Libro Motores Diesel Generadores

Establecimiento Establecimiento de un plan estructural, institucional y financiero, que permita el abastecimiento energético de las zonas no interconectadas con participación de las comunidades y el sector privado Alternativas para el suministro de energía Documento No. ANC-375-23 - Rev.00 - 07/09/00 07/09/00 MINHACIENDA

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TABLA DE CONTENIDO

3 3.1 3.2 3.3 3.4 3.4.1 3.4.2 3.4.3 3.4.4 3.4.5 3.4.6 3.5 3.5.1 3.5.2 3.5.3 3.5.4 3.5.5 3.5.6 3.6 3.6.1 3.6.2 3.7 3.8 3.9 3.9.1 3.9.2 3.10 3.11

GENERACIÓN ELÉCTRICA MEDIANTE MOTORES DIESEL..................3-8 DIESEL..................3-8 DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA .............. ..................... .............. .............. .............. .............. .............3-8 ......3-8 EL MOTOR DIESEL ............. .................... .............. .............. .............. .............. .............. ............... ................ .............. .............3-9 .......3-9 PRINCIPIO TERMODINÁMICO ............... ...................... .............. .............. ............. .............. ................ ............... ......... 3-9 CARACTERÍSTICAS DE LOS MOTORES DIESEL .............. ...................... ............... ...........3-10 ....3-10 Tipo de inyección inyecc ión ........................................ ................................................................................... ............................................... ....3-10 3-10 Tipo de ciclo .................................................................................. ....................................... ........................................................ ............. 3-11 Velocidad de rotación .............. ..................... ............... ............... .............. .............. .............. .............. .............. .............. ......... ..3-11 3-11 Sistema de enfriamiento .............. ..................... .............. .............. .............. .............. ............... ............... .............. ............3-15 .....3-15 Tipo de alimentación del aire de combustión.................... combustión........................... ............... ............... ......... ..3-17 3-17 Principales sistemas auxiliares en un motor diesel ............. .................... .............. ..............3-21 .......3-21 EL GENERADOR .............. ..................... .............. .............. .............. .............. .............. .............. ............. .............. .............. ......... ...3-23 3-23 Diseño ......................................... .................................................................................... ............................................................... .................... 3-24 Sistemas de excitación ............... ..................... .............. .............. .............. ............... ............. .............. ............... ............. ........ 3-25 Funciones básicas asociadas con la excitación .............. ...................... ............... .............. .......... ...3-25 3-25 Protecciones Protecci ones ......................................... .................................................................................. ..................................................... ............ 3-26 Regulador automático de voltaje....... voltaje .............. ............... ................ ............... .............. ............... ............... ...........3-27 ....3-27 Sistemas de enfriamiento en generadores .............. ...................... ............... .............. ............... ........... ...3-27 3-27 SISTEMAS DE CONTROL ...................................... .................................. 3-28 Controles Controle s primarios primar ios........................................ ................................................................................ ............................................ ....3-28 3-28 Controles de alto nivel/ sistemas automáticos ............... ....................... ............... .............. ............3-29 .....3-29 SISTEMAS DE REGULACIÓN DE VOLTAJE ............... ...................... .............. .............. .............3-30 ......3-30 CONTROL DE FRECUENCIA........... FRECUENC IA.................................................... ........................................................ ............... 3-31 SISTEMAS DE ARRANQUE DE PLANTAS GENERADORAS................3-31 GENERADORAS................3-31 Arranque Arranqu e eléctrico. eléctr ico...................................... ..................................... ........................................ ................................................ ........ 3-31 Arranque neumático. .............. ...................... ................ ............... .............. .............. .............. .............. .............. .............. ......... ..3-32 3-32 TIPOS DE FUNCIONAMIENTO DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN 3-33 LAS CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON MOTORES DIESEL ...................................... ............................................ ................................................................ .................... 3-33 3.12 SISTEMAS QUE CONFORMAN UNA CENTRAL DE GENERACIÓN CON MOTORES DIESEL...................................................................................3-36 3.12.1 Grupos electrógenos........... electróg enos.................................................. ....................................................................... ................................ 3-37 3.12.2 Sistema de admisión aire de combustión. ............... ...................... .............. ............... ................ ...........3-37 ...3-37 HAGLER BAILLY SERVICES

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3.12.3 3.12.4 3.12.5 3.12.6 3.12.7 3.12.8 3.12.9 3.12.10 3.12.11 3.12.12 3.12.13 3.12.14 3.12.15 3.13 3.13.1 3.13.2 3.13.3 3.13.4 3.13.5 3.13.6 3.14 3.14.1 3.14.2 3.15 3.15.1 3.15.2 3.15.3 3.15.4 3.15.5 3.15.6 3.15.7 3.16 3.16.1 3.16.2 3.16.3 3.16.4 3.16.5

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Sistema de aceite lubricante ............... ....................... .............. ............. ............... ................ ................ ............... ......... ..3-37 3-37 Sistema de agua de enfriamiento enfriamiento del motor e inyectores........... inyectores................... ..............3-38 ......3-38 Sistema de combustible combusti ble......................................... ............................................................................. .................................... 3-39 Sistema de gases de escape .............. ..................... .............. .............. ............... ............... .............. .............. ...........3-39 ....3-39 Sistema de vapor ................................... ........................................ .................................................... ............ 3-40 Sistema general de enfriamiento................... enfriamiento.......................... .............. ............... ............... .............. .............. ......... 3-40 Sistema de aire comprimido .............. ..................... .............. .............. ............... ................ ............... .............. ............3-41 .....3-41 Equipos Equip os eléctricos eléctri cos.................................. .................................. ..................................... ............... 3-42 Ventilación y acondicionamiento .............. ...................... ................ ............... .............. ............... ............... ...........3-42 ....3-42 Grupo electrógeno de a rranque .............. ..................... ............... ................ ............... .............. .............. .............3-42 ......3-42 Sistema de tratamiento de agua................ agua....................... .............. .............. .............. .............. .............. .............3-43 ......3-43 Sistema contraincendio .............. ..................... .............. .............. .............. ............... ............... ............. .............. ..............3-43 ......3-43 Laboratorio químico .............. ..................... ............... ............... .............. .............. .............. .............. ............... ............... ...........3-43 ....3-43 MANEJO DE LOS COMBUSTIBLES PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON PLANTAS DIESEL .............. ...................... ............... ..............3-43 .......3-43 Tratamiento de combustibles .............. ...................... ................ ............... .............. .............. .............. .............. ..........3-44 ...3-44 Motores de 4 tiempos de alta velocidad a diesel u otros combustibles livianos livian os ........................................... ........................................................................................ ............................................................ ............... 3-44 Motores de 4 tiempos de alta velocidad con combustible pesado ........... ...........3-44 3-44 Motores de 4 tiempos de velocidad media con combustible pesado .......3-45 Empleo de petróleo petróle o crudo...................................... crudo ...................................... .................................... 3-45 Empleo de combustible emulsionado con agua............... agua....................... ................ ............... ......... ..3-46 3-46 COMBUSTIBLES ALTERNOS PARA LA GENERACIÓN CON TECNOLOGÍA DIESEL .............. ..................... .............. .............. .............. .............. .............. .............. .............. ..............3-47 .......3-47 Motores a combustible dual (dual fuel) ............... ..................... ............. ............... ................ ................ .......... 3-47 Motores Motore s a gas ............................................. ........................................................................................ ............................................... ....3-50 3-50 DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS DIESEL PARA CARGAS BASE ..3-52 .. 3-52 Definición de disponibilidad .............. ....................... ................ .............. .............. .............. .............. .............. .............3-53 ......3-53 Disponibilidad bruta ............. ..................... ............... ............. .............. ................ ............... .............. .............. .............. ............3-53 .....3-53 Disponibilida Disponi bilidad d real.......................................... real.. ................................................................................ ............................................ ....3-55 3-55 Disponibilidad Disponi bilidad garantizada......... garanti zada.................................................. ................................................................ ....................... 3-56 Cálculos Cálcul os ........................................ ................................................................................. ............................................................. .................... 3-57 El factor factor de capacidad (FC) (FC) .............. ..................... .............. ............... ............... .............. .............. ............... ..............3-57 ......3-57 Sistemas de monitoreo, diagnóstico y mantenimiento planeado .............3-59 .............3-59 COSTOS ..................................... ........................................... ............................................................... .................... 3-59 Cálculo del costo costo del combustible combustible ............... ...................... .............. .............. .............. .............. ............... ...........3-59 ...3-59 Cálculo del costo del lubricante................ lubricante........................ ................ ............... .............. .............. .............. ............3-60 .....3-60 Cálculo de los costos operativos .............. ..................... .............. .............. .............. .............. ............... ..............3-60 ......3-60 Cálculo de los costos totales de operación................... operación.......................... .............. .............. ..............3-60 .......3-60 Cálculo de los costos de mantenimiento.............. mantenimiento..................... ............... ................ ............... ..............3-62 .......3-62

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3.12.3 3.12.4 3.12.5 3.12.6 3.12.7 3.12.8 3.12.9 3.12.10 3.12.11 3.12.12 3.12.13 3.12.14 3.12.15 3.13 3.13.1 3.13.2 3.13.3 3.13.4 3.13.5 3.13.6 3.14 3.14.1 3.14.2 3.15 3.15.1 3.15.2 3.15.3 3.15.4 3.15.5 3.15.6 3.15.7 3.16 3.16.1 3.16.2 3.16.3 3.16.4 3.16.5

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Sistema de aceite lubricante ............... ....................... .............. ............. ............... ................ ................ ............... ......... ..3-37 3-37 Sistema de agua de enfriamiento enfriamiento del motor e inyectores........... inyectores................... ..............3-38 ......3-38 Sistema de combustible combusti ble......................................... ............................................................................. .................................... 3-39 Sistema de gases de escape .............. ..................... .............. .............. ............... ............... .............. .............. ...........3-39 ....3-39 Sistema de vapor ................................... ........................................ .................................................... ............ 3-40 Sistema general de enfriamiento................... enfriamiento.......................... .............. ............... ............... .............. .............. ......... 3-40 Sistema de aire comprimido .............. ..................... .............. .............. ............... ................ ............... .............. ............3-41 .....3-41 Equipos Equip os eléctricos eléctri cos.................................. .................................. ..................................... ............... 3-42 Ventilación y acondicionamiento .............. ...................... ................ ............... .............. ............... ............... ...........3-42 ....3-42 Grupo electrógeno de a rranque .............. ..................... ............... ................ ............... .............. .............. .............3-42 ......3-42 Sistema de tratamiento de agua................ agua....................... .............. .............. .............. .............. .............. .............3-43 ......3-43 Sistema contraincendio .............. ..................... .............. .............. .............. ............... ............... ............. .............. ..............3-43 ......3-43 Laboratorio químico .............. ..................... ............... ............... .............. .............. .............. .............. ............... ............... ...........3-43 ....3-43 MANEJO DE LOS COMBUSTIBLES PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON PLANTAS DIESEL .............. ...................... ............... ..............3-43 .......3-43 Tratamiento de combustibles .............. ...................... ................ ............... .............. .............. .............. .............. ..........3-44 ...3-44 Motores de 4 tiempos de alta velocidad a diesel u otros combustibles livianos livian os ........................................... ........................................................................................ ............................................................ ............... 3-44 Motores de 4 tiempos de alta velocidad con combustible pesado ........... ...........3-44 3-44 Motores de 4 tiempos de velocidad media con combustible pesado .......3-45 Empleo de petróleo petróle o crudo...................................... crudo ...................................... .................................... 3-45 Empleo de combustible emulsionado con agua............... agua....................... ................ ............... ......... ..3-46 3-46 COMBUSTIBLES ALTERNOS PARA LA GENERACIÓN CON TECNOLOGÍA DIESEL .............. ..................... .............. .............. .............. .............. .............. .............. .............. ..............3-47 .......3-47 Motores a combustible dual (dual fuel) ............... ..................... ............. ............... ................ ................ .......... 3-47 Motores Motore s a gas ............................................. ........................................................................................ ............................................... ....3-50 3-50 DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS DIESEL PARA CARGAS BASE ..3-52 .. 3-52 Definición de disponibilidad .............. ....................... ................ .............. .............. .............. .............. .............. .............3-53 ......3-53 Disponibilidad bruta ............. ..................... ............... ............. .............. ................ ............... .............. .............. .............. ............3-53 .....3-53 Disponibilida Disponi bilidad d real.......................................... real.. ................................................................................ ............................................ ....3-55 3-55 Disponibilidad Disponi bilidad garantizada......... garanti zada.................................................. ................................................................ ....................... 3-56 Cálculos Cálcul os ........................................ ................................................................................. ............................................................. .................... 3-57 El factor factor de capacidad (FC) (FC) .............. ..................... .............. ............... ............... .............. .............. ............... ..............3-57 ......3-57 Sistemas de monitoreo, diagnóstico y mantenimiento planeado .............3-59 .............3-59 COSTOS ..................................... ........................................... ............................................................... .................... 3-59 Cálculo del costo costo del combustible combustible ............... ...................... .............. .............. .............. .............. ............... ...........3-59 ...3-59 Cálculo del costo del lubricante................ lubricante........................ ................ ............... .............. .............. .............. ............3-60 .....3-60 Cálculo de los costos operativos .............. ..................... .............. .............. .............. .............. ............... ..............3-60 ......3-60 Cálculo de los costos totales de operación................... operación.......................... .............. .............. ..............3-60 .......3-60 Cálculo de los costos de mantenimiento.............. mantenimiento..................... ............... ................ ............... ..............3-62 .......3-62



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3.17 3.18 3.18.1 3.18.2 3.18.3 3.18.4 3.18.5 3.18.6 3.18.7 3.18.8 3.18.9 3.18.10 3.18.11 3.18.12 3.19 3.20 3.20.1 3.20.2 3.20.3 3.21 3.22 3.23 3.23.1 3.24 3.25 3.26 3.26.1 3.26.2 3.26.3 3.26.4 3.26.5 3.26.6 3.26.7 3.27 3.28 3.29 3.29.1 3.29.2

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LA DEMANDA DE POTENCIA EN LAS ZNI....... ZNI .............. .............. .............. .............. .............. ..........3-65 ...3-65 METODOLOGÍA ANÁLISIS ECONÓMICO............... ECONÓMICO...................... .............. .............. .............. ...........3-67 ....3-67 CASO 1. Demanda pico 1.100 kW, 24 horas de servicio...................... servicio.........................3 ...3-72 -72 Alternativa A: Configuración dos motores de 550 kW ............... ...................... .............. ......... 3-73 Alternativa B: Configuración un motor motor de 1.200 kW ................ ....................... .............. .......... ...3-75 3-75 Resultados y conclusiones Caso 1 .............. ..................... ............... ............... .............. .............. ............... .......... 3-76 Caso 2. Demanda Demanda pico de 3.200 kW y 24 horas de servicio servicio ............... ....................3-80 .....3-80 Alternativa A: Configuración tres motores de 1.200 kW ............... ...................... ............3-80 .....3-80 Alternativa B: Configuración un motor de 2.000 kW y otro de 1.200 kW . 3-81 Resultados y conclusiones Caso 2 ............... ...................... .............. ............... ............... .............. .............. ......... 3-83 Caso 3. Demanda Demanda pico de 3.200 kW y 18 horas de servicio servicio ............... ....................3-87 .....3-87 Alternativa A: Configuración tres motores motores de 1.200 kW ................ ....................... ...........3-87 ....3-87 Alternativa B: Configuración un motor de 2.400 kW de Fuel Oil No 6 y otro de 1.200 kW de ACPM .............. ..................... .............. .............. .............. .............. .............. .............. ............. .............. .......... 3-88 Resultados y conclusiones caso 3 .............. ..................... .............. .............. ............... ............... .............. .......... ...3-90 3-90 CONCLUSIONES GENERALES...... GENERALES ............. .............. ............... ................ ............... .............. .............. .............3-93 ......3-93 MANEJO AMBIENTAL EN LA GENERACIÓN DIESEL ................ ........................ ...........3-94 ...3-94 Manejo del CO2 ..........................................................................................3-94 Métodos primarios de reducción reducción de NOx....... NOx ............... ............... .............. .............. .............. ..............3-95 .......3-95 Reducción de NOx con métodos secundarios ............... ....................... ................ ................ ...........3-97 ...3-97 MOTORES A GAS......................................... GAS ..................................................................................... ............................................ 3-99 MOTORES A COMBUSTIBLE DUAL CON ALTA PRESIÓN DE INYECCIÓN .................................................................................. ....................................... ........................................................ ............. 3-99 MÉTODOS EN DESARROLLO DESARROL LO.................................. .................................. ............................. 3-100 Inyección directa de agentes reductores de emisiones....... emisiones ............... ............... ...........3-100 ....3-100 HUMO VISIBLE .............. ..................... .............. .............. .............. .............. .............. ............... ................ ............... .............. ......... 3-100 FILTROS ............................................. ........................................................................................ ..................................................... ..........3-100 3-100 RUIDO......................................................................................................3-101 Modificaciones o sustituciones ............... ...................... .............. .............. ............... ................ ............... ............3-101 .....3-101 Aislamiento de la vibración....... vibración ............... ................ ............... .............. .............. .............. .............. .............. ............3-102 .....3-102 Manteniendo apropiado ............... ...................... .............. .............. ............... ................ ............... .............. ............... .......... 3-102 Silenciadores............................................................................................3-102 Revestimiento Revestimie nto .................................. ...................................... .................. 3-103 Cerramientos............................................................................................3-103 Barreras ................................. ........................................ .................................................................. .......................... 3-104 CONTAMINACIÓN DE CUERPOS NATURALES DE AGUA................ AGUA.................. 3-104 CONTAMINACIÓN DE LOS SUELOS ................ ....................... .............. .............. ............... ...............3-106 .......3-106 LA COGENERACIÓN CON PLANTAS DIESEL .............. ...................... ................ ...............3-107 .......3-107 Sistemas de recuperación de calor .............. ..................... ............... ............... .............. .............. ..............3-107 .......3-107 Sistemas de agua caliente con temperatura normal................ normal........................ ...............3-108 .......3-108



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Establecimiento de un plan estructural, institucional y financiero, que permita el abastecimiento energético de las zonas no interconectadas con participación de las comunidades y el sector privado Alternativas para el suministro de energía Documento No. ANC-375-23 - Rev.00 - 07/09/00 MINHACIENDA

3.29.3 3.29.4 3.29.5 3.29.6 3.30 3.31

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Sistemas de agua caliente con temperatura alta....................................3-108 Sistema de agua caliente y vapor con caldera de “flash” .......................3-108 Sistema ebullente ....................................................................................3-108 Desempeño de los sistemas de recuperación de calor ..........................3-108 CONCLUSIONES ....................................................................................3-110 BIBLIOGRAFÍA ........................................................................................3-111



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LISTA DE TABLAS TABLA 3- 1 Relación entre velocidades de rotación, pesos y volúmenes .............3-13 TABLA 3- 2 Diferencia en presencia de contaminantes con la presencia de turbocargador ........................................................................................3-19 TABLA 3- 3 Ventajas del uso de turbocargadores e intercambiadores..................3-20 TABLA 3- 4 Características de los combustibles livianos para genera ción eléctrica......................................................................................................3-44 TABLA 3- 5 Características del Fuel Oil No 6 (Combustóleo) ................................3-45 TABLA 3- 6 Características del Crudo de Castilla ..................................................3-45 TABLA 3- 7 Fabricantes y comercializadores de motores a combustible dual ......3-49 TABLA 3- 8 Fabricantes de motores diesel a gas...................................................3-52 TABLA 3- 9 Expresiones y sus abreviaturas comúnmente utilizadas en cálculos de disponibilidad.........................................................................................3-54 TABLA 3- 10 Densidad de los combustibles utilizados en generación diesel........3-60 TABLA 3- 11 Costos de los combustibles utilizados en generación diesel............3-61 TABLA 3- 12 Cálculo de los costos de mantenimiento para plantas diesel ...........3-63 TABLA 3- 13 Costos plantas Diesel ........................................................................3-64 TABLA 3- 14 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible por día ................................................................................................... 3-74 TABLA 3- 15 Carga parcial motor, kWh generado y consumo total de combustible por día ................................................................................................... 3-76 TABLA 3- 16 Resumen y resultados caso 1 ...........................................................3-77 TABLA 3- 17 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible por día ................................................................................................... 3-81 TABLA 3- 18 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible por día ................................................................................................... 3-82 TABLA 3- 19 Resumen y resultados caso 2 ...........................................................3-83 TABLA 3- 20 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible por día ................................................................................................... 3-88 TABLA 3- 21 Carga parcial motores, kWh generad o y consumo total de combustible/día .....................................................................................3-89 TABLA 3- 22 Resultados y Conclusiones Caso 3 ..................................................3-91 TABLA 3- 23 Impactos ambientales a los cuerpos de agua naturales.................3-105 TABLA 3- 24 Impactos ambientales en los suelos................................................3-106



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LISTA DE FIGURAS FIGURA 3- 1 Motores de diferentes tamaños para la generación eléctrica.............3-8 FIGURA 3- 2 Ciclo Diesel .......................................................................................... 3-9 FIGURA 3- 3 Paso de los diferentes sistemas por el interior de un motor diesel ..3-10 FIGURA 3- 4 Potencias disponibles en motores Diesel de acuerdo a su velocidad de rotación..................................................................................................3-12 FIGURA 3- 5 Regulador electrónico de velocidad ..................................................3-14 FIGURA 3- 6 Regulador de velocidad hidráulico ....................................................3-15 FIGURA 3- 7 Motor Isotta Fraschini de 120 kW con sistema de enfriamiento con agua con radiador remoto.....................................................................3-16 FIGURA 3- 8 Motor Lister Peter de 200 kW con sistema de enfriamiento con agua con radiador en el conjunto...................................................................3-16 FIGURA 3- 9 Serie de motores VM desde 230 kW hasta 550 kW con sistema de enfriamiento con aire.............................................................................3-17 FIGURA 3- 10 Sección de un turbocargador ..........................................................3-18 FIGURA 3- 11 Esquema de funcionamiento del turbocargador .............................3-19 FIGURA 3- 12 Aplicación del intercambiador (intercooler) en los motores diesel .3-20 FIGURA 3- 13 Sistema típico de enfriamiento del agua del motor .........................3-22 FIGURA 3- 14 Sistema típico de aceite lubricante..................................................3-22 FIGURA 3- 15 Sistema típico de combustible.........................................................3-23 FIGURA 3- 16 Construcción general del generador ...............................................3-24 FIGURA 3- 17 Sistema típico de generación ..........................................................3-28 FIGURA 3- 18 Sistema de arranque eléctrico.........................................................3-32 FIGURA 3- 19 Esquema de arranque neumático ...................................................3-32 FIGURA 3- 20 Instalación típica de un grupo electrógeno con sus accesorios .....3-35 FIGURA 3- 21 Disposición típica de una planta con dos o más motores de hasta 2000 kW. ............................................................................................... 3-35 FIGURA 3- 22 Disposición típica de una planta d e más de 2000 kW a Fuel Oil No. 6...........................................................................................................3-36 FIGURA 3- 23 Sistema de admisión de aire de combustión ..................................3-37 FIGURA 3- 24 Sistema de aceite lubricante ...........................................................3-38 FIGURA 3- 25 Sistema de agua de enfriamiento de motor e inyectores ...............3-38 FIGURA 3- 26 Sistema de combustible...................................................................3-39 FIGURA 3- 27 Sistema de gases de escape y vapor .............................................3-40 FIGURA 3- 28 Sistema general de enfriamiento con torre de enfriamiento...........3-41 FIGURA 3- 29 Sistema general de enfriamiento con intercambiador ...................3-41 FIGURA 3- 30 Sistema de aire comprimido ............................................................3-42 FIGURA 3- 31 Temperaturas de calefacción de los aceites lubricantes................3-47 FIGURA 3- 32 Motores a combustible dual marca Ruston.....................................3-49 HAGLER BAILLY SERVICES


