Informe Final CTC Paramonga

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA FACULTAD DE INGENIERÍA MECÁNICA

Central de Cogeneración Paramonga I

CURSO: Centrales Termoeléctricas PROFESOR: Ing. Salomé Gonzales Grupo N° 8 INTEGRANTES: 1. 2. 3. 4. 5.

Milagros Laynes Palomino Marco Quispe Cardenas Roberto Vicente Medina Hever Grass Velazco Rodolfo Olortegui Urbano

Ciclo : 2016 - I


1. Introducción El uso racional y eficiente de recursos energéticos es de sumo interés actualmente, por lo que es conveniente promover el desarrollo de la cogeneración por tratarse de una tecnología que mejora la eficiencia energética, y reduce el consumo de combustibles mediante la producción combinada de energía eléctrica y calor aprovechable por procesos industriales. La cogeneración presenta ventajas técnicas y económicas para los sistemas eléctricos, y contribuye a la reducción del nivel de pérdidas de las redes de transmisión y distribución. Además, la promoción del desarrollo de la cogeneración concuerda con los compromisos asumidos por el Estado Peruano en el marco del Protocolo de Kyoto de la Convención Marco de la Naciones Unidas sobre el cambio climático, conforme al cual se debe fomentar el desarrollo sostenible a partir de la reducción y limitación de emisiones, promover la eficiencia energética en los sectores de la economía nacional y fomentar reformas que impulsen políticas y medidas que tiendan a limitar o reducir las emisiones de los gases de efecto invernadero. Adicionalmente, Adicionalmente, también se han ideado mecanismos que promuevan promuevan el uso y diversificación de la red, mediante Energía Renovable, bajo la cual se encuentra la Central de Cogeneración Paramonga I de la empresa AIPSAA, adjudicada en la Primera Subasta RER. En la presente monografía trataremos los aspectos térmicos y económicos de la Central de Cogeneración Paramonga I, donde comenzaremos explicando una breve historia y descripción del proceso productivo. Luego se pasara a realizar cálculos térmicos de cogeneración, hallando las eficiencias, para posteriormente pasar finalmente a evaluar la factibilidad del proyecto, así como los costos de energía según los casos especificados más adelante. Finalmente se realizan las observaciones, conclusiones y recomendaciones del caso, así como plantear un Problema abierto a analizar en un próxima versión de avance.

2


Contenido 1. Introducción ................................................................................................................ 2 2.

Objetivos..................................................................................................................... 4

2.1.

Objetivos General ................................................................................................... 4

2.2.

Objetivos Específicos Específicos .............................................................................................. 4

3.

Descripción Descripci ón de la Central Cogeneración Paramonga – AIPSAA................................. 4

4.

Descripción del proceso productivo ............................................................................ 5

4.1.

Distribución de planta.............................................................................................. 5

4.2.

Generalidades Generalidades de la planta de cogeneración cogeneración .......................................................... 6

4.2.1.

Sobre la Subasta Subasta de energía (Aspectos Económicos) Económicos)...................................... 6

4.2.1.1. 4.3. 5.

Proyectos de Biomasa .............................................................................. 6

Características Características Técnicas ......................................................................................... 7 Metodología Metodología de Cálculo ........................................................................................... 14

5.1.

Cálculos térmicos .................................................................................................. 14

5.2.

Modos de Operación ............................................................................................. 19

5.3.

Determinación Determinación de costo de energía....................................................................... 20

6.

Análisis y Resultados Resultados ................................................................................................ 29

6.1.

Resumen de resultados resultados obtenidos obtenidos ........................................................................ 29

6.2.

Diagramas de cajas............................................................................................... 30

6.3.

Graficas................................................................................................................. 31

6.3.1. Consumo especifico de combustible y Eficiencia Eficienci a de la Central Cogeneración Paramonga I................................................................................................................. 31 6.3.2.

Despacho energético del día de visita (19 – 05 – 2016) ................................. 32

6.3.3.

Determinación Determinación de operación operación óptima (menor costo). ....................................... 33

7.

Observaciones Observaciones.......................................................................................................... 34

8.

Conclusiones Conclusiones ............................................................................................................ 34

9.

