5.1 SIMULACION CASO BASE 1 79 5.1.1 Resultados iniciales 79 5.1.2 Datos supuestos 81 5.1.3 Resultados obtenidos 82 5.1.4 Análisis de sensibilidad 86 5.2 SIMULACION CASO BASE 2 90 5.2.1 Resultados obtenidos 90

5.2.2 Análisis de sensibilidad 97 6. CONCLUSIONES 100 7. RECOMENDACIONES 101

BIBLIOGRAFÍA 102 ANEXOS 104



LISTA DE TABLAS Pág.

Tabla 1. Comparación de las diferentes tecnologías de GD 36 Tabla 2. Características típicas sistemas cogeneración 45 Tabla 3. Costos de sistemas CHP 46 Tabla 4. Barraje MT 49 Tabla 5. Descripción técnica de la planta 53 Tabla 6. Aspectos que influyen en la variación de Potencia 54 Tabla 7. Precios de facturas de electricidad y gas natural para la clínica 54 Tabla 8. Generadores existentes en la clínica 54 Tabla 9. Datos generales de la PCH Santa Ana 58 Tabla 10. Históricos de generación y de caudal 59 Tabla11. Carga horaria (kW) demandada barra 1.3 60 Tabla 12. Precios promedios horarios 61 Tabla 13. Características sistema CHP en sitio 64 Tabla 14. Aspectos característicos de operación de la turbina Saturn 20 66 Tabla 15. Análisis de costos 70 Tabla 16. Datos de entrada caso base 2 70 Tabla 17. Datos de entrada consumo combustible por kW generado 72

Tabla 18. Resumen de costos sistema de GD con datos reales 79

Tabla 19. CPN y Costo Energía del sistema GD con datos reales 80 Tabla 20. Datos supuestos de la PCH proporcionales a su operación 82



Tabla 21. Resumen de costos sistema GD datos supuestos 83

Tabla 22. CPN y Costo Energía sistema GD datos supuestos 83

Tabla 23. Producción energía eléctrica anual sistema GD datos supuestos 83

Tabla 24. Consumo de energía eléctrica anual sistema GD datos supuestos 84

Tabla 25. Operación PCH sistema GD datos supuestos 84 Tabla 26. Compras y costo energía desde la red datos supuestos 85 Tabla 27. Datos de sensibilidades PCH 87 Tabla 28. Resultados del análisis de sensibilidad 87 Tabla 29. Resumen de costos sistema CHP 91 Tabla 30. CPN y Costo Energía producida sistema CHP 91 Tabla 31. Producción eléctrica promedio del sistema con CHP 91 Tabla 32. Consumo anual de energía eléctrica sistema CHP 92 Tabla 33. Producción anual de energía térmica sistema CHP 92

Tabla 34. Características turbina saturn 20 en operación continua 93

Tabla 35. Resumen de costos sistema CHP optimizado 94 Tabla 36. CPN y costo Energía del sistema CHP optimizado 94 Tabla 37. Producción anual de energía eléctrica sistema CHP optimizado 94 Tabla 38. Producción de energía térmica sistema CHP optimizado 95 Tabla 39. Características de operación turbina en el sistema optimizado 95 Tabla 40. Compras, ventas y costo de la energía desde la red en el año 96 Tabla 41. Sensibilidades para el sistema CHP 98 Tabla 42. Costos de los sistemas CHP más económicos a la red 99



LISTA DE FIGURAS Pág.

Figura 1. Esquema general de un sistema con aplicaciones de GD 22

Figura 2. Tecnologías de GD 28

Figura 3. Partes de una unidad microturbina 29 Figura 4: Turbina convencional de Combustión 31 Figura 5: Gráfica costos instalación turbina a gas 33 Figura 6: Motor de combustión interna a gas 33 Figura 7: Gráfica costos instalación 35 Figura 8. Esquema General de Cogeneración 37 Figura. 9 Cogeneración con microturbina 41 Figura 10 Motor de CI con cogeneración 42 Figura 11. Cogeneración con turbinas de gas 42 Figura 12. Cuadro comparativo de emisiones de CO2 44 Figura 13. Pequeña central hidroeléctrica 47 Figura 14. Diagrama Unifilar s/e Usaquén 50 Figura 15. Unifilares Usaquén 51 Figura 16. Históricos de caudal en L/seg. 59 Figura 17. Curva de carga promedio barra 1.3 en el mes de mayo 62 Figura 18. Gráfica de precios históricos de bolsa 62 Figura 19. Diagrama de flujo proceso de cogeneración turbina Saturn 20 65 Figura 20. Curva de combustible Vs potencia de salida 72 Figura 21. Curva eficiencia Vs potencia de salida 72



Figura 22. Esquema de simulación caso base 1 79

Figura 23. Operación anual PCH del sistema GD con datos reales 80

Figura 24. Producción eléctrica promedio del sistema GD con datos reales 80

Figura 25. Resultados de la simulación del sistema GD con datos reales 81

Figura 26. Producción de energía eléctrica anual sistema GD datos supuestos 84

Figura 27. Operación PCH en el año sistema de GD con datos supuestos 85

Figura 28. Resultados de la simulación sistema GD con datos supuestos 86 Figura 29. Sistema óptimo a una tasa de interés real anual de 7.8% 88 Figura 30. Sistema óptimo a una tasa de interés real anual de 7.3% 88 Figura 31. Sistema óptimo a una tasa de interés real anual de 8.3% 88 Figura 32. Esquema de simulación caso base 2 90 Figura 33. Producción eléctrica promedio mensual de la turbina 91

Figura 34. Producción térmica promedio mensual del sistema CHP 92

Figura 35. Operación continua de la turbina en el año 93 Figura 36. Producción eléctrica promedio mensual sistema optimizado 94

Figura 37. Producción térmica promedio mensual sistema optimizado 95

Figura 38. Operación de la turbina sistema optimizado 96 Figura 39. Comparación de resultados sistema optimizado GD con la red 97 Figura 40. Sistema óptimo para una tasa de interés real anual de 7.8% 98 Figura 41. Sistema óptimo para una tasa de interés real anual de 7.3% 98 Figura 42. Sistema óptimo para una tasa de interés real anual de 8.3% 99



LISTA DE ANEXOS Pág.

ANEXO A. SOFTWARE HOMER 104 ANEXO B. SISTEMAS TÍPICOS DE COGENERACIÓN 114 ANEXO C. INSTALACIÓN GD CON TURBINA SATURN 20 115 ANEXO D. COGENERACIÓN CON TURBINA SATURN 20 116 ANEXO E. CARACTERÍSTICAS TURBINAS CATERPILLAR 117



GLOSARIO Generación Distribuida (GD): Producción de energía eléctrica a pequeña escala, cerca del lugar de consumo DR: Recursos distribuidos. Fuente de energía eléctrica que no está directamente conectada a un sistema de transmisión Carga base: Se utiliza para generar energía eléctrica en forma continua; opera en paralelo con la red de distribución; puede tomar o vender parte de la energía, y usa la red para respaldo y mantenimiento. Proporcionar carga en punta: Se utiliza para suministrar la energía eléctrica en períodos punta, con lo que disminuye la demanda máxima del consumidor, ya que el costo de la energía en este período es el más alto. Planta menor: Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva menor a 20 Mw Se condiciona la comercialización de su energía si es mayor o menor a 10 MW. (Resol CREG 086 de 1996 artículos 1 y 3) Cogeneración: Es el proceso mediante el cual a partir de una misma fuente energética se produce en forma combinada energía térmica y eléctrica, en procesos productivos industriales y/o comerciales para el consumo propio o de terceros y cuyos excedentes pueden ser vendidos o entregados en la red. Se definen 2 clases de cogeneradores según el tipo de oferta que hagan en sus excedentes de energía. Energía Excedente sin Garantía de Potencia: Es la energía producida por el Cogenerador que no tiene asociada una potencia constante y es la energía resultante de las fluctuaciones del consumo propio (Res. CREG 107/1998). Comercializador: Persona cuya actividad principal es la comercialización de energía eléctrica (Res. CREG 070/1998). CREG: Comisión de Regulación de Energía y Gas, organizada como unidad administrativa especial del ministerio de minas y energía, según lo previsto en los artículos 69 de la Ley 142 de 1994, y 21 de la Ley 143 de 1994. Costo de Capital: Es el costo de inversión total del proyecto en su inicio, incluyendo la instalación, obra civil y puesta en marcha. Costo de reemplazo: Es el costo de reemplazar el sistema al final de su vida útil. Esto puede ser diferente al costo de capital inicial porque hay componentes que pueden seguir siendo utilizadas. Se estima un 80% del costo de inversión total.



Costo OYM: Son los costos de operación y mantenimiento anuales del sistema. El precio de energía: El costó de comprar energía desde la red, en US/ kWh, para cada hora durante todo el año. Precio de reventa: El precio de utilidad que le paga al autoproductor el comercializador por la energía que vende a la red. La tasa de reventa tiene aplicación sólo para producir generación excedente. Costo de Interconexión: Es el costo fijo de conexión del sistema de GD a la red. En Colombia no existe un costo fijo, lo que existe es un contrato de conexión que tiene en cuenta las unidades constructivas utilizadas, el pago por pólizas de responsabilidad civil, el depósito para el derecho de acceso al SDL, y un pago anual como reconocimiento de los costos de AOM de los activos del operador de red. Cargo por disponibilidad: Es el cargo que cobra el operador de red por suministrar respaldo del sistema de distribución local. Este es una función de la capacidad, en la actualidad esta tarifa está en $ 7, 000,000 /MVA año (U$ 3,043/MVA año) aproximadamente.

Costo FOB (Free on Board): Este es el valor de referencia para el cálculo de todos los costos, trata de la transferencia de propiedad y riesgo de los equipos al comprador, que se da en el momento de entrega a bordo del buque (o medio de transporte asignado por el comprador), incluyendo los trámites legales a los que haya lugar en cada país de origen de la propiedad, pero no del costo de transporte ni seguros correspondiente al mismo. Costo Cif (Cost insurance freight): Este costo corresponde al material importado y puesto en puerto colombiano antes de la legalización de la importación; conformado de la siguiente manera: Costo DDP (Delivered Duty paid): Este es el costo total de poner la mercancía en su destino final. Generalmente es el comprador quien asume todos los riesgos y gastos relacionado con el transporte de dichos equipos desde el puerto colombiano hasta el lugar convenido incluido los impuestos, derechos y demás cargos oficiales exigidos a la importación de la mercancía, así como costos y riesgos de llevar a cabo las formalidades aduaneras.



SIGLAS

GD: Generación distribuida PCH: Pequeña central hidroeléctrica CHP: Heat and power combined IEEE: Institute of electrical and electronics engineer (Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de Estados Unidos) MEM: Mercado de energía mayorista SDL: Sistema de distribución local CREG: Comisión de regulación de energía y gas ZNI: Zonas no interconectadas UPME: Unidad de planeación minero energética EPRI: Electric Power Research Institute. California, EEUU CIGRE: Consejo Internacional de Grandes Sistemas Eléctricos. París, Francia OFGEM: The Office of Gas and Electricity Markets (Organización Européa) SIN: Sistema Interconectado Nacional NREC: Northern Research and Engineering Corporation (Fabricante microturbinas de Woburn, Massachusetts) GLP: Gas licuado del petróleo IPP: Indice de precios al productor GEI: Gases efecto de invernadero AOM: Administración, operación y mantenimiento CPN: Costo presente neto COE: Cost of energy


Javier Camilo Andrade Moreno 19

RESUMEN

La generación distribuida (GD) es una tecnología que permite producir, almacenar y administrar la energía en el mismo lugar de consumo. Debido a que la GD se esta desarrollando cada vez más y su uso se ha ido incrementando, es importante analizar aspectos acerca de la influencia que puede presentar dentro de un sistema eléctrico, como lo son sus costos de instalación y producción, la regulación actual y la viabilidad de proyectos en un determinado periodo. El aporte de este trabajo de grado es el de determinar si los sistemas de generación distribuida dentro de un sistema eléctrico “Zona Usaquén”, son rentables y viables económicamente, y a su vez analizar las tecnologías aplicables en este lugar. Para la zona se estudia en particular el uso de las pequeñas centrales hidroeléctricas y la cogeneración. La metodología utilizada consistió en cuatro etapas distribuidas de la siguiente manera: en la primera se recopilaron datos generales de la subestación Usaquén, entre ellos los diagramas unifilares para conocer el circuito con Generación distribuida que llega, la pequeña central hidroeléctrica Santa Ana, y las cargas horarias en el año 2006 demandadas por los clientes conectados a la S/E; todo esto con el fin de establecer los lugares específicos de desarrollo del proyecto. Después de haber definido los lugares de estudio, en la segunda etapa se investigaron conceptos, características nominales, costos, tamaños de tecnologías de generación distribuida, y los precios de combustible. En la tercera parte se realizó un reconocimiento del software HOMER que se utilizó como herramienta, para identificar los datos de entrada requeridos, también se analizaron otros aspectos importantes como los cálculos y la evaluación económica que desarrolla. En la cuarta etapa se plantearon los dos casos base, estableciendo las variables a considerar y analizando los criterios a tener en cuenta. Se consiguieron los datos faltantes de entrada y se realizaron los cálculos necesarios para ajustar la información al programa; también se realizaron las respectivas modelaciones de dos sistemas de generación distribuida en la zona elegida, y sus resultados. Finalmente se compararon las alternativas estudiadas con los precios de comprar energía desde la red.



INTRODUCCIÓN

La Generación Distribuida (GD) consiste en generar energía eléctrica en el mismo punto de consumo o en un punto cercano. Debido a sus aplicaciones y a su desarrollo en los últimos años se proyecta como una alternativa para tener en cuenta dentro de un sistema eléctrico. En Estados Unidos y Europa la GD se ha convertido en una solución viable técnica y económicamente para el consumidor porque mejora la confiabilidad del suministro, reduce el numero de interrupciones, aumenta la calidad del servicio, y permite el uso eficiente de la energía, convirtiéndose así en una alternativa importante dentro del concepto de electricidad segura. Este desarrollo no será posible si una reestructuración de las políticas energéticas que permitan a los generadores distribuidos competir en igualdad de condiciones en el mercado eléctrico con las grandes plantas de generación, eliminando posibles barreras regulatorias que puedan afectar la inversión en proyectos de generación distribuida.

En el primer capítulo se observa a nivel general los aspectos más importantes de la generación distribuida, sus ventajas, aplicaciones, proyección y la regulación actual en Colombia frente a la GD. El segundo capítulo describe las tecnologías de generación distribuida aplicables a la zona urbana las cuales son microturbinas, turbinas a gas, motores de combustión interna, los costos, funcionamiento, tamaños, la cogeneración y las pequeñas centrales hidroeléctricas. El tercer capítulo se refiere a la zona de estudio empleada, en este caso Usaquén, en ella se hace una breve descripción de la subestación, de la pequeña central hidroeléctrica Santa Ana que lleva energía distribuida a la S/E, y de la clínica Santa fe un cliente comercial que se alimenta de la misma S/E en donde se estudia la aplicación de la cogeneración. El cuarto capítulo es el enfoque de análisis donde se explica específicamente como se realizó el estudio y como se utilizó el software para desarrollarlo; se exponen los dos casos base que se trabajan, la información operativa y técnica tanto de los lugares de estudio como de las tecnologías que se requiere para hacer el estudio. El quinto capítulo contiene las simulaciones realizadas en el programa, los datos de entrada a los que se les realizó análisis de sensibilidad, y los resultados de cada modelo con sus respectivas consideraciones. El sexto y el séptimo capítulo son las conclusiones y recomendaciones del proyecto.



1. GENERALIDADES SOBRE GENERACION DISTRIBUIDA

1.1 DEFINICION DE GENERACION DISTRIBUIDA

• La generación distribuida se describe de diferentes formas. Para efectos prácticos se definirá como la generación conectada directamente en las redes de distribución por medio de plantas de menor tamaño a las convencionales y un impacto medioambiental mínimo

Otras Definiciones: • Pequeñas unidades de producción conectadas en BT, ubicadas muy

próximas al punto de consumo.1 • Generador eléctrico con facilidades de conexión a una red primaria de

energía eléctrica a través de un punto común de acople; subconjunto de DR. (DR (Recursos distribuidos): fuente de energía eléctrica que no está directamente conectada a un sistema de transmisión. Incluye ambos, generadores y tecnologías de almacenamiento de energía).2

• Almacenamiento de energía eléctrica a pequeña escala, lo mas cercano

posible al centro de carga, con la opción de interactuar (comprar o vender), con la red eléctrica y en algunos casos considerando la máxima eficiencia energética.3

Según su capacidad se puede clasificar de la siguiente manera: Menores a 1,000 kW Mayores a 1,000 kW y menores a 5,000 kW Mayores a 5,000 kW y menores a 20,000 kW En algunos casos se habla de generación distribuida en plantas menores de 50,000 kW (Pero generalmente sólo llega a los 20,000 kW).

1 GD: perspectivas e impacto sobre la red de distribución, Mario Cebreiro 2 Expansión de la red, Terry Jones-Edward Petrie, Revista ABB Nº 3/2000 pág. 13-21. 3 Comisión Nacional para el ahorro de energía, México, Junio de 2006



1.2 VENTAJAS DE LA GENERACION DISTRIBUIDA Según los autores Stamattios Diolettas y J. Lloveras “La amplia variedad de estas tecnologías permite elegir cual se debe utilizar según el lugar en el que se localice, si se encuentra dentro de la red de distribución local o no, o donde se presenta disponibilidad de recursos; para seleccionar la mas eficiente se debe tener en cuenta los factores que influyen para su funcionamiento y su instalación. La tecnología de la GD es modular y puede ser producida en masa por la industria. Esto significa que sus costos bajarán con la producción masiva. La decisión de uso de la GD por una empresa eléctrica, ayuda a afrontar los problemas del aumento de la demanda en regiones urbanas o rurales y disminuye drásticamente las pérdidas de energía en el transporte y la distribución. Generadores pequeños interconectados, pueden ofrecer un servicio fiable ya que la probabilidad de un fallo de todos es muy baja. Cuando uno falla es muy fácil para los otros compartir la carga.