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FIGURA 3- 33 Motor Wartsila a gas........................................................................3-51 FIGURA 3- 34 Principales unidades funcionales de una planta de generación.....3-55 FIGURA 3- 35 Diferencias en el calculo de disponibilidad bruta y real ..................3-57 FIGURA 3- 36 Fórmula para la capacidad y factores de derrateo para motores diesel............................................................................................3-58 FIGURA 3- 37 Curva de carga caso 1.....................................................................3-66 FIGURA 3- 38 Curva de caso 2...............................................................................3-66 FIGURA 3- 39 Curva de caso 3...............................................................................3-67 FIGURA 3- 40 Esquema de flujo de fondos ............................................................3-68 FIGURA 3- 41 Esquema Valor Presente Neto ........................................................3-71 FIGURA 3- 42 Curva de carga Caso 1(2 motores de 550 kW) ..............................3-74 FIGURA 3- 43 Curva de carga Caso 1 (1 motor de 1.200 kW) ..............................3-75 FIGURA 3- 44 Sensibilidad a la inversión ...............................................................3-78 FIGURA 3- 45 Sensibilidad a la tasa de descuento................................................3-78 FIGURA 3- 46 Sensibilidad al precio de combustible .............................................3-79 FIGURA 3- 47 Sensibilidad a la disponibilidad........................................................3-79 FIGURA 3- 48 Curva de carga Caso 2 (tres motores 1.200 kW) ...........................3-80 FIGURA 3- 49 Curva de carga caso 2 (1 motor de 2.000 kW y otro de 1.200 kW)3-82 FIGURA 3- 50 Sensibilidad a la inversión ...............................................................3-85 FIGURA 3- 51 Sensibilidad a la tasa de descuento................................................3-85 FIGURA 3- 52 Sensibilidad al precio de combustible .............................................3-86 FIGURA 3- 53 Sensibilidad a la disponibilidad........................................................3-86 FIGURA 3- 54 Curva de carga caso 3 (tres motores 1.200 kW) ............................3-87 FIGURA 3- 55 Curva de carga caso 3 (1 motor de 2.400 kW y uno de 1.200 kW)3-90 FIGURA 3- 56 Sensibilidad a la inversión ...............................................................3-91 FIGURA 3- 57 Sensibilidad a la tasa de descuento................................................3-92 FIGURA 3- 58 Sensibilidad al precio de combustible .............................................3-92 FIGURA 3- 59 Sensibilidad a la disponibilidad........................................................3-93 FIGURA 3- 60 Emisiones típicas de NOx en motores diesel a baja y media velocidad al 80% de la carga ................................................................................3-95 FIGURA 3- 61 Recirculación de los gases de escape para una planta de cogeneración.........................................................................................3-97 FIGURA 3- 62 Sistema de reducción catalítica selectiva .......................................3-98 FIGURA 3- 63 Niveles típicos de reducción por oxidación catalítica- operación con diesel ..................................................................................................... 3-99 FIGURA 3- 64 Inyección directa de agentes reductores de NOx .........................3-100 FIGURA 3- 65 Modificaciones y aislamiento de la vibración ................................3-102 FIGURA 3- 66 Diagrama de Sankey para motores reciprocantes........................3-107 FIGURA 3- 67 Recuperación de calor en motores reciprocantes. .......................3-109



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GENERACIÓN ELÉCTRICA MEDIANTE MOTORES DIESEL

El abastecimiento de energía en las ZNI se realiza principalmente con base en generación diesel. Las prácticas operativas y de mantenimiento utilizadas comúnmente en la zona, han hecho que esta tecnología sea calificada como de bajo rendimiento y baja confiabilidad. De otro lado, las características geográficas y socioeconómicas de estas regiones dificultan y encarecen el transporte de los insumos requeridos (combustibles, lubricantes, repuestos, etc.), lo cual hace que la prestación del servicio por medio de esta tecnología sea bastante onerosa. No obstante, la generación diesel ha sido la solución para un considerable número de localidades y posiblemente será, en casos específicos, la solución en algunas poblaciones durante mucho tiempo. Por lo anterior, es necesario hacer un análisis de esta tecnología, lo cual es el objetivo d e este capitulo.

3.1

DESCRIPCIÓN DE LA TECNOLOGÍA

El trabajo producido por un motor de combustión interna (diesel) es utilizado para mover un generador, el cual convierte la energía mecánica que se le ha transmitido desde el motor diesel en energía eléctrica. A la unión de motor y generador se le denomina grupo electrógeno.

Motor Perkins de 51 kW

Motor Wilson de 120 kW

Motor Siemens de 3230 kW

Motor Wartsila serie de 4 a 12 MW

FIGURA 3-1 Motores de diferentes tamaños para l a generación eléctrica



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3.2

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EL MOTOR DIESEL

Es un motor de combustión interna en el cual, en la fase de aspiración sólo entra aire en el cilindro, siendo comprimido en la fase de compresión, con lo que se consigue elevar su temperatura. El combustible es introducido a presión y pulverizado en el seno de la masa de aire caliente comprimido, y se inflama espontáneamente al contacto con éste. La combustión tiene lugar sin encendido por chispa. Son motores de gran robustez, dadas las elevadas presiones de trabajo y con una relación peso / potencia elevada.

3.3

PRINCIPIO TERMODINÁMICO

Los motores reciprocantes operan bajo el ciclo de Otto o bajo el ciclo de Diesel. En el ciclo de Otto, la mezcla aire - combustible es comprimida en el cilindro, donde mediante una chispa ocurre la ignición del combustible. La combustión aumenta la presión de la mezcla lo cual hace que el pistón se desplace dentro del cilindro, realizando trabajo. En la FIGURA 3-2 se observa el ciclo Diesel, en donde el aire es comprimido (1-2) hasta que alcanza la temperatura de autoignición y en este momento se inyecta el combustible dentro del cilindro (2-3), donde ocurre el proceso de combustión generándose el desplazamiento del pistón (3-4). Los pistones, en ambos ciclos, van acoplados a un cigüeñal o eje que convierte el desplazamiento lineal del pistón en rotación. Esta rotación, en las plantas de generación de energía es transmitida a un generador eléctrico. P 3 2

4 1

|

v

FIGURA 3-2 Ciclo Diesel

El ciclo diesel a diferencia del ciclo Otto, utiliza como combustibles, derivados del petróleo mas pesados, por ejemplo el diesel (ACPM) y/o combustibles gaseosos, los cuales reemplazan a la gasolina, lo que hace que el tipo de combustión y la manera en que el combustible se hace encender sea diferente.



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CARACTERÍSTICAS DE LOS MOTORES DIESEL

Los motores diesel se diferencian entre ellos de acuerdo a las siguientes características: -

Tipo de inyección: directa o indirecta.

-

Tipo de ciclo: de 2 o 4 tiempos.

-

Velocidad de rotación: baja, media o alta.

-

Tipo de enfriamiento: con aire o agua.

-

Tipo de alimentación: aspirado o sobrealimentado.

En la FIGURA 3-3 se puede apreciar la disposición de los diferentes sistemas y el paso de los fluidos por el interior de un motor diesel ID36 de cuatro tiempos, con inyección directa, cilindros en V, turbocargado con intercambiador.

Combustible Aceite refrigerante y lubricante Agua Aire de alimentación Gases de escape Agua del motor para enfriamiento del aire de alimentación

FIGURA 3-3 Paso de los diferentes sistemas por el interior de un motor diesel

3.4.1 Tipo de inyección •

Inyección directa

El combustible (por ejemplo el ACPM) es inyectado directamente sobre el pistón. En la fase de compresión, el aire llega a presiones de 30 - 50 bar y a una temperatura de 700ºC. Poco antes que el pistón llega al punto muerto superior, el combustible es dosificado en cierta cantidad por la bomba y pulverizado por el inyector. La cantidad HAGLER BAILLY SERVICES


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de aire aspirado por el pistón es siempre la misma. Para variar la potencia, se modifica solo la cantidad de combustible que es inyectada. Cuando el motor trabaja a baja potencia, puede llegar a admitir 10 veces la cantidad de aire requerida para la combustión completa del combustible. •

Inyección Indirecta

En este caso, la inyección no se hace directamente en el cilindro, es realizada en una precámara conectada al cilindro a través de un ducto. Esto permite aumentar la velocidad de rotación del motor hasta más de 5000 RPM (con la inyección directa no se superan las 3500 RPM); y así aumentar simultáneamente la potencia desarrollada.

3.4.2 Tipo de ciclo •

Dos tiempos

En un motor de dos tiempos un ciclo completo consiste de: (i) Admisión y compresión del aire (o de mezcla aire combustible cuando la inyección es indirecta) e inyección del combustible y (ii) explosión y escape de los gases de combustión. En estos motores, mientras el pistón se va desplazando succionando el aire de combustión, se van expulsando simultáneamente los gases de escape. Estos motores son empleados comúnmente en aplicaciones que requieren un pequeño rango de variación de carga. •

Cuatro tiempos

En un motor de cuatro tiempos un ciclo completo consiste en: (i) Admisión del aire o de la mezcla aire-combustible; (ii) compresión del aire o de la mezcla; (iii) expansión de los gases de combustión; (iv) escape de los gases de combustión. Estos motores tienen mejor funcionamiento a carga parcial que los motores de dos tiempos, por tal razón se emplean en aplicaciones que requieran una variación considerable en la carga.

3.4.3 Velocidad de rotación De acuerdo a la velocidad a la que los diferentes motores giran, varían sus características constructivas y robustez de manera inversa; a menor velocidad, mayor será su tamaño. •

Motores de baja velocidad

Son aquellos motores que giran máximo a 300 rpm. HAGLER BAILLY SERVICES


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Motores de media velocidad

Estos motores giran en un rango entre 300 y 900 rpm. •

Motores de alta velocidad

La velocidad de rotación de estos motores es superior a las 900 rpm Es necesario tener en cuenta que en Colombia se trabaja de forma generalizada con electricidad a 60 Hz lo que limita la velocidad de rotación de estos motores a los rangos que se muestran en la FIGURA 3-4 . Es recomendable no trabajar a velocidades de rotación superiores de 1800 rpm debido a que en motores estacionarios, la vida útil se verá disminuida notablemente como consecuencia de los altos desgastes por fricción. Las potencias que se encuentran disponibles en el mercado en este rango de velocidades, se puede observar también en la FIGURA 3-4.

1800

1200

900 M P R

720

600

BAJA

0

500

1000

1500

2000

2500

3000

3500

4000

4500

5000

POTENCIA (kW)

FIGURA 3-4 Potencias disponibles en motores Diesel de acuerdo a su velocidad de rotación

Nótese que plantas pequeñas de menos de 400 kW se consiguen solo a 1800 rpm; entre 400 y 2200 se consiguen máquinas de 1800, 1200, 900 y 720 rpm. Para potencias superiores a 2200 kW y hasta 4000 kW no se consiguen plantas a 1800 rpm, solo entre 720 y 1200 rpm. De esta manera, plantas de 4000 kW en adelante solo se consiguen a medias y bajas velocidades.



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En general, para la generación de determinada potencia, a menor velocidad de rotación, mayor será la inversión específica, sin embargo su vida útil será mas larg a. Sin embargo, a mayor velocidad de rotación, menor será la inversión específica, pero el desgaste que va a tener el motor será mayor. TABLA 3-1 Relación entre velocidades de rotación, pesos y volúmenes MARCA

RPM

kW

MAN MAN MAN PAXMAN PAXMAN RUSTON RUSTON YANMAR YANMAR YANMAR YANMAR

720 900 1200 1200 1800 720 900 720 900 1200 1800

900 900 900 2100 2100 2100 2100 500 500 500 500

Longitud Ancho Altura No. cilind. Volumen Peso (mm) (mm) (mm) y dispos. (m3) (Tons.) 6360 1600 2815 7L 28.65 14.3 6105 1380 2383 6L 20.08 12.9 5380 1000 2110 9L 11.35 9.4 3798 1450 2178 18V 11.99 10.2 2971 1660 2175 12V 10.73 7.5 4027 1705 2840 16V 19.50 14.6 3315 1705 2840 12V 16.05 12.1 2718 1208 2130 6L 6.99 5.8 2486 1134 2110 6L 5.95 5 2203 1135 1810 6L 4.53 3.5 1882 1138 1673 6L 3.58 2.7

Como puede verse en la TABLA 3-1, a menor velocidad, mayor volumen y peso, por lo tanto el costo específico de la máquina será mayor y así será la obra civil debido al mayor peso. Sin embargo, la cantidad de horas de mantenimiento de las partes en motores de alta velocidad será mayor debido a los elevados desgastes. En general, los motores de alta velocidad se usan para plantas de emergencia o de pocas horas de servicio al año, por ejemplo para el manejo de los picos de carga. Por otro lado, las máquinas de baja velocidad son de respuesta más lenta y por lo tanto se prefieren para trabajar en la base, donde se requiera de un elevado número de horas de operación al año. Los elevados costos específicos (U$/kW) de estas máquinas se compensan con una vida útil más prolongada debido a los bajos desgastes. También su costo se compensa al existir la posibilidad de utilizar combustibles pesados de menor costo. La selección de los equipos adecuados será por lo tanto el resultado de un análisis económico en cuanto a horas de servicio al año y tipo de combustible disponible. En Colombia se ha notado una alta tendencia a seleccionar la máquina basándose en el menor costo de inversión inicial y sin analizar adecuadamente los costos de operación y mantenimiento dando como resultado una muy baja disponibilidad de los equipos.



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El regulador de velocidad Estos dispositivos son dispuestos en los motores con el fin de mantener constante la velocidad de rotación ante cualquier cambio en la magnitud de la carga. Existen dos tipos de reguladores de velocidad: •

Reguladores de velocidad electrónicos

Los reguladores de velocidad electrónicos permiten controlar la velocidad del motor de manera estable y precisa. Su sistema está compuesto de un actuador eléctrico y de un " pick- up" magnético. (FIGURA 3-5).

Máximo suministro de combustible

Mínimo suministro de combustible

Leva Actuador Bomba de combustible Controlador

FIGURA 3-5 Regulador electrónico de velocidad

La restricción en la utilización de este tipo de reguladores radica en que los mantenimientos son muy costosos y requieren equipos sofisticados y personal calificado. Si se quiere efectuar el mantenimiento de estos equipos, deben ser enviados a la casa matriz para que se realice bajo las condiciones apropiadas; de lo contrario es necesario efectuar el cambio del equipo. •

Reguladores de velocidad hidráulicos

Este tipo de reguladores es utilizado en grandes motores y está provisto de un motor sincronizador exterior para tener control remoto de la velocidad. Este regulador permite al operador sincronizar las frecuencias de varias unidades o de un sistema para posteriormente distribuir la carga. En lo que se refiere al mantenimiento que debe ser realizado a este tipo de equipos, la actividad principal y casi única es el cambio periódico del aceite debido a que este debe permanecer limpio y libre de partículas extrañas para garantizar la óptima operación. Esta operación se realiza típicamente cada 6 meses o antes si el regulador presenta problemas prematuros por esta causa. HAGLER BAILLY SERVICES


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Palanca Regulador

Tirante elástico Eje a las bombas de inyección

Servomotor de paro

FIGURA 3-6 Regulador de velocidad hidráulico

3.4.4 Sistema de enfriamiento El circuito de enfriamiento tiene la función de mantener la temperatura de los componentes en contacto con los gases de combustión entre los valores correctos para el funcionamiento del motor. Estos componentes son las partes interiores de los cilindros, el pistón, las válvulas de descarga, la s culatas y los inyectores. •

Enfriamiento con agua

El agua cubre completamente los cilindros y recorre las culatas a través de conductos extrayendo el calor de las paredes calientes. El circuito está constituido por los siguientes elementos: una bomba, válvula de regulación, radiador en el cual el agua es enfriada con aire atmosférico, tuberías entre radiador y motor y un tanque de expansión. Para evitar incrustaciones y corrosión, el agua deber ser tratada en todo tipo de motores preferiblemente, siendo esto más importante en los de mayor tamaño. El agua debe tener dureza nula y además debe ser acondicionada con anticorrosivos.



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FIGURA 3-7 Motor Isotta Fraschini de 120 kW con sistema de enfriamiento con agua con radiador remoto

FIGURA 3-8 Motor Lister Peter de 200 kW con sistema de enfriamiento con agua con radiador en el conjunto •

Enfriamiento con aire

En los motores enfriados con aire, las culatas y los cilindros son construidos con deflectores, los cuales permiten que el aire enviado a alta velocidad por un ventilador, recorra todas las superficies del motor a ser enfriadas. Este tipo de enfriamiento es muy simple, pero solo es aplicable en motores de potencia baja.



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Vista del grupo electrógeno completo

FIGURA 3-9 Serie de motores VM desde 230 kW hasta 550 kW con sistema de enfriamiento con aire

3.4.5 Tipo de alimentación del aire de combustión •

Alimentación natural

La potencia generada en un motor varía de acuerdo al volumen del cilindro, ya que la cantidad de aire y de combustible inyectable por ciclo, se limita al volumen generado por la carrera del pistón. En la alimentación natural el aire que ingresa a las cámaras es succionado únicamente por el vacío que genera el pistón en su desplazamiento. •

Motores sobrealimentados

El aire es enviado con presión superior a la atmosférica al interior del cilindro, la cantidad de aire disponible para la combustión aumenta debido al aumento de la presión. Es así como, con el mismo volumen del cilindro, existe la posibilidad de inyectar, por cada ciclo, una mayor cantidad de combustible debido a que la cantidad de aire disponible para la combustión es mayor. Por lo tanto con la sobrealimentación se obtienen elevadas potencias específicas (kW/cm 3 de cilindrada) y una mejor relación peso / potencia. Los dispositivos instalados con el fin de elevar la presión de alimentación, se denominan turbocargadores. Ellos utilizan los gases de escape para comprimir el aire de alimentación bajo las condiciones y características que se enuncian a continuación.



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El turbocargador o sobrealimentador En estos motores (turbocargados), ingresa al interior de los cilindros un 60% mas de aire con respecto a uno de alimentación natural de la misma cilindrada. A la vez, existe un incremento en el consumo de combustible (30% aprox.) que es compensado por el aumento en la potencia generada (45% típica) debido al mejoramiento de la combustión. Además de estas ventajas, la mayor cantidad de aire contribuye en la disminución de la temperatura de los gases de descarga, reduciendo los esfuerzos térmicos del motor en puntos críticos (culatas y válvulas) y por ende aumentando la vida útil del mismo. Un turbocargador está constituido por una turbina y un compresor montados sobre un eje común. Ellos tienen por objeto la compresión del aire de alimentación utilizando la energía contenida en los gases de escape. En la FIGURA 3-10 se puede observar un turbocompresor típico y la manera en la cual ingresa el aire de alimentación (flechas verdes) y salen los gases de escape (flechas rojas).

FIGURA 3-10 Sección de un turbocargador

Los óxidos de azufre, el monóxido de carbono y los inquemados son los contaminantes presentes en los gases de escape en cualquier motor de combustión interna. En los motores turbocargados la formación de óxidos de azufre se disminuye debido a que la temperatura elevada que se requiere para su formación no es alcanzada tan frecuentemente. En su funcionamiento, el aire enviado a los cilindros es utilizado para bajar la temperatura mediante un "lavado" que se realiza mediante la apertura simultanea de las válvulas de aspiración y de descarga, como HAGLER BAILLY SERVICES


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se puede apreciar en la FIGURA 3-11 El exceso de aire que pasa a la descarga sin pasar por la combustión hace que la temperatura de operación sea mas baja.

FIGURA 3-11 Esquema de funcionamiento del turbocargador

Adicionalmente, el funcionamiento de los motores diesel permite quemar todo sin dejar residuos gracias al exceso de aire que se presenta con relación al que realmente es requerido. La combustión, desde el punto de vista químico, se desarrolla en todos los puntos a diferencia de los motores a gasolina, en donde la combustión es puntual en el sitio de acción de la chispa. En la TABLA 3-2 se muestran los valores de las emisiones en los motores diesel de aspiración natural y con turbocargador. TABLA 3-2 Diferencia en presencia de contaminantes con la presencia de turbocargador

CONTAMINANTES Inquemados Monóxido de carbono Óxidos de Nitrógeno

ASPIRACIÓN NATURAL 0.40 1.50 1.50

TURBOCARGADO 0.21 1.20 1.21

Este sistema tiene mejoras adicionales cuando se adiciona la utilización de un intercambiador intermedio para enfriar el aire de alimentación después de su paso por el turbocargador, como se puede observar en la FIGURA 3-12 En la TABLA 3-3 se presentan las diferencias en el servicio de un mismo motor cuando este tiene aspiración natural, turbocargado o con intercambiador (intercooler). Se puede apreciar que el peso del motor se incrementa con los sistemas adicionales, pero a la vez, los beneficios saltan a la vista; con el turbocargador la potencia se aumenta mientras la velocidad de giro se disminuye, lo que redunda en una mayor vida útil. HAGLER BAILLY SERVICES


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TURBOCARGADOR

GASES DE ESCAPE

MOTOR DIESEL INTERCAMBIADOR (INTERCOOLER)

AIRE DE COMBSUTIÓN

FIGURA 3-12 Aplicación del intercambiador (intercooler) en los motores diesel

TABLA 3-3 Ventajas del uso de turbocargadores e intercambiadores VARIABLE Numero de Cilindros Diámetro* carrera del cilindro (mm) Desplazamiento total (cm3) Válvulas por cilindro Velocidad máxima (rpm) Potencia máxima (HP/kW) Potencia base (HP/kW) Consumo específico (gHP/h) Capacidad de suministro de lubricante (l) Inclinación máxima trans./long. Consumo de lubricante (gHP/h) Peso seco (kg)

V12.130 Aspiración natural 12 130 * 140 22.299 2 1.800 360/265 333/245 156 25.5

V12.130T Turbocargado 12 130 * 140 22.299 2 1.800 462/340 422/310 156 25.5

V12.130I Con Intercambiador 12 130 * 140 22.299 2 1.800 503/370 462/340 156 25.5

33° - 50°

33° - 50°

33° - 50°

0.5 ÷ 1 1.520

0.5 ÷ 1 1.560

0.5 ÷ 1 1.620

Cuando además el motor es mejorado con intercambiador, la potencia se incrementa aún más. A manera de ejemplo, se realiza una comparación económica entre los motores que se relacionaron en la TABLA 3-3 acorde con sus curvas de funcionamiento. HAGLER BAILLY SERVICES


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Si se trabaja a una velocidad de rotación de 1800 rpm, la potencia generada y el costo del equipo son diferentes así: aspiración natural: 245 kW (30.000 US$); turbocargado: 310 kW (33.000US$) y con turbocargador e intercambiador: 340 kW (36.000 US$). Realizando los cálculos para obtener el costo específico (US$/kW) se puede observar que en el motor de aspiración natural el costo es de 122.45 US$/kW, en el turbocargado de 106.45 US$/kW y en el turbocargado con intercambiador de 105.88 US$/kW. Se podría concluir de acuerdo a estas relaciones que es más económico producir determinado número de kW con un motor turbocargado y con intercambiador, ya que para producir una potencia, por ejemplo de 340 kW, sería necesario comprar un motor de aspiración natural de un mayor tamaño y por ende de mayor costo. La relación peso/potencia también es muy importante ya que de esto depende el costo del transporte y adicionalmente el costo de la obra civil. Para el ejemplo, el peso de un motor de aspiración natural es de 1520 kg, uno turbocargado de 1560 kg y uno turbocargado con intercambiador de 1620 kg aproximadamente. Por lo tanto se obtienen unas relaciones peso/potencia de 6.2 kg/kW, de 5.03 kg/kW y de 4.76 kg/kW respectivamente. Como conclusión se obtiene que una selección eficiente de los motores se inclinará por motores sobrecargados. Sin embargo, es importante mencionar que este equipo necesita mantenimiento especial, el cual es muy difícil de obtener en zonas aisladas.

