INFORME FINAL DE CAPACITACIONES PARA CER/UNIDO … · 6 km de largo. Para análisis de emisiones,...

Por: Pedro Paulo da Silva Filho [email protected] www.gruposage.com.br Rio de Janeiro – Brasil diciembre de 2011.

INFORME FINAL DE CAPACITACIONES PARA CER/UNIDO EN CHILE

INTRODUCCION AL USO DEL SOFTWARE RETSCREEN PARA ANALISIS DE FACTIBILIDAD DE

PROYECTOS DE ENERGIAS RENOVABLES

1. TALCA – PEQUENAS CENTRALES HIDROELECTRICAS – DIA 6 DE DICIEMBRE, 2011.

a. Presentación


b. Ejercicios

Caso 1 – PCH

Un inversionista tiene interés de evaluar la factibilidad de implantar una Pequeña

Central de generación Hidroeléctrica en un rio en Talca, con caudal disponible de 0,9

m³/s, caída de 60 m después de construida una pequeña presa para toma de agua.

La tarifa de energía en un sistema de red aislada es de CLP 35/kWh.

Estima se gastos con Operación y mantención (O&M) de un 20% de la inversión, al

año. Adicionalmente, los gastos administrativos y eventuales están estimados en 30%

de los gastos con O&M.

Sobre los gastos de inversión, se debe añadir un 15% a cargo de

eventuales/imprevistos.

El banco local, dispone de financiamiento bajo las siguientes condiciones:

- Hasta 80% de la inversión;

- 10% de tasa de interés;

- 15 anos de periodo de amortiguación;

- 3% es la tasa de inflación considerada en los financiamientos.

El inversionista considera factible el proeycto con una TIR minima de 20%. Hay

factibilidad?

Caso 2 – PCH

Se necesita hacer un estudio de pre-factibilidad para para una distribuidora de energía,

para verificar la factibilidad de implantar una PCH en la ciudad de Concepción. Con

base en las proyecciones de la distribuidora, si necesitara de una potencia firme de un

4 MW, para suministro a la red eléctrica a la brevedad posible. Para tener la seguridad

necesaria en términos de generación de energía, deberá ser instalado un sistema

idéntico de back up.

El proyecto propuesto deberá ser instalado en la ciudad de Concepción, en la

provincia de Concepción, utilizando un afluente del rio Biobio, que tiene acceso fácil

por carretera.

Con base en un estudio preliminar del área, se verifico una caída bruta disponible de

un 150 m para el agua. Hay también un local seguro para la construcción de una

pequeña barraje de concreto, para acumulación de aguas sazónales, sin

inundaciones, a montante de la barraje.


Dicho proyecto es considerado “de pasada” y estará ubicado aguas abajo de una

hidroeléctrica existente. La disponibilidad seria de hasta un 15 millones de m³.

A secuencia se informa la curva de duración del flujo, para el flujo natural del local, o

sea, antes del almacenamiento.

Tiempo 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50%

Q [m³/s]

89 35 19 13 10 8,20 7,10 6,30 5,80 5,30 4,80

Tiempo 55% 60% 65% 70% 75% 80% 85% 90% 95% 100% Q [m³/s]

4,20 3,70 3,20 2,80 2,50 2,20 2 1,80 1,50 0,80

Un análisis ambiental concluyó que el flujo natural del rio aguas abajo de la presa

propuesta, necesitara de un flujo residual mínimo de un 0,1 m³/s.

La topografía entre la presa y la Casa de Fuerza propuesta es bastante inclinada y

adecuada para transporte de agua a través de un túnel, con 3,4 km de largo.

El escoamiento específico en la región es de 0,0083 y el área de drenaje considerada

de un 250 km².

La Casa de Fuerza podrá ser ubicada en una parte del rio en que lo mismo suba no

más de 2m durante la llena (alto caudal!).

La conexión con la red central será a través de una línea de transmisión en 110 kV con

6 km de largo.

Para análisis de emisiones, considerar que el combustible utilizado actualmente es

diesel.

75% de la inversión será financiada por la distribuidora, a una tasa de interés de 9%

a.a. por un plazo de 15 años.

La tarifa de electricidad es de un $30,00 pesos chilenos, la tasa de inflación de un 3%

a.a. y la vida del proyecto de 30 años.