Figura 1. Esquema general de un sistema con aplicaciones de GD

Fuente: Portal de energías renovables y ahorro energético www.renovae.org/eficienciaenergetica En los países menos desarrollados la GD puede ser el nuevo paradigma para satisfacer rápidamente y con eficacia la creciente demanda. Contrario a la generación tradicional, la GD puede suministrar energía casi inmediatamente, o bien donde esta se necesita urgentemente o a regiones remotas.” 4

4 Las ventajas de la generación eléctrica distribuida, Stamatios Diolettas, J. Lloveras doctorado Universidad politecnica de Cataluña, Escuela superior de ingenieros industriales Junio 15 - 18/06



1.2.1 Beneficios de la generación distribuida al usuario y al sistema eléctrico El auge de los sistemas de GD se debe a los beneficios inherentes a la aplicación de esta tecnología, tanto para el usuario como para la red eléctrica. A continuación se listan algunos de los beneficios: a) Beneficios para el usuario

• Incremento en la confiabilidad • Aumento en la calidad de la energía • Reducción del número de interrupciones • Uso eficiente de la energía • En algunos casos menor costo de la energía (cuando se utilizan los vapores

de desecho, o por el costo de la energía eléctrica en horas pico) • Donde se tiene el recurso hay uso de energías renovables • Facilidad de adaptación a las condiciones del sitio • Disminución de emisiones contaminantes

b) Beneficios para el suministrador • Reducción de pérdidas en transmisión y distribución • Abasto en zonas remotas • Libera capacidad del sistema • Proporciona mayor control de energía reactiva • Mayor regulación de tensión • Disminución de inversión • Menor saturación • Reducción del índice de fallas

1.3 BARRERAS INICIALES PARA LA APLICACIÓN DE LA GENERACIÓN

DISTRIBUIDA

• La GD se caracteriza por tener altos costos iniciales, por lo tanto es necesaria en algunos casos la financiación de la inversión inicial.

• Compartiendo la opinión con el autor Eisenhower Martinez, “la falta de

conocimiento y experiencia del personal técnico y profesional nacional para la instalación, mantenimiento y reparación, de algunos sistemas de generación distribuida, así como una carencia de las redes de comercialización de equipos y repuestos existentes para los sistemas convencionales” 5

5 Análisis del entorno de la GD en Colombia: viabilidad y reglamentación, Eisenhower Martinez – Oscar Mora, proyecto de grado Universidad de la Salle 2002.



• Por el cambio en la topología del sistema eléctrico, derivado de la conexión de equipos de generación distribuida en la red local se tendría que pensar si no en cambiar, en revisar y optimizar los ajustes de las protecciones eléctricas, para conservar su coordinación en las subestaciones correspondientes.6

• Políticas de precios y estructuras de tarifas de los mercados.7

• En algunos casos el cliente tiene que funcionar y mantener la instalación, y

sobre todo asegurar el suministro del combustible para las instalaciones diferentes de las de energía renovable.

1.4 APLICACIONES DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA

La aplicación de una u otra tecnología en la GD depende de los requerimientos particulares del usuario. Los arreglos tecnológicos más usuales se citan a continuación:

Carga base. Se utiliza para generar energía eléctrica en forma continua; opera en paralelo con la red de distribución; puede tomar o vender parte de la energía, y usa la red para respaldo y mantenimiento

Proporcionar carga en punta. Se utiliza para suministrar la energía eléctrica en períodos punta, con lo que disminuye la demanda máxima del consumidor, ya que el costo de la energía en este período es el más alto.

Generación aislada o remota. Se usa el arreglo para generar energía eléctrica en el modo de autoabastecimiento, debido a que no es viable a partir de la red eléctrica (sistema aislado o falta de capacidad del suministrador).

Soporte a la red de distribución. A veces en forma eventual o bien periódicamente, la empresa eléctrica requiere reforzar su red eléctrica instalando pequeñas plantas, incluida la subestación de potencia, debido a altas demandas en diversas épocas del año, o por fallas en la red.

Almacenamiento de energía. Se puede tomar en consideración esta alternativa cuando es viable el costo de la tecnología a emplear, las interrupciones son frecuentes o se cuenta con fuentes de energía renovables.

6 Perspectivas sobre la generación distribuida <http://www.funtener.org/pdfs>[Junio 2 de 2006, 15:00] 7 GD: Aspectos regulatorios y comerciales Sebastián Mocarquer, octubre 2002



1.5.1 INTERCONEXIÓN DE LA GD CON LA RED ELÉCTRICA

En la mayoría de los casos, un aspecto necesario en la GD es la interconexión con la red eléctrica, para poder cubrir cualquier eventualidad del sistema de compra o venta de energía eléctrica. Algunos de los aspectos técnicos a considerar son: - Relevadores de protección - Conexión del transformador - Sistema de puesta a tierra - Coordinación de protecciones y regulación de la tensión de la compañía - Equipos de calidad de servicio - Conformidad con normas de los convertidores de potencia - Monitoreo y control remoto del grupo - Mantenimiento preventivo y correctivo periódico - Sistema de - entre el operador privado y el controlador de la red de distribución. El Instituto de Ingenieros Electricistas y Electrónicos de Estados Unidos (IEEE) está preparando la norma eléctrica “IEEE-Standard-1547 – Standard for Distributed Resources Interconnection with Power Systems”, que será de uso exclusivo para normalizar las interconexiones y la operación de los sistemas de GD. 1.6 PROYECCIÓN DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA El potencial de GD en el mundo, cuenta con la siguiente información.

• Se estima que en los próximos 10 años el mercado mundial para la GD será del orden de 4 a 5 mil millones de dólares.8

• Con base en estimaciones de la Agencia Internacional de Energía, los

países desarrollados serán responsables del 50% del crecimiento de la demanda de energía eléctrica mundial en los próximos 20 años, equivalente a 7 millones MW, donde el 15% de esta demanda le corresponderá a GD.9

• Un estudio del Electric Power Research Institute (EPRI), indica que para el

año 2010, el 25% de la nueva generación será distribuida. Por otro lado, un estudio de The Natural Gas Foundation concluye que este porcentaje será del 30%. Dado lo anterior, se puede decir que la generación distribuida constituye un nuevo concepto en la industria eléctrica y ésta nueva

8 Comisión Nacional para el Ahorro de Energía, México. Junio de 2006 9 http://www.distributed-generation.org. [Junio 7 de 2006, 17:00]



aproximación puede tener un impacto significativo en el futuro desarrollo de la misma.10

1.7 EXPERIENCIA INTERNACIONAL DE LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA En el contexto internacional el uso de la GD ha sido impulsado por diversos factores. De acuerdo con datos de la CIGRE de 1999, en diversos países del mundo se ha incrementado el porcentaje de la potencia instalada de GD, en relación con la capacidad total instalada. Así, en países como Dinamarca y Holanda, alcanza valores de hasta el 37%, y en otros, como Australia, Bélgica, Polonia, España y Alemania, tan solo del 15% y en el caso de Estados Unidos, del 5%. Por su parte, cada vez más países y empresas desarrollan diversos modelos para aplicar estos sistemas. OFGEM, la institución que regula el mercado del gas y la electricidad en Gran Bretaña, está ofreciendo incentivos para operadores de redes de electricidad distribuida, y la ciudad de Londres está trabajando para establecer su propio servicio de energía basada en sistemas mixtos de cogeneración, energía geotermal y solar. En Estados Unidos, el Departamento de Energía está coordinando programas para convertir este tipo de sistemas en una alternativa real a la generación convencional. En Alemania, la Agencia de Crédito para la Reconstrucción (KfW) ofrece préstamos a bajo interés para la instalación de sistemas de eficiencia energética, lo que ha permitido a este país ser uno de los grandes productores de energías limpias. Algunas empresas incluso ofrecen a sus clientes sistemas de energía distribuida junto a otro tipo de servicios, como calefacción, agua, banda ancha, televisión por cable o teléfono, como la británica EcoCentroGen o la canadiense Earth Energy Utility.11 1.8 REGULACIÓN ACTUAL EN COLOMBIA FRENTE A LA GENERACIÓN DISTRIBUIDA En Colombia no existe una regulación específica sobre GD, sin embargo su aplicación se puede asimilar al de otras tecnologías de generación que podemos incluir dentro del concepto global de GD como lo son planta menor, cogeneración, y autogenerador. • Planta menor: Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad

efectiva menor a 20 MW. La comercialización de su energía se condiciona así:12

10 ISA. Mercado de energía mayorista ,Cultura del mercado – Generación distribuida 11 Comisión Nacional Ahorro Energía, México http://www.conae.gov.mx, [Junio 12 de 2006, 9:00] 12 Resolución CREG 086 de 1996, Artículos 1° y 3°.



Planta con capacidad menor a 10 MW: No tiene acceso al despacho central. Puede vender su energía a precio de bolsa, a comercializadores que atiendan usuarios regulados sin convocatoria pública, o a los mismos por convocatoria pública, la cual se otorga por mérito de precio y por último a usuarios no regulados. Planta con capacidad mayor o igual a 10 MW Y menor de 20MW: Pueden optar por el despacho central al igual que los generadores acogiéndose a la misma reglamentación que aplica en ellos, o comercializar su energía de la misma manera que las plantas menores de 10 MW.

• Cogeneración: Proceso de producción combinada de energía eléctrica y

energía térmica, que hace parte integrante de una actividad productiva, destinadas ambas al consumo propio o de terceros y destinadas a procesos industriales o comerciales.

Cogeneradores con garantía de potencia: Se les permite acceso al MEM y a comercializar su energía en bolsa, dándoles el mismo trato que a los generadores normales, para el cálculo de su cargo por capacidad y demás reglamentaciones pertinentes. Cogeneradores sin garantía de potencia: Se les permite acceder a la bolsa de energía previa declaración de la inflexibilidad de su sistema, o puede comercializar libremente con usuarios no regulados, comercializadores o generadores que atiendan exclusivamente usuarios no regulados. Demanda Suplementaria: Demanda máxima que requiere un Cogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de potencia.13

• Autogenerador: Persona que produce energía eléctrica exclusivamente para

atender sus propias necesidades. Por lo tanto, no usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del SIN y puede o no ser el propietario del sistema de generación. Demanda Suplementaria: Es la demanda adicional máxima (MW) que puede requerir un Autogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de potencia. Energía Suplementaria: Es la energía adicional (MWh) que puede requerir un Autogenerador conectado al SIN para cubrir el 100% de sus necesidades de energía.14

13 Resolución 085 de 1996, Artículo 8 14 Resolución CREG-084 de 1996, Articulo 1 definiciones.



2. TECNOLOGÍAS DE GENERACIÓN DISTRIBUIDA APLICABLES

El éxito de la difusión y fomento de la GD radica en la existencia de tecnologías punta que permiten para potencias pequeñas, generar energía eléctrica en forma eficiente, confiable y de calidad.

Estas tecnologías se pueden dividir en las de generación y las de almacenamiento. Las tecnologías de generación se dividen, a su vez, en convencionales y no convencionales. Las primeras incluyen a las turbinas de gas, motores de combustión interna y microturbinas. Las segundas se refieren a las energías renovables, como la geotérmica y biomasa, las turbinas eólicas, celdas fotovoltaicas y PCH´s.

Las tecnologías de almacenamiento comprenden a las baterías de acumuladores, los volantes de inercia, las bobinas superconductoras, imanes y almacenamiento a base de hidrógeno15 (despreciadas en este estudio).

Figura 2. Tecnologías de GD

- Cogeneración Convencionales - Turbinas de gas GENERACION - Motor de combustión interna DISTRIBUIDA - Microturbinas (Tecnologías de generación) No convencionales - Turbinas eólicas - Fotovoltaica

- Celdas de combustible - PCH

dllFuente: elaborado por el autor

En este estudio se han seleccionado las tecnologías más adaptables a zonas industriales, comerciales e incluso residenciales dentro del sistema de distribución de Bogotá, en este caso, la zona de Usaquén. Entre las convencionales está la cogeneración, las turbinas de gas, los motores de combustión interna y las microturbinas, teniendo en cuenta que estas tecnologías se pueden incluir dentro de las no convencionales al utilizar la biomasa como energía primaria; entre las no convencionales las pequeñas centrales hidroeléctricas que son adaptables a una zona urbana siempre y cuando se cuente con la disponibilidad de recurso cercano.

15 Comisión Nacional Ahorro Energía, México. http://www.conae.gov.mx, [Junio 12 de 2006, 9:00]



2.1 MICROTURBINAS 2.1.1 Aspectos generales de las microturbinas Estas constituyen una tecnología reciente de GD, ya que exceptuando a algunos fabricantes, el mercado está a varios años de su comercialización total. Se derivan de la tecnología básica usada en las microturbinas aeronáuticas de servicios auxiliares, los turbo cargadores de los motores diesel y la tecnología automotriz. Las Microturbinas consisten en un equipo compacto compresor – combustor – turbina y un generador eléctrico. Los compresores y turbinas son típicamente de diseño de flujo radial, y se parecen a un turbo cargador común de un automotor; la mayoría de los diseños son de árbol sencillo y usan un generador de imán permanente de gran velocidad que produce un voltaje alterno de magnitud y frecuencia variables. La mayoría de las unidades se diseñan para el funcionamiento continuo y se recupera el calor de los gases de escape para obtener mayores eficiencias en producción de calor o electricidad.

Figura 3. Partes de una unidad microturbina

Fuente: exposición publicada ing. Arturo Epstoin www.conae.gob.mx

Las microturbinas tienen cuatro modos distintos de operación: aislado de la red eléctrica, conectado a la red, en paralelo con exportación de energía, y de modo continuo o intermitente a la misma. Sus principales características son:

• Unidades en rangos de 25kW a 500 kW



• frecuencia de 1,600 Hz, para bajar a 50/60Hz se requiere de electrónica de potencia

• Mantenimiento mínimo • Sus unidades ocupan muy poco espacio; son ligeras • Operan sin vibración • Prácticamente no hacen ruido • Operan de 40,000 a 75,000 horas • Pueden utilizar como combustible, además del gas natural, el keroseno,

gasolina, etanol, diesel, propano, y biogás o gas pobre, combustibles que se obtienen de la biomasa.

• Una de sus principales características es la reducción de emisiones

contaminantes, típicamente producen: 9 partes por millón (ppm) de NOx, 40 ppm de CO y emisiones totales de hidrocarburos por debajo de las 9 ppm.

Entre los diferentes fabricantes en Estados Unidos que están produciendo microturbinas se destacan Capstone turbine Corporation, al año 2003 ha entregado mas de 2400 unidades a los clientes, Elliot Energy System, Allied Signal Power System y Northern Research and Engineering Corporation, (NREC) 16 2.1.2 Costos de las microturbinas El costo de capital de las microturbinas va desde $US700/kW para las unidades más grandes aproximadamente, hasta $US1100/kW para las más pequeñas. Estos costos incluyen todo el hardware, manuales asociados, software, y el entrenamiento inicial. La adición de un sistema de recuperación de calor incrementa el sistema entre $US75/kW a $US350/kW. La preparación del lugar y los costos de instalación varían significativamente según su localización, pero generalmente incrementa del 30% al 70% del costo total. Los fabricantes de microturbinas pronostican que en un futuro el costo de capital estará por debajo de los $US650/ kW. Esto parece ser factible si el mercado se sigue extendiendo y aumenta el volumen de ventas.

16 http://www.promigas.com/web/images/microt.PDF, [Septiembre 15 de 2006, 14:00]



Con pocas partes móviles, los vendedores de microturbinas esperan que sus unidades puedan proporcionar la fiabilidad más alta y puedan requerir menos mantenimiento que los artefactos reciprocantes convencionales. La mayoría de los fabricantes apuntan a intervalos de mantenimiento de 5000 – 8000 horas. El costo de mantenimiento real estimado va de $US0.005 – $US0.016 por kW que sería comparable a los costos de los pequeños artefactos reciprocantes. 2.2 TURBINAS A GAS 2.2.1 Aspectos generales de las turbinas a gas La tecnología de las turbinas a gas está en etapa de madurez, se encuentran en tamaños hasta de 25 MW para GD y hasta aproximadamente 250 MW para la generación de energía con conexión a la red de transporte pública. Hay 3 componentes principales en un turbogenerador de combustión: Compresor - El aire entrante se comprime a alta presión Combustor - Se quema el combustible, produciendo el gas a alta presión, y alta velocidad. Turbina - La energía es extraída a alta presión, el gas a alta velocidad fluye a la cámara de combustión.

Figura 4. Turbina convencional de Combustión

Fuente: Photo Source: University of Florida Las unidades de 1 a 15 MW generalmente se denominan como turbinas industriales (o a veces como mini-turbinas) que las diferencia de las turbinas de plantas convencionales que son mucho más grandes y las micro-turbinas más



pequeñas. Históricamente, se desarrollaron derivados de artefactos usados para la propulsión de motores de reacción. Algunos sin embargo, se diseñan específicamente para generación de potencia estacionaria o aplicaciones de compresión en las industrias petrolera y de gas. Las turbinas a gas tienen unos costos de instalación relativamente bajos y bajos requisitos de mantenimiento. La práctica de la cogeneración con este tipo de instalaciones de GD es particularmente provechosa, los gases de combustión se pueden utilizar directamente para el calentamiento de procesos, o indirectamente para la generación de vapor o cualquier otro fluido caliente. Sus principales características

• Tamaños desde 500 kW a 25,000 kW para GD • El combustible suele ser gas natural, aunque puede emplearse GLP o

diesel

• Eficiencias eléctricas del 30% y térmicas del 55%

• Los gases de combustión tienen una temperatura de 600°C

• Ofrecen una alta seguridad de operación

• Tiempo de arranque es corto (10 minutos)

• Costos de Instalación bajos

• Requieren un mínimo de espacio físico.

2.2.2 Costos de las turbinas a gas Las turbinas de gas son relativamente económicas comparándolas con otras tecnologías de GD. El costo de capital está en un rango de $US1,000/kW a $US300/kW y tiende a incrementar cuando hay menor salida de Potencia. Los costos de capital han permanecido estables recientemente mostrando un incremento menor al 5 % en los últimos 3 años. Los costos de instalación, costos de equipos y otros costos aumentan el costo inicial entre un 30% y un 50%. Una turbina de combustión pueda conectarse directamente a una tubería de alta presión, para esto se necesitaría, un compresor de gas natural (un ejemplo de un dispositivo BOP “Balance Of Plant” que son las



componentes adicionales del sistema) entre otros dispositivos que conforman el sistema.