3.4.6 Principales sistemas auxiliares en un motor diesel Todos los motores diesel cuentan con sistemas auxiliares que permiten su operación correcta; entre ellos se pueden citar: Sistema de agua de enfriamiento motor (FIGURA 3-13) − Sistema de aceite lubricante (FIGURA 3-14) − Sistema de aceite combustible (FIGURA 3-15) −

Estos sistemas serán mas o menos sofisticados dependiendo del tamaño del motor, del tamaño de la planta, de la calidad del servicio, etc. Algunos vienen integrados a los equipos y otros son sistemas separados como se verá en los diseños típicos de centrales que se presentan mas adelante en este documento. En el caso del sistema de aceite combustible, se deben dimensionar los tanques de almacenamiento de acuerdo a las horas de operación que se espera tener de cada una de las unidades.



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Válvula termostática Bomba de agua Sistema de refrigeración del aceite Tubería de agua Calentador de agua Radiador

FIGURA 3-13 Sistema típico de enfriamiento del agua del motor

1. 2. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

Filtro de aspiración Bomba de aceite Refrigeración de aceite Filtro de aceite Tubería lubricación cojinetes Tubería de lubricación balancines Cojinetes turbocargador Calentador de aceite Bomba manual de carga y descarga de aceite

FIGURA 3-14 Sistema típico de aceite lubricante



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Bomba de combustible Filtro de combustible Bomba de inyección Inyectores Electroválvula de admisión de combustible

FIGURA 3-15 Sistema típico de combustible

3.5

EL GENERADOR

Un generador de corriente alterna consiste principalmente en un circuito magnético, un devanado de campo de corriente directa, un devanado de armadura de corriente alterna y una estructura mecánica, e incluye sistemas de enfriamiento y lubricación. Los devanados de campo y del circuito magnético están dispuestos de manera tal que, al girar el eje de la máquina, el flujo magnético que eslabona el devanado de armadura cambia de modo cíclico y, por lo tanto induce voltaje alterno en el devanado de armadura. Existen dos tipos de generadores de corriente alterna: sincrónicos y asincrónicos. En un generador sincrónico existe una relación constante entre la velocidad n y la frecuencia de línea o red de suministro de energía eléctrica, es decir: ƒ = pn

Siendo p el número de pares de polos de la máquina. Este tipo de generadores se excitan por corriente continua alimentada al arrollamiento de excitación de una fuente externa de energía de c. c.



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Devanado de armadura de corriente alterna

Devanado de campo de corriente directa

A la fuente de CC

Estructura mecánica

FIGURA 3-16 Construcción general del generador

En un generador asincrónico, con una frecuencia dada ƒ, la velocidad n depende de la carga, y por tanto : ƒ ≠ pn

En estos generadores, el campo magnético es creado por una corriente alterna suministrada a la máquina por una fuente externa de c.a. Para la generación de energía eléctrica se utilizan los sincrónicos debido a que su velocidad de operación es constante ante los diversos cambios en la carga. Los asincrónicos se utilizan principalmente como motores.

3.5.1 Diseño Los generadores pueden ser de eje vertical u horizontal. La disposición con eje horizontal es utilizada en las plantas hidroeléctricas y la de eje vertical en los motores de combustión interna y turbinas a gas o a vapor. Para garantizar la calidad de la energía generada, es importante tener en cuenta algunos aspectos del diseño fundamental del equipo generador: la selección de la velocidad de rotación, número de cilindros y cual debe ser conectado al motor de manera rígida y cual de manera flexible.



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3.5.2 Sistemas de excitación Como fuentes de alimentación de la corriente de excitación DC, necesaria para los devanados de campo en el rotor del generador, comúnmente se han empleado generadores DC como elemento excitador, en las formas de acople directo al generador, con acople con reductor o un motor generador separado. Los sistemas rectificadores en estado sólido asociados a generadores AC, presentan mejores características de operación y mantenimiento razón por la cual es más usual encontrarlos en las máquinas actuales. Hay dos líneas de fabricación principales: sistemas rotatorios sin escobillas y sistemas estáticos, los cuales proporcionan una alta confiabilidad y facilidad en el mantenimiento de acuerdo con las experiencias acumuladas. Con estos sistemas se obtienen respuestas muy rápidas que favorecen la estabilidad transitoria del generador permitiendo además disminuir las relaciones de cortocircuito del generador.

3.5.3 Funciones básicas asociadas con la excitación El sistema de excitación responde por las siguientes funciones principales: − − − − − − −

Regulación automática del voltaje en bornes del ge nerador (AVR). Regulación del voltaje de campo. Limitación de la corriente de campo. Limitación voltios/hertz. Compensación de corriente reactiva. Limitación de la corriente de sub-excitación. Estabilización de potencia.

Al sistema de excitación también se le asignan otras funciones de control complementarias, tales como: Manejo del sistema de desexcitación. − Control manual de voltaje de bornes de generador. − Control de voltaje de excitación, transferencia automática a control manual resultante de la actuación de algunas funciones de protección. Transferencia manual indicada por el operador. − Control automático: Cambio especificado en el voltaje en terminales o en la potencia reactiva generada como respuesta a un cambio especificado en el punto de ajuste del sistema de excitación. Supervisión y control remoto de excitación desde la sala de control de la central. −



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− − − −

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Medios de verificación de la integridad de los enlaces de comunicación y de prueba o diagnóstico en línea del sistema de excitación localmente o desde la sala de control. Puesta en servicio o sacada de servicio automática: Medios adecuados para poner en servicio la excitación o sacarla con un solo comando. Provisión de selección operación automática remota/operación automática local/operación manual local. Igualación automática de voltajes: Capacidad de ajuste automático para lograr la condición de voltajes iguales requerida por el sistema de sincronización. Variación del punto de ajuste mediante dispositivos accionados por motor. El rango de variación se determinará en términos de voltaje en terminales. Incluirá facilidades de variación local y remota del punto de ajuste y la posibilidad de operación manual o automática. Seguimiento del punto de ajuste: El sistema de variación manual del punto de ajuste efectúa el seguimiento de los requerimientos de excitación para el punto de operación de la unidad, de modo que al producirse una falla del control automático de excitación este pasará al control manual con el punto de ajuste adecuado.

3.5.4 Protecciones El sistema de excitación debe contar por lo menos con las siguientes protecciones básicas: − − − − − − −

Protección de relación voltios/velocidad. Protección de sub-excitación. Protección de sobreexcitación del generador y transformador de voltaje de la unidad. Protección de sobreexcitación del generador fuera de línea. Protección de excitatriz contra desbalance de fase. Protección del generador contra sobrevoltaje. Protección por falla a tierra del campo de excitación.

Adicionalmente a los requerimientos básicos relacionados con la operación y protección de la unidad se deben considerar el control, manejo y despeje de las siguientes condiciones anormales entre otras: Falla del enfriamiento del sistema de excitación. − Pérdida de voltajes de control. − Pérdida de señales al regulador de voltaje. −



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Falla de elementos básicos del sistema de excitación (tiristores, diodos, fusibles, etc.)

3.5.5 Regulador automático de voltaje El sistema de control deberá usar un dispositivo de respuesta rápida que constantemente regule los parámetros eléctricos, con una alta sensibilidad al valor promedio del voltaje de las tres fases y de cualquier otra señal, necesaria para mantener la estabilidad bajo condiciones de operación normal o eventos transitorios. Frente a la presencia de disturbios en el sistema o variaciones de carga, el rápido ajuste de la corriente de campo del generador a las nuevas condiciones de operación, exige de la regulación de voltaje tiempos de respuesta lo más breves posibles. Cuando el generador esté operando a máxima capacidad y factor de potencia nominal, ante una pérdida súbita de carga el equipo de regulación de voltaje debe ser capaz de limitar los transientes de sobrevoltaje del generador a un valor que no exceda el 110% de voltaje nominal y dentro de los siguientes 3 segundos, deberá restablecer el voltaje con una desviación máxima del 2% del voltaje de operación a esas condiciones.

3.5.6 Sistemas de enfriamiento en generadores Existen dos sistemas básicos de enfriamiento: directo e indirecto.

3.5.6.1 Enfriamiento directo El enfriamiento directo es el proceso que se utiliza para disipar las pérdidas de armadura y de bobina de campo a un medio enfriador dentro de la pared de aislamiento del conductor principal. El medio enfriador está ya sea en contacto directo con el cobre conductor o está separado sólo por materiales delgados que tienen poca resistencia térmica. El enfriamiento directo elimina el diferencial de temperatura que resulta del flujo de calor en el aislamiento de la bobina, lo que proporciona mayor capacidad de conducción de corriente para una misma elevación de temperatura de punto caliente. Los enfriadores que normalmente se utilizan son hidrógeno, aceite y agua.

3.5.6.2 Enfriamiento indirecto Las máquinas que se enfrían en forma indirecta disipan sus pérdidas a un medio enfriador que se encuentran totalmente fuera del aislamiento de la bobina. Todas las máquinas enfriadas por aire, con raras excepciones, se enfrían de este modo al igual que la mayor parte de las máquinas enfriadas con hidrógeno y con capacidad menor de 200 MVA. HAGLER BAILLY SERVICES


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SISTEMAS DE CONTROL

La siguiente figura muestra el esquema básico de un sistema de generación: Excitatriz Regulación y control

Elemento Motriz

Generador

Carga eléctrica

Protección

FIGURA 3-17 Sistema típico de generación

Existen varios tipos de sistemas de control, a saber:

3.6.1 Controles primarios Los controles primarios tienen un gran impacto en la estabilidad de la electricidad generada. Es así como es importante reconocer el parámetro correcto para controlar. En el caso de operación aislada, la frecuencia (f) y el voltaje (v), son los parámetros primarios, el reparto de la carga equitativamente (activa y reactiva) son parámetros secundarios y los controles deben apuntar a una rápida respuesta a los cambios en los parámetros primarios. Ya que la operación a carga base apunta a una salida estable cuando se está funcionando en paralelo con la red, los parámetros primarios son la potencia activa (kW) y el factor de potencia (FP, en otras palabras la salida reactiva). Estos dos principios de control se han basado en el control de velocidad y carga del motor y en el regulador automático de voltaje (RAV) y ellos son capaces de operar independientemente sin interacción externa, desde el momento en que se han ajustado los “set points” y el modo de operación ha sido seleccionado. Ellos adicionalmente deben asegurar que la planta estará reaccionando acertadamente ante las variaciones del sistema. Por ejemplo, cuando se opera en el modo kW, un cambio transitorio repentino en la frecuencia del sistema no causa cambio en la señal de salida. Por otro lado, en el modo de operación aislado, un cambio en la frecuencia o en el voltaje hará cambiar rápidamente la salida debido a que los controles mantienen la frecuencia y el voltaje.



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Controlando el parámetro apropiado, el sistema de control puede responder a cambios dinámicos del modo correcto y dar una estabilidad transitoria satisfactoria.

3.6.2 Controles de alto nivel/ sistemas automáticos Las plantas de generación raramente operan aislada o con carga base únicamente; además requieren cambiar su modo de operación dependiendo de los cambios en la operación de la planta. Un ejemplo típico es una planta de generación que está construida para suministrar energía a una industria. Bajo condiciones normales de operación operará en paralelo con la red, pero en caso de falla de la red continuará en operación aislada para mantener a la fábrica. Una vez el fundamento de los controles primarios está inactivo, es posible construir controles de mas alto nivel para responder a estos cambios en los modos de operación. Estos sistemas además preverán las fallas de la planta cuando se encuentra operando lo que hará que la capacidad de la planta sea excedida. Los controles de alto nivel son ejecutados en el sistema automático de la planta de generación. Los sistemas automáticos contienen algoritmos especiales para controles de alto nivel, los cuales son diseñados para soportar una gran variedad de aplicaciones. Estos algoritmos estándar se encuentran disponibles en el mercado en niveles extendidos y avanzados debido a que ellos requieren el uso de programación lógica. Los sistemas automáticos incluyen, además de otras cosas, manejo de carga y control de kW, liberación de carga, e importa y exporta algoritmos dependiendo de la aplicación. •

Control de generación

Los controles de kW de la planta de generación ofrecen facilidades para los operadores en estaciones de carga base que tienen múltiples grupos generadores. El operador puede controlar la potencia de la planta de generación completa con un punto de ajuste único, no tiene la necesidad de ajustar “ setpoints” para cada uno de los grupos electrógenos. Esto es ejemplo de un algoritmo que comúnmente es utilizado en la búsqueda de la comodidad del operador. •

Liberación de carga

Los algoritmos de liberación de carga son diseñados para proteger a la planta de la sobrecarga causada por una anomalía repentina en el sistema. Un ejemplo típico, es una industria que usa una planta de generación como respaldo en caso de pérdida de potencia de la red. Frecuentemente, la planta es medida para que no esté en capacidad de soportar la carga total de la industria, solamente la cargas críticas. Es así como algunas cargas deben ser liberadas al mismo tiempo que el suministro de potencia de la red se ha perdido. Diversos principios se pueden aplicar para la liberación de carga, algunos de los algoritmos estándar se basan en HAGLER BAILLY SERVICES


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el análisis predictivo en lugar de esperar que la frecuencia falle en el sistema. Este es un ejemplo de un algoritmo que protege la planta de generación y a los consumidores. •

Controles de importar/exportar

Los controles de importar/exportar es un algoritmo especial que es necesitado para aplicaciones donde el flujo de potencia requiere ser controlado en determinado punto. Una aplicación típica es una planta de generación de respaldo a una industria, pero que además, puede vender cierta cantidad de energía en un momento determinado. Con el control de importar/exportar la salida de la planta de generación es controlada para mantener un flujo constante de potencia en ese punto determinado. El punto de ajuste es fácilmente ingresado a la estación del operador en cualquier momento, así la planta puede ser utilizada de la manera más económica. Esto es ejemplo de un algoritmo que busca la operación óptima de la forma más económica de una planta de generación. Estos algoritmos son lo mas alto en la librería de los controles de alto nivel pero ellos mostraran como el sistema de automatización puede extender su área de aplicación para las plantas de generación. Con el uso de algoritmos especiales, el sistema de automatización de la planta de generación puede además soportar al sistema de controles primarios de forma óptima, dando estabilidad al sistema. La estabilidad es la sumatoria de una serie de factores y alcanzar los mejores resultados requiere de experiencia en muchas áreas. Es importante reconocer que un buen diseño de la planta muestra qué tan completo es el equipo antes que algunos puntos individuales.

3.7

SISTEMAS DE REGULACIÓN DE VOLTAJE

El regulador de voltaje suministra corriente de excitación DC a las líneas de campo de los polos de las escobillas. Este normalmente toma su potencia de operación de la salida de voltaje del generador y convierte esta potencia AC a corriente de excitación DC. Un regulador de voltaje entonces regula o controla la salida de voltaje AC del generador para sensar este voltaje, compartiendo esta señal con un diodo zener interno, permitiendo así ajustar la salida de corriente DC para el campo de excitación, de esta manera se mantiene un voltaje constante en el generador. El regulador de voltaje mantiene la salida de voltaje del generador casi constante (excepto durante las condiciones de transferencia de carga) durante condiciones de operación, incluido cambios en la carga, cambios en la temperatura ambiente y cambios en el campo de la resistencia de calefacción.



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Los reguladores de voltaje proveen típicamente 0.5% o 1% de la regulación de voltaje. Esta banda de regulación de voltaje es tanto en condiciones de carga como sin carga.

3.8

CONTROL DE FRECUENCIA

El control de frecuencia es un instrumento necesario cuando la operación de la planta se realiza con la disposición de 2 o más motores en paralelo. Este tipo de funcionamiento será descrito mas adelante, pero básicamente este control es necesario para poder efectuar la conexión de los grupos electrógenos en el momento preciso en el cual ellos se encuentran generando simultáneamente a la misma frecuencia. En la situación en donde se dispone un solo motogenerador, no es requerido un control de frecuencia pero si es importante utilizar medidores (frecuencímetros) para conocer las características de la generación que se está suministrando.

3.9

SISTEMAS DE ARRANQUE DE PLANTAS GENERADORAS

Existen dos tipos básicos de arranque: neumático y eléctrico. La opción del sistema depende de la disponibilidad de la energía, el espacio para el almacenamiento de energía y la facilidad de recarga de los bancos de energía. La capacidad de arranque se ve afectada principalmente por la temperatura ambiental y la viscosidad del aceite lubricante. A temperaturas frías requiere periodos de arranque más largos para producir temperaturas de encendido.

3.9.1 Arranque eléctrico. El arranque eléctrico es el más cómodo de usar, es el más económico y el más adaptable para control remoto y automatización. Este se lleva a cabo a partir de un banco de baterías que proporciona la energía suficiente con la rapidez necesaria para arrancar.



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FIGURA 3-18 Sistema de arranque eléctrico

3.9.2 Arranque neumático. El arranque neumático, ya sea manual o automático, es muy fiable. El par motor disponible de los motores neumáticos acelera el motor al doble de la velocidad de arranque en aproximadamente la mitad de tiempo requerido por los motores de arranque eléctrico.

Suministro de aire de planta Válvula de retención

Aire de arranque

Motor Generador

Motor de arranque

Compresor Motor

Motor

Engrasador Válvula de solenoide

Regulador

FIGURA 3-19 Esquema de arranque neumático



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3.10 TIPOS DE FUNCIONAMIENTO DE LAS PLANTAS DE GENERACIÓN En ciertas situaciones, es obligatorio el uso de más de un grupo electrógeno. En instalaciones críticas en las que la fuente de alimentación principal es un grupo electrógeno, se requiere energía de reserva. Se debe disponer de un segundo grupo capaz de asumir cargas críticas en caso de que falle el grupo principal y para usar durante los períodos de mantenimiento fijados por el grupo principal. Los casos en que la instalación de múltiples grupos demuestran ser más económicas son aquéllos en que se produce una gran variación de la carga durante el curso del día, de la semana, del mes o del año. Dicha variación es típica en plantas en las que la operación se lleva a cabo durante el día, ya que en las noches sólo hay cargas pequeñas. Cuanto más se aproxime un grupo a la carga plena, menor será el costo del kW. Normalmente los grupos electrógenos se conectan en paralelo para lograr su funcionamiento en conjunto.

3.11 LAS CENTRALES DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CON MOTORES DIESEL Se llama central diesel al conjunto de máquinas en el cual se realiza el proceso completo de transformación de la energía química del combustible en energía eléctrica. Está compuesta por uno o más grupos electrógenos y típicamente por los siguientes equipos auxiliares: −

Sistemas de arranque

−

Planta de lubricación y combustible

−

Planta de enfriamiento y ventilación

−

Circuito de descarga de gas

−

Sistemas de control y protección

Cuando la central funciona con combustible liviano, el sistema es más sencillo por lo que no requiere los equipos que tienen relación con el manejo del combustible. Según el tipo de funcionamiento la central puede ser sencilla, es decir que un solo grupo alimenta la red de distribución o en paralelo, en donde más grupos alimentan conjuntamente la red. Así mismo, según el tipo de control, la central puede ser: −

Manual: los grupos operan totalmente con mando manual, incluidos los sistemas de control

−

Semiautomática: los controles son insertados automáticamente y las demás operaciones se realizan con mando manual



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− Automática: los grupos operan con mando totalmente automático

Para la conformación de una central diesel, se deben tener en cuenta ciertos criterios que influyen en la selección de los grupos electrógenos, entre otros, son: −

Tipo de servicio: el servicio a suministrar puede ser continuo para generación sin limitación de tiempo, intermitente para generar determinadas horas del día o de emergencia, para operar hasta 300 horas por año.

−

Velocidad de rotación

−

Tipo de enfriamiento

−

Tipo de combustible: esta decisión es crítica debido a que el costo del combustible consumido es muy elevado y adicionalmente es necesario verificar la disponibilidad, características físico- químicas y la confiabilidad del suministro del mismo al lugar en donde se localizará la planta

−

Facilidad de mantenimiento

−

Tipo de arranque

−

Tipo de instalación: fija o móvil

−

Características ambientales del sitio de instalación: humedad relativa, temperatura ambiente, altura sobre el nivel del mar, etc.

La disposición de las plantas diesel varía de acuerdo con la potencia que se tenga instalada generando diversas variables que deben ser tenidas en cuenta, tales como: tipo de funcionamiento, tipo de combustible utilizado, la magnitud de los motores y tipo de control y regulación. Cuando se ha de instalar una planta diesel hasta de 2000 kW con un solo motor que utilice como combustible diesel, con radiador acoplado al motor como sistema de enfriamiento y arranque con batería, se puede encontrar una distribución de planta como la que se observa en la FIGURA 3-20. Cuando se presenta una planta de generación con dos o más grupos hasta de 2000 kW utilizando como combustible diesel, funcionando en paralelo, radiador acoplado al motor y sistema de arranque de baterías, su disposición típica es la que se puede observar en la FIGURA 3-21.



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1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. 8.

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Generador Motor Radiador Silenciador de gases de escape Fundación en concreto Tanque de combustible diario Baterías de arranque Tablero de mando y control

FIGURA 3-20 Instalación típica de un grupo electrógeno con sus accesorios

TK

Caseta de bombas Chimeneas

Bodega Motores

o t n e i m i n e t n a M e d s a n o Z

Taller Cuarto de Control

Cuarto Eléctrico

Transformadores

Subestación

FIGURA 3-21 Disposición típica de una planta con dos o más motores de hasta 2000 kW.



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Existen algunas poblaciones de mayor tamaño que requieren de una generación de mas de 2000 kW, allí se recomienda la utilización de un combustible más pesado que el diesel (por ejemplo Fuel Oil No 6), en este caso, la disposición típica de la planta se puede observar en la FIGURA 3-22. Estas plantas son más complejas debido a la necesidad del tratamiento del combustible con centrifugadoras y sistemas de calentamiento antes de la inyección al motor. Además requieren, en general, calderas de recuperación y centrifugadoras para el aceite lubricante.

TF Fuel Oil

TK Diesel

Planta contra incendio Caseta de Bombas Torre de enfriamiento

Filtro de aire

Conjunto de agua de motor

r e l l a T

Aceite

o t n l e i i O m l a t e n u e F l a C

Filtro de aire

Caldera

Conjunto de aceite

Aire comprimido

Planta de tratamiento de agua

Motor

Caldera

Conjunto de agua de motor Centrifuga aceite

e d a u s g e a r e o d t c e o y t n i u n j n o C

o t n e l i i O m a l t n e u e F l a C

Centrifuga aceite

Aceite

e d a u s g e a r e o d t c o e t y n i u n j n o C

Motor

Generador

l o o t r r e n l o b a c e T d

Conjunto de aceite

Generador

l o o t r r e n l o b a c e T d

Exitatriz

Exitatriz

a g e d o B Diesel de arranque

Laboratorio químico

Cuarto eléctrico

Transform. elevador

Transform. de servic.

Transform. elevador

Subestación

FIGURA 3-22 Disposición típica de una planta de más de 2000 kW a Fuel Oil No. 6

3.12 SISTEMAS QUE CONFORMAN UNA CENTRAL DE GENERACIÓN CON MOTORES DIESEL Debido a la mayor complejidad que presenta una planta con manejo de Fuel Oil No. 6 como combustible, se han tomado los sistemas y circuitos que típicamente la conforman para realizar su descripción. HAGLER BAILLY SERVICES


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Los sistemas que caracterizan este tipo de planta son:

3.12.1 Grupos electrógenos Los grupos electrógenos pueden estar conformados por dos o más motores diesel, ellos van acoplados a dos o más generadores por medio de junta elástica. Los motores están complementados con la utilización de turbocargador, regulador de velocidad y tablero de control local; los generadores tienen como sistemas adicionales la excitatríz y el tablero de protección y medidas.