Recomendaciones Recomendaciones .................................................................................................... 34

10.

Problemas abiertos ............................................................................................... 35

11.

Referencias Bibliográficas Bibliográficas ..................................................................................... 35

3


2. Objetivos 2.1. Objetivos General 

Realizar un análisis energético y económico de la Central de Cogeneración AIPSAA – Paramonga.

2.2. 

  

Objetivos Específicos Comprender el proceso de producción de una central de cogeneración, como la Central de Paramonga. Identificar los modos de operación óptimos para la Central. Determinar los parámetros térmicos que rigen la Central de Paramonga. Determinar el costo de energía de la Central.

3. Descripción de la Central Cogeneración Paramonga – AIPSAA La Central Termoelectrica de Cogeneración Paramonga, a cargo de la empresa Agro Industrial Paramonga S.A.A., esta ubicada a 210 km de Lima, en el distrito de Paramonga. La Central Termoelectrica cuenta con una potencia instalada de 23 MW, con miras a poder autosatisfacer su consumo energético y vender los excedentes a la Red Interconectada Nacional. Cabe resaltar que la empresa Agro Industrial Paramonga, tiene como principal actividad productiva el aprovechamiento de la caña de azúcar, de lo cual entre sus principales productos se encuentran: 1. Azucar para consumo, blanca y rubia : Es el producto sólido cristalizado, obtenido directamente del jugo de azúcar de caña, mediante procedimientos apropiados, constituidos esencialmente por cristales de sacarosa, cubierta por una película de miel madre 2. Melaza: La melaza es un líquido viscoso y denso, con una concentración de sólidos. Es utilizada como materia prima para la preparación del mosto en el proceso de obtención de alcohol. 3. Bagazo: El bagazo es un subproducto de la molienda de caña, es aproximadamente el 30‰ de la molienda de caña, este sale del último molino de

trapiche se conduce a la caldera para que sirva como combustible y produzca el vapor, que se emplea en la turbina para de esta forma lograr el movimiento del turbogenerador para producir parte de la energía eléctrica que es vendida a la red del SEIN.

4


4. Descripción del proceso productivo El principal insumo es la caña de azúcar y a partir de esta se logra una serie de productos. A la caña se le extrae el jugo y se obtiene el bagazo como un subproducto. Con el primero, el jugo, se utiliza para la fabricación de azúcar y como un sub producto de este proceso de obtiene melaza la cual mediante procesos de fermentación y destilación permite obtener alcohol. El segundo, el bagazo, sirve para producir vaporen la caldera y este, a su vez energía eléctrica en el turbo generador antes de ingresar al proceso de producción de azúcar. Agro Industrial Paramonga tiene 10 mil hectáreas de cultivo, de las cuales mil se riegan por goteo. El ciclo de crecimiento de la caña culmina a los 15 meses, se cosechan en torno a 30 hectáreas por día y se procesa aproximadamente 4 mil toneladas de caña diarias. Además, participan alrededor de mil 400 colaboradores y la planta está al 90% de su capacidad total. La caña de azúcar es cosechada manualmente y llega a la fábrica en camiones, que la descargan en la mesa de caña y de allí pasa al desfibrador, donde se la prepara para una mejor extracción del jugo que se realiza en los molinos de trapiche que son accionados por motores eléctricos. El jugo obtenido, denominado mezclado, pasa por un proceso de clarificación para eliminar impurezas y se obtiene uno clarificado, que luego llega al proceso de evaporación. En este último tramo se cuenta con el Reboiler, el primero de su tipo en el país. Hay que tener en cuenta que el jugo de caña clarificado es un 85% agua y un 15% sacarosa, por lo que para obtener azúcar, como tal, hay que eliminar toda el agua.

4.1.

Distribución de planta

Figura 1. Distribución de planta para producción de azúcar – FUENTE: EKOS, Portal de Negocios

5


4.2.