Figura 5. Grafica costos instalación turbina a gas

Fuente: California energy comisión Añadiendo un sistema con capacidad de recuperación de calor el costo de capital incrementa entre $US100/kW y $US200/kW. Incluyendo los otros componentes de balance de la planta el costo típico de instalación medio según el tamaño de una turbina a gas con una unidad de recuperación de calor está en un rango de $US1,000/kW – $US1,200/kW. 2.3 MOTORES RECIPROCANTES 2.3.1 Aspectos generales de los motores reciprocantes

Figura 6. Motor de combustión interna a gas

Fuente: California energy comisión



Los artefactos reciprocantes fueron los primeros en las tecnologías de GD Inventados hace más de 100 años. Los dos ciclos mas populares que han ganado la aceptación extendida en cada sector de la economía son los de Otto (ignición por chispa), y ciclo diesel (ignición por compresión). Casi todos los motores usados para la generación de potencia operan en cuatro ciclos admisión, compresión, combustión y descarga. El proceso empieza con la entrada de la mezcla de combustible y de aire. En las instalaciones con turbo cargador el aire está comprimido antes de mezclarse con el combustible. La mezcla de combustible – aire se introduce en el cilindro de la combustión y enciende con una chispa. Para las unidades diesel, se introducen el aire y combustible separadamente, inyectando el combustible después que el aire está comprimido. Las configuraciones de cogeneración con la recuperación de calor de la descarga gaseosa es una opción para tener en cuenta si es requerida. Sus principales características son:

• Rango de 15 kW a mayores de 20,000 kW • Pueden alimentarse de diesel, gasóleo o gas natural, biogás, gas pobre

• Alcanzan eficiencias eléctricas de 40% y térmicas cercanas a 33% • La temperatura de gases de combustión es de 400°C

• Bajos costos de inversión

• Vida útil de 25 años

2.3.2 Costos de los motores reciprocantes Los motores reciprocantes de combustión interna son la tecnología tradicional para la potencia de emergencia en todo el mundo. Ellos tienen el más bajo costo primario entre las tecnologías de GD por medio de fuentes no renovables. El costo de capital de un paquete básico del sistema del generador (genset) alimentado por gas está en rangos de $US300/kW – $US900/kW dependiendo del tamaño, tipo de combustible y tipo de motor. El costo de overall del motor incrementa de acuerdo al tamaño.



El costo total de instalación puede ser 50%-100% más que el mismo motor, Los costos adicionales incluyen el balance del equipo de la planta (BOP), honorarios de la instalación, honorarios de la ingeniería, entre otros costos.17 El Gráfico muestra un ejemplo de la división de los costos de instalación de un motor reciprocante a gas natural de 550 kW.

Figura 7. Grafica costos instalación motor a gas

Fuente: California energy comisión

El gas natural es generalmente menos costoso que el combustible diesel para el mismo contenido de calor. Si el motor va a ser utilizado por una gran cantidad de horas al año, el costo total para operar una unidad a base de gas será más bajo. El gas natural no puede estar disponible en cualquier lugar, mientras que el diesel puede transportarse más fácilmente. Sin embargo, los niveles de emisión de los motores diesel son más altos y su uso se restringe significativamente en algunas zonas, por ejemplo en California. El costo de inversión de motores a gas es superior al de motores diesel, el mantenimiento de los motores gas y diesel cuesta entre $US0.007 - $US0.015/ kWh. Y $US0.005- $US 0.010/ kWh respectivamente.

17 California Energy comission, Distributed energy resource guide



2.4 COMPARACIÓN DE COSTOS Y CARACTERISTICAS DE LAS TECNOLOGIAS En la siguiente tabla se pueden observar y comparar los costos y particularidades de cada tecnología.

Tabla 1. Comparación de las diferentes tecnologías de GD

Tecnología Motor reciprocante Gas Natural

Microturbina Turbina de Combustión de Gas natural

Tamaño 30 kW – 6MW 30-400 kW 0.5 - 30MW Costo de instalación ($US/kW)*

700-1,200 1,200-1,700 400-900

Eficiencia Eléctrica 30-42% 14-30% 21-40% Costo Variable O&M (USD$/kWh)*

0.007-0.020 0.004-0.01 0.003-0.008

Estado comercial Extensamente disponibles

Producción de volumen pequeña, prototipos comerciales ahora

Extensamente disponibles

Espacio ocupado (m2/kW)

0.026-.034 0.014-.033 0.002-.057

Expectativa de reducción de costos indicativos

Baja Media Media

Contaminación atmosférica

Baja Media Alta

Contaminación auditiva

Alta Baja Alta

Elaborada por el autor, datos extraídos de Análisis del entorno de la GD en Colombia: viabilidad y reglamentación, Unisalle



2.5 GENERALIDADES DE LA COGENERACIÓN

La cogeneración se define como la producción secuencial de energía eléctrica y/o mecánica y de energía térmica aprovechable en los procesos industriales, a partir de una misma fuente de energía primaria. Es hoy, una alternativa como método de conservación de energía para la industria, acorde con las políticas de globalización económica regional y a la política internacional orientada a lograr un desarrollo sustentable. 2.5.1 Beneficios de la cogeneración La cogeneración tiene implícitos beneficios a nivel país como al sector industrial, desde el punto de vista país, se refleja en un ahorro de la energía primaria, al hacer un uso más eficiente de los energéticos. Asimismo, se reducen las emisiones contaminantes al medio ambiente por quemar menos combustible. Los beneficios en el sector industrial son la reducción de la facturación energética en los costos de producción, la autosuficiencia, continuidad y calidad del suministro de energía eléctrica, con lo que obtiene confiabilidad en su proceso. Debido al aprovechamiento del calor residual, los sistemas de cogeneración presentan rendimientos globales del orden del 85%. Por medio de la cogeneración se reduce en promedio el consumo de combustible en un 30%.

Figura 8. Esquema General de Cogeneración

Fuente: Exposición publicada Comisión nacional de energía de México

ENERGÍA CALORÍFICA

SISTEMA DE COGENERACIÓN

Movimiento de bombas Movimiento de Compresores Movimiento de generadores

Directo a proceso Generador de vapor a proceso Generador de calor a proceso

FUENTE PRIMARIA DE ENERGÍA

ENERGÍA MECÁNICA



A pesar de las grandes y muchas ventajas que tiene la utilización de la cogeneración, existen una serie de inconvenientes que se necesitan tomar en consideración antes de decidir la realización de un proyecto en específico. Los principales de estos son: • Los sistemas de cogeneración requieren de una inversión substancial, que

muchas compañías no están en disposición de erogar por tratarse de un proyecto que no incrementa su capacidad de producción, aunque sea altamente favorable.

• Los sistemas de cogeneración pueden llegar a ser complejos en su diseño,

instalación y operación, por lo que requieren la utilización de empresas o personas bien capacitadas en esta área.

• En algunos proyectos su economía puede ser muy sensible a los costos de

energía eléctrica y de los combustibles, los cuales son impredecibles, aunque la tendencia normal es hacia la alza, por lo menos en el mediano plazo. Para los proyectos que son altamente dependientes de la venta de excedentes a la red, deben de buscar contratos a largo plazo con precios de compra que mantengan la rentabilidad del proyecto.

2.5.2 Elementos de un sistema de cogeneración Los principales elementos constituyentes de un sistema genérico de cogeneración son:

• Elemento primotor • Elemento de recuperación de calor de desperdicio • Sistema de transmisión de energía • Sistemas auxiliares (bombas, compresores, alternador, etc.) • Sistema de control

El componente más importante es el motor primario o primotor, el cual convierte la energía del combustible en la energía mecánica. Los dispositivos de conversión más ampliamente utilizados son las turbinas de vapor, las turbinas de gas y los motores de combustión interna. Existe una gran variedad de equipos para la recuperación del calor de desperdicio, por lo que la selección adecuada de éste dependerá del uso que se le necesite dar. Estos pueden ir, desde sistemas de baja presión de distribución de vapor a la salida de las extracciones de las turbinas, hasta calderas de recuperación para extraer la energía de los gases producidos en una turbina de gas.



Los sistemas de control son necesarios para la automatización del primotor, la operación segura del sistema de recuperación de calor y en general para la operación eficiente del sistema.18 2.5.3 Generalidades para la selección del sistema La aplicación correcta de cada sistema de cogeneración dependerá principalmente de la relación de energía térmica/eléctrica, del tiempo de operación anual de los procesos a los que se aplique y la variación de la demanda eléctrica, entre otras. También dichos sistemas se pueden diseñar teóricamente a la medida exacta de cada empresa para cubrir los requerimientos de la demanda térmica y eléctrica que puede necesitar una instalación, sin embargo, los equipos disponibles en el mercado, normalmente no corresponden con dichas necesidades y siempre se tiene una generación mayor o menor de uno de estos energéticos, presentándose cuatro alternativas: a. Cumplir con la energía eléctrica y requerir postcombustión para alcanzar el requerimiento de energía térmica. b. Cumplir con la energía eléctrica y tener que condensar o vender excedentes térmicos. c. Cumplir con la energía térmica y tener excedentes de energía eléctrica. d. Cumplir con la energía térmica y tener que comprar faltantes de energía eléctrica.

El diseño más eficiente como se mencionó antes, desde el punto de vista energético, corresponde a aquel que satisface ciento por ciento los requerimientos térmicos de las instalaciones de que se trate, pudiendo vender los excedentes eléctricos a la red o comprando de ésta los faltantes si fuera el caso. 2.5.4 Parámetros de diseño Para establecer un sistema de cogeneración en una planta industrial se requiere considerar los siguientes aspectos: Consumo o requerimiento de energía eléctrica (E) expresado en kilowatts. La empresa industrial que quiera instalar un sistema de cogeneración debe requerir y consumir energía eléctrica.

18 Jornada técnica sobre cogeneración http://www.cogenspain.org [Noviembre 5 de 2006, 17:00]



Consumo o requerimiento de energía primaria (Qs) expresado en metro cúbico, kilogramos, o directamente en kilowatts térmicos. La empresa industrial que quiera instalar un sistema de cogeneración debe requerir y consumir energía primaria para generar energía térmica útil. Normalmente ésta la provee un combustible como el gas natural, combustóleo o diesel, entre otros. Consumo o requerimiento de energía térmica útil (Q = Qu) expresado generalmente en términos de kW térmicos. La empresa industrial que quiera instalar un sistema de cogeneración debe requerir y consumir energía térmica útil para la elaboración de sus productos bienes o servicios, por lo regular en forma de un fluido caliente, ya sea vapor o gases calientes. Esta energía térmica útil es autogenerada por las empresas industriales en el seno de su empresa a través de equipos de combustión (calderas o calentadores a fuego directo). Esta energía térmica se relaciona directamente con el combustible suministrado (Qs) con la siguiente fórmula:

c

avvu

mPCIhhm

QsQ

×−×

==)(η

Donde: h = Eficiencia de generación de la caldera (%) Qu = Calor útil proporcionado por el vapor generado (kJ) Qs = Calor suministrado por el combustible quemado (kJ) mV = Flujo de vapor (kg/h) hv = Entalpía de vapor (kJ/kg) ha = Entalpía de agua de alimentación (kJ/kg) PCI = Poder calorífico del combustible (kJ/m3) mc = Flujo de combustible (m3/h)



2.5.5 Cogeneración vs generación tradicional En los sistemas de cogeneración el combustible empleado para generar la energía eléctrica y térmica es mucho menor que el utilizado en los sistemas convencionales de generación de energía eléctrica y térmica por separado, es decir, que del 100% de energía contenida en el combustible, en una termoeléctrica convencional sólo 33% se convierte en energía eléctrica, el resto se pierde a través del condensador, los gases de escape, las pérdidas mecánicas, las pérdidas eléctricas por transmisión y distribución entre otras. En los sistemas de cogeneración, se aprovecha hasta el 85% de la energía contenida en el combustible para la generación de energía eléctrica y calor a proceso (25-30% eléctrico y 59-54% térmico). 19

2.6 TECNOLOGÍAS DE COGENERACIÓN 2.6.1 Con microturbinas

Figura 9. Cogeneración con microturbina

Fuente: Capstone Microturbine

Uno de los usos más prácticos y eficientes de la microturbina está en la cogeneración. Utilizando ambas formas de energía simultáneamente, energía eléctrica y calor, implica precisamente maximizar el uso del combustible con eficiencias del sistema entre 70-80%. Pequeñas industrias, hoteles, clínicas, y una multitud de otras aplicaciones pueden combinar sus necesidades de electricidad y energía térmica mediante el uso de microturbinas como sistemas de cogeneración que anteriormente era difícil de lograr. 19 Comisión nacional para el ahorro de energía de México, cogeneración



2.6.2 Con motores alternativos

Figura 10. Motor de CI con cogeneración

Fuente: Caterpillar

El motor alternativo genera la mayor cantidad de energía eléctrica por unidad de combustible consumido, del 34 al 41%, aunque los gases residuales son a baja temperatura, entre 200 y 250 °C. Sin embargo, en aquellos procesos en los que se puede adaptar, la eficiencia de cogeneración alcanza valores similares a los de las turbinas de gas (85%). Con los gases residuales se puede producir vapor de baja presión (de 10 a 15 kg/cm2) o agua caliente de 80 a 100 °C. 2.6.3 Con turbinas a gas

Figura 11. Cogeneración con turbinas de gas

Fuente: Wakeusha enginer

Los gases de escape tienen una temperatura que va de 500 a 650 °C. Estos gases son relativamente limpios y por lo tanto se pueden aplicar directamente a procesos de secado, o pueden ser aprovechados para procesos de combustión posteriores, ya que tienen un contenido de oxígeno de alrededor del 15%. Debido a su alta temperatura, estos gases suelen ser empleados a su vez, para producir



vapor, que se utiliza en los procesos industriales e inclusive, como veremos más adelante para generar más energía eléctrica por medio de una turbina de vapor. La cogeneración con turbina de gas resulta muy adecuada para los procesos en los que se requiere de una gran cantidad de energía térmica, o en relaciones de calor/electricidad mayores a 2. 2.6.4 Calderas para cogeneración Calderas de recuperación de calor a partir de gases de exhaustacion procedentes de la combustión en motogeneradores, turbinas, etc. Estas calderas se diseñan como tipo único en cada aplicación industrial, atendiendo a las condiciones propias de las instalaciones. Con su alto grado de eficiencia, presenta rendimientos térmicos muy elevados y una alta calidad de vapor. Se pueden disponer economizadores para el precalentamiento del agua de alimentación a caldera, y el sistema de automatización permite evaluar en cada momento todos los parámetros relativos a presiones y temperaturas, del circuito primario y secundario. Fabricación: Hasta 10.000 Kgs. v./h. Presión: Hasta 16 Kgs/cm2.20

20 SYDEL SYSTEMS USA. INC., Fabricantes de Calderas, Febrero de 2007



2.6.5 Comparación emisiones de CO2 en sistemas de cogeneración A continuación se muestra un cuadro comparativo de emisiones de CO2 para diferentes tecnologías que pueden ser usadas tanto en generación convencional como en generación distribuida, las tres señaladas comparan las emisiones utilizando el carbón, el gas y el biocombustible en ciclos de cogeneración (CHP).

Figura 12. Cuadro comparativo de emisiones de CO2 para diferentes tecnologías de generación. (CHP) Combined heat and power

Tomado de Cogeneration in Europe. Peter Löffler. Octubre de 2002.



2.6.6 Comparación de características típicas en sistemas de cogeneración En el siguiente cuadro se exponen características generales de cada tecnología utilizada para proyectos de cogeneración, como el tipo de combustible que utilizan, rango, eficiencias y la relación calor – potencia. Este último es un aspecto importante para escoger la tecnología más adecuada, según los requerimientos de energía eléctrica y térmica en el lugar de instalación.

Tabla 2. Características típicas sistemas cogeneración

TYPICAL CHARACTERISTICS OF CHP SYSTEMS

Spark Ignition Engine

Compression Ignition Engine

Gas Turbine Combined Cycle Back pressure Steam Turbine

Fuel Type Natural gas, Biogas

Natural gas, Biogas, Gas oil, Heavy oils

Natural gas, Biogas, Gas oil

Natural gas, Biogas, Gas oil

All types

Capacity Range 30 kWe to 2 MWe

100 kWe to 20 MWe > 1 MWe > 3 MWe > 500 kWe

Heat: Power Ratio

1:1 to 3:1

0.5:1 to 1.5:1 (3:1 whit boost firing)

1.5:1 to 2.5:1 (5:1 whit supplementary firing)

1:1 (3:1 whit supplementary firing)

3:1 to 10:1

Heat output Quality

LPHW Steam (rare)

LPHW, Steam High Grade Steam Médium Grade Steam

Médium Grade Steam

Electrical generating Efficiency %

25-33

35-42

25-40

35-50

7-20

Overall Efficiency %

70-78

65-75 (75-82 whit boost firing)

65-80 (75-82 whit supplementary firing)

73-80 (80-85 whit supplementary firing)

75-84

Fuente: Gecolsa



2.6.7 Costos de Sistemas de cogeneración El costo total de instalación de un sistema incluye el coste de equipo (unidad de generación de energía, equipo de recuperación de calor, y toda la integración de hardware), el costo de la integración (que requiere la ingeniería y el diseño si el sistema no es empaquetado por el surtidor), y el costo de la instalación (requiriendo la ingeniería y el diseño adicionales para el uso de la calefacción). Mientras que la información de costos para los sistemas combinados de recuperación de calor y energía sigue siendo difícil de obtener, esos sistemas actualmente disponibles como los productos empaquetados caen en las gamas del costo en la siguiente tabla. Un sistema empaquetado no requiere de ingeniería adicional y no diseña para la integración.