3.12.2 Sistema de admisión aire de combustión. Este sistema es el encargado de manejar el aire que debe ser alimentado a los cilindros para la combustión. Este sistema está compuesto, como se observa en la FIGURA 3-23, por: filtro de aspiración de aire y tubería de conexión filtro / turbocargador. Filtro de aire

Turbocargadores

MOTOR

FIGURA 3-23 Sistema de admisión de aire de combustión

3.12.3 Sistema de aceite lubricante El manejo del lubricante que debe ser llevado hasta el exterior de los pistones para evitar su desgaste es realizado por este sistema, el cual está compuesto por: tanque de almacenamiento y bomba de transferencia (común a los grupos), bomba aceite, filtro automático, intercambiador, filtros de cartucho y depuradora centrífuga, tal como se observa en la FIGURA 3-24.



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Filtro de cartucho MOTOR

Refrigeración de aceite Filtro automático

M

M Bomba de carga

Centrifugadora de aceite

FIGURA 3-24 Sistema de aceite lubricante

3.12.4 Sistema de agua de enfriamiento del motor e inyectores Para el motor es de vital importancia mantener la temperatura adecuada de operación en sus diferentes componentes, y es crítico el manejo adecuado de la temperatura en las partes interiores del motor y en los inyectores, elementos sometidos a elevados esfuerzos térmicos. Este sistema es el encargado de mantener el suministro de agua a estos componentes de manera continua y adecuada. Está compuesto por: bomba de agua para el motor, intercambiadores, tanques de expansión y bomba de agua para inyectores (ver FIGURA 3-25).

Agua tratada

Tanque expansión Bomba agua de motor

MOTOR

Enfriador Agua del motor Tanque expansión

Bomba agua de inyectores

Enfriador Agua de inyectores

FIGURA 3-25 Sistema de agua de enfriamiento de motor e inyectores HAGLER BAILLY SERVICES


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3.12.5 Sistema de combustible Es el conjunto de todos los elementos que permiten el suministro del combustible hasta los inyectores para que constantemente se presente la combustión. Está compuesto por: tanque almacenamiento de fuel-oil, tanque almacenamiento diesel, bombas de carga y transferencia de combustible, centrifugadora para el tratamiento del fuel-oil, tanque de transferencia de combustible centrifugado para cada motor, tanque diario, tanque de mezcla, bombas de combustible, filtro final de cartucho y calentador a vapor (ver FIGURA 3-26). M Tanque de Diesel

Tanque de Fuel Oil Bomba de carga

Bomba de carga

M

Bomba de transferencia Tanque diario

Tanque de Transferencia Planta de tratamiento de combustible

Tanque diario

Tanque de mezcla M

Filtro

Bomba de inyección

MOTOR Calentador

FIGURA 3-26 Sistema de combustible

3.12.6 Sistema de gases de escape Este sistema lleva los gases de escape hasta una caldera de recuperación de calor en donde se permite, como su nombre lo indica, la recuperación de la energía remanente en los gases de escape para que sea aprovechada en la generación del vapor que puede ser requerido en otros sistemas para calentamiento, por ejemplo del combustible. En la FIGURA 3-27 se puede ver que está compuesto por: caldera de recuperación, silenciador, ductos y chimeneas.



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Chimenea

Silenciador

Caldera

Condensador

Cuerpo cilíndrico

i o l o r a t i e l r e O r n l r o i l r o i o i l d a d i e d l i a d e e d O a O p i e O d t e O a a u i l t l r m u F u l r l r e e n e o t u e q e u q . u u l e u p a p e p c n u e n f u e a n q a a F e s F a F a l T F D D n T n a C V a a r c t T

Tanque de condensado

MOTOR Bomba de circulación

Bomba de condensado

FIGURA 3-27 Sistema de gases de escape y vapor

3.12.7 Sistema de vapor Este sistema maneja el vapor que se produce en la caldera de re cuperación de calor y lo dispone de tal manera que permita el calentamiento del fuel oil, requisito indispensable para que este combustible pueda ser desplazado y además inyectado de forma adecuada (ver FIGURA 3-27). Está compuesto por. cuerpo cilíndrico, bombas de alimentación, bombas de circulación y condensador.

3.12.8 Sistema general de enfriamiento Este sistema permite llevar el agua que se ha utilizado en el proceso a una temperatura adecuada ya sea para ser recirculada al sistema (con torre de enfriamiento) o para ser liberada a un cuerpo de agua natural (con intercambiador). Cuando este sistema es dispuesto con torre de enfriamiento, este requiere además bombas de circulación (ver FIGURA 3-28). Cuando el sistema es configurado con intercambiador, adicionalmente se deben instalar bombas de circulación y tanque de expansión (ver FIGURA 3-29).



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Torre de enfriamiento

Agua de acueducto

Bomba de circulación Enfriador de agua de inyectores

Enfriador de aire de alimentación Enfriador de aceite lubricante Enfriador de agua de motor

FIGURA 3-28 Sistema general de enfriamiento con torre de enfriamiento

Tanque de expansión

Bomba de circulación Enfriador de agua de inyectores

Enfriador de aire de alimentación Enfriador de aceite lubricante Enfriador de agua de motor

Enfriador del agua del sistema con agua de río

FIGURA 3-29 Sistema general de enfriamiento con intercambiador

3.12.9 Sistema de aire comprimido Es un sistema común a los grupos que sean instalados tiene como función suministrar el aire para la instrumentación neumática de la planta y además para alimentar el aire necesario durante el arranque de los motores. Está compuesto, HAGLER BAILLY SERVICES


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como se puede apreciar en la FIGURA 3-30, por: grupo electrocompresor para aire instrumentación (7 bar), grupo electrocompresor para arranque motor (30 bar), grupo moto- compresor (30 bar) con diesel, cilindro para aire comprimido para arranque motor (por cada motor).

MOTOR Aire de instrumentación Secador de aire

Tanque

Cilindro de aire comprimido

Tanque

M E le ctr oc om pre so r

M

D Mo to co mp re so r

E le ctr oc om pr es or

FIGURA 3-30 Sistema de aire comprimido

3.12.10Equipos eléctricos Este sistema esta conformado por gran cantidad de equipos de diferentes tipos, los cuales deben manejar la energía generada, adecuándola a las condiciones especificadas a las que esta debe salir a las redes de distribución. Esta compuesto por: transformadores elevadores, subestación, transformador servicio auxiliar, tableros de carga y controles y banco de mando.

3.12.11Ventilación y acondicionamiento Este sistema está conformado por los sistemas de ventilación de la sala de máquinas y del cuarto eléctrico y el sistema de aire acondicionado para el cuarto de control y, si así se dispone, para las oficinas.

3.12.12Grupo electrógeno de arranque Este sistema es necesario en las plantas a Fuel oil, o en general en plantas de gran tamaño, para la generación de la energía que se requiere para el arranque de los motores de los equipos auxiliares. Esto debido a que si se utilizaran baterías, estas HAGLER BAILLY SERVICES


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serían de un tamaño y costo muy elevado. Este sistema esta conformado por un grupo diesel / generador de arranque y emergencia.

3.12.13Sistema de tratamiento de agua El agua que es requerida para la refrigeración de los diferentes equipos debe tener un tratamiento especial para que no cause problemas de corrosión, incrustaciones u otros inconvenientes en los diferentes circuitos. Además este sistema suministra el agua potable para la planta. Puede tener subsistemas para tratamiento de agua para motor y de agua contraincendio.

3.12.14Sistema contraincendio Su tamaño depende de la magnitud de la planta, como mínimo debe estar compuesto por: estación de bombeo (tanque, bombas y sistema de presurización), red de distribución, hidrantes internos (cajas contraincendio), hidrantes externos a columna, equipos automáticos de espuma para protección del tanque combustible y tambores de CO 2 para protección generadores.

3.12.15Laboratorio químico Es necesario realizar análisis constantes de las características de los combustibles y los lubricantes (principalmente en las plantas que manejan combustibles pesados). Para tal fin, es necesario disponer de diferentes aparatos para los análisis respectivos. Los implementos dispuestos en este laboratorio sirven para análisis de agua y de aceite combustible.

3.13 MANEJO DE LOS COMBUSTIBLES PARA LA GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA CON PLANTAS DIESEL Los motores Diesel pueden trabajar con combustibles derivados del petróleo tales como el Fuel Oíl No 2 (Llamado también Diesel o ACPM), el Fuel Oíl No 6 (llamado también combustóleo), mezclas de diferentes combustibles, gases y otros combustibles pesados. Cuando se opera con combustibles de viscosidad elevada se requiere un tratamiento completo de depuración, calentamiento y filtración antes de su inyección. En la actualidad existen restricciones ambientales que prohiben el uso de crudos y otros derivados del petróleo a partir del 1 de enero de 2001 si su contenido de azufre es superior al 1.7% en peso (Decreto 948 de 1995). De acuerdo con el catálogo de productos de Ecopetrol, existen algunos productos económicos que no HAGLER BAILLY SERVICES


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podrían ser utilizados por esta restricción. Sin embargo, es de tener en cuenta que si ellos no se ajustan a estas restricciones, existe la posibilidad de realizar mezclas que permitan que su contenido de azufre sea el justo para su utilización, es decir, se puede mezclar un combustible con bajo contenido de azufre con uno que, por si solo no pueda ser utilizado. Esto permitiría realizar el proceso de generación eléctrica a unos costos menores.

3.13.1 Tratamiento de combustibles El manejo que se le debe dar a cada uno de los combustibles es diferente. Por tal motivo, se menciona de manera genérica la descripción del manejo que se les debe dar en diversos tipos de motores haciendo énfasis en el fuel oil No. 6 y el crudo de castilla (o mezclas de ellos) por considerarlos posibles combustibles útiles en el caso colombiano en ZNI. A su vez, se han relacionado algunas características importantes que deben ser tenidas en cuenta para la selección de los equipos requeridos para los manejos específicos.

3.13.2 Motores de 4 tiempos de alta velocidad a diesel u otros combustibles livianos Los motores de 4 tiempos de alta velocidad son aptos para funcionar con combustibles destilados o con combustibles livianos. En la TABLA 3-4 se detallan las características de los combustibles para estos tipos de motores. TABLA 3-4 Características de los combustibles livianos para generación eléctrica DENOMINACIÓN DEL COMBUSTIBLE

ACPM (Fuel Oil No. 2)

Características

Unidad de medición

Valores mínimos

ASTM D 445

Viscosidad a 40º C

cSt

2

ASTM D 482

Cenizas

% (P/P)

0.01

ASTM D 95

Agua y sedimentos

% (V/V)

0.1

ASTM D 129

Azufre total

% (P/P)

0.6

ASTM D 97

Punto de fluidez

°C

4

Métodos de Análisis

Valores máximos 5.8

3.13.3 Motores de 4 tiempos de alta velocidad con combustible pesado Existen motores diseñados especialmente para funcionar con combustible pesado (viscosidad hasta 640 cSt a 50º C),el cual debe ser tratado con un aparato de HAGLER BAILLY SERVICES


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depuración adecuado. Las características del combustible antes del tratamiento se indican en la TABLA 3-5. TABLA 3-5 Características del Fuel Oil No 6 (Combustóleo) DENOMINACIÓN DEL COMBUSTIBLE Métodos de Análisis

Características Poder calorífico bruto (mínimo) Viscosidad a 50º C Agua Agua y sedimentos Azufre

ASTM D 240 ASTM D 445 ASTM D 95 ASTM 1796 ASTM D 129

Fuel oil No. 6

Unidad de medición

Valores máximos

Kj/Kg

42000

cSt % (V/V) % (V/V) % (P/P)

638 0.5 2 2.5

3.13.4 Motores de 4 tiempos de velocidad media con combustible pesado Los motores de 4 tiempos a velocidad media pueden funcionar con combustibles más pesados como el crudo de castilla (o mezclas que lo contengan). Estos combustibles deben ser tratados con un adecuado aparato de depuración. Las características de este tipo de combustible antes del tratamiento vienen citadas en la TABLA 3-6. TABLA 3-6 Características del Crudo de Castilla DENOMINACIÓN DEL COMBUSTIBLE Métodos de Análisis ASTM D 1298 ASTM D 445 ASTM D 445 ASTM D 4530 ASTM D 482 ASTM D 95 ASTM D 129

Características Densidad a 15º C Viscosidad a 40º C Viscosidad a 50° C Residuo Conradson Cenizas Agua Azufre

Crudo de Castilla Unidad de medición Kg/1 cSt cSt % (P/P) % (P/P) % (V/V) % (P/P)

Valores máximos 0.991 1360 668 14.1 0.8 1.0 2.2

3.13.5 Empleo de petróleo crudo El empleo de petróleos crudos como combustibles para los motores de 4 tiempos de alta y media velocidad, no está sujeto a limitaciones técnicas particulares (únicamente las ambientales), por lo anterior se extienden las indicaciones ya citadas para los otros combustibles. En consideración de las notables diferencias en las características y de la constitución particular de los crudos, cada crudo debe ser evaluado de manera HAGLER BAILLY SERVICES


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independiente para definir las características que deben ser tenidas en cuenta en la instalación de la planta. Las modalidades de tratamiento y depuración normalmente adoptadas, prevén la centrifugación mediante centrífugas presurizadas, provistas de un antideflagrante eléctrico, para cumplir con las normas de seguridad previstas con dichos productos, los cuales contienen cantidades variables de gases disueltos y fracciones livianas particularmente inflamables. Después de la centrifugación, en todo caso, los crudos deben filtrarse. En relación con la composición y, en particular, con el contenido de gomas que caracteriza a los crudos, reportando elevados puntos de escurrimiento, es necesario disponer un sistema de calefacción que permita mantenerlos a temperaturas de al menos 5ºC superiores al punto de escurrimiento, para la manipulación y la depuración. En lo que se refiere a las temperaturas de calefacción, para conseguir la viscosidad prescrita en las bombas de inyección. Dado que los crudos tienen composiciones muy distintas, pueden producirse diferencias a veces notables respecto a la relación viscosidad - temperatura citada anteriormente, por lo tanto es oportuno efectuar una evaluación caso por caso.

3.13.6 Empleo de combustible emulsionado con agua Las leyes ambientales adoptadas en los países industrializados, para los motores estacionarios, obligan el respeto de los límites establecidos para la descarga de los inquinantes sólidos y gaseosos en el aire. En particular, en la utilización de combustibles emulsionandos con agua, se ha demostrado una medida eficaz para reducir los óxidos de nitrógeno (NOx); el empleo de emulsionantes mejora la combustión, y por consiguiente reduce el ensuciamiento de la cámara de combustión. En la FIGURA 3-31 se presentan las temperaturas a las que debe calentarse el combustible antes de las bombas de inyección, para llevar su viscosidad a 10 cSt (1,8ºE, 52 seg. Rdw. 1). La tolerancia máxima, admitida en la regulación de la temperatura, es de + 5ºC.



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170 160 150 140 130 ) C ° ( 120 a r u t 110 a r e p m100 e T

90 80 70 60 50 0

50

10 0

150

200

250

30 0

350

400

450

500

550

600

65 0

700

750

800

Viscosidad (ce ntistokes) ntistokes)

FIGURA 3-31 Temperaturas de calefacción de los aceites lubricantes

3.14 COMBUSTIBLES ALTERNOS TECNOLOGÍA TECNOLOGÍA DIESEL

PARA

LA

GENERACIÓN

CON

3.14.1 Motores a combustible dual (dual (dual fuel) Un motor del tipo dual fuel, está en la capacidad de quemar combustible liquido o gaseoso como combustible primario sin requerir ser apagado para el cambio de uno a otro. El modo de operación de los motores diesel convencionales permanecerá intacto, como si solo se utilizara combustible líquido. En la operación con gas, el combustible primario es gaseoso mas una pequeña cantidad de combustible líquido para el arranque. Un motor a dual fuel tiene la misma relación de compresión que un motor diesel típico, 11:1 con turbocargador. Las diferencias principales de estos motores con los convencionales son la adición de sellos de seguridad en los pistones para el manejo de combustibles gaseosos, cambios en los controles de seguridad, las bombas del sistema de inyección, el sistema de admisión de gas y controles de relación aire combustible. El selector de combustible (diesel/dual) está dispuesto para manejar el sistema de combustible de arranque y el de combustible gaseoso sin presentar fallas ante este cambio. HAGLER BAILLY SERVICES


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Debido a que el manejo del combustible gaseoso requiere de unas medidas de seguridad más rigurosas, se dispone típicamente de una válvula de corte de suministro montada sobre el motor. Esta válvula se cierra en cualquiera de las siguientes circunstancias: −

Baja presión del aceite lubricante

−

Baja presión del suministro de combustible

−

Disparo del mecanismo de sobrevelocidad

−

El botón de control es movido a la posición "PARADA"

−

Temperatura inadecuada del aire alimentado al turbocargador (rango adecuado de 40°-60°C).

−

Baja frecuencia del sistema

−

Señal eléctrica anormal del sistema de monitoreo del motor

−

Baja presión del aire de control

Estos motores siempre son arrancados con combustible líquido y se pueden realizar varios giros antes de que el selector de combustible cambie a gas. Es necesario hacer funcionar el turbocargador el tiempo suficiente para colocar la temperatura del aire de admisión dentro del rango adecuado antes del cambio a combustible gaseoso. En caso de ser requerido, el motor puede ser cambiado manualmente en cualquier momento a uso de die sel. El selector de combustible es muy flexible en la relación de ajuste permitiendo la rotación constante del gobernador de velocidad frente a diversas cargas del motor, ya sea con diesel o con gas. Este ajuste es necesario para asegurar el mínimo cambio en la carga y velocidad del motor cuando existan los cambios de combustible. En la FIGURA 3-32 se pueden observar dos series diferentes de motores marca Ruston, el motor de la derecha genera 2 MW y los motores de la izquierda dispuestos en paralelo, generan conjuntamente 3.2 MW. Algunos de los fabricantes que en la actualidad están comercializando motores a combustible dual se han relacionado en la TABLA 3-7. Se pueden apreciar en orden de potencia, es decir, desde el motor más pequeño hasta el de mayor capacidad.



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FIGURA 3-32 Motores a combustible dual marca Ruston

Es importante conocer y tener en cuenta que la tecnología diesel también permite la utilización de gas para su combustión, en aquellas localidades de las ZNI donde existiera gas disponible para tales efectos. Esto puede llegar a ser tan determinante en el desarrollo local, que podría lograr que los comercializadores del gas se interesaran por llevarlo hasta estas localidades ante una demanda muy atractiva: la de la generación sumada a la de la misma localidad. TABLA 3-7 Fabricantes y comercializadores de motores a combustible dual FABRICANTE

DMS Diesel Motoren/ UND DMS Diesel Motoren/ UND DMS Diesel Motoren/ UND Anglo Belgian Corporation Tatra A.S. Superior CKD Hradec Králové, A.S. SEMT Pielstick Coltec Industries Energy Conversions Inc. Ruston Diesels Deutz MWM CKD Hradec Králové, A.S. Niigata Engineering


MODELO

MF-RTA-G MF-RTA-P MF-RTA-A DXD 40 27.5 A PA4-185VG OP 38 645 RKG Series 440B/441B S 350 PA5-DF

RANGO DE POTENCIA (Kw)

88 105 113 138 170 325 420 444 478 597 600 620 735 882

132 132 160 138 275 705 735 2214 3288 2980 2626 1650 1290 2647


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TABLA 3-7 Continuación FABRICANTE

CKD Hradec Králové, A.S. General Motors Corporation SEMT Pielstick Superior Superior Wartsila Diesel Energy Conversions Inc. Superior Blackstone Superior SEMT Pielstick Wartsila Diesel Niigata Engineering Wartsila Diesel Coltec Industries

MODELO

27.5 B8 567DF PA5 40 LSB 32GD 16-710 LSVB K Major KSV PC2.5/PC2.6 CR26GD PC2-5DF 46GD PC 2.5


1050 1075 1100 1160 1200 1480 1680 1800 2160 2230 2364 2500 2647 3620 5820

2760 1075 3960 1640 2600 7380 3205 6500 7786 6400 8604 2500 7943 16290 8730

3.14.2 Motores a gas En este tipo de motores, la necesidad de una cámara de precombustión fue reconocida y una bujía fue diseñada para reemplazar la boquilla de inyección de combustible utilizada en motores a combustible dual. Además, mediante la utilización de una celda de ignición independiente, donde una mezcla ideal puede mantenerse cerca de la bujía, la combustión continua es alcanzada con una mezcla de carga más pobre lo que conlleva a una economía en combustible y unos niveles de contaminación más bajos en los gases de escape. Estos motores pueden ser turbocargados o pueden tener la facilidad de limpiar los gases. A continuación se describen estos últimos, debido a que la configuración de los motores turbocargados es básicamente similar a los turbocargados y enfriados (con intercooler) convencionales. La admisión del combustible está controlada por una válvula de cheque que se abre durante la salida de gases de los cilindros y se cierra durante la carrera de compresión. La admisión de gas limpia la celda y suministra una mezcla de ignición a la bujía. Debido a las elevadas temperaturas de operación que debe soportar, la celda es enfriada por un flujo de agua del sistema de enfriamiento de las camisas. Puesto que la relación aire combustible en la cámara de combustión principal es fundamental para el desempeño del motor y para mantener la repetibilidad de la ignición, en el motor a gas se incorpora un sistema neumático para controlar de HAGLER BAILLY SERVICES


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manera confiable la relación entre el flujo de aire de limpieza y el flujo de combustible. Adicionalmente, el sistema ha sido adecuado con los elementos necesarios que permiten la operación óptima de la máquina si se llegan a presentar cambios en el poder calorífico del combustible que se está suministrando. En este tipo de motores cuando se ha establecido la relación aire combustible adecuada, los controles de la celda de gas pueden ser ajustados de tal forma que se pueda mantener una presión óptima de suministro a la misma garantizando la mezcla ideal de ignición a todas las velocidades y torques del motor. Uno de los beneficios del sistema de ignición con celda es la rápida propagación de la llama, factor que permite operar con ignición relativamente retardada manteniendo la alta eficiencia térmica del ciclo. El efecto de la rápida propagación de la llama y las bajas presiones pico de combustión conlleva a una mayor vida útil de las piezas. Para aumentar la vida útil de las bujías y los intervalos de servicio de las válvulas de las celdas de admisión, se utiliza el monitoreo de la temperatura de los gases de escape y de algunos otros componentes. Con este monitoreo se puede detectar la no combustión en una de las celdas antes de que esto se presente en un cilindro completo y así se afecte el buen desempeño del motor. En la siguiente figura, se puede observar un motor diesel a gas de la firma Wartsila. En él se puede apreciar que el motor se encuentra totalmente sellado para garantizar la óptima y segura operación manejando un combustible gaseoso.

FIGURA 3-33 Motor Wartsila a gas

En la TABLA 3-8 se pueden apreciar otros fabricantes y los diferentes rangos en los cuales se pueden encontrar estos motores.



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TABLA 3-8 Fabricantes de motores diesel a gas FABRICANTE


Ajax

3.5

5593

Cooper Cameron Arrow Specialty

3.5 3.7

600 115.6

Ford Motor Company Dorman Diesels

15 19

147 840

19.4

29.8

Hercules Engine Caterpillar

28 30

168 3506

Cummins Engine Company Deere Power Systems

50 50

552 149

Deutz MWM Wartsila Diesel

68 275

3620 5670

Jenbacher Energiesystem AG

291

1601

Superior

373

6400

CKD Hradec Králové, A.S. Coltec Industries

420 478

2760 3288

Fincatieri S.P.A. Skoda Diesel

484 618

3300 1300

Cooper Bessemer

671

5966

Niigata Engineering Dresser Rand

810 817

5181 7608

Gemini Engine Company

3.15 DISPONIBILIDAD DE LAS PLANTAS DIESEL PARA CARGAS BASE La disponibilidad es reconocida desde hace mucho tiempo como factor primordial de desempeño de las plantas de generación de energía. El Tiempo Neto entre Fallas es el periodo durante el cual determinado sistema o equipo funciona satisfactoriamente antes de fallar. Este parámetro es una medida cuantitativa de la confiabilidad. La confiabilidad, la cual está íntimamente relacionada con la disponibilidad, es el producto más importante en el mercado de plantas diesel. La disponibilidad sirve, adicionalmente, como una herramienta para el mejoramiento continuo en la producción de energía. Basándose en las gráficas de disponibilidad obtenidas de plantas en operación, es posible encontrar los picos de carga en la operación para sugerir la planeación de nuevas plantas.