Generalidades de la planta de cogeneración

4.2.1. Sobre la Subasta de energía (Aspectos Económicos) Para el caso de generación de electricidad con RER, el tipo de subasta utilizado en el Perú es de sobre cerrado a primer precio y utiliza como factor de competencia al precio máximo (también llamado precio de reserva, precio base o precio máximo de adjudicación), además de la cantidad de energía a subastar. Tanto las cuotas de energía establecidas para cada tecnología RER como los precios de reserva correspondientes representan los valores máximos hasta los cuales el estado esta dispuesto a comprar la energía RER; en tal sentido, aun cuando el precio resultante de la subasta RER sea relativamente cercano al precio de reserva, el Estado ya habrá obtenido una ganancia. 4.2.1.1.

Proyectos de Biomasa

En la primera convocatoria de la subasta RER el precio base establecido por Osinergmin para dicha tecnología fue de 12 ctv US$/kWh, y consideraba a los proyectos de biogás y biomasa como una misma tecnología. Como resultado se adjudicaron dos proyectos, los cuales a pesar de haber sido subastados bajo mismas condiciones, representan diferentes tecnologías. La Central de Cogeneración de Paramo nga I se adjudic ó con un p recio de 5.2 ctv US$/ kWh y viene produciendo electricidad a base de bagazo de caña. La central de Cogeneración de Paramonga entró en Operación comercial el 31 de Marzo del 2010, con una producción anual estimada de 115 GWh/año. Al totalidad de la energía generada por la central, es colocada en el mercado de corto plazo y liquidada a Tarifa Adjudicada. Tabla 1 Proyectos adjudicados en la Primera Subasta RER, Puesta de Operación Comercial

6

Central de Cogeneración Paramonga I Tabla 2 Buena Pro Primera Subasta RER.

4.3.

Características Técnicas

Propiamente la planta de cogeneración cuenta con la configuración que se muestra en la figura 2. Como se puede apreciar, la planta cuenta con tres Evaporadores, un sobrecalentador, un Caldero Acuotubular Bagacero, dos precalentadores, un Condensador, un Tanque desaireador y una Turbina de Condensación Siemens de 23 MW. 1. Caldero Acuotubular Produce 115 tn/h de vapor con una temperatura de 400 °C y 42.5 bar de presión. Este vapor circula por una tubería de 12” sch. 80, conectada a una turbina SIEMENS que esta

ubicada en la casa de maquinas. La turbina entrega vapor de extracción a una temperatura de 126°C y 2.39 bar de presión, colectada en una tubería de 36” sch. 10, que es dirigida hacia la nave de molinos. El flujo

de vapor no extraído para el proceso de elaboración de azúcar continuará expandiéndose en la turbina hasta una presión máxima de 0.16 bar, generando potencia eléctrica.

7


Figura 2. Caldero Acuotubular, bagacero

2. Turbina Siemens La planta cuenta con una turbina de condensación de 23 MW, con las siguientes características de placa: SIEMENS Tipo SST - 300 Año de Fabricación 2008 Potencia (Salida en 23040 kW terminales del generador) Velocidad Nominal Sobre velocidad

8

7500 RPM 8250 RPM


Figura 3. (a) Ubicación de la Turbina de Vapor 01, (b) Vista interna del lugar donde se ubica la turbina de Vapor

3. Generador Eléctrico Se contaba con una generador Siemens de las siguientes características técnicas: SIEMENS Tipo de Maquina Número de fases Rango de voltaje Velocidad Nominal Frecuencia

9

Generador 3 13800 V 5/+5% 7500 RPM 60 Hz


Figura 4. Acople Turbina de Vapor – Generador

4. Subestación Inicialmente la central termoeléctrica de Paramonga estaría conectada a la Subestación Paramonga Existente (SEPAEX), propiedad de la empresa Statkraft , donde también se conecta la central hidroeléctrica Cahua. La interconexión al SEIN se da por la barra de 13.8 kV de la subestación, la cual cuenta con dos transformadores trifásicos de 1250 kVA y 13.8/0.480kV y el segundo es un transformador trifásico de iluminación de 35 kVA 180/230 V. Posteriormente, se realizó una extensión de la subestación, teniéndose la Subestación Paramonga Nueva de 138 / 220 kV. Para las cuales tenemos actualmente la siguiente configuración:

10


Figura 5. Subestaciones Paramonga existente y Nueva. FUENTE: SN POWER (Actualmente – Statkraft)