Tabla 3. Costos de sistemas CHP (Combined heat and power)

Installed CHP System Costs (including power generator and heat recovery equipment)

Prime Mover Technology Cost ($US/kW) Mature Technologies

Diesel 700-1,000 Reciprocating Engines

Natural Gas Spark Ignition 800-1,200

Combustion turbines (simple cycle) 700-1,000

Emerging Technologies Micro/Miniturbines (recuperated) 700-1,300

Fuente: Energy distributed California

2.6.8 Gas natural utilizado para proyectos de cogeneración El gas natural dentro de la gama de combustibles es el más conveniente, el que menos contamina y el que permite disponer de sistemas de generación más modernos y eficientes. Asegura también la viabilidad de su operación al ser un combustible muy limpio. En Colombia, la mayoría de empresas utiliza el gas para generar energía térmica, por esto Ecopetrol S.A. y Gas Natural E.S.P. adelantan un acuerdo para la promoción de proyectos de cogeneración en Bogotá y el altiplano cundiboyacense que permitiría la producción combinada y simultánea de energía eléctrica y térmica a partir de un mismo combustible. 21 21 Ecopetrol S.A., http://www.ecopetrol.com.co/especiales/carta_petrolera_115/rev_gas.htm [Noviembre 22 de 2006 14:00]



El gas natural a tener en cuenta es el de los campos de Cussiana, por esto se ha tomado el poder calórico superior HVH de 1,100.3BTU/ft3.22 El poder calórico inferior LHV es del 10% menor al HVH o sea de 990.27BTU/ft3. 2.7 PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELECTRICAS Los sistemas hidroeléctricos relativamente pequeños se construyen en lugares donde se presenta la disponibilidad del recurso, pueden abastecer de energía a pequeños poblados o si están situados cerca de un sistema eléctrico pueden aportar energía o servir de respaldo, esto depende de las condiciones para las cuales hayan sido diseñados. La fuente de agua puede ser un arroyo, un canal u otra forma de corriente que pueda suministrar la cantidad y la presión de agua necesarias, a través de la tubería de alimentación, para establecer la operación del sistema hidroeléctrico.

Figura 13. Pequeña central hidroeléctrica

Fuente: FENERCA. www.bun-ca.org/fenerca.htm Una vez que el agua de un caudal se confina en la tubería de alimentación, es inyectada sobre las aletas de la turbina en el otro extremo. La turbina, a su vez, impulsa el generador y se produce energía eléctrica. A principios del siglo XX se construyeron numerosas centrales minihidráulicas para abastecer a pequeños municipios o industrias, aunque en el último cuarto de siglo éstas se sustituyeron por otras centrales de mayor tamaño y con mayor poder de distribución. Actualmente se está intentando volver a poner en marcha antiguas instalaciones, además de implantar otras nuevas, debido a su consideran como una energía renovable ya que los sistemas de distribución y

22 Ecopetrol S.A., , Características y calidad de los gases comercializados en Colombia, http://www.ecopetrol.com.co/documentos/CalidadGases2004.pdf [Noviembre 22 de 2006, 14:00]



gestión empleados son diferentes a los de las centrales de elevada potencia y su impacto ambiental es mucho más reducido.23 La Organización Latinoamericana de Energía clasifica las centrales generadoras, según su tamaño, en: microcentrales hasta un límite de 50 kW, minicentrales de 50 a 500 kW y pequeñas centrales hidroeléctricas de 500 kW a 5 MW, en otros casos también se contemplan dentro de las pequeñas centrales hidroeléctricas a las menores a 20MW. 2.7.1 Principales componentes de una PCH

• Construcción civil - Barraje - Conducto forzado 60 % (aprox.) - Casa de máquinas - Vertedero de los costos - Chimenea de equilibrio

• Algunos equipos mecánicos

- Turbina - Grúa 20 % (aprox.) - Válvula - Unidad hidráulica de los costos - Compuerta

• Algunos equipos eléctricos

- Generador - Automatización 20 % (aprox.) - Switchyard - Telecomunicación de los costos - Transformador - Protección

2.7.2 Ventajas de las PCH

• Bajo impacto social (poblaciones afectadas) • Bajo impacto ambiental (fauna, flora, clima) • Fuente renovable de energía • Inclusión eléctrica de regiones aisladas

- Poblaciones distantes de una red de distribución - Actividades económicas intensivas en electricidad

• Aprobación, financiamiento e implementación más accesibles.

23 SOLiCLIMA, Instalación y mantenimiento de proyectos basados en energías renovables y eficiencia energética <http://www.soliclima.com/minihidraulica.html> [Octubre 4 de 2006, 19:00]



3. ZONA DE ESTUDIO 3.1 DESCRIPCIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO La zona utilizada en el estudio es Usaquén por dos razones: la primera es porque a la Subestación Usaquén actualmente llega un circuito con generación distribuida, proveniente de la PCH Santa Ana; la segunda razón es porque hay una clínica alimentada de otro circuito proveniente de la S/E, a la cual le puede resultar eficiente un sistema de GD con cogeneración. Por lo anterior el estudio se centra sobre los dos lugares mencionados anteriormente (Generación distribuida que llega a la S/E; y Generación distribuida en el lugar de ubicación del cliente). 3.1.1 Descripción de la Subestación Usaquén La subestación Usaquén queda localizada en la carrera 9 con calle 110, al norte de Bogotá; al barraje principal llegan 3 líneas de transmisión de 115 kV, Aranjuez, Morato y Calera. El barraje de media tensión está dividido en tres barras, unidas a su vez por interruptores “Unión barra”. De este barraje salen 24 circuitos de carga a 11.4 kV y uno de suministro de energía distribuida ilustrados de la siguiente forma:

Tabla 4. Barraje MT

Barra 1.1 Barra 1.2 Barra 1.3 262 US11 túnel 152 US21 Refugio 12 US31 Calle 98 272 US12 Cantón norte 162 US22 Bellasuiza 22 US32 Sta Beatriz 282 US13 Teatro patria 172 US23 Calle 117 32 US33 Bosque Medina 292 US14 Fundación 182 US24 Carretera 42 US34 La Carolina 312 US15 Batan 202 US25 Barcelona 52 US35 AGUADORA 322 US16 Calera 212 US26 Pepesierra 62 UB B1.2 – B1.3 332 US17 World trade 222 US27 Pomona 72 US36 CRA 11 342 US18 Patricio 232 US28 Molinos 92 US37 Calle 122 242 B1.2 – B1.3 102 UB B1.3 – B1.1 112 US38 Libre Us 38 122 US39 Libre Us39

Fuente: Dpto. Planificación de la red Codensa



Figura 14. Diagrama Unifilar s/e Usaquén

Fuente: Dpto. planificación de la red Codensa

Uno de los circuitos de carga en la Barra 1.1 llamado Fundación tiene 59 clientes de los cuales el 2% son clientes oficiales, el 3% son clientes residenciales y el 95.1% son clientes comerciales entre los cuales se encuentra la Clínica Santa fe un cliente al cual le sería bastante útil la aplicación de GD por medio de la cogeneración por ser un proceso en el que se aumenta la eficiencia y se ahorra energía.

El único circuito que entrega energía proviene de la Pequeña Central Hidroeléctrica Santa Ana.



3.2 GENERACIÓN DISTRIBUIDA PROVENIENTE DE LA PCH SANTA ANA

• Al barraje de Media Tensión B1.3 de la Subestación Usaquén, llega un circuito de Generación distribuida llamado AGUADORA, proveniente de la Pequeña Central Hidroeléctrica Santa Ana. Se contempla dentro del concepto de GD, por ser generación menor a 20MW y encontrarse relativamente cerca al lugar de entrega. Como se puede apreciar en la siguiente figura E.A.A.B. es el circuito de suministro y los otros circuitos son de carga:

Figura 15. Unifilares Usaquén

Fuente: Dpto. planificación de la red Codensa Entre los 8 circuitos de carga que se pueden apreciar en la figura cabe aclarar que hay 2 circuitos que no tienen carga los cuales están disponibles y se nombran como libres (Tabla 4). 3.2.1 Información general de la PCH Santa Ana La pequeña central Hidroeléctrica Santa Ana está ubicada a 2.5Km de la S/E Usaquén, es propiedad de la empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (EAAB); dado que el acueducto de Bogotá no dispone de consumos importantes de energía eléctrica en sitios cercanos a la PCH, de manera que pueda autoconsumirla, la alternativa tomada para la energía generada, es inyectarla al sistema de distribución local (SDL). Por esta razón, la energía producida en esta PCH es vendida al comercializador Emgesa, a precios que dependen del IPP y no entran en el despacho central, al estar generando por debajo de los 10 MW, porque esta PCH genera máximo hasta 7 Mw de Potencia, a pesar de que su capacidad instalada sea de 13.43 Mw debido al sobredimensionamiento que hubo en su construcción.



3.2.2 Características principales PCH Santa Ana Periodo de construcción 2 años Año de puesta en marcha 2005 Capacidad Instalada (Sobredimensionada) 13.43 MW Capacidad máxima de operación 7 MW aprox. Costo de inversión total US1500/ kW instalado Aprox. Costo de reemplazo 80% (estimado) Costo Operación anual 2 % del costo de inversión Costo Mantenimiento y reparación anual 1 % del costo de inversión Costo OYM líneas de transmisión 1 – 2 % del costo de inversión Las resoluciones CREG 025 de 1995, y CREG 030 de 1996 que se refieren a los procedimientos generales para la asignación de puntos de conexión al SDL en este caso, se suscribe el contrato de conexión el cual implicó los siguientes costos para la PCH Santa Ana: $US 170,000 como pago único por cargos por conexión de acuerdo a unidades constructivas de celda, canalización, supervisión y control. $US 25,000 por pólizas de responsabilidad general $US 1.0 por kW ha instalar, como depósito para el derecho de acceso al SDL $US 5,000 como pago anual durante 25 años de conexión al SDL como reconocimiento de los costos de AOM de los activos del OR.



3.3 GENERACIÓN DISTRIBUIDA EN LA CLÍNICA SANTA FE La clínica Santa Fe queda ubicada en la Calle 119 No 9-33, es un cliente comercial de Emgesa. Se alimenta del circuito Fundación y como emergencia el circuito “Bosques de Medina”. La generación distribuida que posee es antigua y la función que cumple es exclusivamente dar respaldo ante eventuales fallos de la red. A continuación se presenta una descripción más detallada de los aspectos técnicos y económicos que influyen en el estudio: 3.3.1 Información operativa La fuente de información es el departamento técnico de la Clínica Santa fe, donde se consultaron los registros de datos, y se tomaron mediciones.

Tabla 5. Descripción técnica de la planta

Electricidad Demanda máxima 742.72 kW Demanda promedio 584 Kw Frecuencia de generación 60 Hz Voltaje de generación 11400 Vac Horas efectivas de operación anual 8700 h Vapor Demanda máxima 10350 Lb/h Demanda promedio 7245 Lb/h Presión 90 Psig Calidad 70% Saturado Retorno de condensado 70% Temperatura retorno de condensado 40°C Temperatura de agua de reposición 20°C Tipo de combustible caldera Gas Natural Poder calórico combustible caldera hhv 1100.3 BTU/ft3 Horas efectivas de operación al año 8760 h Tratamiento de agua Químico Refrigeración Demanda máxima 174 Toneladas de Refrigeración (TR) Demanda promedio 119 Toneladas de Refrigeración (TR) Capacidad instalada 174 Toneladas de Refrigeración (TR) Sistema actual Pistón Horas efectivas operación al año 5475

Elaborada por el autor, con datos obtenidos del departamento técnico de la Fundación Santa fe



3.3.2 Condiciones en sitio para diseño

Tabla 6. Aspectos que influyen en la variación de Potencia

Temperatura ambiente promedio 20°C Altura sobre nivel del mar 2600 m Humedad relativa 60% Presión disponible para el gas natural 50 Psi

Elaborada por el autor

3.3.3 Precios en sitio

Tabla 7. Precios facturas de electricidad y gas natural para la clínica

Electricidad 180.34 $/ kWh Costo promedio electricidad mensual $ 70,000,000 Gas natural (sin recargo) 571.45 $/m3

Costo combustible para las calderas actuales

$17,318,890


3.3.4 Grupos generadores existentes

Tabla 8. Generadores existentes en la clínica

Motor reciprocante diesel

625 kVA / 500 kW Cummins (genset)

Motor reciprocante diesel

638 kVA / 510 kW Mecon

2 UPS 60 kVA 1 UPS 30 kVA




4. ENFOQUE DE ANÁLISIS 4.1 CONCEPTUALIZACIÓN GENERAL El análisis se centra en evaluar económicamente dos sistemas con GD aplicables a la zona de estudio, el primero es el de la “Pequeña central hidroeléctrica Santa Ana”, en el cual la S/E Usaquén es el lugar a donde llega la energía producida por la planta; el segundo sistema es “Cogeneración en la Clínica Santa fe”, que es básicamente generar energía eléctrica y térmica en la clínica. Estos dos sistemas se comparan con comprar energía desde la red, según el costo presente neto y el costo de producción de la energía. Como herramienta de trabajo se utiliza un software llamado Homer, diseñado para simular sistemas de GD conectados a la red. El primer caso corresponde a la evaluación de un proyecto de GD existente, “pequeña central hidroeléctrica Santa Ana” donde se trabaja con la información suministrada por la empresa de Acueducto y Alcantarillado de Bogotá (E.A.A.B). Los costos de energía comparados son el costo de kWh en el mercado mayorista, y el costo de kWh producido por la pequeña central. El segundo caso es la planeación de un sistema de cogeneración en la clínica Santa fe, donde la investigación se profundiza un poco más seleccionando la tecnología adecuada según sus requerimientos térmicos y eléctricos, y luego se realiza un análisis de costos con el fin de obtener el costo de inversión total del proyecto. Los costos de energía comparados son el kWh comprado al comercializador y el costo de kWh producido por el sistema de cogeneración. Todos los datos relacionados con costos se han ingresado en dólares, por ser la moneda local del software. La tasa de cambio asumida es $2,300.0024. 4.2 VARIABLES Y PARÁMETROS DE ENTRADA CONSIDERADOS Se consideraron los siguientes parámetros para los dos casos analizados: Costos:

• Costo de Capital: Es el costo de inversión total del proyecto en su inicio, incluyendo la instalación, obra civil y costos de importación.

• Costo de reemplazo: Es el costo de reemplazar o sustituir el sistema al final

de su vida útil. Puede ser diferente al costo de capital inicial porque hay 24 Banco de la República de Colombia <http://www.banrep.gov.co/series - estadisticas/see_ts_cam _dia.htm> [Octubre 18 de 2006, 15:00]



componentes que pueden seguir siendo utilizadas. Se estima un 80% del costo de inversión total, tomando como referencia la ayuda del software.

• Costo OYM: Son los costos de operación y mantenimiento anuales del

sistema,”en el caso de la cogeneración no se incluye el valor del combustible porque el software trabaja este costo independientemente”.

Para cada tecnología de GD

• Aspectos técnicos: Se refiere a las características nominales de la tecnología empleada o las componentes que la conforman, (Tamaño, eficiencia, mínimo flujo de operación, vida útil, etc.).

• Emisiones de Gases Efecto de Invernadero de la tecnología: Dióxido de

carbono, monóxido de carbono, hidrocarburos no quemados, partículas de materia, dióxido de sulfuro y óxido de Nitrógeno expresadas en g/ kWh.

El software permite ingresar los niveles máximos permitidos en el año de GEI, y así mismo cobrar una penalización anual, si la tecnología sobrepasa dichas emisiones. En este estudio dichas penalizaciones no se tuvieron en cuenta. Para la red La red se refiere al sistema de distribución local.

• El precio de energía: El costo de compra de energía desde la red para cada hora, expresado en $US/ kWh.

• Precio de reventa: Es el precio que cobra el autoproductor por la energía

vendida a la red, (comercializador o usuario no regulado). Solo tiene aplicación para generar energía excedente.

• Costo de Interconexión: En Colombia no existe un costo fijo de conexión del

sistema de GD a la red, lo que existe es un contrato de conexión que tiene en cuenta las unidades constructivas utilizadas, el pago por pólizas de responsabilidad civil, el depósito para el derecho de acceso al SDL, y un pago anual como reconocimiento de los costos de AOM de los activos del operador de red.25

• Cargo por disponibilidad: Es el cargo que cobra el operador de red por

suministrar respaldo del sistema de distribución local. En Colombia este

25 Departamento de planificación de la red, Codensa



cargo es una función de la capacidad, en la actualidad esta tarifa está en el orden de $ 7, 000,000 /MVA año 26($US 3,043/MVA año) aproximadamente.

• Demanda máxima de la red: Es la cantidad de potencia máxima que

demandan los clientes conectados a una barra determinada.

• Venta máxima de potencia: Es la cantidad máxima de potencia que se puede vender a los clientes desde la red, para el caso concreto los alimentadores se dimensionan para 4 MVA.

• Emisión de Gases Efecto Invernadero de la red: sólo se consideró el factor

de emisión del dióxido de carbono, el cuál es 439.92 g/ kWh, este dato fue extraído del Plan de Expansión de Referencia del año 2001.

Otros

• Tasa de interés: Es la tasa de interés real anual corrigiendo los efectos inflacionarios.

• Vida útil del proyecto: Duración de vida del proyecto. • Históricos de carga: Es la carga que consumen los clientes en las 8,760

horas del año. En específico para cada sistema: Sistema GD con PCH • Históricos de caudal: Es el caudal medio que llega en cada mes del año. • Pérdidas en la conducción: son las pérdidas de presión por fricción que se

originan en el tubo que llega a la turbina. Sistema GD en la clínica Santa fe (cogeneración) • Históricos de carga térmica: Es la carga térmica que demanda la clínica

Santa fe en cada hora del año. • Caldera adicional: Es una caldera independiente en el sistema que sirve

como apoyo y respaldo para la generación de energía térmica.