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Debido a que la disponibilidad no es un concepto simple o bien definido es necesario clarificarla y estandarizarla.

3.15.1 Definición de disponibilidad Utilizando algunas fórmulas es posible calcular valores numéricos para la disponibilidad. La disponibilidad puede ser adicionalmente calculada mediante el sistema MaMa (Manejo de la Maquinaria) desarrollado especialmente para motores diesel. Actualmente existen sistemas de monitoreo que incluyen el cálculo automático de la disponibilidad. Se han creado muchos métodos para definir y calcular la disponibilidad sustentados en el hecho de diferentes diseños de plantas. El hecho de que estos métodos sean diferentes no significa que algunos de ellos estén errados. Esto simplemente significa que se calculan teniendo en cuenta diferentes aspectos. A continuación se presentan diferentes métodos usados en la industria de la generación para el cálculo de la disponibilidad. Disponibilidad Bruta − Disponibilidad Real − Disponibilidad Garantizada −

Para efectos de convención, en este capítulo las cantidades son escritas en cursiva, por ejemplo, tiempo de operación y las unidades son escritas dentro de paréntesis cuadrados, por ejemplo [h]. Para facilitar el entendimiento de las diferentes cantidades que se utilizan para los cálculos de disponibilidad, en la Tradicionalmente la disponibilidad bruta se calcula con horas por periodo, por ejemplo días calendario. En forma más simple, se debe restar el número de horas de salidas del número de horas en un año (8760). Este además puede ser dado como un porcentaje o como un numero menor de 1. TABLA 3-9 se relacionan las abreviaturas comúnmente utilizadas.

3.15.2 Disponibilidad bruta La disponibilidad bruta considera el sistema completo de producción de energía desde el suministro de combustible hasta las líneas de transmisión sin hacer ninguna distinción. La disponibilidad bruta es tan fácil de calcular como lo es la obtención de los datos para su cálculo. Sin embargo, este método provee, como su nombre lo indica, datos "brutos", los cuales no son muy utilizados en el mejoramiento de la producción de energía.



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Tradicionalmente la disponibilidad bruta se calcula con horas por periodo, por ejemplo días calendario. En forma más simple, se debe restar el número de horas de salidas del número de horas en un año (8760). Este además puede ser dado como un porcentaje o como un numero menor de 1. TABLA 3-9 Expresiones y sus abreviaturas comúnmente utilizadas en cálculos de disponibilidad. DA FD AI FC DE FDE CESF TOE EP SF FSF HSF CSF TSF TMP PME FMS HSM TMF MWh

Disponibilidad Actual Factor de Disponibilidad Arranques Intentados

DG UNR TOPD C Factor de Capacidad PD Disponibilidad Equivalente EPP Factor de Disponibilidad Equivalente HP Cantidad Equivalente de Salidas HPS Forzadas

Disponibilidad Garantizada Unidades no Relacionadas Tiempo de Operación a Potencia diferente de cero Porcentaje de Disponibilidad Energía Posiblemente Producible Horas de Periodo Horas Parciales de Salida

Tiempo de Operación Esperada Energía Producida Salidas Forzadas Factor de Salidas Forzadas Horas de Salida Forzadas Cantidad de Salidas Forzadas Tiempo de Salidas Forzadas Tiempo Medio de Parada Potencia Máxima Efectiva Factor Medio de Salida Horas de Salida para Mantenimiento Tiempo Medio entre Fallas MWh Generados

Porcentaje de Confiabilidad Disponibilidad Bruta Horas de Operación Potencia de Salida Horas Reservadas para Paradas Factor de Servicio Horas de Servicio Horas de Salidas Mayores Confiabilidad Inicial Arranques Exitosos Energía Producible Teóricamente Horas Indisponibles

PC DB HO PS HRP FS HS HSM CI AE EPT HI

La formula para su calculo se presenta a continuación. Disponibil idad Bruta =

Horas de periodo [h] - Horas de salidas [h] H oras de Periodo[h]

*100%

El tiempo de salidas está definido como "el tiempo en que las unidades no están disponibles como resultado de una salida". Sin embargo, esto no significa que el motor se encuentra trabajando, especialmente cuando se trata de ajustes de emergencia al generador. Es así como, una unidad con una cantidad baja de salidas y un corto tiempo de operación, puede tener una buena disponibilidad, ya que este calculo se realiza de acuerdo con el tiempo por periodo. Esto tiene sentido para unidades de carga base, donde se espera que exista la operación constante y en cualquier salida forzada inmediatamente se detiene la producción de potencia. HAGLER BAILLY SERVICES


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Adicionalmente, la disponibilidad basada en cálculos de horas por periodo son típicas para plantas hidroeléctricas y grandes plantas a vapor, las cuales no deben ser detenidas a menos de que exista un problema mayor. Las plantas de generación diesel pueden ser detenidas e iniciadas rápidamente, ya sea a propósito o por determinadas circunstancias. En cualquier caso, una apagada no es igual a una salida. Por lo tanto, se recomienda no utilizar cálculos de disponibilidad bruta en el cálculo de la disponibilidad.

3.15.3 Disponibilidad real La disponibilidad real se entiende en dos sentidos. En primer lugar, la disponibilidad real excluye las pérdidas de producción debidas a causas externas como por ejemplo, apagones generales, fallas en las líneas de transmisión o falta de suministro de combustible. Sin embargo, requiere fraccionar la planta en sistemas funcionales. Todos los motores diesel reunidos conformaran un sistema funcional, el sistema de generación otro, etc. (FIGURA 3-34). Sistema de Generación

Sistema de Combustible

Generadores Sistema de Refrigeración

FIGURA 3-34 Principales unidades funcionales de una planta de generación

La disponibilidad de estas unidades, asumiendo que los servicios de las otras unidades funcionales están operativos, es la disponibilidad real. Por otras razones sería aconsejable dividir el sistema de generación en grupos de generadores. Esto finalmente entrega dos disponibilidades reales, la disponibilidad real de la unidad y la disponibilidad real del sistema. En segundo lugar, la disponibilidad real es contada únicamente en horas rodando, algunas veces se denomina Horas de Servicio (HS). Esta aproximación fue utilizada por C I Power Services en el "Estudio de desempeño de plantas diesel" para Banco Mundial. "El índice de salidas forzadas se define como las horas de salidas forzadas dividido por la suma de las horas de operación mas las horas de salidas forzadas".



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Nótese que este calculo está basado en horas de servicio y que el Banco Mundial mantiene el concepto de calcular la disponibilidad en tiempo de operación. Esta aproximación del Banco Mundial hace que se obtengan valores pesimistas en motores de stand-by. Como consecuencia, es recomendable utilizar esta fórmula para motores de carga base. En los casos en donde se estudia la producción con bajo consumo de energía, la bibliografía recomienda utilizar la disponibilidad real. La fórmula para su calculo se presenta a continuación. Disponibil idad Re al =

Tiempo operación[h] Tiempo operación[h] + Tiempo paradaimprevista[h] + Tiempo parada planeada[h]

*100%

3.15.4 Disponibilidad garantizada Las salidas normalmente se dividen en dos clases: Salidas forzadas − Salidas planeadas −

Las salidas planeadas son principalmente un resultado de operaciones de mantenimiento y otras razones como la inexistencia de demanda durante largos periodos de tiempo. Normalmente, ambos tipos de salidas son incluidos. Sin embargo, existe un tipo de disponibilidad llamada garantizada, la cual excluye las salidas debidas a mantenimiento planeado. Tradicionalmente, la disponibilidad garantizada es calculada para plantas a vapor. Debido a que las calderas, en estas plantas, tienen periodos de mantenimiento por periodos de un mes o más. Para los motores diesel y las plantas de turbinas a gas, la disponibilidad garantizada no tiene el mismo sentido. Una de las razones es que el tiempo de las salidas por mantenimiento planeado distingue al motor mas confiable de los demás. La formula para disponibilidad garantizada es la siguiente: Disponibil idad Garantizada =

Horas de operación(o periodo) [h] Horas de operación(o periodo) [h] + Tiempo parada forzadas[h]

*100%

Nótese que la disponibilidad garantizada es calculada alternativamente en tiempo de operación o periodo de operación. A diferencia de las plantas hidroeléctricas y a vapor, la disponibilidad garantizada puede ser utilizada para plantas en stand-by. Las paradas forzadas son las únicas tenidas en cuenta.



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3.15.5 Cálculos Como ejemplo de la diferencia entre disponibilidad bruta y real en números, se toma una planta con dos generadores 6 TM 410. Los datos de operación y los cálculos siguientes se muestran en la FIGURA 3-35 . 1992

Tiempo de operación Tiempo de paradas Tiempo de ciclo

= 12.289 h = 1.415 h = 17.520h

Disponibilidad Bruta

= (17520 - 1415)/17520 = 91,92% = 12289/(12.289 + 1415) = 98,67%

Disponibilidad Real

1995

Tiempo de operación Tiempo de paradas Tiempo de ciclo

= 16.692 h = 828 h = 17.520h

Disponibilidad Bruta

= (17520 - 828)/17520 = 95,27% = 16.692/(16.692 + 828) = 95.27%

Disponibilidad Real

FIGURA 3-35 Diferencias en el calculo de disponibilidad bruta y real

Como se puede apreciar, las fórmulas dan resultados diferentes para 1992. Para 1995 las fórmulas dan el mismo resultado porque los motores siempre estuvieron operando cuando estuvieron disponibles y las HS (Horas de Servicio) fueron iguales a las horas del periodo (HP). El cálculo basado en las horas en operación o disponibilidad real para los años 1.992 y 1.995 respectivamente son 98.67% y 95.27%, los cuales se pueden comparar con los resultados obtenidos (91.92% y 95.27%) de la disponibilidad bruta para los mismos años.

3.15.6 El factor de capacidad (FC) La capacidad es definida por la fórmula incluida en la FIGURA 3-36. La disponibilidad y la capacidad van relacionadas. Tomando una mayor capacidad podría significar menor disponibilidad, especialmente si la capacidad adicional se produce mediante la operación de los motores en sobrecarga constantemente.



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Factor de Capacidad=

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Energía Producida [MWh] Periodo de Tiempo [h] * Energía Generada [MW]

1.200 1.000

o e t 0.800 a r r e D e 0.600 d r o t c a 0.400 F 0.200 0.000

0

20 40 Temperatura Ambiente (°C)

60

FIGURA 3-36 Fórmula para la capacidad y factores de derrateo para motores diesel

Si dos plantas de generación tienen el mismo factor de capacidad esto no significa necesariamente que las dos proveen el mismo tipo de servicio. En los dos casos siguientes se puede observar esta diferencia: •

Caso 1

Con el objetivo de lograr una operación lo más rentable posible debe examinarse adecuadamente los niveles de redundancia. En una planta de generación con n motores raramente todos los motores salen de operación para mantenimiento simultáneamente; en general, están disponibles la mayor parte del tiempo. Las preguntas clave son cuantas horas por año, en promedio, se puede estimar que todos los motores estarán disponibles: Una respuesta a estas preguntas se puede basar en el conocimiento del motor y los cálculos de probabilidad. Se puede decir que basándose en cálculos netamente probabilísticos se llegan a obtener valores pesimistas. En la práctica, la disponibilidad de una planta con muchos motores (11) raramente baja de 85%. Los cálculos de disponibilidad se afectan de manera importante por la configuración de la redundancia de la planta. De acuerdo con lo anterior, la redundancia puede ser una buena inversión para elevados recargos económicos (multas por ejemplo) por reducciones en la disponibilidad de la capacidad •

Caso 2

Cuando el Factor de Carga (FC) se ubica sobre una escala móvil, la falla de una unidad no tiene un impacto tan grande económico como en el caso 1. Sin embargo, HAGLER BAILLY SERVICES


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tener un mayor número de motores es una ventaja debido a que minimiza el riesgo de una salida total de la planta. Si por ejemplo, en una planta de generación diesel, se disponen 10 grupos electrógenos, la salida de un motor baja el FC únicamente el 10%.

3.15.7 Sistemas de monitoreo, diagnóstico y mantenimiento planeado Estos sistemas tienen un impacto grande sobre el Tiempo de Salidas Forzadas y el Tiempo de Salidas Planeadas. Los sistemas de monitoreo evitan fallas catastróficas que pueden ser debidas, por ejemplo, por agua de enfriamiento contaminada o pobremente tratada, combustible o aceite lubricante. Otro impacto del sistema de diagnóstico es su habilidad de informar con precisión los operadores hacia donde deben ser dirigidas las acciones de mantenimiento lo cual permite disminuir el Tiempo de Salidas. Los sistemas de monitoreo en combinación con sistemas de diagnóstico y mantenimiento planeado permiten la utilización de tecnología moderna para minimizar el tiempo de salidas forzadas. En conclusión se puede decir que, la disponibilidad es la herramienta más importante para evaluar la credibilidad de una planta de generación. La evaluación y proceso de toma de decisiones puede proceder entonces en manera ordenada. Como consecuencia, se tienen buenos fundamentos para proyectar y operar plantas de generación diesel con disponibilidad real satisfactoria.

3.16 COSTOS Existen diversos costos que deben tenerse en cuenta al realizar la evaluación de distintas alternativas de generación con tecnología diesel, estos se han relacionado a continuación.

3.16.1 Cálculo del costo del combustible Costo de Combustible (CC): El costo derivado por consumo de combustible esta dado por: CC ($/kwh) = CE C x CC Donde: CEC =

Consumo Específico de Combustible (kg/kWh).

CC =

Costo de kg de Combustible en el sitio ($/kg).



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3.16.2 Cálculo del costo del lubricante Costo de Lubricante (CL): El costo derivado por consumo de lubricante esta dado por: CL ($/kWh) = CE L x CL Donde: CEL =

Consumo Específico de Lubricante (kg/kWh).

CL =

Costo de Lubricante en el sitio ($/kg).

3.16.3 Cálculo de los costos operativos Costos Operativos (CO): Es del orden del 10% de la suma de los costos por consumo de combustible y lubricante. CO = 0,1 x (CC + CL)

3.16.4 Cálculo de los costos totales de operación Los costos totales de operación están dados por la siguiente ecuación: CT ($/kWh) = CC + CL + CO Reemplazando se tiene: CT ($/kWh) = 1.1 (CE C *x CC+ CEL x CL)

(1)

Aplicación del cálculo de los costos totales de operación: Si se asumen los siguientes valores: TABLA 3-10 Densidad de los combustibles utilizados en generación diesel Combustible ACPM FUEL OÍL No. 6 LUBRICANTE

Densidad kg/l 0,847 0,910 0,950

Densidad kg/gal 3,20 3,44 3,59

Asumiendo 1 galón = 3,78 litros y con los siguientes consumos específicos por rango: HAGLER BAILLY SERVICES


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•

•

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CEC =

CEL =

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0,240 kg / kWh

(Hasta 400 kW).

0,220 kg / kWh

(de 500 kW hasta 1200 kW)

0,200 kg / KWh

(de 1500 kW hasta 5000 kW)

0,0044 kg / kWh

(Hasta 2.000 kW).

0,0020 kg / kWh

(de 2.500 kW hasta 5.000 kW)

Aplicando estos valores a la ecuación (1), se tiene: •

Motores hasta 400 kW CT ($ / kWh) = 0,264 (C C) + 0,0048 (CL)

•

Motores de 500 kW hasta 1.200 kW CT ($ / kWh) = 0,242 (C C) + 0,0048 (CL)

•

Motores de 1.500 kW hasta 2.000 kW CT ($ / kWh) = 0,220 (C C) + 0,0048 (CL)

•

Motores de 2.500 kW hasta 5.000 kW CT ($ / kWh) = 0,220 (C C) + 0,0022 (CL)

Teniendo en cuenta que el precio por galón del combustible y del lubricante es diferente dependiendo de la ubicación de la localidad dentro del Territorio Nacional. Se asumen los siguientes valores en pesos del año 2000 y aplicando las densidades presentadas en la siguiente tabla: TABLA 3-11 Costos de los combustibles utilizados en generación diesel Combustible ACPM FUEL OÍL No. 6 LUBRICANTE

Costo $/ gal 2.000 700 10.000

Costo $/ kg 625 203 2.784

Se obtienen finalmente los costos totales de operación:



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Hasta 400 kW CT = 0,264 x 625 + 0,0048 x 2.907 = 178,39 $/kWh

De 500 kW hasta 1.200 kW CT = 0,264 x 625 + 0,0048 x 2.907 = 164,65 $/kWh

De 1.500 kW hasta 2.000 kW CT = 0,220 x 625 + 0,0048 x 2.907 = 150,91 $/kWh

De 2.500 kW hasta 5.000 kW CT = 0,220 x 195 + 0,0022 x 2.907 = 50,90 $/kWh

3.16.5 Cálculo de los costos de mantenimiento El costo de mantenimiento (CM) está determinado como un porcentaje del costo de depreciación del grupo así: CM ($ / kWh) = 0.45 x Costo de depreciación Donde: Costo por depreciación ($/kWh) = Valor planta / Generación total Generación total (kWh) = Potencia x Vida útil

Vida útil de los grupos electrógenos: La vida útil de un grupo depende de la forma de operación y de las prácticas de mantenimiento aplicadas. Aunque se sabe que este es un gran problema en las ZNI colombianas, se asumen los siguientes valores para efectos de estos cálculos. 1) 20.000 horas por motores hasta

2.000 kW.

2) 60.000 horas por motores de capacidad superior. Con base en esta información, para cada potencia se calcula la generación total esperada. Mediante un análisis de precios de mercado se calcula el valor CIF Bogotá de cada planta, utilizando una tasa de cambio de $2.000/US. Finalmente se calcula la depreciación y el costo de mantenimiento por cada valor de potencia. HAGLER BAILLY SERVICES


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TABLA 3-12 Cálculo de los costos de mantenimiento para plantas diesel kW Nom

Generación Total kWh

4 7 11 15 20 25 30 35 40 50 55 75 115 150 200 250 300 350 400 500 600 700 800 900 1.000 1.200 1.500 2.000 2.500 3.000 3.500 4.000 5.000

80.000 140.000 220.000 300.000 400.000 500.000 600.000 700.000 800.000 1.000.000 1.100.000 1.500.000 2.300.000 3.000.000 4.000.000 5.000.000 6.000.000 7.000.000 8.000.000 10.000.000 12.000.000 14.000.000 16.000.000 18.000.000 20.000.000 24.000.000 30.000.000 40.000.000 150.000.000 180.000.000 210.000.000 240.000.000 300.000.000

Valor Planta $ 11.000.000 12.000.000 13.800.000 15.000.000 18.400.000 19.000.000 20.000.000 20.400.000 20.600.000 23.000.000 24.000.000 27.000.000 40.000.000 50.000.000 56.000.000 60.000.000 70.000.000 82.000.000 110.000.000 156.000.000 174.000.000 200.000.000 240.000.000 296.000.000 340.000.000 392.000.000 580.000.000 700.000.000 3.000.000.000 3.900.000.000 4.550.000.000 5.200.000.000 6.500.000.000

Depreciación $ / kWh 137.5 85.7 62.7 50.0 46.0 38.0 33.3 29.0 25.7 23.0 21.8 18.0 17.4 16.6 14.0 12.0 11.6 11.7 13.7 15.6 14.5 14.3 15.0 16.4 17.0 16.3 19.3 17.5 20.0 21.6 21.6 21.6 21.6

Mantenimiento $ / kWh 61.8 38.5 28.2 22.5 20.7 17.1 14.9 13.0 11.5 10.3 9.8 8.1 7.8 7.5 6.3 5.4 5.2 5.2 6.1 7.0 6.5 6.4 6.7 7.3 7.6 7.3 8.7 7.8 9.0 9.7 9.7 9.7 9.7

Se consideró utilizar ACPM para motores hasta de 2.000 kW. Para potencias superiores se utilizó Fuel Oïl No. 6

En la TABLA 3-13 se presentan los costos de suministro, de inversión, de operación y de mantenimiento de los grupos electrógenos para un rango de capacidad de 4 kW hasta 5000 kW. La columna kW Nom: Indica la potencia nominal de los grupos electrógenos. − Velocidad (RPM): Para rangos de potencias se consideraron las velocidades más apropiadas. − Costo Grupo: Es una medida de los costos de mercado (CIF Bogotá). −



C 3-63 de 63


−

DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Inversión: Es el costo del grupo incluido el montaje, la obra civil, la casa de máquinas y todos los equipos y maquinarias necesarios para el funcionamiento del grupo generador.

Se consideraron todos los grupos para un servicio continuo TABLA 3-13 Costos plantas Diesel kW Nom

Velocidad rpm

Costo grupo USD

Inversión USD

4 7 11 15 20 25 30 35 40 50 55 75 115 150 200 250 250 300 300 350 350 400 400 500 500 600 600 600 700 700 700 800 800 800 900 900 900 1,000 1,000

1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,800 1,200 1,800 1,200 1,800 1,200 1,800 1,200 1,800 1,200 1,800 900 1,200 1,800 900 1,200 1,800 900 1,200 1,800 900 1,200 1,800 900 1,200

5,500 6,000 6,900 7,500 9,200 9,500 10,000 10,200 10,300 11,500 12,000 13,500 20,000 25,000 28,000 37,500 30,000 44,000 35,000 52,000 41,000 69,000 55,000 98,000 78,000 140,000 109,000 87,000 156,000 125,000 100,000 180,000 150,000 120,000 230,000 185,000 148,000 265,000 212,000

8,250 9,000 10,350 11,250 13,800 14,250 15,000 15,300 15,450 17,250 18,000 20,250 30,000 37,500 42,000 56,250 45,000 66,000 52,500 78,000 61,500 103,500 82,500 147,000 117,000 210,000 163,500 130,500 234,000 187,500 150,000 270,000 225,000 180,000 345,000 277,500 222,000 397,500 318,000


USD/kW Costo específico 2,063 1,286 941 750 690 570 500 437 386 345 327 270 261 250 210 225 180 220 175 223 176 259 206 294 234 350 273 218 334 268 214 338 281 225 383 308 247 398 318

Costo Operación $/kWh 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 178.39 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65 164.65

Costo Mantenimiento $/kWh 61.88 38.57 28.23 22.50 20.70 17.10 15.00 13.11 11.59 10.35 9.82 8.10 7.83 7.50 6.30 6.75 5.40 6.60 5.25 6.69 5.27 7.76 6.19 8.82 7.02 10.50 8.18 6.53 10.03 8.04 6.43 10.13 8.44 6.75 11.50 9.25 7.40 11.93 9.54

Tipo Combustible ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM


C 3-64 de 64


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-13 Continuación kW Nom 1,000 1,200 1,200 1,200 1,500 1,500 1,500 2,000 2,000 2,000 2,500 2,500 2,500 3,000 3,000 3,000 3,500 3,500 4,000 4,000 5,000 5,000

Velocidad rpm

Costo grupo USD

Inversión USD

1,800 900 1,200 1,800 900 1,200 1,800 900 1,200 1,800 720 900 1,200 720 900 1,200 720 900 720 900 720 900

170,000 305,000 245,000 196,000 450,000 360,000 290,000 540,000 430,000 350,000 1,500,000 1,300,000 1,100,000 1,950,000 1,750,000 1,500,000 2,250,000 2,000,000 2,600,000 2,200,000 3,250,000 3,000,000

255,000 457,500 367,500 294,000 675,000 540,000 435,000 810,000 645,000 525,000 2,125,000 1,900,000 1,700,000 2,550,000 2,350,000 2,100,000 3,000,000 2,750,000 3,400,000 3,000,000 4,300,000 4,000,000

USD/kW Costo específico 255 381 306 245 450 360 290 405 323 263 850 760 680 850 783 700 857 786 850 750 860 800

Costo Operación $/kWh 164.65 164.65 164.65 164.65 150.91 150.91 150.91 150.91 150.91 150.91 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90 50.90

Costo Mantenimiento $/kWh 7.65 11.44 9.19 7.35 13.50 10.80 8.70 12.15 9.68 7.88 9.00 7.80 6.60 9.75 8.75 7.50 9.64 8.57 9.75 8.25 9.75 9.00

Tipo Combustible ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM ACPM FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6 FUELOIL6

3.17 LA DEMANDA DE POTENCIA EN LAS ZNI La demanda de energía en las zonas no interconectadas es muy variada y no tienen un patró fácilmente distinguible que permita un análisis genérico, por lo tanto cada caso es muy particular. Una central de generación de energía eléctrica con Motores Diesel debe ser objeto de un análisis cuidadoso y detallado en aspectos técnicos y económicos para determinar la viabilidad de implementar esa tecnología. Desde el punto de vista económico, que es el parámetro donde se recarga principalmente la toma final de decisiones será analizado en este capítulo con el propósito de ilustrar cómo dependiendo del tipo de planta o la configuración de unidades que se utilice para atender la demanda de energía, los costos de inversión de operación y manteniendo son muy variables. En las secciones siguientes se muestran algunos casos típicos que permiten observar las diferencias mencionadas. Los casos ha ser analizados se resumen a continuación:



C 3-65 de 65


−

DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

CASO 1 1200 1000 80 0

W k a d 60 0 n a m e D 40 0

20 0 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10 1 1 12 13 1 4 15 1 6 17 1 8 19 2 0 21 22 2 3 24

Horas di a

FIGURA 3-37 Curva de carga caso 1

La central debe atender la demanda durante las 24 horas del día, y atender un pico de 1100 kW. Se analizará la conveniencia de utilizar una configuración de dos motores de 550 kW y una de un solo motor de 1.200 kW −

CASO 2 3500 3000 2500 W k a 2000 d n a 1500 m e D

1000 500 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24

Horas dia

FIGURA 3-38 Curva de caso 2

La central debe atender la demanda durante las 24 horas del día, y atender un pico de 3200 kW. Se analizará la conveniencia de utilizar una configuración de tres motores de 1.200 kW, y una de dos motores de 1.200 kW y 2000 kW. HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-66 de 66


−

DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

CASO 3 4000 3500 3000 W 2500 k a d 2000 n a m 1500 e D

1000 500 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-39 Curva de caso 3

La central debe atender la demanda durante 16 horas del día, y atender un pico de 3.200 kW. Se analizará la conveniencia de utilizar una configuración de tres motores de 1.200 kW, y una de dos motores de 1.200 kW y 2.400 kW.