Los costos de operación y mantenimiento de la planta están estimados en un $ 50

millones de pesos/ano. Adicionalmente se debe considerar costos de administración:

10% y contingencias: 20% sobre los costos de operación y mantenimiento.


c. Atendentes

# nombre empresa Email

1 Jorge Silva INDAP [email protected]

2 Elias Contreras INDAP [email protected]

3 Homero Barria INDAP [email protected]

4 José Loncomilla Vara INDAP MAULE [email protected]

5 Luis Vittacura Soc. Rio Longavi [email protected]

6 Lisandro Farias O. J.V.Rio Longui [email protected]

7 Herman Araya Rojas Coop. de Riego [email protected]

8 Felipe Varas Concha Univ. De Talca [email protected]

mailto:[email protected]









2. CONCEPCION – COGENERACION CON BIOMASA – DIA 13 DE DICIEMBRE, 2011.

a. Presentación


b. Ejercicios

CENTRO DE ENERGIAS RENOVABLES – CER CONCEPCION – CHILE

13 de diciembre de 2011

www.gruposage.com.br


Caso 1: Biomasa – Cogeneración de Electricidad & Calor

Una usina de azúcar y alcohol ubicada en Recife / PE paga una tarifa promedia de CLP$ 44 / kWh a la distribuidora de energía eléctrica.

El sistema de cogeneración de energía a partir de la quema del bagazo de caña de azúcar, proveniente de las sobras del proceso de la industria. Dicho combustible solamente está disponible durante el período de cosecha, que tarda como 6 meses al año. En los otros 6 meses, la fábrica compra energía de la distribuidora local.

El equipo de consultores verificó que la paja de la caña de azúcar se encuentra disponible en los otros 6 meses del año, entre cosechas, mientras es quemada en el mismo campo. Análisis laboratoriales indican un poder calorífico superior estimado en 17 MJ/kg, que es muy cerca al PCS del bagazo de la caña.

Para aprovechar dicha paja para la generación de energía, será necesario colectar a un costo de CLP$4.000/ton de paja.

CUADRO 1 – Composición de la paja da caña de azúcar*

Carbono 30,0%

Hidrogeno 10,0%

Oxigeno 44,4%

Nitrógeno 15,0%

Azufre 0,1%

Cenizas 0,5% *datos ilustrativos

Características de la turbina a vapor:

Capacidad de generación de la caldera: 4.600kW

Flujo de vapor: 55.825 kg/h

Presión de operación: 327 psig e 300 °C

Presión de salida de la turbina (escape): 25 psig

Eficiencia de la turbina: 68,5%

Inversión inicial, para adecuación de equipos y servicios: CLP$446.140.000,00. Precio de la

electricidad exportada: CLP$44,00/kWh. Vida del proyecto: 10 años. Tasa de inflación: 6,5%.

Relación de la deuda: 0%


Caso 2: Biomasa – Cogeneración de Electricidad & Calor

Un Hospital ubicado en Concepción, Chile, que utiliza calor y electricidad en sus procesos y para calentamiento ambiental, tiene una gran cantidad de maderas residuales y quiere saber de la factibilidad de implantar un sistema de Cogeneración de energía, utilizando la biomasa disponible.

El edificio del hospital tiene 4 pisos con 5000 m² cada uno y actualmente utiliza el gas natural (GN) como fuente de energía para generar calor, además de comprar electricidad a la distribuidora local.

La demanda de electricidad tiene variación durante el año, en conformidad con la tabla abajo:

Mes kW

Janeiro 374

Fevereiro 287

Março 291

Abril 244

Maio 309

Junho 358

Julho 387

Agosto 390

Setembro 339

Outubro 250

Novembro 258

Dezembro 287

La carga (demanda) eléctrica de punta es de un 30% superior a la carga mensual máxima del ano.

Se debe considerar que el sistema de Cogeneración estará supliendo la carga de base y será compuesto por Caldero a Biomasa y Turbina a vapor.

Las características técnicas disponibles se encuentran a la secuencia:

Temperatura del vapor sobrecalentado: 480 °C;

Turbina sin puerta de extracción;

Presión de escape de la turbina: 40 kPa

La interconexión con la red de al distribuidora, para venta o compra de energía, requiere una inversión de un CLP 50 millones, conforme informado por la propia distribuidora, para medición de 4 cuadrantes y protecciones en media tensión.

Adicionalmente, por la necesidad de alta confiabilidad de suministro de energía, si requiere la instalación de un grupo electrógeno de un 500 kW a un costo estimado de CLP 100 millones.

Para atendimiento a la carga térmica, para seguir operando como respaldo y como apoyo a la carga punta, el caldero actual a GN necesita de una reforma, que se estima tendrá un costo de un CLP 40 millones.


El Banco de Chile tiene disponibilidad de financiamiento para esto tipo de proyecto, bajo las siguientes condiciones:

Tasa de inflación considerada: 3% a.a.

Tiempo de vida del proyecto considerado: 20 anos

Relación de deuda: 80%

Tasa de interés: 7% a.a.