26 Resolución CREG 009 de 1996.



4.3 CASO BASE 1 Se plantea evaluar económicamente un sistema con GD existente en Bogotá, y proveniente de la PCH Santa Ana, que llega al barraje principal de MT en la S/E Usaquén. Este sistema se compara con el costo de comprar energía desde la red, durante el mismo periodo de tiempo y se analiza si es rentable su aplicación en las condiciones de regulación actuales; o que posibles variables afectan directamente la viabilidad de dicho sistema. Los datos suministrados por la empresa de Acueducto de Bogotá para la PCH, y el Departamento de Planificación de la Red de Codensa sobre este sistema con GD son: 4.3.1 Datos de entrada considerados

Tabla 9. Datos generales de la PCH Santa Ana

COSTOS Valor Fuente información Costo de inversión total $US 20,149,500 US 1500 / kW instalado E.A.A.B Costo de reemplazo $US 16,119,600 80 % costo inversión (Software) Costos Anuales O&M $US 805,980 4% Costo inversión E.A.A.B. ASPECTOS TECNICOS Capacidad Instalada 13,433 kW Calculada en el programa Altura caída del agua 105.9 Metros Suministrado E.A.A.B. Caudal de diseño 13,500L/s Suministrado E.A.A.B. Mínimo flujo de operación 50 % Suministrado E.A.A.B. Máximo flujo de operación 120 % Suministrado E.A.A.B. Eficiencia de la turbina 95.76 % Calculada en el programa Perdidas en la conducción 4% Suministrado E.A.A.B. PARA LA RED Cargo de interconexión $US 213,433 Suministrado E.A.A.B. Cargo por disponibilidad $US 45,652 Suministrado por Codensa y

explicado en numeral 4.1 Demanda máxima de la red 19,150.223 kW Demanda máxima de la barra 1.3Venta máxima de potencia 29,600 kW Emisiones dióxido de carbono.

439.92 g/kWh Extraído del plan de expansión de referencia

OTROS DATOS Tasa de interés anual 7.8 % Extraído del banco de la

república Vida útil 25 años Estimado

Elaborado por el autor



En la siguiente tabla se observan los históricos de generación que entrega la PCH a la barra 1.3 de la S/E Usaquén,27 y con base en ellos se calculó el caudal medio para cada mes en el año 2006. Se puede ver claramente que la generación está por debajo de la capacidad instalada en el proyecto.

Tabla 10. Históricos de generación y de caudal

Año 2006 Potencia media (kW) Caudal

medio(L/s) ENERO 5,877.90 5908.44

FEBRERO 6,317.38 6350.21 MARZO 6,072.40 6,103.95 ABRIL 5,271.94 5299.33 MAYO 6,456.17 6,489.72 JUNIO 6,034.14 6065.50 JULIO 6,495.99 6529.75

AGOSTO 6,226.60 6,258.96 SEPTIEMBRE 6,313.22 6,346.03

OCTUBRE 6,483.54 6,517.23 NOVIEMBRE 6,350.50 6,383.50 DICIEMBRE 6,440.42 6,473.89

Fuente: Elaborado por el autor, a partir de datos suministrados por el Acueducto de Bogotá

La gráfica representa la curva de caudal medio en el año 2006.

Figura 16. Históricos de caudal en L/seg

Fuente: Software Homer

27 Acueducto de Bogotá, Usaquén



En la tabla se pueden ver las cargas horarias en el año 2006, demandadas por los 6 circuitos conectados a la barra 1.3, y utilizadas como datos de entrada para la carga en el software. Se calculó la potencia instantánea de los circuitos conectados a la barra en cada hora, y luego se sumaron las potencias, para tener la total de la barra en cada hora. El factor de potencia promedio utilizado fue de 0.92.

Tabla 11. Carga horaria (kW) demandada barra 1.3

HORA ENERO FEBRERO MARZO ABRIL MAYO JUNIO JULIO AGOSTO SEPT OCTUBRE0 8342,02 8629,03 8669,11 8461,20 8831,74 8641,80 8610,80 8970,25 8755,08 8790,411 7639,22 7903,18 7939,51 7747,27 8090,36 7913,49 7892,96 8215,92 8019,87 8054,112 7391,32 7645,66 7680,58 7494,34 7826,36 7655,34 7633,47 7945,81 7756,50 7789,823 7374,25 7625,57 7659,57 7476,34 7802,84 7635,68 7614,10 7922,55 7734,88 7769,214 7932,77 8199,79 8236,70 8043,74 8388,17 8213,97 8185,95 8518,60 8317,14 8354,345 9747,96 10069,64 10116,25 9887,73 10296,54 10092,50 10036,06 10452,71 10205,62 10251,476 11256,56 11638,59 11694,08 11431,34 11904,01 11667,35 11626,55 12108,70 11819,29 11868,877 12908,62 13381,73 13451,86 13136,49 13710,48 13409,06 13407,67 13966,39 13624,98 13677,358 14303,77 14835,59 14913,22 14555,33 15207,34 14861,29 14882,19 15491,31 15113,02 15172,959 14868,89 15426,36 15508,43 15128,95 15821,32 15449,72 15474,42 16104,45 15711,57 15776,38

10 15503,74 16087,82 16172,82 15771,13 16504,58 16107,23 16143,80 16788,71 16381,59 16453,9911 15679,03 16273,18 16360,62 15950,88 16699,51 16292,76 16329,98 16986,19 16572,82 16644,7712 15733,01 16328,52 16415,74 16005,10 16756,26 16347,54 16390,51 17040,99 16628,18 16703,5713 15253,61 15829,59 15913,32 15516,62 16242,17 15847,31 15889,49 16516,76 16117,78 16192,1814 14994,88 15564,23 15645,48 15250,60 15971,36 15578,37 15631,06 16244,92 15852,10 15924,1115 14824,40 15386,14 15465,79 15075,37 15787,67 15399,48 15453,19 16057,02 15669,56 15741,6516 14603,30 15153,44 15231,38 14846,27 15549,60 15165,38 15217,14 15802,78 15424,47 15500,4217 15612,07 16194,28 16279,92 15871,53 16614,22 16213,85 16230,51 16889,28 16479,02 16549,3618 16469,42 17072,55 17161,61 16742,32 17500,21 17098,54 17078,67 17799,36 17363,61 17428,5319 15832,21 16394,66 16478,01 16081,09 16794,75 16423,10 16371,63 17069,90 16654,20 16716,4520 14777,31 15281,61 15352,41 14989,42 15634,51 15306,78 15236,58 15884,89 15502,34 15560,3321 13212,78 13668,92 13734,91 13414,92 13985,17 13697,46 13636,62 14230,00 13882,73 13928,2622 11337,02 11730,09 11787,05 11515,77 12001,80 11755,14 11711,54 12212,28 11916,00 11958,8123 9611,27 9943,91 9991,07 9754,66 10177,59 9961,32 9931,98 10346,39 10097,61 10137,19

Fuente: Elaborada por el autor



La siguiente tabla muestra los precios de bolsa en el mercado mayorista para cada hora; en el periodo de octubre de 2005 a septiembre de 2006. Se utiliza como dato de entrada para representar los precios de energía de la red en el software.

Tabla 12. Precios de bolsa promedios horarios

Mes Oct-05 Nov-05 Dic-05 Ene-06 Feb-06 Mar-06 Abr-06 May-06 Jun-06 Jul-06 Ago-06 Sep-06 Mm Precio Promedio

H01 79,15462 71,93258 82,37224 80,24271 82,28645 75,45473 71,74122 70,73393 68,36276 65,20586 72,13171 79,79164 74,95087

H02 78,70626 71,76529 82,36873 79,91325 81,75794 75,32336 71,20698 70,79334 68,63101 65,37916 71,61605 79,34919 74,73421

H03 78,49184 71,73390 82,18159 79,72873 80,87961 75,13028 70,68881 70,70231 68,80473 65,19242 70,79129 78,95629 74,44015

H04 78,64601 71,58772 82,08745 79,89185 80,61022 74,81611 70,64786 70,57937 68,79329 65,14978 70,48753 78,57091 74,32234

H05 79,00908 71,83266 82,73043 79,82341 81,71405 76,21155 71,70316 70,87497 68,61605 65,21030 72,32271 79,15636 74,93373

H06 80,21023 72,58062 82,69659 80,78846 82,34886 77,02895 72,56555 71,23518 68,46998 64,81734 73,19068 80,24681 75,51494

H07 80,43884 72,89916 82,78604 80,98726 82,11721 77,64881 72,16660 71,22977 68,62926 65,87378 73,67035 80,76763 75,76789

H08 80,58471 73,22477 82,96071 81,19175 82,67038 77,60488 72,33415 71,39858 69,62301 69,36177 73,72222 81,09837 76,31461

H09 81,24045 74,52317 83,06887 81,46427 83,06143 77,55282 73,59154 72,35766 71,02547 73,51457 75,08310 81,89998 77,36528

H10 81,70594 76,27309 83,71562 81,46837 83,31994 78,70242 74,79111 73,56050 72,61643 74,97755 75,94914 80,76004 78,15335

H11 81,78579 77,53075 83,78556 79,49867 83,43455 78,84293 75,55441 73,97186 73,69238 75,75317 76,33342 80,95166 78,42793

H12 81,78514 77,78091 83,89256 81,58203 83,46055 78,93118 76,02233 74,29838 74,91602 76,64379 76,67929 81,05530 78,92062

H13 81,31807 76,67803 83,20093 81,50420 83,07775 78,28501 75,03804 73,38691 73,60855 75,87645 75,26872 81,92479 78,26396

H14 81,37312 75,54348 83,12931 81,35461 83,12263 78,31838 74,83743 73,03840 71,60801 74,76698 75,00269 81,67053 77,81380

H15 81,44571 75,73374 83,20268 81,38539 83,22031 78,35343 74,64340 72,92879 72,46888 74,08226 75,64348 81,96617 77,92285

H16 81,45046 75,62805 83,22519 81,35939 83,23412 78,33714 74,57848 73,16615 72,83115 74,03539 75,23086 81,89872 77,91459

H17 81,52280 75,77825 83,18859 81,28550 83,20147 78,60383 74,68124 73,00715 72,24246 73,53320 75,04573 81,66364 77,81282

H18 81,75359 77,61597 83,36164 81,35041 83,34530 78,50262 75,02144 73,33250 72,88532 73,56414 75,12377 81,60398 78,12172

H19 83,71915 83,69121 85,56294 81,90329 84,85220 80,71221 77,99905 77,77776 77,92256 76,65691 77,89003 81,99275 80,89000

H20 82,53453 82,55093 85,71186 82,11724 86,89592 82,12376 79,97454 79,79498 81,13016 78,72689 79,64273 81,69117 81,90789

H21 82,05185 81,30823 84,77690 81,82511 85,26782 80,57128 77,89121 77,19873 77,79523 77,89975 77,76441 80,17733 80,37732

H22 81,20571 77,78042 83,93481 81,62676 83,97976 78,93653 76,17752 74,79038 74,51493 77,68465 77,10702 81,24914 79,08230

H23 80,67286 75,14910 83,48379 81,27691 83,34009 78,21061 75,03140 73,05083 71,16964 70,55979 73,88757 80,37188 77,18370 H24 79,17391 72,21909 82,46165 81,11952 82,83754 77,03613 71,23303 70,66180 68,31637 65,13942 73,04110 80,42782 75,30561




Los históricos de carga hora a hora durante el año demandados por los clientes, (tabla 11) forman una curva; en este caso se tomó el mes de mayo de 2006, donde se observa el pico más alto a las 18:00.

Figura 17. Curva de carga promedio barra 1.3 en el mes de mayo

Fuente: Software Homer El esquema, representa en el software los precios de comprar energía desde la red, en la parte derecha, cada color es un precio promedio para cada hora en el mes (Tabla 12).

Figura 18. Gráfica de precios históricos de bolsa

Fuente: Software Homer



4.4 CASO BASE 2 En este caso se plantea un sistema de GD para la clínica Santa Fe con cogeneración. Para esto se busca una tecnología apropiada que permita abastecer la carga eléctrica y térmica de la clínica, dejando la opción de vender sus excedentes de energía eléctrica a la red. Con los datos de operación y condiciones del sitio recogidos se realiza el estudio de la tecnología más adecuada, al definir el sistema y realizar un análisis de costos, se calculan los otros datos de entrada que requiere el software para crear el modelo, teniendo en cuenta la metodología del numeral 4.1. Después de haber definido el sistema a utilizar en la clínica, se realiza una evaluación económica, para compararlo con el sistema de comprar energía desde la red, y poder determinar su viabilidad dentro del sistema eléctrico de Bogotá. 4.4.1 Selección de la tecnología adecuada La relación calor – potencia (Q/P) define la clase de tecnología apropiada para instalar en la clínica. Como se tiene la demanda de vapor que son 7,245 lb/hora, para poder hacer la relación se necesita pasar de flujo másico (Lb/hora) a kW térmico (kWt), entonces se utilizan las siguientes fórmulas de conversión de unidades:

( )1000000

/ avv EEDhoraMMBTU

−×= 28

KwhBTUhoraMMBTUKwt /3412

1000000/ ×= 29

Donde: Demanda vapor = Dv = 7.245 Kpph Entalpía del vapor a 90psig (105psia) = Ev = 1,188 BTU/lb Entalpía de agua de reposición a 20°C = Ea = 36.041 BTU/lb Constante a utilizar = 3,412 BTU/ kWh Al reemplazar:

horaMMBTU /34594.81000000

)041,361188(1000245.7=

−××

28 POTTER, Merle & SOMERTON, Craig, Termodinámica para Ingenieros, 1999 p.101 29 POTTER, Merle & SOMERTON, Craig, Termodinámica para Ingenieros, 1999 p.104



05,24463412

100000034594.8=

×=tKw

Demanda promedio térmica = 2,446 kWt Demanda promedio eléctrica = 584 kWe Potencia total = 3,030 kW

Relación PQ = 4.19

Según la relación Calor (Q) / Potencia (P), la clínica necesita un sistema de cogeneración donde se genere más energía térmica que eléctrica, al analizar las tecnologías estudiadas la que más se adapta a los requerimientos de la clínica, es una turbina a gas relativamente pequeña, con quemadores suplementarios. (Observar tabla Nº 2). La turbina a gas que se seleccionó es la Saturn 20, suministrada por Caterpillar, en Colombia la firma que la representa es Gecolsa, sus características nominales en el sitio de instalación no alcanzan a entregar el total de energía térmica, por lo cual se diseñó un sistema de cogeneración con quemadores suplementarios especificado en la siguiente tabla:

Tabla 13. Características sistema cogeneración en sitio

SISTEMA DE COGENERACION CON TURBINA A GAS SATURN 20 Y QUEMADORES SUPLEMENTARIOS

Capacidad nominal 1,200 kW Capacidad en sitio de instalación 810 kW Vapor aportado por la turbinas de gas 6,676 lb/hr Consumo de gas de la turbina 11.9MMBTU/hr Vapor aportado por los quemadores suplementarios

569 lb/hr

Consumo gas de los quemadores 0.8 MMBTU/hr Eficiencia del sistema 53.7 %

Fuente: Gecolsa



El siguiente esquema ilustra el proceso de cogeneración con la turbina saturn 20 y quemadores suplementarios.

Figura 19. Diagrama de flujo proceso de cogeneración turbina Saturn 20

Fuente: Elaborado por el autor



En la siguiente tabla se reúnen todas las condiciones del sitio de instalación, las características del combustible utilizado, y lo más importante que es la operación de la turbina saturn 20 a diferentes niveles de carga.

Tabla 14. Aspectos característicos de operación de la turbina Saturn 20

CARACTERÍSTICAS DE OPERACIÓN PARA LA TURBINA SATURN 20 A VARIOS NIVELES DE CARGA

Altura del sitio 2600 Presión barométrica 21.81 Flujo de vapor 5,071 Lb/hora

Pérdidas en la entrada 4.0 Temperatura de encendido OFF °C Pérdidas en la salida 10.0 Flujo de combustible en el ducto OFF MMBtu/hora

Temperatura Ambiente 20 20 20 20 20 20 °C Porcentaje de carga expresado en kWe 0.95 0.9 0.85 0.8 0.75 kWe

Temperatura del aire en la entrada 20 20 20 20 20 20 °C Potencia nominal de salida 810 770 729 689 648 608 kWe Flujo de combustible (LHV) 11.9 11.4 11 10.5 10 9.6 MMBtu/hora Flujo de aire en la entrada 36,104 36,116 36,128 36,141 36,151 36,162 Lb/hora

Temperatura del gas exhaustado 522 505 489 472 457 441 °C Gas exhaustado flujo másico 36,682 36,671 36,661 36,649 36,638 36,626 Lb/hora

Gas exhaustado del flujo volumétrico 11,378 11,373 11,358 11,342 11,326 11,31 SCFM Eficiencia térmica nominal 23.2 23.0 22.7 22.4 22.1 21.7 %

Proporción nominal de calor 14,715 14,856 15,025 15,217 15,467 15,748 Btu/kW Presión PCD 58.8 58.1 57.4 56.7 56.1 55.4 Psig

Calor exhaustado 6.6 6.4 6.1 5.8 5.5 5.2 MMBtu/hora % Argón 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9 0.9

%CO2 2.8 2.6 2.5 2.4 2.3 2.2 %H2O 6.6 6.3 6.1 5.9 5.7 5.5 % N2 75 75.1 75.2 75.3 75.4 75.4

% Oxígeno 14.8 15 15.2 15.5 15.7 15.9

Fuente: Gecolsa



4.4.2 Análisis de costos de inversión Este tipo de tecnologías se encuentran exentas de contribuir con el IVA según decreto 2352 de 2001. Costo FOB (Free on Board): Este es el valor de referencia para el cálculo de todos los costos, trata de la transferencia de propiedad y riesgo de los equipos al comprador, que se da en el momento de entrega a bordo del buque (o medio de transporte asignado por el comprador), incluyendo los trámites legales a los que haya lugar en cada país de origen de la propiedad, pero no del costo de transporte ni seguros correspondiente al mismo. Costo Cif (Cost insurance freight) Este costo corresponde al material importado y puesto en puerto colombiano antes de la legalización de la importación; conformado de la siguiente manera: Costo CIF = Costo FOB + Transporte Internacional + Seguro internacional Transporte marítimo internacional Incluye los costos necesarios para los costos de los equipos desde puerto extranjero hasta puertos colombianos; se expresa como el 4% del costo FOB según metodología de la UPME. Seguro del transporte marítimo Internacional Esto incluye el pago de servicios a compañías especializadas para asegurar los equipos por daños, robo, atentados terroristas y otros que se puedan presentar durante el traslado de la mercancía a puertos colombianos; se expresa como el 1 % del costo FOB según metodología de la UPME. Costo DDP (Delivered Duty paid) Este es el costo total de poner la mercancía en su destino final. Generalmente es el comprador quien asume todos los riesgos y gastos relacionado con el transporte de dichos equipos desde el puerto colombiano hasta el lugar convenido incluido los impuestos, derechos y demás cargos oficiales exigidos a la importación de la mercancía, así como costos y riesgos de llevar a cabo las formalidades aduaneras. El costo DDP se calcula de la siguiente forma: Costo DDP = Costo CIF + Arancel + Transporte Nacional + Seguro Nacional + Costo Bodegaje



Arancel Es el costo del impuesto aplicado por la importación del equipo. Está definido por la legislación colombiana como un porcentaje que varía de acuerdo con la posición arancelaria en la que está clasificada el equipo. Para lo equipos de generación de energía el porcentaje arancelario corresponde al 10% del costo CIF. Costo de transporte aéreo o terrestre Representa los costos ocasionados por el transporte de los equipos desde el puerto de llegada hasta el sitio de obra. El costo se expresa hasta en 1.1 % del costo FOB en las regiones mas apartadas. Seguro nacional Es el valor a pagar a las compañías aseguradoras, por asegurar la mercancía durante el transporte por el territorio nacional y equivale a un 0.7 % del valor FOB según la metodología de la UPME. Costo de Bodegaje Este costo incluye todo lo relacionado con el arrendamiento de las instalaciones dispuestas para el almacenamiento de los equipos, mientras se legaliza su nacionalización o despacho. Se estimó como un 1% del valor FOB. Costo Directo Este valor se expresa de la siguiente forma Costo Directo = Costo DDP + Montaje, pruebas y puesta en marcha + Costo de Obra civil + Costos de predios Montaje pruebas y puesta en marcha Costo que corresponde a la mano de obra calificada, materiales y equipo para el montaje, pruebas y puesta en marcha de todos los elementos que conforman las unidades generadoras. Según metodología de la UPME se da hasta el 12% del valor FOB. Costo de obra civil Incluyen los costos necesarios para la construcción y adecuación de lugares donde serán ubicadas las unidades generadoras, según metodología de la UPME este se mantiene hasta en un 10% del costo FOB. No obstante para este tipo de tecnologías por poderse instalar a la intemperie sus gastos de adecuación son mínimos, se estima un 1% del costo FOB.