3.18 METODOLOGÍA ANÁLISIS ECONÓMICO El objetivo de este numeral es presentar la metodología para la determinación del costo índice de producción de la energía eléctrica CIP, para una central diesel según los parámetros técnicos, económicos y operativos en cada caso sobre los cuales se calculará el CIP. Con base en este índice se establecerá cual es la alternativa más atractiva desde el punto de vista económico. Este indicador económico permite conocer cual debería ser el precio mínimo de la unidad de energía producida, teniendo en cuenta los costos de inversión y de producción, para que se recuperen los costos anteriormente mencionados y se obtenga una rentabilidad mínima del proyecto. Para deducir la expresión que calcula este costo índice, primero se realizará un flujo de fondos del proyecto FIGURA 3-40



C 3-67 de 67


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

FIGURA 3-40 Esquema de flujo de fondos

Donde: I: Corresponde a la inversión del proyecto Y: Son los ingresos del proyecto CT: Son los costos totales de producción del proyecto, para este caso O&M y combustible.

Ahora bien, para el caso de este tipo de proyectos, éste producirá energía, que está relacionada con la capacidad de la planta y el factor de utilización de ésta. Entonces la energía se puede expresar como:

ε = Cap * 8760 * D

(1)

Donde: ε

: Es la energía producida en un año y está expresada en kWh

Cap

: Es la capacidad de la planta [kW]

8760 : Son el número total de horas en un año D

: Disponibilidad de la planta

Los costos necesarios para la producción de energía son para este caso los de Operación y Mantenimiento (O&M) y los costos de combustible. De acuerdo con lo anterior los costos totales de producción del proyecto serían:

CT= CO + CM + CC HAGLER BAILLY SERVICES

(2) AENE CONSULTORIA S.A.

C 3-68 de 68


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Donde: CT: Costo total de producción [US$/año] CO: Costo total de operación [US$/año] CM: Costo total de mantenimiento [US$/año] CC: Costo total de combustible [US$/año]

El costo del combustible el cual es variable dependiendo de la curva de carga, el porcentaje de carga al que opera cada motor, su consumo específico de combustible y número de horas de operación se hallan de acuerdo a la siguiente expresión: CC = ε * HR * PC

(3)

Donde: HR: Es el consumo específico de combustible de la planta expresado en [kg/kWh] PC: Es el precio del combustible expresado en [US$/kg]

A su vez los costos de mantenimiento están dados por: CM = 0.45 * CD

(4)

Donde : CD: Costo por depreciación de la planta expresado en [$/kWh], entonces:

CD = I / GT

(5)

I : Costo de inversión de cada máquina expresado en [US$] GT: Generación total de cada máquina de la planta expresado en [kWh/unidad] producto de la potencia [kW] y la vida útil [horas].



C 3-69 de 69


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

El costo de operación corresponde a un porcentaje de la sumatoria entre el costo anual de combustible CC y el costo anual de lubricantes CAL, lo cual se puede expresar como: CO = 0.1 (CC + CAL)

(6)

CL = CEL + CL

(7)

Donde :

CEL es el consumo específico de lubricante expresado en [kg/kWh] y CL es el costo del lubricante expresado en [$/kg]. Para motores hasta de 2000 kW de potencia el CEL es de 0.0044 kg/kWh y motores con rangos de potencia entre 2500 y 5000 kW es de 0.0020 kg/kWh. Teniendo identificado los costos del proyecto tanto en sus fases de inversión como de operación, es necesario encontrar un valor de referencia de venta de la energía, para que a este valor se recuperen los costos (tanto de inversión como de operación), teniendo en cuenta un costo de oportunidad de los fondos comprometidos en el proyecto, es decir teniendo en cuenta una rentabilidad para el proyecto. Si se tiene en cuenta que los ingresos provendrían de la venta de energía, entonces los ingresos se podrían expresar como: Y = ε * CIP

(8)

Donde CIP es el costo índice de producción, entendido como el mínimo precio de venta que podría ofrecer el proyecto para recuperar los fondos invertidos en el proyecto, expresado en US$/kWh. Para tener en cuenta el efecto del costo del dinero en el tiempo en la obtención del costo índice de producción, se va a utilizar el denominado valor presente neto, que es un indicador que tiene en cuenta el valor del dinero en el tiempo y que se expresa mediante la siguientes expresión: VPN (F) =


F n= P ( 1+ i )

ó

(9)


C 3-70 de 70


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

FIGURA 3-41 Esquema Valor Presente Neto

Donde : VPN

: Valor Presente Neto

F

: Es una cantidad de dinero en el futuro

P : Es el valor actual de esa cantidad F, teniendo en cuenta un costo de oportunidad del dinero (i). Para obtener el CIP, es necesario saber cuales serían los ingresos y costos totales del proyecto, para lo cual se obtiene el valor presente neto de cada uno de los flujos de fondos a través del horizonte de evaluación del proyecto (“n” períodos) VPN (Inv+CT)= I +

CT2 CTn−1 CTn CT + + + + ..... (1+ i) 1 (1+i) 2 (1+i) n−1 (1+ i) n CT j j j= 1 (1+ i) n

VPN (Inv+CT)= I + ∑

(10)

Ahora si se calcula el valor presente de los ingresos se tiene: n E *CIP n Y j E j j CIP * = = ∑ (1+i) j ∑ (1+i) j ∑ (1+i) j j =1 j− 1 j − 1 n

VPN (Ingresos)=

(11)

Para que el proyecto tenga factibilidad se necesita que por lo menos los ingresos cubran los costos totales de Inversión y producción, por lo tanto igualando (10) y (11) y despejando CIP se obtiene el valor mínimo de venta que satisface la anterior condición. VPN (Inv+CT)= VPN (ingresos) n

I+

∑ j = 1

n CT j E j CIP * = ∑ (1+i) j (1+ i) j j= 1

Entonces: HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-71 de 71


DNP

MINMINAS

UPME

n E j CT j ) / ( ∑ (1+i) j ∑ (1+i) j ) j = 1 j =1

CREG

PNUD

n

CIP =(I+

(12)

CIP = Inversión + VPN (Costos totales de producción) VPN (Energía) Resumiendo, el CIP se define como el cociente entre los costos totales de inversión y producción, dividido por el valor presente de la energía producida por el proyecto. Es importante anotar que este CIP sirve como un indicador de referencia, ya que no tiene en cuenta los aspectos financieros y tributarios que serían particulares a cada proyecto. A partir de un escenario base, se realizarán unos análisis de sensibilidad a ciertos parámetros para determinar la variación del costo índice respecto a cambios en algunos parámetros, técnicos y operativos de cada caso a analizar. El costo índice que se obtiene de este análisis, solo se debe entender cómo el costo de producción de energía con unos costos de inversión y operación dados. Este análisis no tiene como objetivo cuantificar algunos impactos que traerían la implantación de esta clase de proyectos al bienestar económico de las zonas no interconectadas del país y de la comunidad en general, como podrían ser el incremento en la calidad de vida, efecto multiplicador de este servicio en las actividades económicas de la comunidad, ahorro en algunos combustibles utilizados (leña), etc. Igualmente no se analiza factores de riesgo que presentan estas zonas como aspectos culturales del uso de energía, capacidad de pago de las comunidades, incentivos y subsidios requeridos para hacer factibles los proyectos, etc.

3.18.1 CASO 1. Demanda pico 1.100 kW, 24 horas de servicio En la curva de carga de este caso (ver FIGURA 3-37) se distinguen dos picos de demanda, uno de 550 kW y otro de 1.100 kW. Una alternativa para suplir esta demanda es utilizar dos motores diesel de 550 kW, o utilizar un motor de 1.200 kW que supla la demanda. Para utilizar la metodología mencionada en el numeral anterior, es necesario calcular para cada motor los respectivos costos según la curva de carga. Para cada hora del día y según la demanda se debe utilizar uno o varios motores, por tanto se debe calcular el porcentaje de capacidad de los motores para cada hora según la configuración. Solamente los motores trabajan al 100 % de capacidad cuando la potencia demandada en el periodo es igual a la potencia nominal del motor, en los periodos donde la potencia es diferente a la nominal el motor opera a carga parcial. Este porcentaje de capacidad determina el consumo de combustible por cada kWh generado. Este consumo de combustible es óptimo para porcentajes de carga HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-72 de 72


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

mayores al 70%, valores inferiores a este representan mayores consumos y por ende mayores costos. El consumo específico de combustible es una característica propia de cada motor según la potencia, el combustible utilizado y el fabricante. Para este caso y los restantes por analizar se solicitó al fabricante las curvas del consumo especifico de cada motor. De esta forma se calcula el costo de combustible por día de trabajo del motor o motores que están operando. A partir de esta información es posible calcular los costos de operación. Los costos de operación y mantenimiento también se calculan con base en la curva de carga obteniéndose de ella los kWh/dia generado de cada motor. Con respecto a los ingresos o kWh a facturar, con la curva se calcula los kWh producidos por día. En conclusión se observa que la base de todo el análisis se fundamenta en la curva de carga junto con la información particular de cada máquina (costo, consumo específico de combustible, vida útil, potencia, etc).

3.18.2 Alternativa A: Configuración dos motores de 550 kW Tomando como datos de entrada los presentados en la FIGURA 3-42 se puede realizar la discriminación del porcentaje de la capacidad de cada uno de los motores hora a hora durante el día al igual que el número de horas de operación de cada motor y los kWh totales generados durante el dia. La TABLA 3-14 muestra el análisis realizado para esta configuración. De la tabla y de la gráfica antes mencionadas se destaca lo siguiente: El motor A opera como carga base durante las 24 horas del día, el motor B es operado durante 6 horas cuando la demanda excede los 550 kW, en ese momento los dos motores operan al mismo porcentaje de carga con el objeto de optimizar el consumo de combustible. El Motor A opera por debajo del 50% de su capacidad durante 5 horas, en las cuales como se explico el consumo específico de combustible es mayor. El Motor B opera siempre por encima del 50% durante las 6 horas. En general se observa que el consumo específico de combustible aumenta a medida que el porcentaje de carga disminuye. El consumo total de combustible es de 2.655 kg/día de ACPM (829.6 galones/día) para generar 12.130 kWh/dia, donde el Motor A participa con 9.530 kWh/dia y el Motor B con 2.600 kWh/dia.



C 3-73 de 73


DNP

MINMINAS

UPME

1200

CREG

PNUD

2 motores de 550 kW

1000 80 0

W k a d 60 0 n a m e D 40 0

1 motor de 550 kW

20 0 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-42 Curva de carga Caso 1(2 motores de 550 kW) TABLA 3-14 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible

por día Horas Demanda Carga Parcial Carga Parcial kW Consumo ACPM % KW Kg Motor A Motor B Motor A Motor B kg/kWh 0 300 0.55 0 300 0 0.23 68.42 1 250 0.45 0 250 0 0.23 58.35 2 200 0.36 0 200 0 0.24 47.82 3 200 0.36 0 200 0 0.24 47.82 4 210 0.38 0 210 0 0.24 49.97 5 220 0.40 0 220 0 0.24 52.09 6 300 0.55 0 300 0 0.23 68.42 7 350 0.64 0 350 0 0.22 78.12 8 400 0.73 0 400 0 0.22 87.58 9 450 0.82 0 450 0 0.22 96.93 10 500 0.91 0 500 0 0.21 106.36 11 550 1.00 0 550 0 0.21 116.05 12 550 1.00 0 550 0 0.21 116.05 13 500 0.91 0 500 0 0.21 106.36 14 450 0.82 0 450 0 0.22 96.93 15 400 0.73 0 400 0 0.22 87.58 16 400 0.73 0 400 0 0.22 87.58 17 600 0.55 0.55 300 300 0.23 136.84 18 800 0.73 0.73 400 400 0.22 175.15 19 1,100 1.00 1.00 550 550 0.21 232.10 HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-74 de 74


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-14 Continuación Horas Demanda Carga Parcial Carga Parcial kW Consumo ACPM % KW Kg Motor A Motor B Motor A Motor B kg/kWh 20 1,100 1.00 1.00 550 550 0.21 232.10 21 900 0.82 0.82 450 450 0.22 193.86 22 700 0.64 0.64 350 350 0.22 156.24 23 400 0.73 0 400 0 0.22 87.58 24 300 0.55 0 300 0 70.23 68.42 TOTAL 12,130 9,530 2,600 2,654.72 Motor A = 550 kW; Motor B = 550 kW

3.18.3 Alternativa B: Configuración un motor de 1.200 kW 1400

1 motor de 1.200 kW

1200 1000 W k a 800 d n a 600 m e D

400 200 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-43 Curva de carga Caso 1 (1 motor de 1.200 kW)

Con base en la curva de carga y el análisis del motor se obtiene la TABLA 3-15 El motor opera durante las 24 horas del día. El Motor opera por debajo del 50% de su capacidad durante 21 horas, lo cual es excesivo, por lo tanto los consumos específicos de combustible son altos y superan los de la configuración con dos motores. Se concluye que un motor trabajando la mayoría del día a baja carga HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-75 de 75


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

genera un costo alto. De lo anterior se observa que el consumo de combustible es de 2.881 kg/día de ACPM (900 galones/día), mayor que en la configuración con dos motores en 226 kg (70.62 galones/día), que se traduce en un costo de 70.62 US$/día. Esta diferencia por este rubro hace más atractiva la configuración con dos motores. TABLA 3-15 Carga parcial motor, kWh generado y consumo total de combustible por día Horas

Demanda KW

Carga Parcial % Motor 1200 kW

Carga Parcial kW Motor 1200 kW

Consumo ACPM

0

300

0.25

300

kg/kWh 0.26

Kg 79.37

1

250

0.21

250

0.27

68.18

2

200

0.17

200

0.28

56.38

3

200

0.17

200

0.28

56.38

4

210

0.18

210

0.28

58.80

5

220

0.18

220

0.28

61.18

6

300

0.25

300

0.26

79.37

7

350

0.29

350

0.26

90.08

8

400

0.33

400

0.25

100.41

9

450

0.38

450

0.25

110.44

10

500

0.42

500

0.24

120.23

11

550

0.46

550

0.24

129.85

12

550

0.46

550

0.24

129.85

13

500

0.42

500

0.24

120.23

14

450

0.38

450

0.25

110.44

15

400

0.33

400

0.25

100.41

16

400

0.33

400

0.25

100.41

17

600

0.50

600

0.23

139.32

18

800

0.67

800

0.22

176.28

19

1,100

0.92

1,100

0.21

230.75

20

1,100

0.92

1,100

0.21

230.75

21

900

0.75

900

0.22

194.44

22

700

0.58

700

0.23

157.95

23

400

0.33

400

0.25

100.41

24

300

0.25

300

0.26

79.37

TOTAL

12,130

12,130

2,881.25

3.18.4 Resultados y conclusiones Caso 1 Para cada configuración enunciada anteriormente se ha calculado el Costo Indice de Producción CIP basado en los costos de producción, la inversión y los kWh que genera cada año los motores. HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-76 de 76


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Para determinar cual es la configuración más atractiva, se deben comparar los flujos de caja (años) respectivos de forma equivalente. Así, para la configuración de dos motores se obtiene que el Motor A debe operar 8.760 horas/año, mientras que el motor B solamente 2190 horas/año. La vida útil de estos motores es de 20.000 horas, por lo tanto el número de años que pueden estar en servicio estos motores es de 2.2 años para el motor A y de 9 años para el motor B. Como política de operación y por tratarse de dos motores de potencias iguales, el motor A puede ser operado para que supla el pico de demanda y el motor B asuma la carga base de la curva de demanda. Esta rotación permite que ambos motores tengan un desgaste homogéneo. De esta manera se obtiene para cada motor casi 4 años de servicio, horizonte del flujo de caja utilizado para la configuración con dos motores. Para la configuración con el motor de 1.200 kW, operando 8.760 horas/año y con una vida útil de 20.000 horas, se obtiene una vida útil de 2, 2 años. La evaluación económica mediante el cálculo del CIP se realiza con un flujo de caja de 4 años para ambas configuraciones. Para la configuración con un solo motor se asume que al final del año 2 se realizan nuevamente la inversion para que la central opere dos años adicionales. Este análisis se realiza para todos los casos que se muestran en este capítulo. Los principales parámetros y resultados de la evaluación económica se muestran en la TABLA 3-16. El menor CIP obtenido corresponde a la alternativa con dos motores, debido principalmente a un menor costo de combustible. El CIP de la alternativa B supera al de la alternativa A en 22.31%. TABLA 3-16 Resumen y resultados caso 1 CASO 1 Parámetros Variables de entrada Tasa de descuento Tiempo proyección Precio ACPM Precio FO #6 Precio lubricante Disponibilidad Generación

% Años US$/galón US$/galón US$/galón % kWh/año

0.12 4 1 0 5 0.90 4,427,450

Parámetros técnicos Motor A Motor B Motor C

kW kW kW

Parámetros económicos Resultados Inversión inicial US$ Costo lubricante US$/año Costos operativos US$/año Costo mantenimiento US$/año Costo combustible US$/año CIP US$/kWh


Alternativa A Alternativa B 550 1200 550 0 0 0

Alternativa A Alternativa B 280,000 294,000 27,132 27,132 32,994 35,577 25,357 24,406 302,804 328,643 $0.121 $0.148


C 3-77 de 77


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Para la alternativa de menor CIP se ha efectuado un análisis de sensibilidad del CIP, variando independientemente el costo de inversión, la tasa de descuento, el precio de combustible y la disponibilidad, como se muestra en los siguientes gráficos: Sens ibilidad CIP a la invers ión ] 0.1300 h W 0.1250 k / $ 0.1200 S U [ P I C

0.1150 0.1100 -30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

Variación % del cos to de inver sión inicial

FIGURA 3-44 Sensibilidad a la inversión

Con un aumento de la inversión en un 10% se obtiene un CIP de 0.122 US$/kWh, lo que representa un aumento del 19.07%. Sensibilidad CIP a la tasa de des cuento 0.1260

] h 0.1240 W k / $ 0.1220 S U [ 0.1200 P I C

0.1180 8%

9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 20% Tasa de desc uento %

FIGURA 3-45 Sensibilidad a la tasa de descuento

Frente al costo de oportunidad, se observa que el CIP aumenta aproximadamente del orden del 4.1% por cada punto porcentual.



C 3-78 de 78


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Sensibilidad CIP al pre cio de combustible 0.1400 ] 0.1300 h W k / 0.1200 $ S 0.1100 U [ P I 0.1000 C

0.0900 -1 0 -8% -6% -4% -2% 0% %

2%

4%

6%

8% 10% 12% 14% 16% 18% 20%

Variación % al precio de ACPM

FIGURA 3-46 Sensibilidad al precio de combustible

El CIP es bastante sensible a la variación del precio del combustible, un aumento de un 10% equivale a un CIP de 0.1289 US$/kWh y a una variación del 6.88%, mientras que una disminución del mismo orden arroja un CIP de 0.1122 US$/kWh y una variación de -6.96% Sens ibilidad CIP a la disp onibilidad ] 0.1400 h 0.1300 W k / 0.1200 $ S 0.1100 U [ P I 0.1000 C 0.0900

-10% -8% -6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

Variación % dispon ibilidad

FIGURA 3-47 Sensibilidad a la disponibilidad

Frente a la disponibilidad el CIP es inversamente proporcional y tiene un impacto importante sobre los ingresos y por ende en la disminución del CIP por mayores ventas de energía. Un aumento del 10% que equivale a una disponibilidad cercana al 100% muestra un CIP de 0.1096 US$/kWh, lo que representa una disminución del 9.12%. Una disponibilidad cercana al 100% es posible con configuraciones con mas de un motor para atender la demanda, gracias a que los mantenimientos de las máquinas pueden ser programados para sacar de operación una a la vez. Sin embargo en este análisis y en el de los casos precedentes no se tuvo en cuenta la utilización de motores de respaldo (stand-by) lo cual es garantía para lograr altas disponibilidades, pero repercutiendo en los costos de inversión principalmente. HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-79 de 79


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

3.18.5 Caso 2. Demanda pico de 3.200 kW y 24 horas de servicio Se identifica de la curva de carga (ver FIGURA 3-48) un pico de demanda de 2.000 kW y uno de 3.200 kW. Se propone para suplir la demanda de energía durante las 24 horas dos alternativas: la primera utilizar 3 motores de 1.200 kW y una segunda alternativa con un motor de 2.000 kW y otro de 1.200 kW.