5. Condensador

11


6. Torre de Enfriamiento

7. Molinos

12


Configuración Térmica de la Planta de Cogeneración Paramonga I

Figura 2. Esquema de planta termoeléctrica de cogeneración Paramonga – Elaboración Propia

13


5. Metodología de Cálculo 5.1. Cálculos térmicos 5.1.1. Parámetros Característicos PARAMETROS CARACTERISTICOS

ESTADOS



1

2

3

4

5

6

T [º C]

404.28

126.51

427.24

125.80

173.03

172.96

P [PSI]

624.66

20.00

600.00

20.00

20.00

125.00

h [KJ/kg]

3246.00

2739.10

3055.00

2723.40

63.00

2941.00

m [ton/h]

120.25

68.55

15.51

55.34

4.10

5.57

Consumo de Energía Primaria o Energía Combustible Consumo de bagazo en la cámara de combustión (el poder calorífico inferior PCI es

 , Dato del certificado de Análisis de Combustible realizado por TRIACH CORPORATION SAC. Fuente: HAMEK Ingenieros Asociados

14

SAC )


                      

    15

Central de Cogeneración Paramonga I 

Producción de Energía Eléctrica

    

Producción de Energía Térmica Útil

                                                        

    

Rendimiento Eléctrico

           

Rendimiento Global o Total

             

Relación de Calor/Electricidad

         16


5.1.2. Balance Energético Mediante Diagrama de Bloques 

Sin Sistema de Cogeneración

Esquema 1. Balance energético sin sistema de cogeneración

: :  :

Demanda de energía Eléctrica (5.00 MW) Demanda de energía Térmica Útil (69.87 MW) Consumo de Energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica

       :

Consumo de Energía primaria debido a la demanda de energía térmica Útil

      :

Consumo de Energía Primaria sin cogeneración

       

17

Central de Cogeneración Paramonga I 

Con Sistema de Cogeneración

Esquema 2. Balance energético con sistema de cogeneración

: : : :  :

Electricidad cogenerada (13.5 MW) Vapor cogenerado (69.87 MW) Electricidad de apoyo del SEIN (5.0 MW) Calor de apoyo de producción convencional (no aplica) Consumo en Energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica del sistema con cogeneración

      :

Consumo en Energía primaria debido a la demanda de energía térmica del sistema con cogeneración (no aplica)

:

Consumo en Energía primaria debido a la demanda de energía eléctrica del sistema con cogeneración

      :

Consumo de Energía Primaria

          18




Ahorro en Energía Primaria

           5.2.

Modos de Operación

De la página del Comité de Operación Económica del Sistema (COES – SINAC), sacamos los modos de operación para los cuales se han realizado las pruebas de Potencia Efectiva y Rendimiento, según el Protocolo 18. Para los valores dados obtuvimos la eficiencia y el consumo específico de combustible, valiéndonos del Poder Calorífico Inferior en base Húmeda (50% Humedad) que nos indican en el informe de pruebas de potencia efectiva y rendimiento, tal como se muestra en el recuadro inferior:

Datos Unidades de Generación : 1 Combustible : BAGAZO Tipo de Central : Cogeneración Unidades de Generación Código

Nombre

12664

TGV01

19


Modo de Operación Potencia [MW]

Combustible

5.3.

12.65626 Efectiva 4.1 Minima Maxima Tipo Poder Calorifico Superior Poder Calorifico 7988.7 Inferior [ kJ/kg] Densidad

POTENCIA [MW]

CONSUMO COMBUSTILE [kg/h]

CEC [kg/kWh]

EFICIENCIA (%)

12.65646 11.18988 10.19057 9.14421 8.12483

46022.68 42522.57 39187.55 36014.84 34475.43

3.63629957 3.80009169 3.84547184 3.93854034 4.24321863

12.3927228 11.8585698 11.7186276 11.4417141 10.620158

Determinación de costo de energía

Para la determinación de costos de energía, debemos tener en cuenta los siguientes términos:

    También, debemos tener en cuenta que el análisis costo – beneficio se realizará de la siguiente forma:

Donde, los costos son nuestras salidas por la generación, en este caso se dará de la siguiente forma:

20




    