Predios Considera los costos en que se incurre por la compra de terrenos reservados para la construcción y montaje de las unidades generadoras. Tradicionalmente estos costos varían por región pueden llegar hasta un 20% del costo FOB, en este caso se desprecia el valor por ser de escasa dimensión y por ser el cliente el dueño del espacio. Gestión ambiental Se ha estimado como costo fijo en este caso, considerando que son ambientalmente seguras, adicionalmente dado el tamaño de este equipo los valores son mínimos; por esto se tomó como estimado el 0.3% del costo FOB. Costo Indirecto Se expresa de la siguiente forma: Costo Indirecto = Costo de Ingeniería + Costo de Interventoría + Costo financiero Costo de Ingeniería Incluye los costos para los diseños básicos y de ingeniería detallada, especificaciones técnicas y cantidades de obra. Según metodología de la UPME es hasta de un 12% del costo FOB. Para este proyecto se estima un valor del 2% del costo FOB. Costo de Interventoría Incluye el aseguramiento y control de calidad de las obras en construcción y montaje, el porcentaje estimado es hasta de un 18% del costo FOB. Para este caso se desprecia su aplicación. Costo Financiero Este se calcula llevando a futuro (fecha de entrega en funcionamiento de la unidad generadora), cada uno de los pagos realizados durante el proceso de construcción (cronogramas de construcción típicos) los cálculos realizados se hicieron con una tasa de interés del 8% anual y una duración de seis meses, para llegar a un valor equivalente del 6% del costo FOB. Costo total Este es el valor total de la inversión requerida para el funcionamiento de las unidades generadoras y se expresa así: Costo total = Costo Directo + Costo Indirecto



Tabla 15. Análisis de costos

ANALISIS DE COSTOS Costo FOB $US 2,515,400 transporte marítimo $US 100,616 4% seguro internacional $US 25,154 1% COSTO Cif $US 2,641,170 Arancel $US 264,117 10% CiF transporte nacional $US 25,154 1% FOB Seguro Nacional $US 17,607.8 0.7% FOB Costo Bodegaje $US 25,154 1% FOB COSTO DDP $US 2,973,202.8 Costo pruebas y puesta en marcha $US 3,018.48 12% FOB Costo de obra civil $US 25,154 1.0% FOB Gestión ambiental $US 2,515.4 0.1% FOB Costo directo $US 3,302,720.2 Costo ingeniería $US 50,308 2.0% FOB Costo Financiero $US 150,924 6.0% Costo Indirecto $US 201,232 COSTO TOTAL $US 3,503,952.2

Fuente: Elaborada por el autor

4.4.3 Datos de entrada sistema de cogeneración

Tabla 16. Datos de entrada caso base 2 COSTOS VALOR FUENTE DE INFORMACION Costo de inversión total $US 3,504,000 Análisis De costos Costo de reemplazo $US 2,803,000 80 % costo inversión Costos Anuales O&M 7,0 $US/hora Calculado Costo del gas natural que llega a la turbina

0.215 $US/m3 Estimado con base en el costo actual

Costo del gas natural que llega a la caldera de respaldo

0.26 $US/ m3 Suministrado por la Fundación Santa fe

ASPECTOS TECNICOS Capacidad Instalada 810 kW Extraído de la información

suministrada por Caterpillar Mínimo flujo de operación 50 % Caterpillar Vida útil 48,000 horas Caterpilllar



Recuperación de calor 98% Caterpillar CALDERA ADICIONAL

Combustible Gas natural Eficiencia 75 % Suministrado por la fundación

Santa fe GAS NATURAL Poder calorífico inferior 46.7 MJ/Kg Extraído de Ecopetrol y

convertido a las unidades con las que trabaja el programa

Densidad del gas 0.79 Kg/m3 Contenido de carbón 67% Contenido de azufre 0.33% EMISIONES GEI Monóxido de carbón 6.5 g/m3 Suministrado Caterpillar Hidrocarburos no quemados 0.72 g/m3 Suministrado Caterpillar Partículas de materia 0.49 g/m3 Suministrado Caterpillar Proporción de azufre convertido a PM

2.2 % Suministrado Caterpillar

Oxido de nitrógeno 58 g/m3 Suministrado Caterpillar PARA LA RED Cargo de interconexión $US 71,200 Estimada de acuerdo a las

unidades constructivas Cargo por disponibilidad $US 3,043 Suministrado por Codensa Demanda máxima de la red 1,826 kW Suministrado por Codensa Venta máxima de potencia 3,700 kW Suministrado por Codensa Emisiones dióxido de carbono 439.92 g/ kWh Plan de expansión de referencia Costo de compra de energía 0.082 $US/kWh Fundación Santa fe Costo de venta energía 0.033 $US/kWh Mercado mayorista OTROS DATOS Tasa de interés anual 7.8 % Banco de la república Vida del proyecto 20 años Estimado Carga térmica promedio 2,446 kW

térmicos Fundación Santa fé

Carga eléctrica promedio 584 kW eléctricos

Fundación Santa fe




Tabla 17. Datos de entrada consumo combustible por kW generado

kW m3 / hr 810 337.51 770 323.96 729 310.20 689 296.92 648 283.84 608 271.16


Los datos de entrada del consumo de combustible por kW generado de la tabla anterior se muestran en la siguiente curva. La salida de potencia de la turbina saturn 20 con respecto al consumo de combustible.

Figura 20. Curva de combustible Vs potencia de salida

Fuente: Homer

La siguiente curva representa la eficiencia eléctrica de la turbina saturn 20, con respecto a la salida de potencia.

Figura 21. Curva eficiencia Vs potencia de salida

Fuente: Homer



4.5 APLICACIÓN DEL SOFTWARE HOMER EN EL ESTUDIO Homer es un software que simula sistemas de Generación distribuida, y determina según los costos, el sistema más rentable durante su vida útil, (Las especificaciones del software se encuentran en el anexo A). 4.5.1 Aspectos económicos que evalúa Homer Dentro de los costos, los dos más importantes que el programa muestra como base para la selección del sistema más viable son: el costo de la energía (COE) y el costo presente neto total (CPN) los cuales definen la rentabilidad financiera del proyecto durante su vida útil.

Con base en los siguientes costos se llega al cálculo del CPN y el COE. 4.5.2 Costo anualizado El costo anualizado de un componente es igual al costo de operación anual más los costos de capital y reemplazo anualizados durante la vida útil del proyecto. El costo anualizado de cada componente es igual a la suma de:

. Costo de capital anualizado . Costo de reemplazo anualizado

. Costo anual de combustible

. Costo anual OYM El costo anualizado es útil para comparar los costos de diferentes componentes, porque estos son coeficientes relativos para el costo presente neto total. Permite una comparación de costos equitativa entre componentes con capital bajo y costos de operación altos (como generadores diesel), y aquellos con capital alto y costo de operación bajo. - Costo de capital anualizado HOMER anualiza el capital inicial de cada componente sobre la vida útil del proyecto para calcular su costo de capital anualizado usando la siguiente ecuación: ),( projcapacap RiCRFCC ⋅= Donde: Rproj = Duración de vida del proyecto



CRF () = Factor de recuperación de capital i = Tasa de interés CRF () = Factor de recuperación de capital El factor de recuperación de capital es usado para calcular el costo presente de una anualidad (una serie de flujos de fondos anuales iguales). La ecuación para el factor de recuperación de capital es:

1i)(1 i)i(1 N)CRF(i, N

N

−++

=

i = Tasa de interés La tasa de interés que se ingresa a HOMER es la tasa de interés real anual, tasa que expresa una corriente de ingresos según su valor real, es decir, corrigiendo el efecto inflacionario. La tasa de interés real anual está relacionada con la tasa de interés nominal dada en la siguiente ecuación:

ffii

+−

=1´

Donde: i´= La tasa de interés nominal (la tasa en la cual se puede obtener un préstamo) f = Tasa de inflación anual

N = número de años

Definiendo la tasa de interés de este modo, la inflación es factorizada fuera del análisis económico. Todos los costos por consiguiente se convierten en costos reales, significa que son definidos en términos de dólares constantes.

- Otros costos de capital anualizados ),(,, RprojiCRFCC othercapotheracap ⋅= 21,, effefffixedcapothercap CCCC ++=



Donde: Ccap,fixed = Costo de capital fijo del sistema Ceef1 = Costo de eficiencia medido para la carga primaria Ceff2 = Costo de eficiencia medido para la carga secundaria - Costo de reemplazo anualizado El costo de reemplazo anualizado de un componente del sistema, es el valor anualizado de todos los costos de sustitución ocurridos a lo largo de duración de vida del proyecto, menos el valor del salvamento al final de la duración de vida del proyecto. Nota: El costo de sustitución anualizado puede ser negativo porque incluye el valor del salvamento anualizado. HOMER usa la siguiente ecuación para calcular el costo de sustitución anualizado de cada componente:

),(),( projcomprepreparep RiSFFSRiSFFfCC ⋅−⋅⋅= Donde: Crep = Costo de reemplazo de los componentes frep = Factor originado por la duración de vida de una componente SFF () = Factor de fondo rebajado Rproj = Duración de vida del proyecto Rcomp = Duración de vida de una componente frep = Es un factor originado porque la duración de vida de una componente puede ser diferente a la duración de vida de proyecto, es dado por: Frep = CRF (i,Rproj) / CRF (i,Rrep) , Rrep > 0 0 , Rrep = 0 Rrep, la duración del costo de reemplazo, es dada por:

=

comp

projcomprep R

RINTRR *



Donde:

INT () es una función entera. Esta función entera se aproxima siempre hacia abajo.

HOMER da por supuesto que el valor del salvamento del componente al final de la duración de vida del proyecto, es proporcional para su vida restante. Por lo tanto el valor de salvamento S esta dado por:

comp

remrep R

RCS *=

Donde Rrem, la vida restante del componente al final de la duración de vida del proyecto, es dada por

)( repprojcomrem RRRR −−=

SFF() = Factor de fondo rebajado El factor de fondo de amortización es una proporción usada para calcular el valor futuro de una serie de flujos de fondos anuales. La ecuación para el factor de fondo de amortización es:

1)1(),(

−+= Ni

iNiSFF

4.5.3 Costo total anualizado El costo anualizado total es la suma de los costos anualizados de cada componente del sistema, mas los otros costos anualizados. 4.5.4 Costos de la red Dado que la red es diferente a cualquier otro componente, HOMER calcula los costos asociados con la red en una única forma. - Costo de capital de la red Si el sistema está conectado a la red y tiene algún otro sistema que produce energía (como una turbina), entonces el costo de capital de la red es igual al cargo de interconexión. De otra manera, el costo de capital de la red es cero.



- El costo de capital anualizado de la red HOMER calcula el costo de capital anualizado de la red de la misma manera que calcula el costo de capital anualizado de todos los otros componentes, multiplicando por el factor de recuperación de capital durante la vida del proyecto. - El costo de reemplazo anualizado de la red. El costo de sustitución anualizado de la red es siempre cero. Debido a que para la red no se fijó un costo de inversión inicial de toda su infraestructura, por lo cual no hay costo de esta misma. - Costos OYM de la red El costo OYM de la red es igual al costo de comprar electricidad anual a la red (el costo de la energía mas el costo de la demanda), menos cualquier ingreso de la venta de electricidad para la red. En los sistemas conectados a la red que contienen algún otro sistema para producir energía (como una turbina), el costo OYM de la red también incluye el cargo por disponibilidad. 4.5.5 Costo de la energía producida HOMER define el costo de la energía producida (COE), como el costo medio por kilowatt-hora de energía eléctrica usada producida por el sistema. Para calcular el COE, HOMER divide el costo anualizado de producir electricidad (el costo total anualizado menos el costo de servicio de la carga térmica) en la producción total de energía eléctrica útil. La ecuación para el COE es la siguiente:

salesgriddefDCprimACprim

thermalboilertotann

EEEE

ECCCOE

,,,

,

+++

−=

donde: Cann,tot = Costo total anualizado del sistema ($US/hr) Cboiler = Costo marginal de la caldera ($US/ kWh) Ethermal = Carga térmica total (kWh/año) Eprim,AC = Carga primaria AC ( kWh/año) Eprim,DC = Carga primaria DC ( kWh/año) No aplica en el estudio Edef = Carga diferible (kWh/año) No aplica en el estudio Egrid,sales = Venta total de la red (kWh/año)



- Costo marginal de la caldera El costo marginal de energía térmica desde la caldera. HOMER usa este valor cuándo calcula el costo de producción de la energía. El costo marginal de la caldera se calcula con la siguiente ecuación:

fuelboiler

emissionsboilerfuelboiler LHV

CCC

⋅

+⋅=

η)(6.3 ,

Donde: Cfuel = Costo de combustible ($/kg de fuel) Cboiler,emissions = Costo de penalización asociado con emisiones desde la caldera ηboiler = Eficiencia de la caldera LHVfuel = Poder calorífico inferior del combustible El factor de 3.6 se origina por 1 kWh = 3.6MJ 4.5.6 Costo presente Neto El Costo Presente Neto es el valor que relaciona todos los costos anuales que se incurren en la operación del sistema, divididos por el factor de recuperación del capital, que es en función de la tasa de interés bancaria y el tiempo de vida del proyecto. El costo presente neto total es la salida económica principal de HOMER. Todos los sistemas son ordenados según el costo presente neto, y todas las otras salidas económicas se calculan con el objeto de encontrarlo. Se calcula según la siguiente ecuación:

),(,

proj

totannNPC RiCRF

CC =

donde: Cann,tot = Costo total anualizado CRF() = Factor de recuperación de Capital i = Tasa de interés Rproj = Vida útil del sistema



5. SIMULACIONES Y RESULTADOS 5.1 SIMULACION CASO BASE 1. Al haber ingresado los datos de entrada (numeral 4.2.1) que se tuvieron en cuenta en el software, se ha creado un modelo de un sistema con GD, compuesto por la PCH, el sistema convencional de la red (GRID), y una carga que representa el consumo de energía en el año de todos los circuitos de la barra 1.3 de la S/E Usaquén.

Figura 22. Esquema de simulación caso base 1

Fuente: software Homer 5.1.1 Resultados iniciales Del modelo anterior se crearon dos sistemas: uno con GD compuesto por la red y la PCH. Otro que es únicamente el sistema convencional de la red. Para el sistema con GD se obtuvieron los siguientes resultados:

- La tabla muestra los costos iniciales y los costos anualizados, los cuales son utilizados para calcular el costo presente neto y el costo de producción de energía.

Tabla 18. Resumen de costos sistema de GD con datos reales

Capital Inicial

Capital Anualizado

Reemplazo Anualizado

O&M Anual

Total Anualizado

Componente

($US) ($/año) ($/año) ($/año) ($/año) PCH 20, 149,500 1, 855,438 0.014 805,980 2, 661,418 RED 213,433 19,654 0.000 3, 978,313 3, 997,967

TOTAL 20, 362,932 1, 875,092 0.014 4, 784,293 6, 659,385

Fuente: software Homer



Tabla 19. CPN y costo energía del sistema GD con datos reales

Costo presente

neto Costo de energía

producida $US $US/ kWh

72,318,912 0.057


- Como el software realiza un proceso de optimización del sistema con GD no asume operación de la PCH por su alto costo de producción.

Figura 23. Operación anual PCH del sistema GD con datos reales


- Al no haber producción eléctrica por parte de la PCH, la energía consumida por los clientes se compra totalmente a la red en el mismo sistema con GD, como se muestra en la figura.

Figura 24. Producción eléctrica promedio del sistema GD con datos reales


Teniendo en cuenta los resultados anteriores del sistema con GD, se comparan los costos con los del sistema convencional de la red.