Plazo de amortiguación: 10 anos

Otros costos asociados:

Precio del GN: CLP 200/m³

Tarifa de electricidad: CLP 44/kWh

Precio de la madera residual: CLP 100/ton

Tarifa de electricidad exportada para la red: CLP 40/kWh

Operación y mantenimiento (O&M) del sistema de cogeneración de energía y calor: 5% de la inversión total/ano

Imprevistos: 10% de la inversión total

El grupo inversionista considera que el proyecto puede ser factible con una Tasa Interna de Retorno (TIR) > 12%.


c. Atendentes


1 Christian Pozas Combustibles Solidos de Madera A.G

[email protected]

2 Roberto Rodríguez Greenertec Ltda.

[email protected]

3 Ernesto Weil CONAF [email protected]

4 Gustavo Riquelre Orion Maderas [email protected]

5 Oscar Vergara M. Catamutum Energia

[email protected]

6 Alexis Valenzuela UCSC [email protected]

7 Néstor Vigueras Seremi de Energia

[email protected]

8 Marlon Saavedra 4 Estaciones Energy

[email protected]

9 Rafael González V. UDT [email protected]

10 Maximiliano León M. UDT [email protected]

11 Javier Soubelet del Rio UDT [email protected]

12 Héctor Grandon UDT [email protected]

13 Cristina Segura UDT [email protected]















d. PUERTO MONTT – GENERACION CON BIOGAS – DIA 15 DE DICIEMBRE, 2011.

a. Presentación


b. Ejercicios

CENTRO DE ENERGIAS RENOVABLES – CER PUERTO MONTT – CHILE 15 de diciembre de 2011

www.gruposage.com.br


Caso 1: Biogás – Cogeneración de Electricidad & Calor

La alcaldía de Rayong, en la provincia de Rayong, Tailandia, tiene la intención de construir, poseer y operar un relleno sanitario con capacidad anual de 25.550 ton de RSU – relleno sanitario urbano, para producir fertilizante orgánico, además de electricidad.

La planta deberá tener un sistema de selección del relleno al ingreso, un digestor anaeróbico y grupo generador para uso del biogás, además de sus accesorios.

La electricidad y el calor producidos por el biogás serán utilizados en la propia planta. La electricidad excedente será vendida a la distribuidora de energía local.

La tarifa de electricidad es de un €0,040/kWh

La tarifa del gas natural es de un €0,30/m³

En resumen, el proyecto incluye 2 sistemas:

Un sistema de transformación del relleno en biogás y fertilizante;

Un sistema de cogeneración que opera con biogás

O sea, en términos de tecnologías tendremos:

Una planta de separación del relleno;

Una planta de digestión anaeróbica y

Una planta de cogeneración de un 625 kW de potencia instalada

La carga térmica tiene las siguientes características:

Potencia: 760 kW

Disponibilidad operacional por 95% del tiempo;

La carga eléctrica es de:

Punta máxima de un 715 kW

Promedio de 550 kW

Las características del grupo electrógeno son:

Potencia: 625 kWe

Rendimiento eléctrico: 38%

Rendimiento del sistema con recuperación de calor: 61,3% El aire caliente será utilizado para secado de lodos en un área de un 1000 m².

PCI del gas de combustión es de un 22,8 MJ/kg

El proyecto como un todo tiene las siguientes premisas:

Tasa de inflación: 2% a.a.

Vida del proyecto: 20 anos

Costo de Operación y Mantenimiento (O&M): 5% de la inversión total a.a.

Los costos iniciales deben prever un monto de 10% sobre la inversión a rubro de Imprevistos;

La Alcaldía, que ira asumir toda la inversión, quiere saber se hay factibilidad para implementar el proyecto considerando:


Costo de interconexión con la red de la distribuidora (medidores de 4 cuadrantes) - €200.000 ;

El periodo de repago del capital debe ser inferior a 10 años.

Quiere también saber:

el costo estimado del proyecto;

cuanta electricidad será generada y cuanta será exportada para la red;

valores típicos de referencia:

- 2 - 2,5 kWh/m³ de biogás - 80 - 90 m³/biogás por tonelada de RSU típico


Caso 2: Biogás – Cogeneración de Electricidad & Calor

El proyecto se pasa en la ciudad de Bergen en Noruega. La eficiencia eléctrica de la Planta de Electricidad es de un 37% con una producción de energía de un 1,3 MW. La utilización de un motor a gas que opere bien con una mezcla pobre, a velocidad media, debe conducir a una reducción de los costos de producción del kWh cuando comparada a otras plantas, además de prolongar la vida de la planta. La utilización de un motor que opere bien con mezcla de gas pobre resulta en una excelente combinación de alta potencia, alta eficiencia y emisiones reducidas.

El biogás es extraído de 10 rellenos sanitarios en Noruega, pero es una cantidad que puede aumentar. Como hay restricciones para el uso del gas por la industria y viviendas, la producción de electricidad es la única opción para la utilización del gas de relleno. La utilización del gas de relleno para producción de energía también ofrece ventajas como reducir la quema en tochas.