Y los beneficios serán nuestros ingresos por la venta de energía producida;



    

1. Costos Fijos: Los costos fijos son los costos que asume la empresa generadora, opere o no la planta. Para lo cual se considera dentro de ellos el costo de Inversión por la tecnología empleada. Dado que cada central de generación cuenta con una capacidad de producción o Capacidad Instalada, se suele determinar el costo como la I i por cada MW o kW de instalación. También se debe tener en cuenta que existe un Costo Fijo de Operación y Mantenimiento, el cual es recomendable siempre asumir un valor entre 1 – 2% de la inversión realizada por los equipos. Para la presente monografía, consideraremos un costo de 1% de la inversión. De lo cual tendríamos:



Costo de Instalación de la Central de Cogeneración

Se obtiene de dividir el costo de inversión, por la capacidad instalada de la central de cogeneración.

La inversión declarada a la Bolsa de valores de Lima al 2014, fue de 14 MUS$ , esto sin contar la inversión por el caldero Acuotubular; para una capacidad instalada de 23 MW Inversión Capacidad Instalada I (US$/kWi)

21

14 23

MUS$ MW

608.70 US$/kWi


Tomando como 1% de la inversión por el Costo de Operación y mantenimiento fijo (mantenimiento preventivo), tendremos: CO&M fijo



Costos de Operación y Mantto Fijo CO&M fijo

0.14

MUS$

6.09 US$/kWi

Factor de Recuperación de Capital

Para el cálculo del factor de recuperación de capital, tomaremos las siguientes consideraciones:

i n

Tasa de Inversión Tiempo de vida económicamente útil

12.00% 20

Para lo cual obtuvimos; frc



Factor de recuperación de capital

0.134

Factor de carga

El factor de carga anual de una central, está determinado por la cantidad de energía producida anualmente dividido por su máxima energía entregada anualmente. Según la siguiente formula;

Para la determinación de la energía producida y la máxima energía demandada, nos hemos valido de los datos de informe anual que presenta el COES para las transacciones de energía. Los datos han sido obtenidos para el año 2015, según como se muestra en las siguientes tablas:

22

Central de Cogeneración Paramonga I Tabla 3 Transferencia de energía a través del año 2015

Tabla 4 Informe anual de Operación - 2015

Para lo cual vamos a obtener lo siguiente: Ea Mda T

Energía producida anual Maxima demanda anual del SEIN Horas del año

83 233

MWh

12.56

MW

8760

horas

De lo cual obtendremos, que el factor de carga anual es: fc

Factor de Carga anual

75.65%

A modo de observación, mencionaremos que la máxima demanda del 2015 se dio el día 25 de noviembre a las 19:45 horas 

Factor de disponibilidad

De igual forma que para los cálculos de factor de carga, nos valdremos de lo publicado por COES en su informe de indisponibilidad y análisis de fallas anual. Según los siguientes cuadros tendremos que: 23

Central de Cogeneración Paramonga I Tabla 5 Informe de fallas anual – Año 2015 – COES SINAC

Tabla 6 Factores de Indisponibilidad anual 2015

Obteniéndose: fd

Factor de disponibilidad anual

79.96%

Obteniendo ya los datos, procederemos a hallar el Costo fijo total de la instalación, el cual resulta ser de:

Cf

24

Costos fijos

0.0165

US$/kWhe


2. Costos Variables A diferencia de los costos fijos, los costos variables dependen de la operación de la central netamente. El costo variable viene a ser la suma de dos tipos de costos; las cuales son los costos variables de operación (en este caso costo combustible) y los costos no combustible, que incluye principalmente el uso de lubricantes. Para el caso de análisis de la central de cogeneración de Paramonga I, tomaremos tres casos de análisis: 1. Costo variable combustible considerando solo movilización del bagazo. 2. Costo variable combustible considerando el costo de oportunidad del bagazo. 3. Costo variable declarado por la central de cogeneración al COES SINAC, para su programación en el despacho diario. Costo Combustible [US$/Ton Bagazo] Cc