3.18.6 Alternativa A: Configuración tres motores de 1.200 kW Al igual que el caso 1, con base en la curva de carga mostrada en la FIGURA 3-48 se realiza la discriminación horaria del porcentaje de la capacidad de cada uno de los motores hora a hora durante el día al igual que el número de horas de operación de cada motor y los kWh totales generados durante e l día. La TABLA 3-17 muestra el análisis realizado para esta configuración. De la tabla y de la figura se destaca lo siguiente: El motor A opera como carga base durante las 24 horas del día, el motor B es operado durante 16 horas cuando la demanda excede los 1.200 kW, en ese momento los dos motores operan al mismo porcentaje de carga con el objeto de optimizar el consumo de combustible. Cuando la demanda sobrepasa los 2.400 kW, los tres motores son operados simultáneamente. El Motor C es operado durante 3 horas. Todos los motores con esta configuración operan por encima del 50% de su capacidad. El consumo total de combustible es de 8.774 kg/día de ACPM (2741 galones/día) para generar 40.800 kWh/día, donde el Motor A participa con 23.267 kWh/día, el Motor B con 14.467 kWh/día y el Motor C con 3.067 kWh/día. 4000

3 motores de 1.200 kW

3500 3000


W 2500 k a d 2000 n a m 1500 e D

1 motor de 1.200 kW

1000 500 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 1 4 15 16 17 1 8 19 2 0 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-48 Curva de carga Caso 2 (tres motores 1.200 kW)



C 3-80 de 80


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-17 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible

por día Horas

Demanda kW

Carga Parcial %

Carga Parcial kW

Motor A Motor B Motor C Motor A

Motor B

Consumo ACPM kg/kWh

Motor C

kg

0

1,200

1.00

0

0

1,200

0

0

0.21

249.44

1

1,000

0.83

0

0

1,000

0

0

0.21

212.53

2

800

0.67

0

0

800

0

0

0.22

176.28

3

800

0.67

0

0

800

0

0

0.22

176.28

4

800

0.67

0

0

800

0

0

0.22

176.28

5

800

0.67

0

0

800

0

0

0.22

176.28

6

1,000

0.83

0

0

1,000

0

0

0.21

212.53

7

1,200

1.00

0

0

1,200

0

0

0.21

249.44

8

1,400

0.58

0.58

0

700

700

0

0.23

315.89

9

1,600

0.67

0.67

0

800

800

0

0.22

352.57

10

1,800

0.75

0.75

0

900

900

0

0.22

388.88

11

2,000

0.83

0.83

0

1,000

1,000

0

0.21

425.06

12

2,000

0.83

0.83

0

1,000

1,000

0

0.21

425.06

13

1,700

0.71

0.71

0

850

850

0

0.22

370.76

14

1,500

0.63

0.63

0

750

750

0

0.22

334.29

15

1,600

0.67

0.67

0

800

800

0

0.22

352.57

16

1,600

0.67

0.67

0

800

800

0

0.22

352.57

17

1,600

0.67

0.67

0

800

800

0

0.22

352.57

18

2,000

0.83

0.83

0

1,000

1,000

0

0.21

425.06

19

3,200

0.89

0.89

0.89

1,067 1,066.67 1,066.67

0.21

673.93

20

3,200

0.89

0.89

0.89

1,067 1,066.67 1,066.67

0.21

673.93

21

2,800

0.78

0.78

0.78

933

933.33

933.33

0.21

601.40

22

2,400

1.00

1.00

0

1,200

1,200

0

0.21

498.89

23

1,600

0.67

0.67

0

800

800

0

0.22

352.57

24

1,200

1.00

0

0

1,200

0

0

0.21

249.44

TOTAL

40,800

23,267

14,467

3,067

8,774.51

Motor A, B, C = 1.200 kW

3.18.7 Alternativa B: Configuración un motor de 2.000 kW y otro de 1.200 kW Para esta curva de carga las demandas que no superan los 1.200 kW se atienden con el motor de esta misma potencia, superado ese valor el motor de 2.000 kW entra en operación y las demandas que superan este valor se atiende con los dos motores conjuntamente. Con base en la curva de carga y el análisis del motor se obtiene la TABLA 3-18 . El Motor A opera durante 12 horas del día, mientras que el motor B esta en servicio por 16 horas. Los motores operan por encima del 50% de su capacidad. El consumo total de combustible es de 8571.5 kg/día de ACPM (2678 galones/dia), valor inferior HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-81 de 81


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

a la configuración con tres motores en 202 kg/día (63.2 galones) que se traduce en un ahorro de 63.2 US$/día. 1 motor de 2.000 kW + 1 motor de 1.200 kW

3500 3000 2500 W k a 2000 d n a 1500 m e D

1 motor de 2.000 kW

1 motor de 1.200 kW

1000 500 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-49 Curva de carga caso 2 (1 motor de 2.000 kW y otro de 1.200 kW) TABLA 3-18 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible

por día Horas 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22

Demanda Carga Parcial % Carga Parcial % Consumo ACPM (kg/kWh) Consumo ACPM (kg) KW Motor A Motor B Motor A Motor B Motor A Motor B Motor A Motor B 1200 1.00 0 1200 0 0.208 0 249.4 0 1000 0.83 0 1000 0 0.213 0 212.5 0 800 0.67 0 800 0 0.220 0 176.3 0 800 0.67 0 800 0 0.220 0 176.3 0 800 0.67 0 800 0 0.220 0 176.3 0 800 0.67 0 800 0 0.220 0 176.3 0 1000 0.83 0 1000 0 0.213 0 212.5 0 1200 1.00 0 1200 0 0.208 0 249.4 0 1400 0 0.70 0 1400 0 0.207 0 289.7 1600 0 0.80 0 1600 0 0.205 0 327.6 1800 0 0.90 0 1800 0 0.207 0 373.0 2000 0 1.00 0 2000 0 0.215 0 430.4 2000 0 1.00 0 2000 0 0.215 0 430.4 1700 0 0.85 0 1700 0 0.205 0 349.1 1500 0 0.75 0 1500 0 0.205 0 307.9 1600 0 0.80 0 1600 0 0.205 0 327.6 1600 0 0.80 0 1600 0 0.205 0 327.6 1600 0 0.80 0 1600 0 0.205 0 327.6 2000 0 1.00 0 2000 0 0.215 0 430.4 3200 1.00 1.00 1200 2000 0.208 0.215 249.4 430.4 3200 1.00 1.00 1200 2000 0.208 0.215 249.4 430.4 2800 0.88 0.88 1050 1750 0.211 0.206 221.6 360.7 2400 0.75 0.75 900 1500 0.216 0.205 194.4 307.9



C 3-82 de 82


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-18 Continuación Horas

Demanda Carga Parcial % Carga Parcial % Consumo ACPM (kg/kWh) Consumo ACPM (kg) KW Motor A Motor B Motor A Motor B Motor A Motor B Motor A Motor B 23 1600 0 0.80 0 1600 0.000 0.205 0 327.6 24 1200 1.00 0 1200 0 0.208 0 249.4 0 TOTAL 40800 13150 27650 2793.46 5778.04 Motor A = 2.000 kW, Motor B = 1.200 kW

3.18.8 Resultados y conclusiones Caso 2 Los principales parámetros y resultados de la evaluación económica se muestran en la TABLA 3-19. El menor CIP obtenido corresponde a la alternativa con dos motores, debido a menores costos de combustible, operación y mantenimiento e inversión inicial. El CIP de la alternativa A supera el CIP de la B en 14.5%. En cuanto a la diferencia en la inversión inicial, comprar una planta de 2.000 kW mas una de 1.200 kW representa un ahorro del 9.3% si esta se compara con la inversión inicial que tendría que realizarse si se compraran 3 grupos de 1.200 kW. TABLA 3-19 Resumen y resultados caso 2 CASO 2 Parámetros Variables de entrada Tasa de descuento Tiempo proyección Precio ACPM Precio FO #6 Precio lubricante Disponibilidad Generación


0.12 20 1 0.35 5 0.90 14,892,000


kW kW kW

Parámetros económicos Resultados Inversión inicial US$ Costo lubricante US$/año Costos operativos US$/año Costo mantenimiento US$/año Costo combustible US$/año US$/kWh CIP


Alternativa A Alternativa B 1,200 1,200.00 1,200 2,000.00 1,200 0

Alternativa A Alternativa B 882,000 819,000 91,260 91,260 109,210 106,895 82,092 46,328 1,000,843 977,686 $0.118 $0.103


C 3-83 de 83


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Sin embargo, como ya se ha dicho anteriormente, cada caso debe ser analizado de manera particular y si se busca un suministro confiable de energía durante las 24 horas al día no primaría el ahorro económico sino la calidad de servicio que se quiere mantener. Si este fuera el caso (24 horas de servicio diario), sería mas acertado tomar la decisión de montar una planta con tres motores de 1.200 kW principalmente por las siguientes razones: −

Existe redundancia, es decir, los motores pueden operar alternativamente.

−

Se tiene la posibilidad de mantener uno de los motores, si esto fuera necesario, en mantenimiento hasta por 18 horas día, sin tener problemas para cumplir la demanda durante estas horas.

Caso contrario ocurre si la decisión fuera la configuración de un motor de 2.000 kW y un motor de 1.200 kW, en donde se presentarían las siguientes limitaciones mayores: −

No existe redudancia, no hay un motor de re spaldo.

−

Si fuera necesario efectuar un mantenimiento al motor de 2000 kW, este solo podría efectuarse durante 7 horas nocturnas y si esto fuera necesario en el motor de 1.200 kW, se contaría con 11 horas para culminar este procedimiento.

−

Si por alguna razón el motor de 2.000 kW tuviera que salir de operación por mas de un día, la generación del motor de 1.200 kW solo podría cumplir con la demanda total de la población durante 7 horas (de las 0:00 a las 7:00).

−

En el momento que fuera necesario realizar prácticas de mantenimiento programado (por ejemplo 12 horas cada 500 horas de operación), es necesario realizar una comparación entre lo que afectaría menos económicamente a la planta: si realizar el mantenimiento desde las 0:00 hasta las 12:00 teniendo que pagar a los operarios el tiempo nocturno que dedicarían o si esperar para realizarlo desde las 7:00 hasta las 19:00 con operarios repartidos en dos turnos y asumir la pérdida que representaría el no generar la energía durante estas horas.

Para la alternativa de menor CIP se ha efectuado un análisis de sensibilidad del CIP, variando independientemente el costo de inversión, la tasa de descuento, el precio de combustible y la disponibilidad, como se muestra en las siguientes figuras:



C 3-84 de 84


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Sens ibilidad CIP a la inver sión ] 0.1060 h W 0.1040 k / $ 0.1020 S U [ 0.1000 P I C 0.0980

-30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

Variación % de l costo de inversión inicial

FIGURA 3-50 Sensibilidad a la inversión

Frente a una variación del costo de inversión, con un aumento del 10% se obtiene un CIP de 0.1033 US$/kWh, lo que representa un aumento del 7.8%. Sensibilidad CIP a la tasa de descuento 0.1080

] h 0.1060 W k / $0.1040 S U [ P0.1020 I C

0.1000 8% 9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 20% Tasa de descuento %


Frente al costo de oportunidad, se observa que el CIP aumenta aproximadamente del orden del 4.8% por cada punto porcentual.



C 3-85 de 85


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Sensibilidad CIP a la precio de comb ustible

0.12 ] 0.115 h W 0.11 k / $0.105 S U [ 0.1 P I C0.095

0.09 -10 -8% -6% -4% -2% 0% 2% %

4%

6%

8% 10% 12% 14% 16% 18% 20%

Var iación % al prec io de ACPM


El CIP como ya se ha mencionado es bastante sensible a la variación del precio del combustible, un aumento de un 10% equivale a un CIP de 0.1105 US$/kWh que corresponde a una variación porcentual del 7.78%, mientras que una disminución del mismo orden arroja un CIP de 0.1139 US$/kWh y una variación de -7.83%

Sens ibilidad CIP a la dispon ibilidad

0.12 ] h W k / $ S U [ P I C

0.115 0.11 0.105 0.1 0.095 0.09 -10%

-8%

-6%

-4% -2% 0% 2% 4% Variación % dispon ibilidad

6%

8%

10%


Frente a la disponibilidad el CIP es inversamente proporcional y tiene un impacto importante sobre los ingresos, un aumento en la disponibilidad disminuye el CIP por mayores ventas de energía. Un aumento del 10% equivale a una disponibilidad cercana al 100% que muestra un CIP de 0.093 US$/kWh, lo que representa una disminución del 9.09%.



C 3-86 de 86


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

3.18.9 Caso 3. Demanda pico de 3.200 kW y 18 horas de servicio Para este caso se ha considerado una planta en la que se ha dispuesto prestar el servicio de energía eléctrica durante 18 horas al día, desde las 8:00 a las 24:00. Adicionalmente, se ha realizado la comparación entre cubrir la curva de demanda planteada con tres motores de 1.200 kW a ACPM o la utilización de un motor de 2.400 kW a Fuel Oil No 6 mas otro de 1.200 kW a ACPM.

3.18.10Alternativa A: Configuración tres motores de 1.200 kW Con esta alternativa dos motores operan como carga base durante 16 horas y el otro opera para la carga pico durante 3 horas cada día. El porcentaje de capacidad de cada motor y el cálculo de los kWh generados y consumo de combustibles se muestran en la TABLA 3-20 . De acuerdo con la curva de carga de la figura y la distribución de operación que se utilizaría con los tres motores, se obtiene que un motor operaría durante 16 horas, otro durante 15 horas y el tercero durante 3 horas diarias. Esto da un total de 34 horas de operación diarias y 12.410 horas de operación al año. Cada motor, si se trabajase en redundancia, operaría durante 4.136 horas al año y con una vida útil de 20.000 horas, los motores estarían en servicio aproximadamente 5 años. El consumo total de combustible es de 6.971 kg/día de ACPM, (2178 galones/dia) y se produce 32.590 kWh/día. 4000


3500 3000


W 2500 k a d 2000 n a m 1500 e D

1 motor de 1.200 kW

1000 500 0 0

1

2

3

4

5

6

7

8

9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-54 Curva de carga caso 3 (tres motores 1.200 kW)



C 3-87 de 87


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-20 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de combustible

por día Horas

Demanda KW

Carga Parcial %

Carga Parcial kW

Consumo ACPM

Motor A Motor B Motor C Motor A Motor B Motor C kg/kWh

Kg

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

3

0

0

0

0

0

0

0

0

0

4

0

0

0

0

0

0

0

0

0

5

0

0

0

0

0

0

0

0

0

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

7

0

0

0

0

0

0

0

0

0

8

500

0.42

0

0

500

0

0

0.240

120.23

9

1,200

1.00

0

0

1,200

0

0

0.208

249.44

10

1,900

0.79

0.79

0

950

950

0

0.214

406.96

11

2,000

0.83

0.83

0

1,000

1,000

0

0.213

425.06

12

1,900

0.79

0.79

0

950

950

0

0.214

406.96

13

1,600

0.67

0.67

0

800

800

0

0.220

352.57

14

1,630

0.68

0.68

0

815

815

0

0.220

358.03

15

1,660

0.69

0.69

0

830

830

0

0.219

363.49

16

1,700

0.71

0.71

0

850

850

0

0.218

370.76

17

2,000

0.83

0.83

0

1,000

1,000

0

0.213

425.06

18

2,000

0.83

0.83

0

1,000

1,000

0

0.213

425.06

19

3,100

0.86

0.86

0.86

1,033

1,033

1,033

0.212

655.72

20

3,200

0.89

0.89

0.89

1,067

1,067

1,067

0.211

673.93

21

2,800

0.78

0.78

0.78

933

933

933

0.215

601.40

22

2,400

1.00

1.00

0

1,200

1,200

0

0.208

498.89

23

1,800

0.75

0.75

0

900

900

0

0.216

388.88

24 TOTAL

1,200

1.00

0.00

0

1,200

0

0

0.208

249.44

16,228

13,328

3,033

32,590

6,971.89

3.18.11Alternativa B: Configuración un motor de 2.400 kW de Fuel Oil No 6 y otro de 1.200 kW de ACPM El motor de 2.400 kW a Fuel Oil No 6, es utilizado como carga base y opera durante 16 horas. El motor de 1.200 kW se utiliza para atender el pico de demanda durante 3 horas. Con base en la curva de carga y el análisis del motor se obtiene la TABLA 3-21 .



C 3-88 de 88


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-21 Carga parcial motores, kWh generado y consumo total de

combustible/día Horas

Demanda Carga Parcial % Carga Parcial % KW Motor A Motor B Motor A Motor B

Consumo* (kg/kWh) Motor A

Consumo* (kg)

Motor B

Motor A

Motor B

0

0

0

0

0

0

0

0

0

0

1

0

0

0

0

0

0

0

0

0

2

0

0

0

0

0

0

0

0

0

3

0

0

0

0

0

0

0

0

0

4

0

0

0

0

0

0

0

0

0

5

0

0

0

0

0

0

0

0

0

6

0

0

0

0

0

0

0

0

0

7

0

0

0

0

0

0

0

0

0

8

500

0.21

0

500

0

0.229

0

114.61

0

9

1,200

0.50

0

1,200

0

0.196

0

234.99

0

10

1,900

0.79

0

1,900

0

0.190

0

361.93

0

11

2,000

0.83

0

2,000

0

0.191

0

381.49

0

12

1,900

0.79

0

1,900

0

0.190

0

361.93

0

13

1,600

0.67

0

1,600

0

0.191

0

305.18

0

14

1,630

0.68

0

1,630

0

0.191

0

310.70

0

15

1,660

0.69

0

1,660

0

0.191

0

316.25

0

16

1,700

0.71

0

1,700

0

0.190

0

323.72

0

17

2,000

0.83

0

2,000

0

0.191

0

381.49

0

18

2,000

0.83

0

2,000

0

0.191

0

381.49

0

19

3,100

1.00

0.58

2,400

700

0.192

0.226

460.27

157.95

20

3,200

1.00

0.67

2,400

800

0.192

0.220

460.27

176.28

21

2,800

1.00

0.33

2,400

400

0.192

0.251

460.27

100.41

22

2,400

1.00

0

2,400

0

0.192

0

460.27

0

23

1,800

0.75

0

1,800

0

0.190

0

342.65

0

24

1,200

0.50

0

1,200

0

0.196

0

234.99

0

TOTAL

32,590

30,690

1,900

5,892.51

434.64

Motor A = 2.400 kW Fuel Oil No 6, Motor B = 1.200 kW ACPM



C 3-89 de 89


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

1 motor de 2.400 kW + 1 motor de 1.200 kW

4000 3500 3000

1 motor de 2.400 kW

W 2500 k a d 2000 n a m 1500 e D

1000 500 0 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 Horas dia

FIGURA 3-55 Curva de carga caso 3 (1 motor de 2.400 kW y uno de 1.200 kW)

El Motor de 2.400 kW genera el 94% de la demanda, consumiendo 5.892 kg/día de Fuel Oil No 6 (1712 galones/día). El costo de este combustible es del 35% del costo del ACPM, lo cual se constituye en un ahorro significativo. El costo entonces de consumo de Fuel Oil No 6 es de 599.5 US$/día. El Motor de 1.200 kW consume 434.64 kg/día de ACPM (135.82 galones/día) que equivale a 135.8 US$/día. La diferencia en cuanto a costo con la alternativa de tres motores es de US$ 1.443.3 por día.

3.18.12Resultados y conclusiones caso 3 Los principales parámetros y resultados de la evaluación económica se muestran en la TABLA 3-22 . El CIP más atractivo de la evaluación económica corresponde a la configuración con dos motores. El CIP de la alternativa A supera el CIP mas atractivo en un 59.4% lo cual es una diferencia muy importante que demuestra el peso que el precio de los combustibles tiene en la rentabilidad de estos proyectos. Se observa de los resultados que a pesar de que la alternativa B requiere una inversión inicial importante con respecto a la de la alternativa A (248%), los costos de operación se reducen sustancialmente por el uso de un combustible más económico como el Fuel Oil No 6, y es suficiente para hacer que esta alternativa sea más atractiva. La diferencia solamente en consumo de combustible por año es de US$ 526.827.



C 3-90 de 90


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

TABLA 3-22 Resultados y Conclusiones Caso 3 CASO 3 Parámetros Variables de entrada Tasa de descuento Tiempo proyección Precio ACPM Precio FO #6 Precio lubricante Disponibilidad Generación


0.12 10 1 0.35 5 0.90 11,895,350


Alternativa A Alternativa B 1,200 2,400.00 1,200 1,200.00 1,200 0

kW kW kW

Parámetros económicos Resultados Inversión inicial US$ Costo lubricante US$/año Costos operativos US$/año Costo mantenimiento US$/año Costo combustible US$/año US$/kWh CIP

Alternativa A Alternativa B 882,000 2,194,000 72,896 35,453 86,813 30,386 65,573 70,334 795,231 268,404 $0.118 $0.073

Para la alternativa de menor CIP se ha efectuado un análisis de sensibilidad del CIP, variando independientemente el costo de inversión, la tasa de descuento, el precio de combustible y la disponibilidad, como se muestra en los siguientes gráficos: Sens ibilidad CIP a la invers ión 0.0900 ] h 0.0850 W 0.0800 k / $ 0.0750 S U [ 0.0700 P I 0.0650 C 0.0600 -30%

-20%

-10%

0%

10%

20%

30%

Variación % de l cos to de invers ión inicial

FIGURA 3-56 Sensibilidad a la inversión HAGLER BAILLY SERVICES


C 3-91 de 91


DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

Frente a una variación del costo de inversión, con un aumento del 10% se obtiene un CIP de 0.077 US$/kWh, lo que representa un aumento del 4.9%. Sens ibilidad CIP a la tasa de des cuento 0.0900 ] h 0.0850 W 0.0800 k / $ 0.0750 S U [ 0.0700 P I 0.0650 C 0.0600 8%

9% 10% 11% 12% 13% 14% 15% 16% 17% 18% 19% 20%

Tasa de des cuento %


Frente al costo de oportunidad, se observa que si la tasa de oportunidad de un inversionista fuera del 20% el CIP (0.086 US$/kWh) sigue siendo más atractivo que el CIP obtenido para la alternativa con tres motores (0.118 US$/kWh).

Sens ibilidad CIP al precio de com bustible ] 0.0800 h W0.0780 k / 0.0760 $ S 0.0740 U [ 0.0720 P I C 0.0700

-1 0 -8% -6% -4% -2% 0% %

2%

4% 6%

8% 10% 12% 14% 16% 18% 20

Variac ión % al pre cio de Fuel Oil y ACPM


Frente a la variación del precio de los combustibles, un aumento de un 10% equivale a un CIP de 0.0761 US$/kWh que corresponde a una variación porcentual del 3.67%. El impacto que tiene la variación del precio en el CIP no es tan notable como los casos anteriores donde se utiliza ACPM debido a su mayor costo.



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Sens ibilidad CIP a la dispon ibilidad

] h W k / $ S U [ P I C

0.0810 0.0760 0.0710 0.0660 -10% -8%

-6%

-4%

-2%

0%

2%

4%

6%

8%

10%

Variación % dispon ibilidad


Frente a la disponibilidad un aumento del 10% equivalente a una disponibilidad cercana al 100% se obtiene un CIP de 0.066 US$/kWh, lo que representa una disminución del 9.12%.

3.19 CONCLUSIONES GENERALES A partir de los análisis presentados, las conclusiones más importantes son las siguientes: −

En la medida en que se elija alternativas que permitan que los motores atiendan la curva de carga más eficientemente (cargas parciales superiores al 70%) se optimiza el consumo de combustible y por ende la rentabilidad.

−

Es de igual importancia analizar los costos en que incurren estos proyectos para lograr disponibilidades cercanas al 100%, lo cual se traduce en políticas de operación y mantenimiento óptimas, mayores inversiones iniciales para disponer de motores en reserva o stand-by para aumentar los ingresos del proyecto.

−

Con respecto al combustible, es claro que a pesar de que los motores Diesel que operan con combustibles pesados (Fuel Oil No 6) son más costosos, la inversión se recupera por el bajo costo del combustible y hace mas atractivos estos proyectos desde el punto de vista económico que con alternativas operando con ACPM.

En general, como se mencionó anteriormente, las situaciones son particulares a cada una de las poblaciones; por tal motivo, es necesario realizar análisis específicos bajo las condiciones de cada uno de los centros poblados. Es así como deben analizarse valores a esperar de parte de la planta en lo referente a flexibilidad, disponibilidad, confiabilidad y disponibilidad del combustible, entre HAGLER BAILLY SERVICES


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otros. Además se deben incluir otras variables que inciden en la rentabilidad como: capacidad de pago de los usuarios, riesgo de las zonas, aspectos culturales de la comunidad y sus beneficios con la electrificación, etc.