La distribuidora de energía, como forma de estimular la producción de energía por biogás, ofrece comprar la energía producida por un monto equivalente a US$0,03/kWh, desde que la planta de producción se ubique fuera de la ciudad.

De modo a aumentar la vida útil de la planta, además de la rentabilidad de la producción de energía, se decidió invertir en una planta de demonstración, utilizando la mezcla de gas pobre (biogás).

La operación

La planta opera con biogás del relleno, en la ciudad de Bergen, segunda mayor ciudad de Noruega. El proyecto fue desarrollado en conjunto con autoridades locales, que construyeran el sistema de colección del gas. La empresa UB AS construyo y opera la planta de energía.

El gas es producido en el relleno y enviado a la planta de energía con presión de 50 mbar a través de sopladores centrífugos. Después es comprimido a 3,8 bar. Después de la compresión es enfriado a aproximadamente 2°C en dos etapas, de modo a secar el gas. En la secuencia el gas es calentado para reducir la humedad relativa. El gas, después de filtrado y secado, es entonces inyectado al motor a una presión de 3,5 bar.

El motor es de un tipo “ignición a centella” (spark-ignition), desarrollado para operar con biogás. La máquina se originó de una originalmente accionada a diese/fuel pesado, con varios componentes mecánicos que se pueden reemplazar. Es diseñada para tener alta confiabilidad y con largos intervalos entre mantenciones, lo que configurase con buena alternativa para operación con la carga base.

Datos medidos

Producción anual de electricidad 10,4 GWh

Consumo anual de gas 5,44 millones Nm³

Consumo anual de energía 28 GWh

Eficiencia Eléctrica 37%


La producción de energía liquida es de 1,3 MW. El calor puede ser extraído el sistema de escape del motor, del sistema del aceite de lubricación, del sistema de agua de enfriamiento y del enfriador de aire. Parte del calor generado (60%) es comprado por las autoridades locales para uso en una escuela local, en cuanto que los 40% restantes son utilizados para otros propósitos.

Detalles económicos

Las autoridades locales son obligadas por la ley a invertir en sistemas de colección del gas y sistemas de quema. El costo total para las inversiones adicionales (edificio, planta de fuerza y sistemas auxiliares), excluyendo el VAT, fue de un US$ 1,46 millones. Los costos operacionales con base en la energía exportada y consumibles, es alrededor de US$ 0,01/kWh.

La planta de energía es de propiedad y operado por el fabricante del motor a gas UB AS. La energía exportada es vendida a Bergen Lysverker, que es la distribuidora de energía local, a un precio firme de US$ 0,03/kWh, por un contrato de 10 años.

Datos complementarios:

Contenido de materiales inertes: 10%

Carga de residuos de los rellenos: 40.000 ton/ano;

Ano de apertura: 1970

Ano de inicio de uso del biogás: 1993

Ano de cierre: 2003

Biogás quemado: 10%

En costos iniciales considerar imprevistos: 10%

Costo del biogás: US$ 0,01/m³

Costo de referencia del generador: US$ 1200/kW

Datos locales:

Inflación: 2%

Tasa de interés: 7%


Plazo amortiguación: 10 anos

Datos complementarios:

Contenido de materiales inertes: 10%

Carga de residuos de los rellenos: 40.000 ton/ano;

Ano de apertura: 1970

Ano de inicio de uso del biogás: 1993

Ano de cierre: 2003

Biogás quemado: 10%

En costos iniciales considerar imprevistos: 10%

Costo del biogás: US$ 0,01/m³

Costo de referencia del generador: US$ 1200/kW


Datos locales:

Inflación: 2%

Tasa de interés: 7%


Plazo amortiguación: 10 anos

El grupo inversionista considera que el proyecto puede ser factible con una Tasa Interna de Retorno (TIR) > 7%.

Caso el proyecto no alcance la rentabilidad necesaria, que alternativas hay para hacerlo?


c. Atendentes


1 Paulo Aravena Catamutun Energia

[email protected]

2 Alejandro Kappes Gobierno Regional

[email protected]

3 Cristobal Garcia Gobierno Regional

[email protected]

4 Francisco Iniquez Termoplan [email protected]

5 Kevin Scherpenisse CPL [email protected]

6 Marcos Ramos Ceac S.A (estudiante)

[email protected]

7 Paul Oribe Ramos Ceac S.A (estudiante)

[email protected]

8 Andres Pinochet Grupo Empresas CREO

[email protected]

9 Viviana Huerta CER [email protected]

10 Freddy Nunez Gobierno Regional

[email protected]

11 Marcelo Rios Oceanic Ltda [email protected]

12 Karin Vogel Fundo Playa Venado

[email protected]

13 Gerardo Canales CER [email protected]














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