Caso 1 Caso 2 Caso 3

12.5 s/. / TON bag 60 s/. /TON bag 0 s/./TON bag

3.79 18.18 0.00

US$ /TON bag US$ /TON bag US$ /TON bag

Realizando la conversión adecuada, obtendremos el costo en dólares por kW térmico que puede producir el combustible: Costo en US$/kWt Caso 1 Caso 2 Caso 3

0.00239 0.01149 0.00000

US$/kWt US$/kWht US$/kWht

Para obtener los costos en US$ /kWe, en necesario dividir los costos por potencia térmica entre la eficiencia de la planta de cogeneración

     De los cual tenemos datos técnicos que la Pef tiene el valor de 12.6 MW, también de la visita, se nos brindo el dato que el Consumo de Combustible es de , aproximadamente, 45 TON/h, con un Poder Calorifico Inferior de 7988.7 KJ/kg (Considerando el 50% de humedad). Para lo cual resulta:

 25


Obteniéndose finalmente; Costo del Combustible en US$/kWe Caso 1 0.01352814 US$/kWhe Caso 2 0.06493506 US$/kWhe Caso 3 0 US$/kWhe Para el costo variable no combustible, en este tipo de central termoelectrica, es posible considerar un 10% del costo variable combustible. Así tendremos : Costo Variable No combustible (US$/kWe) Caso 1 Caso 2 Caso 3

0.00135281 US$/kWhe 0.00649351 US$/kWhe 0 US$/kWhe

3. Costos de Energía Totales Finalmente, teniendo ya los costos fijos y variables , podremos obtener los costos de energía para cada uno de los casos. Costo de energía US$/kWe Caso 1

3.1409

ctv US$/kWhe

Caso 2 Caso 3

8.7956 1.6528

ctv US$/kWhe ctv US$/kWhe

Como ya se mostró anteriormente, el precio ofertado de la energía entregada de la central Paramonga I es el mostrado en el sgte. cuadro:

Para el calculo de este costo, se ha considerado que la energía ofertada es de 115 GWh, lo cual utilizando el factor de planta que muestra la central del 57%, obtendremos que la central planifico vender toda su capacidad instalada. 26


Como actualmente se sufren de deficiencias por falta de bagazo, la central de cogeneración recibe una penalización del estado, ya que solo entrega 12.6 MW. Como no tenemos a ciencia cierta la ganancia de Agro Industrial (ya que no sabemos si esta protegida por su contrato o recibe menor cantidad a lo que estipula), recurriremos al Informe de Transferencias del año 2015, elaborado por el COES, en el cual se encuentra la cantidad de dinero que recibe cada central, para ese año, en definiciones de potencia, tal como se muestra en el siguiente caso: Tabla 7 Valorización de las transferencia en potencia, Año 2015

De lo cual, obtuvimos que efectivamente, Agro Industrial se encuentra protegido por el contrato RER que tiene, ganando los 52 US$/MWh, que estipula en el contrato. Entonces, obtendremos las ganancias para los diferentes casos: Ganancia en terminos de energía Caso 1 2.0591 ctv US$/kWh Caso 2 -3.5956 ctv US$/kWh Caso 3 3.5472 ctv US$/kWh

27


Costos de energía vs Horas al año

800 700 600 a í 500 g r e n E e400 d o t s o300 C

Caso 1 Caso 2 Caso 3

200 100 0 0

2000

4000 Horas 6000

8000

10000

4. Periodo de Retorno de Capital

De nuestros cálculos previos , obtuvimos que: P kw H Pe M Pc

Precio del kW instalado en Pecetas Horas de utilización Precio de energía en pecetas Extracosto mantenimiento Precio del Combustible

R n nq

Relación Calor Electricidad Eficiencia Total Eficiencia Caldero

94348.43478 5298.814236 8.060052 0 Caso 1 2.096875 Caso 3 0 4.466960322 0.82 0.9

Hallaremos el Periodo de retorno para el Caso 1 y 3 de nuestras consideraciones, ya que son los que realmente utiliza la central en su operación diaria (ellos no compran bagazo). PR Caso 1 Caso 3 28

3.57 años 2.21 años


6. Análisis y Resultados 6.1. Resumen de resultados obtenidos

29


6.2.

Diagramas de cajas

1. Sin sistema de cogeneración:

2. Con sistema de cogeneración

30


6.3.