Figura 25. Resultados de la simulación del sistema GD con datos reales


- El costo de inversión de la PCH se calcula con base en la capacidad instalada, la cual es de 13,433 kW, pero el caudal medio que pasa por la turbina permite generar electricidad a menos de 6,000 kW; por consiguiente la inversión y los O&M de la pequeña central son altos para su baja productividad.

- Como la producción de la PCH resulta muy costosa, para el sistema de GD, y el software se encarga de optimizar el proceso; se asume que dentro de dicho sistema la energía que se consume la entregan las dos fuentes de la siguiente manera: 0% PCH y 100% la red. Esto quiere decir que el costo presente neto y el costo de producción de energía para el sistema de GD incluye los costos de la PCH incluyendo los O&M sin que esta opere.

- Según las condiciones anteriores, la simulación define al sistema con GD como no viable, ni rentable económicamente por tener costos bastante elevados con respecto a los que ofrece comprar energía desde la red.

5.1.2 Datos supuestos Se realizó un ajuste de algunos de los datos de entrada, para asumir una capacidad instalada menor y proporcional a lo que opera en este momento la PCH Santa Ana, con el fin de reducir los costos de inversión, reemplazo, O&M, el cargo de interconexión y el cargo por disponibilidad, para realizar una nueva simulación en el programa. Se asume un caudal de diseño de 8m3/seg y los mismos datos nominales de la turbina para calcular la capacidad instalada que en este caso da 7.95MW. La metodología que se establece para el cálculo de los costos es la misma, para la inversión $US1,500 por kW instalado30, reemplazo el 80% del costo de inversión,

30 División Servicios Eléctrica, Empresa de Acueducto Y Alcantarillado de Bogotá E.A.A.B.



para los costos O&M se estima un 5% del costo de inversión, teniendo en cuenta que la diferencia de estos costos para una PCH de 13MW y una de 8MW no es muy alta. El cargo de interconexión y el cargo por disponibilidad varían de acuerdo a la capacidad instalada. “En el software se ingresa cada cargo como una variable de entrada y estos se suman al costo de inversión total”. Los datos de entrada ajustados del sistema quedan de la siguiente manera:

Tabla 20. Datos supuestos de la PCH proporcionales a su operación

COSTOS Costo de inversión total $US 12,000,000 Costo de reemplazo $US 9,600,000 Costos Anuales O&M $US 600,000 ASPECTOS TECNICOS Capacidad Instalada 7,959 kW Altura caída del agua 105.9 Metros Caudal de diseño 8,000 L/s Mínimo flujo de operación 50 % Máximo flujo de operación 120 % Eficiencia de la turbina 95.76 % Perdidas de presión en el tubo 4 % PARA LA RED Cargo de interconexión $US 208,000 Cargo por disponibilidad $US 26,478 Demanda máxima de la red 19,150.223 kW Venta máxima de potencia 29,600 kW Emisiones dióxido de carbono 439.92 g/ kWh OTROS DATOS Tasa de interés anual 7.8 % Vida útil 25 años


5.1.3 Resultados obtenidos Al ajustar los datos de entrada, el sistema con GD presenta los siguientes resultados:



- Con los siguientes valores se calcula el costo presente neto y el costo de producción de la energía para el sistema con GD.

Tabla 21. Resumen de costos sistema GD datos supuestos

Capital Inicial

Capital Anualizado

ReemplazoAnualizado

O&M Anual

Total AnualizadoComponente

($US) ($/año) ($/año) ($/año) ($/año) PCH 12,000,000 1,105,003 -0.005 600,000 1,705,003 Red 208,000 19,153 0.000 2,206,634 2,225,785 Total 12,208000 1,124,056 -0.005 2,806,634 3,930,790

Fuente: software HOMER

Tabla 22. CPN y costo energía producida sistema GD datos supuestos

Costo presente

neto Costo de energía

producida $US $US/ kWh

42,687,196 0.034


- Al ser un sistema de GD más equitativo en costos entre la PCH y la red, la producción de energía eléctrica está dada de la siguiente manera:

Tabla 23. Producción de energía eléctrica anual sistema GD datos supuestos

Producción FracciónComponente (kWh/año)

PCH 52,106,380 45% Compras de la red 64,325,660 55%

Total 116,432,040 100%




Figura 26. Producción de energía eléctrica anual sistema GD datos supuestos


En la tabla se detalla la carga demandada por los clientes.

Tabla 24. Consumo de energía eléctrica anual sistema GD datos supuestos

Consumo Fracción Carga (kWh/año)

Carga primaria AC 116,433,936 100%Total 116,433,936 100%


- La tabla y el gráfico muestran la operación de la PCH a lo largo del año.

Tabla 25. Operación PCH sistema GD datos supuestos

Variable Valor Unidades

Promedio de salida: 5946 kW Mínima salida: 5570 kW Máxima salida: 6247 kW Factor de capacidad: 74.7 % Horas de operación: 8760 Hora/año Fracción renovable 0.448




Figura 27. Operación PCH en el año sistema de GD con datos supuestos


- Las compras de energía, el costo y la demanda pico de la red en el sistema de GD durante el año se observan en la tabla:

Tabla 26. Compras, y costo energía desde la red sistema datos supuestos

Mes Compras de la red

Demanda pico

Costo de la energía

Mes (kWh) (kW) ($US) Enero 5,263,569 10,827 185,059 Febrero 4,795,337 11,008 173,736 Marzo 5,516,807 11,333 188,080 April 5,660,755 11,682 184,391 Mayo 5,436,130 11,303 174,731 Junio 5,331,533 11,306 169,596 Julio 5,175,755 10,843 164,986 Agosto 5,769,578 11,822 190,026 Septiembre 5,284,596 11,303 187,335 Octubre 5,380,809 11,205 190,071 Noviembre 5,299,186 11,332 176,472 Diciembre 5,411,602 11,246 195,675 Anual 64,325,660 11,822 2,180,156


Al comparar el sistema de GD detallado anteriormente con el de la red la ventana de salida de datos muestra lo siguiente:



Figura 28. Resultados de la simulación sistema GD datos supuestos


En la simulación, la PCH produce el 45% de la energía demandada, el otro 55% es comprado a la red, lo cual muestra un sistema con GD equilibrado entre la fuente renovable y la red. El costo presente neto de la PCH para un periodo de 25 años es menor al de la red en $US 20,310, y el costo de producción de energía es equivalente al costo de comprar la energía desde la red.

Lo anterior permite establecer, que si el costo unitario por kW instalado es equivalente a $US 1,500 (aunque sea demasiado optimista porque los precios reales están por encima de los 2,000 $US/kW instalado); la PCH presentaría precios competitivos a la red y sería un sistema viable desde el punto de vista económico.

5.1.4 Análisis de sensibilidad

Para analizar posibles variaciones del sistema en el periodo establecido, se realizan sensibilidades en algunos de los datos de entrada.

Caudal medio: Se tiene en cuenta otro caudal promedio menor suponiendo que en los próximos años tienda a bajar.

Costo OYM: Con los datos reales es el 4%, pero en los datos ajustados por ser menor la inversión se asumió el 5%. Por esto se estiman dos porcentajes cercanos, 4.5% y 5.5%. Tasa de interés real anual: Según los altibajos de las tasas de interés que se presentaron en los últimos 6 años se estiman dos sensibilidades una mayor y otra menor a la actual.



Tabla 27. Datos de sensibilidades PCH

Dato entrada Sensibilidad 1 Sensibilidad 2 UnidadesCaudal medio 6,228 6,028 L/seg Costo OYM 600,000 540,000 660,000 $US Tasa de interés 7.8 7.3 8.3 %


En la siguiente tabla, el software presenta los resultados de sistemas con GD más económicos al sistema convencional de la red:

Tabla 28. Resultados del análisis de sensibilidad

Tasa de Interés

Sistema

Caudal

PCH OYM

PCH

RED

Capital Inicial

Costo presente

neto

Costo Energía

(%) (L/seg) ($US) (kW) (kW) ($US) ($US) ($US)

7.8 GD 6228 600,000 7959 19150 12208000 42,687,196 0.034 7.8 GD 6228 540,000 7959 19150 12208000 42,035,616 0.033 7.8 GD 6028 540,000 7959 19150 12208000 42,646,772 0.034 7.8 RED - - 7959 19150 0 42,707,508 0.034

7.3 GD 6228 540,000 7959 19150 12208000 43,369,364 0.033 7.3 GD 6228 600,000 7959 19150 12208000 44,050,084 0.033 7.3 GD 6028 540,000 7959 19150 12208000 44,007,848 0.033 7.3 RED - - 7959 19150 0 44,617,192 0.034

8.3 GD 6228 540,000 7959 19150 12208000 40,791,692 0.034 8.3 RED - - 7959 19150 0 40,926,444 0.034


- Todos los sistemas con GD que resultan más costosos al sistema convencional

de la red, para cada tasa de interés han sido despreciados. Las siguientes gráficas ilustran el comportamiento del sistema, al variar la tasa de interés:



Figura 29. Sistema óptimo a una tasa de interés real anual de 7.8% Caudal Vs Costo O&M

6,050 6,100 6,150 6,200540,000

570,000

600,000

630,000

660,000

$

Optimal System Type

Stream Flow (L/s)

System TypesGrid/Hydro

Grid

FixedInterest Rate = 7.8 %

Fuente software Homer


6,050 6,100 6,150 6,200540,000

570,000

600,000

630,000

660,000

$

Optimal System Type

Stream Flow (L/s)

System TypesGrid/Hydro

Grid




6,050 6,100 6,150 6,200540,000

570,000

600,000

630,000

660,000

$

Optimal System Type

Stream Flow (L/s)

System TypesGrid

Grid/Hydro





En la simulación efectuada con datos reales no se hizo análisis de sensibilidad por ser insignificante en los resultados, debido a los excedidos costos, y a la desproporción en la construcción de la planta con respecto a su operación.

En el sistema al que se le han ajustados los datos proporcionales a la operación actual de Santa Ana, el análisis de sensibilidad permite definir lo siguiente: - Al bajar la tasa de interés real anual, el sistema con GD es óptimo

comparándolo con la red. Lo cual demuestra que la viabilidad del proyecto de generación distribuida, se ve afectada directamente por los cambios que presenta la tasa de interés, si esta disminuye el proyecto se hace más viable con respecto a la red.

- Si el caudal baja en los próximos años es poco probable que el sistema con

GD presente costos competitivos a los de comprar energía desde la red; a menos que los costos O&M para la PCH desciendan lo cual es poco probable, porque si hay una tendencia de estos costos es a que suban.

- Si los costos O&M superan el 5% del costo de inversión de la PCH que son

US$ 600,000, definitivamente el proyecto no es rentable en comparación a comprar energía desde la red, en el mismo periodo de duración establecido.



5.2 SIMULACION CASO BASE 2. Al ingresar los datos de entrada, se tiene un sistema de GD ubicado en la clínica conformado de la siguiente manera: una turbina a gas, el sistema convencional que entrega energía desde la red (GRID), la carga térmica demandada por la clínica, la carga eléctrica demandada por la clínica, y una caldera para suministro de energía térmica adicional. Los datos de entrada de cada componente se encuentran en el numeral 4.3.3.

Figura 32. Esquema de simulación caso base 2.

Fuente: software Homer. 5.2.1 Resultados obtenidos Se modela el sistema de dos formas distintas: la primera operando la turbina continuamente; y la segunda optimizando el proceso de producción de energía eléctrica y térmica entre la turbina, la red y la caldera, por medio del software. Para los dos casos, la turbina deja de trabajar 3 veces al año, con una duración aproximada de 92 horas por paro. En la tercera vez se le realiza mantenimiento, el cual se estima que es cada 8,000 horas.



a) Sistema Operando la turbina continuamente El resumen de costos, del sistema se presenta en las 2 siguientes tablas:

Tabla 29. Resumen de costos sistema CHP

Capital Inicial

Capital Anualizado

ReemplazoAnualizado

Combustible Anual

O&M Anual

Total Anualizado

Componente

($US) ($/año) ($/año) ($/año) ($/año) ($/año) TURBINA 3,504,000 351,595 353,604 59,388 534,315 1,298,902

RED 71,200 7,144 0 -14,170 0 -7,025 CALDERA 0 0 0 0 66,049 66,049

TOTAL 3,575,200 358,739 353,604 45,218 600,364 1,357,926

Tabla 30. CPN y costo Energía producida sistema CHP

Costo presente neto

Costo de energía producida

$US $US/ kWh 13,533,104 0.105


Al operar la turbina continuamente, la red viene siendo prácticamente un respaldo como se puede apreciar en la tabla y en la gráfica.

Tabla 31. Producción eléctrica promedio del sistema CHP

Producción Fracción Componente (kWh/año)

Turbina a gas 5,730,575 96% Compras de la red 215,279 4%

Total 5,945,854 100%

Figura 33. Producción eléctrica promedio mensual de la turbina




La energía eléctrica producida por la turbina es consumida por la clínica, el excedente o sobrante que es el 14% es vendido a la red.

Tabla 32. Consumo anual de energía eléctrica sistema CHP

Consumo Fracción Carga (kWh/año)

Carga primaria AC 5,136,279 86 % Ventas a la red 809,570 14 % Total 5,945,849 100 %


La producción de energía térmica está dada de la siguiente manera:

Tabla 33. Producción anual de energía térmica sistema CHP

Producción FracciónComponente(kWh/año)

Turbina a gas 19,342,898 91 % Caldera 1,881,449 9 %

Total 21,224,346 100 %


Figura 34. Producción térmica promedio mensual del sistema de CHP




Las características de la unidad turbogeneradora o el comportamiento general en cada año de operación se detalla en la tabla y en la gráfica así:

Tabla 34. Características turbina saturn 20 en operación continua

Variable Valor Unidades Horas de operación 8,484 Horas Número de arranques 93 arranques/año Vida útil 5,66 años Potencia de salida promedio 675 kW Mínima salida de potencia 405 kW Máxima salida de potencia 810 kW Promedio de salida térmica 2,280 kW Mínima salida térmica 1,652 kW Máxima salida térmica 2,592 kW Combustible anual utilizado 2,485,185 m3/año Uso específico del combustible 0.434 m3/ kWh Eficiencia eléctrica promedio 22.5 % Eficiencia total promedio 53.7 %


Figura 35. Operación continua de la turbina en el año


b) Sistema optimizado en el proceso de producción de energía eléctrica y térmica entre la turbina, la red y la caldera Los costos del sistema al ser optimizado por el programa se reducen con respecto a los anteriores, porque la red hace parte del sistema de una manera más significativa.



Tabla 35. Resumen de costos sistema CHP optimizado

Capital Inicial

Capital Anualizado

ReemplazoAnualizado

Combustible Anual

O&M Anual

Total Anualizado

Componente

($US) ($/año) ($/año) ($/año) ($/año) ($/año) TURBINA 3,504,000 351,595 143,904 34,790 349,685 879,975

RED 71,200 7,144 0 106,373 0 113,518 CALDERA 0 0 0 0 292,593 292,593

TOTAL 3,575,200 358,739 143,904 141,163 642,279 1,286,086


Tabla 36. CPN y costo Energía producida del sistema CHP optimizado

Costo presente neto

Costo de energía producida

$US $US/ kWh 12,817,144 0.098


La operación de la turbina pasó de un 96% a un 69% como se observa en la tabla y en la gráfica:

Tabla 37. Producción anual de energía eléctrica sistema CHP optimizado

Producción Fracción Componente (kWh/año)

Turbina a gas 3,876,148 69% Compras de la red 1,769,093 31%

Total 5,645,240 100%


Figura 36. Producción eléctrica promedio mensual sistema optimizado




La caldera pasa de ser respaldo a ser parte del sistema en su operación normal.

Tabla 38. Producción de energía térmica sistema CHP optimizado

Producción FracciónComponente(kWh/año)

Turbina a gas 12,536,441 60 % Caldera 8,334,688 40%

Total 20,871,118 100 %


Figura 37. Producción térmica promedio mensual sistema optimizado


En las características de operación de la turbina lo que se puede resaltar con mayor detalle es que se reduce considerablemente la operación de la unidad turbogeneradora en cada año, pero a su vez se extiende su periodo de duración.

Tabla 39. Características de operación turbina saturn 20 en el sistema optimizado

Variable Valor Unidades

Horas de operación 4,970 Horas Número de arranques 1,508 arranques/año Vida de útil 9.66 años Potencia de salida promedio 780 kW Mínima salida de potencia 600 kW Máxima salida de potencia 810 kW Promedio de salida térmica 2,522 kW Mínima salida térmica 2,105 kW Máxima salida térmica 2,592 kW Combustible anual utilizado 1,626,444 m3/año Uso específico del combustible 0.420 m3/ kWh Eficiencia eléctrica promedio 23.3 % Eficiencia total promedio 53.8 %




Figura 38. Operación de la turbina sistema optimizado


Tabla 40. Compras, ventas y costo de la energía desde la red en el año

Mes Compras de la red

Ventas de energía

Compras netas

Demanda pico

Costo de la energía

Mes (kWh) (kW) ($) Enero 151,293 42,695 108,598 661 8,905 Febrero 145,324 39,973 105,351 660 8,639 Marzo 124,407 49,034 75,373 660 6,181 April 166,001 34,093 131,908 914 10,816 Mayo 152,086 46,048 106,038 642 8,695 Junio 134,807 45,061 89,746 676 7,359 Julio 144,479 48,014 96,466 670 7,910 Agosto 157,395 34,406 122,989 890 10,085 Septiembre 130,433 42,415 88,018 647 7,218 Octubre 139,338 49,810 89,528 683 7,341 Noviembre 151,654 41,004 110,650 609 9,073 Diciembre 171,875 36,412 135,463 900 11,108 Anual 1,769,093 508,965 1,260,127 914 103,330


Lo que se puede deducir de las dos modelaciones anteriores, es que el método más apropiado (económicamente hablando), para la aplicación de la tecnología es una interacción, entre utilizarla como carga base y para proporcionar carga en punta; de acuerdo a la optimización que se usó en el programa. Esto permite que los costos para un periodo de 20 años se reduzcan y a su vez se prolonga la vida útil de la turbina y el sistema de cogeneración como tal. Pero cabe aclarar que el sistema está diseñado para proporcionar los requerimientos eléctricos y térmicos de manera continua en la clínica.



Teniendo el sistema más adecuado en cuanto al uso de la tecnología, que ha sido el optimizado por el programa, se procede a comparar sus costos con los de comprar energía desde la red, a continuación se muestran los resultados:

Figura 39. Comparación de resultados sistema optimizado GD con la red


• El costo presente neto del sistema con GD supera en $US 1, 323,973 al

costo presente neto de comprar energía desde la red. • El costo de producción de energía para el sistema con GD es superior al de

la red en $US 0.016 equivalente en pesos colombianos a $ 36.8 que es una suma considerable al tener en cuenta el consumo mensual de la clínica.

• Por otro lado cabe mencionar, que si un cliente realiza una inversión de

semejante magnitud, para suplantar el método actual de la compra de energía, por el autoabastecimiento total de energía, no se justifica instalarlo para que su funcionamiento sea alterno con la red.

• De los resultados anteriores se define que al instalar un sistema de

cogeneración en la clínica Santa fe con las características y los costos actuales estudiados en este proyecto, el sistema a pesar de que tenga soluciones cuantiosas para el cliente y para la red, no es rentable económicamente.

5.2.2 Análisis de sensibilidad Con el análisis de sensibilidad en algunos datos de entrada, se busca observar las variables que le permiten al sistema de GD ser más rentable que el convencional. Costo de comprar energía desde la red: El costo de compra de energía por parte del usuario al comercializador, se estima que tienda a incrementar, por lo que se incluyeron dos sensibilidades.



Costos del gas natural: Los precios del gas natural, subirán o bajaran relativamente de acuerdo a su disponibilidad, por esto se tuvieron en cuenta dos sensibilidades una de mayor valor al precio actual y la otra menor. Tasa de interés real anual: De acuerdo a los altibajos de las tasas de interés que se presentaron en los últimos 6 años se estiman dos sensibilidades una mayor y otra menor a la actual.

Tabla 41. Sensibilidades para el sistema de CHP

Dato entrada Sensibilidad 1 Sensibilidad 2 UnidadesCosto de compra energía desde la red

0.0784 0.090 0.100 $US

Costo gas natural 0.215 0.150 0.260 $US Tasa de interés 7.8 7.3 8.3 %

Fuente elaborado por el autor

Figura 40. Sistema óptimo para una tasa de interés real anual de 7.8% Costo gas natural Vs Costo compra energía

0.15 0.16 0.17 0.18 0.19 0.20 0.21

0.080

0.085

0.090

0.095

0.100

$

Optimal System Type

Gas turbina Price ($/m3)

System TypesGrid

Grid/turb




0.15 0.16 0.17 0.18 0.19 0.20 0.21

0.080

0.085

0.090

0.095

0.100

$

Optimal System Type


System TypesGrid

Grid/turb






0.15 0.16 0.17 0.18 0.19 0.20 0.21

0.080

0.085

0.090

0.095

0.100

$

Optimal System Type


System TypesGrid

Grid/turb



Tabla 42. Costos de los sistemas cogeneradores más económicos a la red

Tasa de

Interés

Sistema

Costo gas natural

Costo de

compra energía

Turbina RED

Capital Inicial

Costo presente

neto

Costo Energía

(%) ($/m3) ($US) (kW) (kW) ($US) ($US) ($US)

7.8 GD 0.150 0.090 810 1826 3,575,200 12,396,845 0.074 7.3 GD 0.150 0.090 810 1826 3,575,200 12,813,030 0.072 8.3 GD 0.150 0.090 810 1826 3,575,200 12,007,719 0.076 7.8 GD 0.150 0.100 810 1826 3,575,200 12,466,926 0.075 7.3 GD 0.150 0.100 810 1826 3,575,200 12,886,018 0.073 8.3 GD 0.150 0.100 810 1826 3,575,200 12,074,904 0.077


El análisis de sensibilidad permite definir lo siguiente: - El sistema con GD, depende de las políticas de precios que se implanten para

el gas natural con respecto a la cogeneración; si su costo baja como se puede ver en la tabla a US$ 0.150 aproximadamente, seguramente los costos de producción de energía serán más competitivos con los de la red.

- Si los costos de compra de energía al comercializador se incrementan, también

hacen más competitivos los costos de producción de energía entre la GD y la red.

- La tasa de interés real anual sensibiliza directamente el comportamiento del

sistema, a medida que disminuye, permite ver que el sistema con GD se hace mas óptimo (aunque es muy pequeña la variación que presenta).



6. CONCLUSIONES - La PCH Santa Ana opera como planta menor, y sus posibilidades para ingresar

en el despacho central dependen de una reestructuración en la regulación actual, a favor de los generadores menores a 10 MW. Por efectos del sobredimensionamiento que hubo en su construcción, al evaluarse económicamente este proyecto dentro de las actuales condiciones no presenta rentabilidad financiera.

- El panorama para la inclusión de las PCH´s, dentro del sistema de distribución

local en Bogotá, no es muy claro. Para que presenten precios competitivos dentro del mercado energético sus costos iniciales deberían reducirse significativamente.

- La tecnología de GD planeada para utilizar en la clínica Santa fe, es la turbina

a gas saturn 20, suministrada por caterpillar con capacidad nominal de 1,174 kW, por las condiciones del lugar de instalación su capacidad en sitio es de 810 kW. Está tecnología en conjunto con el sistema de cogeneración seleccionado, permiten definir desde el punto de vista técnico que son los adecuados para instalar en la clínica, por su facilidad y corto tiempo de instalación, y la existencia de una infraestructura completa para el suministro del gas natural.

- El sistema de cogeneración planeado dentro del esquema regulatorio actual,

se ubicaría como cogenerador sin garantía de potencia, con la opción de vender sus excedentes de energía a usuarios no regulados, o comercializadores a precios pactados libremente.

- El costo de inversión del proyecto de cogeneración es bastante alto y con las

condiciones regulatorias y económicas actuales no es viable. Para que el sistema fuese competitivo con los precios de comprar energía desde la red, el costo del gas natural debería disminuir entre un 15 y 20%.

- La cogeneración como proyecto de GD, depende del desarrollo industrial que

tenga en los próximos años y el apoyo que se le dé en cuanto a financiación y tarifas especiales del gas natural.



7. RECOMENDACIONES

- Las pequeñas centrales hidroeléctricas son una opción interesante si se dispone del recurso, pero es necesario estudiar específicamente si se justifica o no su inclusión dentro de un sistema de distribución local.

- Por ser la cogeneración un proceso de eficiencia energética, merece más

atención en el sector industrial, por ser el de mayor consumo de energía eléctrica y térmica. Teniendo en cuenta que la cogeneración es un medio de integración entre los sectores del gas y eléctrico.

- Si se quieren promover el uso de estas tecnologías, es necesario revisar el

esquema regulatorio vigente, para ofrecer a los agentes inversionistas aspectos preferenciales que suenen relevantes.

- También sería importante nombrar o crear una entidad nacional, con fuentes

de información clara de diseño, asesoramiento técnico, administrativo, e interventoría. Que fuese capaz de manejar esta clase de proyectos, para no tener que depender exclusivamente del personal extranjero.

- Aunque los resultados reales de las dos tecnologías de Generación Distribuida

evaluadas, no son muy objetivos, este estudio permite suponer que a mediano plazo la GD va a tener más aplicación, a medida que se vaya desarrollando industrialmente. Es por esto que la Generación distribuida debe ser una línea de investigación propia, para que por medio de estudios se puedan resolver las barreras actuales.



BIBLIOGRAFIA STAMATIOS, Diolettas y. LLOVERAS, J. Las ventajas de la generación eléctrica distribuida, 2002 doctorado Universidad Politécnica de Cataluña, Escuela Superior de Ingenieros Industriales. CEBREIRO Mario, Generación Distribuida: perspectivas e impacto sobre la red de distribución. JONES, Ferry y PETRIE, Edward. Revista ABB Nº 3/2000. Expansión de la red. Generación distribuida y compañía eléctrica virtual. MARTINEZ, Eisenhower y MORA, Oscar. Análisis del entorno de la Generación Distribuida en Colombia: viabilidad y reglamentación, proyecto de grado (Ingeniero Electricista) Universidad de la Salle 2002. CONAE, Comisión Nacional para el ahorro de energía, México. www.conae.gob.mx California Energy Comission (Mayo 2001). Distributed Generation Program Element Guidebook. Distributed Generation Discussion Paper, Independent Pricing and Regulatory Tribunal of New South Wales, Marzo 2002. CIGRE (1999). Impact of Increasing Contribution of Dispersed Generation on the Power System, Working Group 37.23. Artículo perspectivas sobre la generación distribuida, realizado por Ente (Energía, tecnología, y educación, SC), México DF, Julio 2005. MOCARQUER, Sebastián Generación Distribuida: Aspectos regulatorios y comerciales, octubre 2002. WILLIS, H. Lee and Scott, Walter G. (2000). Distributed Power Generation. Planning and Evaluation. Marcel Dekker, Inc. ISA. Boletín Semanal del Sector Energético Colombiano, Cultura del mercado, Generación distribuida. Comisión Reguladora de Energía y Gas – CREG, Resoluciones 086 de 1996, 084 de 1996, 107 de 1998, 025 de 1995, y 030 de 1996. .



BORJAS R., Jesus Manuel, PEÑA Elkin. Estudio de prefactibilidad técnico – económica para la aplicación de la generación distribuida en zonas urbanas, proyecto de grado (Ingeniero Electricista) Universidad de la Salle 2004. National Energy Marketers Association. Junio 2001. National Guidelines for Implementing Distributed Generation and Related Services. Plan de expansión de referencia Generación Transmisión 2001 – 2015. Bogotá Colombia. Emisiones GEI. OFGEM January 2003. Distributed generation: A review of progress. ESCOBAR U., Eduard, BARRERA M., William. Estudio del marco regulatorio para generación distribuida en Colombia, proyecto de grado (Ingeniero Electricista) Universidad Nacional de Colombia 2004. GAITÁN C., Diego, LIZCANO V., Fabio, CAMPOS, Félix. Aplicación del modelo de costos de gestión ambiental a la PCH de Guapí. Universidad de la Salle. División de Formación Avanzada. Especialización en Gestión Energética y Ambiental 2002. AVILA, Celeb Lizardo, Rodriguez Edwin. Estudio preliminar de viabilidad en un sistema de cogeneración con turbinas a gas en la industria cervecera, proyecto de grado (Ingeniero Electricista), Universidad de la Salle 2001. U.S Department of Energy. Noviembre de 1996. Cogeneration Powers Up Cost-Competitive Energy. Departamento de planificación de la red, Codensa S. A., Ing. Orlando Páez Departamento de servicios eléctrica, Acueducto de Bogotá, Ing. Juan C. Sánchez Ecopetrol S.A. Características típicas del gas natural en Colombia. Solar Turbines. A Caterpillar Company, Systems CHP. Gecolsa, Caterpillar, Sistemas de generación y cogeneración y compresión de gas con turbinas SOLAR. POTTER, Merle & SOMERTON, Craig W., Termodinámica para Ingenieros 1999, p.101 - 104.



ANEXO A. SOFTWARE HOMER.

A. INFORMACIÓN GENERAL DEL SOFTWARE • COMO ADQUIRIR HOMER

En el sitio Web de HOMER www.nrel.gov/homer/, donde se encuentran guías de usuario e información de cómo descargar el programa, es gratuito y hay que registrarse para obtener una licencia por 6 meses.

• QUE HACE HOMER

HOMER encuentra la combinación de componentes de menor costo que satisfacen las cargas eléctricas y térmicas. HOMER simula miles de configuraciones de sistemas, optimiza para los costos de ciclo de vida y genera resultados de análisis sensible para la mayoría de los datos de entrada.

• SIMULACIÓN

Simula la operación de un sistema por medio de cálculos de balances de energía para cada una de las 8.760 horas de un año, para cada hora. HOMER compara la carga eléctrica y térmica con la energía que el sistema puede entregar en una hora. Para sistemas que incluyen baterías o generadores a base de combustibles HOMER también decide para cada hora como operar los generadores y cargar o descargar las baterías, si el sistema satisface las cargas para todo el año. HOMER estima el costo de ciclo de vida del sistema contabilizando costo de inversión, costo de reemplazo, costos de operación y mantenimiento, combustible e intereses. Se pueden observar los flujos de energía horaria para cada componente, así como los costos anuales y resumen del comportamiento.

• OPTIMIZACIÓN

Después de la simulación de todas las posibles configuraciones de sistemas HOMER despliega una lista de sistemas factibles, ordenados por costo de ciclo de vida, se puede encontrar fácilmente en una lista el sistema de menor costo y los otros sistemas factibles.

• ANÁLISIS SENSIBLE

Se puede encontrar útil para ver como varían los resultados con cambios en los datos de entrada, a pesar que estos sean inciertos o porque ellos representan un rango de aplicaciones. Se puede llevar a cabo un análisis



sensible para casi todos los datos, al evaluar más de un valor para cada dato de interés. HOMER repite el proceso de optimización para cada valor de los datos de entrada de forma que se puedan examinar los efectos de cambio de los valores en los resultados. Se puede especificar tantas variables sensibles como se quieran, y analizar los resultados usando la capacidad gráfica de HOMER. B. TUTORIAL DE MANEJO

• Al abrir HOMER, se tiene una ventana en blanco.

FIGURA A

Aparece una ventana donde se encuentran opciones de tecnologías para seleccionarlas de acuerdo al sistema que se pretenda conformar. FIGURA B

• En la primera parte se encuentran las opciones de cargas; las primarias que

cada sistema debe incluir, diferibles las cuales no operan constantemente, térmicas y las de hidrogeno.



• En la siguiente sección están las opciones de conexión a la red, donde se puede interconectar o no a la red. O comparar el sistema creado con el de la red

• Por último las opciones de tecnologías que se van a escoger. La siguiente imagen ilustra un esquemático creado, con sus componentes seleccionadas, para este caso un sistema con una carga (primary load), que será conectada a una PCH (hydro) y también a la red (Grid). FIGURA C

Al hacer clic sobre la carga primaria, se encuentra la ventana de datos para ingresar los históricos de carga en el año. FIGURA D

Después de haber vuelto al esquemático (figura C) se da clic en otro componente en este caso hydro donde encontramos la ventana de entrada de datos para la PCH que es la siguiente:



FIGURA E

• En la primera sección se ingresan los datos como costo de capital, costo de reemplazo, costo operación y mantenimiento anual, también el ciclo de vida. En las siguientes secciones se ingresan los datos nominales de la turbina, y la opción para incluir la PCH en todas las simulaciones.

Después de volver al esquemático de nuevo, se abre la ventana de entrada de datos “grid” para ingresar a la ventana principal de la red.

• Se pueden ingresar varios precios de kWh, tanto para comprar como para vender a la red, y configurarlos en las diferentes horas del año, como se ve en la ventana.

FIGURA F



En la siguiente pestaña se ingresan las emisiones de gases efecto invernadero. Dióxido de carbono, monóxido de carbono, hidrocarburos no quemados, partículas de materia, dióxido de sulfuro y óxido de Nitrógeno expresados en g/ kWh FIGURA G

• En el último hipervínculo aparecen las opciones avanzadas, como lo son

los costos de interconexión a la red, y el cargo por disponibilidad entre otros.

FIGURA H

Al completar los datos se da Ok y se retorna al esquemático, en el cual quedaran configuradas las componentes principales. ------------------------------------



Cuando el sistema se modela con un generador, y un sistema de cogeneración, la configuración varía de la siguiente manera. FIGURA I

Aparece una carga térmica, una cadera, y un generador los cuales se configuran de acuerdo a los requerimientos del software para modelar. Para el generador 1, se encuentran los datos de entrada de costos, tamaño, OYM y vida útil entre otros. FIGURA J

• Al abrir la pestaña asociada con combustible, se puede crear una curva de consumo de combustible por kW generado. Si es un sistema con recuperación de calor, el porcentaje de calor recuperado.



FIGURA K

• Se escoge el combustible que se va a utilizar entre los que se encuentra

biogas, diesel, etanol, gasolina, methanol, gas natural, propano e hidrogeno. FIGURA L

• Por medio del hipervínculo nuevo se agrega un combustible con sus

características como el poder calorífico la densidad y el contenido de azufre y carbono.

FIGURA M



• Al abrir la siguiente pestaña, se programa el generador manualmente para que opere o no en determinados horas y meses del año, también se puede permitir que el software optimice el proceso en cuanto a operación de la tecnología.

FIGURA N

• La siguiente ventana permite ingresar las emisiones de la tecnología utilizada FIGURA O

Después de retornar al esquemático, se ingresan los históricos de carga para la carga térmica



FIGURA P

Luego se ingresan los datos requeridos para configurar la caldera que son la eficiencia y el combustible a utilizar. FIGURA Q

Se ha mostrado generalmente la configuración de las componentes principales de un sistema bien sea con una PCH o con un sistema de cogeneración. ----------------------------- • Al volver al esquemático (figura B) nos centramos en la segunda sección Si es un sistema con una PCH, el ingreso de los datos que se requieren adicionales son los históricos de caudal medio en el año.



FIGURA C1

Si es un sistema a base de combustible, los datos adicionales son los precios del combustible utilizado. FIGURA I1

En el lado derecho, como se ve en las anteriores figuras, se ingresan aspectos generales de todo el sistema, como lo son: tasa de interés real anual, vida útil del proyecto, entre otros. La anterior fue una explicación general, del ingreso de información y configuración en el software Homer.



ANEXO B. SISTEMAS TIPICOS DE COGENERACION



ANEXO C. INSTALACIÓN GD CON TURBINA SATURN 20

Sichenia Ceramica Sassuolo, Italy

• Saturn 20 • Installed 1991 • 1130kW, 50 HZ • On-Site Power Generation • Natural Gas Fuel • Exhaust Heat Used for Direct Drying



ANEXO D. COGENERACION CON TURBINA SATURN 20



ANEXO E. CARACTERISTICAS TURBINAS CATERPILLAR

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Planeación y optimización económica de sistemas de