Graficas

6.3.1. Consumo especifico de combustible y Eficiencia de la Central Cogeneración Paramonga I De los datos de modos de operación, obtuvimos la siguiente gráfica:

Cec , eficiencia vs Potencia efectiva 4.3 ] h W k / 4.2 g k [ e l 4.1 b i t s u b m 4 o c e d 3.9 o v i t c e 3.8 f e o m u s 3.7 n o C 3.6

0.126 0.124 0.122 0.12

cec vs Pef

0.118 0.116 0.114 0.112 0.11 0.108 0.106 0.104 6

7

8

9

10

Potencia Efectiva [MW]

31

11

12

13

eficiencia vs Pef


6.3.2. Despacho energético del día de visita (19 – 05 – 2016)

32


6.3.3. Determinación de operación óptima (menor costo).

Modo de Operación

Costo Energía ctv US$/kWe

POTENCIA [MW]

CONSUMO COMBUSTILE [kg/h]

12.65646

46022.68

3.16791701 8.92539132 1.65279219

11.18988 10.19057 9.14421 8.12483

42522.57 39187.55 36014.84 34475.43

3.23616373 3.25507212 3.29385067 3.42079995

CASO 1

CASO 2

9.25297557 9.34373588 9.52987288 10.1392294

CASO 3

1.65279219 1.65279219 1.65279219 1.65279219

CASO 1 3.45 3.4 3.35 3.3

Costo de Energía vs Potencia

3.25 3.2 3.15 7

8

9

10

11

12

13

Caso 2 10.2 10 9.8 9.6 Caso 2

9.4 9.2 9 8.8 7

33

8

9

10

11

12

13


7. Observaciones 1. De los modos de operación determinados en la prueba de Potencia Efectiva y Rendimiento, podemos concluir que una central es más eficiente cuando trabaje más cercano a su plena carga. Para nuestro caso, la eficiencia llega aproximadamente a los 13%, la cual es una eficiencia aceptada para un sistema de cogeneración. 2. Hemos utilizado para los cálculos energéticos y de costos el PCI que nos da la base húmeda, a un 50% de humedad, la cual es el trabajo actual de la central. 3. El día de la visita (19 – 05 - 2016), la central se encontraba en pruebas de su turbina de emergencia “TURBO N3”, la cual tiene una capacidad de 2MW.

4. La central de cogeneración NO consume la energía eléctrica que produce, toda la energía es inyectada a la red, sin embargo; realizan la compra de su abastecimiento a la empresa TERMOCHILCA a un costo de 59 US$/MWh. Anteriormente compraba la energía a la empresa TERMOSELVA a un costo de 70 US$/MWh.

8. Conclusiones 1. En la determinación de la ganancia por kWhe, para el caso 2 obtuvimos una ganancia negativa, esto debido a que el costo de compra del bagazo es más alto (60 s/. /TON). Para lo cual podemos concluir que a la empresa Agro Industrial, NO le conviene comprar bagazo en su totalidad , para producir la cantidad de energía que producen actualmente. Sin embargo, es necesario hacer un estudio si es que a la empresa le conviene comprar parte del bagazo que necesitan para poder completar su cuota de energía establecida en la Subasta RER. 2. Se comprueba que efectivamente, el costo de energía es menor para la central cuando opera con mayor eficiencia, es decir, más cercano a su plena carga. 3. Si bien es cierto, la central declara al COES un costo variable de cero , este es el caso de mayor ganancia, sin embargo; no es el costo real, ya que hay un costo minimo en traslado del bagazo. Sin embargo; considerándose este costo de traslado del bagazo a la ubicación de la central, la empresa aún consigue una ganancia de 2.0591 ctv US$/kWh.

9. Recomendaciones 1. Para la determinación de la ganancia real de Agro Industrial Paramonga, es necesario realizar un análisis de la demanda de la planta, así como también de la cantidad de transferencias de energía que realiza la planta en operación para poder cubrir u cuota de energía. Según esto se podrá tener una visión más a fondo de cómo funciona el mercado y también como es la operación eléctrica y financiera de la empresa.

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Informe Final CTC Paramonga

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