3.20 MANEJO AMBIENTAL EN LA GENERACIÓN DIESEL La estructura social de hoy y los estándares de vida demandan gran cantidad de energía. Una proporción importante de energía es y será producida en el futuro por la combustión, principalmente de hidrocarburos como aceite, gas y carbón. Con el fin de utilizar los recursos del planeta eficientemente y mantener una calidad del aire que permita la supervivencia del hombre, la energía debe ser generada con la mayor eficiencia térmica posible. La elevada eficiencia del proceso diesel es el resultado de la alta presión en el interior del cilindro. La elevada presión es de hecho creada por la alta temperatura resultado de la combustión de hidrocarburos. Gracias a la alta temperatura de combustión, el proceso diesel es muy limpio en muchos aspectos. El volumen de partículas contenidas es bajo y están compuestas comúnmente por inquemados del combustible, por ejemplo metales. Los óxidos de carbono y los hidrocarburos inquemados son componentes relativamente insignificantes en el escape de un motor diesel, cuando estáen óptimas condiciones. La cantidad de óxidos de azufre dependen completamente de la calidad del combustible. Los óxidos de azufre son producidos, como en muchos otros procesos cuando el azufre es quemado. La elevada temperatura del ciclo diesel tiene únicamente una desventaja, la formación de óxidos de nitrógeno, NOx. Afortunadamente una eficiencia térmica dada no conlleva a un contenido de NOx determinado. Existen muchas acciones que se pueden seguir, en primer lugar, en los mismos cilindros del motor y adicionalmente con métodos de limpieza de los gases de escape. Como consecuencia, hoy en día, el ciclo diesel puede ser manejado de tal manera que se convierta en el más limpio y eficiente para la generación de energía eléctrica a partir de hidrocarburos.

3.20.1 Manejo del CO2 El CO2 es un producto natural de la combustión de carbón e hidrocarburos. No es tóxico y por mucho tiempo no fue considerado como un gran problema. Sin embargo, ha sido centro de muchas discusiones debido al efecto invernadero y a que el incremento de la concentración de algunos gases en la atmósfera, se dice, ha sido la consecuencia de un clima mas caliente y seco.



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3.20.2 Métodos primarios de reducción de NOx Los modelos de cálculo teórico y la experiencia han mostrado que la formación de NOx en los cilindros diesel no depende únicamente de la temperatura sino de la duración prolongada de la combustión a elevada temperatura. Es así como, la velocidad del motor tiene un efecto obvio en la emisión de NOx. La diferencia más grande se presenta entre motores a baja y media velocidad, como se puede observar en la FIGURA 3-60; pero como regla general se tiene que a mayor velocidad es más fácil reducir las emisiones de NOx. El proceso en el cilindro diesel puede ser influenciado por una gran cantidad de parámetros, los mas importantes son: − − − − − −

Relación aire combustible en el espacio de combustión instantánea y localmente. Cantidad de aire de exceso Movimiento del aire relacionado con los inyectores. Tiempo y relación de inyección Relación de compresión Geometría de la cámara de combustión 2000 1800 1800 1600

) 2 O1400 e d %1200 5 1 n 1000 o c m 800 p p ( x 600 O N 400

1300 1000

700 500

200 0 Motor es de v eloc idad baja

Contr ol de la mez cla

Control de la emis ión

Contr ol ajus tado de la emisión

FIGURA 3-60 Emisiones típicas de NOx en motores diesel a baja y media velocidad al 80% de la carga



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Se pueden obtener reducciones significativas de emisiones de NOx sin incrementar el consumo de combustible mediante una optimización cuidadosa de los parámetros de operación. En motores de 4 tiempos de alta velocidad a diesel u otros combustibles el retardo de la inyección es el método primario más conocido, principalmente porque es muy sencillo. La experiencia obtenida del trabajo en gran cantidad y tipos diferentes de motores, ha comprobado que el efecto del retardo de la inyección sobre la producción de emisiones y el aumento de consumo de combustible dependen de cada motor. Basados en esta experiencia, los diferentes fabricantes de motores deben buscar optimizar todos los demás parámetros. Una vez esto se ha hecho, el retardo de la inyección será muy efectivo, la reducción de NOx será buena y el incremento en el consumo de combustible se disminuirá. •

Acondicionamiento del aire de combustión (AAC)

Las condiciones ambientales son muy importantes para el contenido de NOx y la humedad del aire es probablemente el parámetro más importante de todos. En muchos casos agua adicional, ya sea en el aire de succión o en los cilindros, ha mostrado un efecto positivo en el nivel de NOx. El sistema AAC tiene como fines principales: Controlar la humedad del aire mediante la inyección de agua − Controlar la temperatura del aire de succión calentándolo − Controlar la temperatura del aire recibido mediante el enfriamiento del agua −

Las ventajas principales de este sistema son: Bajas emisiones de NOx las cuales pueden mantenerse sin cambiar las especificaciones del motor − Bajo incremento en el consumo de combustible −

•

Recirculación de los gases de escape (RGE)

En la FIGURA 3-61 se puede apreciar la recirculación de los gases de escape, en la cual se hace que una pequeña porción de los gases de escape, que por si sola se enfría, se introduce en el aire de succión (se devuelve al cilindro). El efecto principal de esto es la reducción en el contenido de oxígeno en el aire comprimido y en los gases de escape cuando tiene lugar la inyección. Esto retarda la combustión y reduce el número y la intensidad de los puntos calientes en el espacio de combustión; el resultado es la formación reducida de NOx. El potencial de reducción de emisiones de este método ha probado ser un poco mas alto, sin embargo, no todo ello puede ser aplicado en la operación práctica de motores debido al riesgo de incrementar el humo visible cuando la cantidad de oxígeno se reduce. En aplicaciones prácticas el combustible no debe contener cantidades significantes de HAGLER BAILLY SERVICES


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azufre y cantidades limitadas de ceniza. Esto significa que este método es mejor adaptado a motores a gas o a diesel. Intercambiador

GENERADOR

Compresor

MOTOR

Succión de aire Caldera

Turbina

RGE Escape

FIGURA 3-61 Recirculación de los gases de escape para una planta de cogeneración

3.20.3 Reducción de NOx con métodos secundarios •

Reducción catalítica selectiva

Se han desarrollado y probado una gran cantidad de métodos secundarios para la reducción de NOx. La reducción catalítica selectiva (RCS) ha probado ser el mas factible y confiable. La experiencia que se ha obtenido durante muchos años de trabajo con este sistema puede ser resumida así: Una reducción en la producción de NOx del 90% puede mantenerse en la operación práctica − El método puede ser aplicado a motores diesel con cualquier tipo de combustible, incluyendo combustibles pesados − La reducción catalítica selectiva se encuentra en una fase importante de desarrollo y muchos fabricantes los construyen, manteniendo aún precios razonables −



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Chimenea Unidad de control y manejo de NOx

Catalizador

Inyección de amonio

Control de temperatura Control de amonio

Motor diesel a gas

Bomba dosificadora de amonio

Tanque de solución de amonio

FIGURA 3-62 Sistema de reducción catalítica selectiva •

Convertidor de oxidación

Un convertidor de oxidación reduce el monóxido de carbono, inquemados y partículas cuando ellos están constituidos únicamente por materiales no combustibles. Adicionalmente, los motores diesel son muy hábiles en estos aspectos, se han probado convertidores de oxidación y se ha comprobado su capacidad (ver FIGURA 3-63). Sus características son las siguientes: Se puede alcanzar una buena reducción en las emisiones de monóxido de carbono e hidrocarburos totales − Un convertidor de oxidación no puede ser recomendado para operación con combustibles pesados ya que sería averiado por los metales contenidos en los gases de escape − La reducción de hidrocarburos totales cuando se opera con gas debe ser determinada caso por caso −



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) % ( n ó i s r e v n o C

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Monóxido de carbono (CO)

Hidrocarburos totales (HCT)

Temperatura de catálisis (°C)

FIGURA 3-63 Niveles típicos de reducción por oxidación catalítica- operación con diesel

3.21 MOTORES A GAS Con relación a las emisiones, el gas es un combustible muy interesante. Su contenido de azufre es generalmente cercano a cero y el contenido de partículas en los gases de escape es extremadamente bajo. La relación hidrógeno carbono es además muy buena, lo cual contribuye a bajar las emisiones de CO 2. El NOx sigue siendo el problema principal que debe ser resuelto y se debe ampliar la atención al monóxido de carbono e hidrocarburos totales debido a que el gas quema bien con una relación de mezcla muy precisa y esto demanda controles a l proceso.

3.22 MOTORES A COMBUSTIBLE DUAL CON ALTA PRESIÓN DE INYECCIÓN Para motores de gran tamaño, se recomienda alta presión de inyección del gas. Con el fin de mantener la elevada eficiencia térmica y la controlabilidad del proceso. Los motores que trabajan con combustible dual poseen adecuadas características relativas a las emisiones. Debido a su elevada eficiencia térmica, el valor de NOx es un poco mas elevado que el de motores con combustión pobre, pero fácilmente puede ser reducido mediante la recirculación del gas de escape.



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3.23 MÉTODOS EN DESARROLLO 3.23.1 Inyección directa de agentes reductores de emisiones Modelos teóricos de simulación sugieren que las emisiones de NOx pueden ser reducidas adicionalmente mediante la inyección de agentes reductores de emisiones directamente en los cilindros (ver FIGURA 3-64). Agentes reductores Combustible Aceite de control

Unidad de control electrónico

FIGURA 3-64 Inyección directa de agentes reductores de NOx

Se han realizado estudios de factibilidad y aparentemente el método funciona. Actualmente, el método está siendo afinado y comprobado.

3.24 HUMO VISIBLE El humo visible en un motor diesel se presenta únicamente cuando se inyecta demasiado combustible en relación con el aire existente en los cilindros. Las pruebas han mostrado que el motor no se acelera mas rápidamente ni su potencia generada aumenta si esto se realiza. El exceso de combustible trae como consecuencia únicamente humo negro. El método correcto es el ajuste del suministro de combustible con el aire en el cilindro. Los gobernadores modernos lo hacen posible y el humo visible puede evitarse en operación normal. En el procedimiento de arranque, un sistema asistido de aire se utiliza en algunas instalaciones. Esto hace posible que el motor con un alto contenido de combustible opere sin la presencia de humo visible.

3.25 FILTROS La regulación de emisión de partículas se dirige particularmente a plantas a carbón, lo que significa que los motores diesel no tendrán problemas con estas regulaciones. Sin embargo, se están probando diferentes tipos de filtros y en un futuro será posible reducir la emisión de partículas. HAGLER BAILLY SERVICES


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3.26 RUIDO Las fuentes de contaminación sonora, de los procesos de generación diesel, son principalmente los turbogeneradores. La presión sonora por lo general afecta el ambiente de trabajo directo de la empresa y lo s alrededores. Problemas relacionados con niveles de presión sonora estarían por lo general asociados a tres escenarios y condiciones de diseño definidas así: − Ambiente de trabajo: Cuando no se cuenta con programas de seguridad laboral,

industrial y medicina del trabajo. − Área de influencia directa: Cuando en el diseño e instalación de la infraestructura no previeron el establecimiento de barreras aislantes y perímetro de seguridad, para garantizar niveles permisibles de presión sonora, en áreas adyacentes a la fuente de generación. − Área de influencia indirecta: Cuando la localización de la infraestructura o la utilización de los predios vecinos no está acorde con el uso de la tierra, definido por el ente encargado de la planeación municipal, o no se previó el establecimiento de áreas de amortiguación, aislantes o barreras protectoras. El ruido puede ser controlado de dos maneras, la primera es el control directamente en la fuente y la segunda es el control a lo largo de la trayectoria de difusión de la onda sonora, en las estructuras que reciben la onda o directamente en el receptor expuesto. El primer grupo de métodos de control incluye el mantenimiento preventivo, ya que partes sueltas, desalineadas o desincronizadas son una fuente de ruido importante. Por otro lado, los fabricantes de equipos electromecánicos ajustan sus diseños de acuerdo a las especificaciones del comprador, por lo tanto es importante, en la fase de diseño, conocer los niveles de ruido que debe satisfacer la planta, la localización de los receptores sensibles, los usos del suelo de los alrededores y los costos que conlleva satisfacer los niveles de ruido exigidos.

3.26.1 Modificaciones o sustituciones Se puede reducir el ruido generado por una máquina reemplazando las partes generadoras de ruido por componentes silenciosos o empleando materiales alternos que atenúen el ruido, materiales plásticos u otros materiales de amortiguación, para determinados componentes. Sin embargo, es importante tener en cuenta que modificaciones mecánicas realizadas a las partes rotatorias o vibratorias de una fuente de ruido pueden alterar su diseño electromecánico original y afectar su rendimiento y operatividad, por lo tanto es necesario consultar con el fabricante los cambios que se realizan al equipo y su influencia en el sistema general. Por otro lado es importante realizar un análisis de los costos que conlleva el sistema de amortiguamiento. HAGLER BAILLY SERVICES


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3.26.2 Aislamiento de la vibración Durante la operación de los equipos, estos pueden emitir gran cantidad de ruido, aún cuando la vibración generada por estos sea casi imperceptible. Para controlar el ruido, las superficies deben aislarse del mecanismo vibratorio por medio del montaje de aislantes de la vibración, frenos o almohadillas entre la fuente vibratoria y la superficie de radiación (FIGURA 3-65).

3.26.3 Manteniendo apropiado Un equipo funcionando de manera incorrecta o con mantenimiento deficiente produce más ruido que el que produce cuando se encuentra en buenas condiciones. Pueden producir ruido los cojinetes de bolas en mal estado, engranajes gastados, bandas flojas, partes de rotación desbalanceadas, partes sin lubricación, levas mal ajustadas, entre otros. Estos tipos de ruido puede ser controlado fácilmente pues puede lograrse a través de un mantenimiento adecuado. Tratamiento de amortiguamiento añadido al bastidor Material, diseño, orientación del componente m odificado Radiador del sonido desintonizado, perforado, con dimensiones reducidas

Componente desintonizado, amortiguado

Bastidor rigidizado

Componente Anclado al bastidor

Bloque de inercia Abs orbe dor d inám ico sobre el receptor

Ais lado r de l a vi braci ón

Estructura de apoyo Contrafuertes o masas Tratamiento de amortiguamiento

Abs orbe dor d inám ico e n el p unto de c one xión

FIGURA 3-65 Modificaciones y aislamiento de la vibración

3.26.4 Silenciadores Los silenciadores se utilizan para reducir el ruido asociado con el flujo de gases a gran velocidad o corrientes de chorro, a la entrada o salida de los gases de las HAGLER BAILLY SERVICES


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máquinas o el generador. Sí no se reduce bastante la velocidad de los gases a la entrada del silenciador este puede convertirse en una fuente adicional de ruido. Existen dos tipos de silenciadores: los primeros actúan como disipadore s de energía acústica (mediante la vibración del material del silenciador) y los segundos confinan la energía acústica mediante el fenómeno de la reflexión y anulación de ondas por interferencia destructiva. Es importante tener en cuenta que el material reflectivo y su diseño específico puede actuar también de manera constructiva, es decir sumar las ondas reflejadas, por lo que el nivel de ruido puede aumentar de manera considerable.

3.26.5 Revestimiento El revestimiento de tuberías, ductos y otras superficies que transportan fluidos o gases a alta presión y temperatura que son fuente de presión sonora, requieren la aplicación de materiales absorbentes de ruido. Un ejemplo de revestimiento consiste en: una capa interior resiliente (2.5 a 10 cm de fibra de vidrio) y una capa exterior hermética (aluminio o acero suave). En muchos casos, el revestimiento puede combinarse con el aislamiento térmico. Por otra parte, un método comúnmente utilizado para la reducción de ruido en un cuarto cerrado es revestir las superficies internas (cielo raso y paredes) con materiales absorbentes. Cuando una onda sonora penetra en los poros del material absorbente, la vibración de las moléculas de aire es amortiguada por la fricción contra las superficies de las fibras o partículas de la estructura porosa del material absorbente, atenuando el ruido y produciendo calor. El revestimiento tiene un efecto de reducción menor cerca de las fuentes sonoras, mientras que a mayores distancias de las fuentes se puede obtener una reducción significativamente mayor.

3.26.6 Cerramientos Los cerramientos totales son estructuras que rodean por completo la fuente de ruido, reteniendo el sonido generado. Sin embargo, éstos pueden provocar una acumulación de alto nivel de la energía acústica, razón por la cual este control consiste en muros que proporciona la atenuación requerida por medio de un revestimiento interior de material poroso, el cual se emplea para disipar la acumulación de la energía acústica. El mecanismo de reducción de ruido es el mismo que el empleado en el revestimiento para los cuartos descrito anteriormente y se emplea para proteger cuartos de control y otros donde el personal está expuesto durante la jornada de trabajo. La mayoría de materiales absorbentes de ruido actúan también como aislantes térmicos y por tanto el área aislada puede sufrir un incremento considerable de temperatura, aspecto de importancia ya que puede ser necesario implementar HAGLER BAILLY SERVICES


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sistemas de ventilación o enfriamiento. Se debe revisar especialmente los aspectos asociados a seguridad industrial por el aumento del riesgo de incendio.

3.26.7 Barreras Una barrera es un obstáculo en la trayectoria de la onda sonora que se utiliza como receptor de las ondas emitidas por una fuente. La barrera puede actuar por medio de atenuación debida a la difracción o a la absorción (dependiendo del material de construcción) y también por la atenuación debida a la absorción por el suelo que separa la barrera de la fuente. Las barreras se diseñan para proporcionar la reducción necesaria del sonido transmitido a través de ella y para evitar que el sonido refractado alrededor de los bordes llegue a ser significativo. Una barrera que se coloque a la mitad del camino entre la fuente y el receptor requerirá mayores dimensiones que una barrera colocada cerca de la fuente o cerca del receptor, para obtener una reducción de ruido significativa.

3.27 CONTAMINACIÓN CONTAMINACIÓN DE CUERPOS NATURALES NATURALES DE AGUA El impacto ambiental sobre un cuerpo de agua se produce principalmente por la descarga de aguas residuales provenientes del proceso de generación eléctrica y las domésticas (por ejemplo los servicios sanitarios). Las fuentes de contaminantes que pueden afectar los cuerpos de agua naturales en las plantas diesel son: los sistemas de tratamiento de agua, sistemas de refrigeración, purgas de tanques de agua y la caldera de recuperación de calor donde ésta exista. Los efectos del vertimiento de aguas residuales son muy distintos de una central a otra. En general, el efecto es el deterioro de la calidad del agua para los diferentes usos. En la Otra fuente de contaminación, en menor número, pero no en magnitud, son las descargas de aguas contaminadas térmicamente, es decir, vertimientos con temperaturas superiores a las de las corrientes receptoras. Estas descargas calientes provienen generalmente de los sistemas de enfriamiento de motores y generadores. Los altos volúmenes que son manejados pueden afectar de manera significativa pequeños ríos, embalses y ciénagas que no tengan la capacidad natural para amortiguar el impacto térmico.

TABLA 3-23 se presentan algunos de los tipos de vertimientos que se pueden presentar en una planta de generación diesel, su origen y el contaminante que está afectando al medio ambiente. HAGLER BAILLY SERVICES


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Otra fuente de contaminación, en menor número, pero no en magnitud, son las descargas de aguas contaminadas térmicamente, es decir, vertimientos con temperaturas superiores a las de las corrientes receptoras. Estas descargas calientes provienen generalmente de los sistemas de enfriamiento de motores y generadores. Los altos volúmenes que son manejados pueden afectar de manera significativa pequeños ríos, embalses y ciénagas que no tengan la capacidad natural para amortiguar el impacto térmico.

TABLA 3-23 Impactos ambientales a los cuerpos de agua naturales TIPO DE VERTIMIENTO Aguas residuales • con carga de • sólidos • •

Aguas residuales • aceitosas • • • • Aguas residuales • domésticas • Aguas calientes •

ORIGEN Purga del tanque contra incendio Purga de la torre de enfriamiento Purga de la caldera de recuperación de calor Lavado de los filtros de la planta de tratamiento de agua Grupo electrógeno Almacenamiento de Fuel Oil Patio de la subestación Caldera de recuperación de calor Talleres, bodegas Servicios sanitarios Casino y alojamientos Circuito abierto de enfriamiento de radiador

CONTAMINANTE Sólidos en suspención, metales pesados

Grasas, aceites y sólidos

Residuos orgánicos Temperatura

Para mitigar el impacto ambiental por la disposición de las aguas residuales domésticas que se generan en la central, se llevan a cabo, entre otras, las siguientes acciones: Instalación de trampas de grasas (retiro de grasas y jab ones) − Construcción de pozo séptico o realización de tratamientos biológicos (eliminación de sólidos sedimentales) − Disposición de filtros anaeróbicos (degradación anaeróbica de gran parte de la materia orgánica) infiltración al terreno − Adecuación de laguna de estabilización o infiltración −

En lo referente al tratamiento de aguas residuales industriales se pueden tomar algunas acciones para evitar el impacto ambiental severo. Las aguas aceitosas deben ser tratadas en un separador API y una laguna de estabilización antes de su disposición en un cuerpo de agua − Las aguas residuales con carga de sólidos deben ser tratadas en una laguna de estabilización o de sedimentación −



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3.28 CONTAMINACIÓN CONTAMINACIÓN DE LOS LOS SUELOS SUELOS Las alteraciones previsibles sobre los suelos se deben básicamente a dos causas, por un lado a los movimientos de tierra (excavaciones, rellenos) necesarios para la construcción de la planta y posibles adecuaciones las cuales inciden en los procesos erosivos y que conllevan a la pérdida del suelo útil y por otro lado a la disposición de residuos sólidos. Los residuos industriales son aquellos que quedan como producto del proceso de generación de energía, tales como plásticos de todos los tipos, químicos, baterías y materiales ferrosos entre otros, cuya inadecuada disposición afecta la estructura del suelo y pueden llegar a contaminarlo. En la TABLA 3-24 se describen cada uno de los impactos ambientales causados como consecuencia de la disposición de residuos sólidos generados por la operación de una planta térmica diesel. TABLA 3-24 Impactos ambientales en los suelos IMPACTO Pérdida del suelo y su potencial agrológico Alteración de las propiedades físico químicas del suelo Contaminación por residuos sólidos domésticos Contaminación por residuos sólidos industriales

ORIGEN Construcción de la planta Derrames accidentales de aceites, grasas y lubricantes Basuras provenientes de oficinas y casinos Basuras provenientes de talleres, cenizas y materiales tóxicos

El manejo de los residuos sólidos domésticos debe seguir las siguientes recomendaciones: El acopio de estos residuos, si esto se realiza en un lugar abierto, debe realizarse durante el mínimo tiempo para evitar la proliferación de vectores que el viento pueda dispersar − La recolección de estos residuos en climas cálidos debe realizarse por lo menos dos veces a la semana para evitar la proliferación de vectores y plagas − Si existe el almacenamiento de residuos, este debe realizarse en recipientes adecuados para los residuales, los peligrosos y los domésticos. Estos recipientes deben ser lavados periódicamente para evitar la propagación de olores ofensivos o enfermedades −

Para manejar los residuos industriales se pueden seguir las siguientes prácticas: Si los residuos no son peligrosos pueden ser dispuestos en un relleno parecido al utilizado para los residuos domésticos − Para disponer los residuos especiales o peligrosos se puede utilizar un relleno sanitario especial, el cual permita el control y la minimización de la dispersión de los contaminantes en el agua, aire o suelo −



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El caso de los aceites usados y materiales contaminados por aceites y grasas, deben ser almacenados en canecas o tanques apropiados para su procesamiento y disposición posterior − Los aceites lubricantes de desecho pueden ser utilizados para combustión en hornos o calderas de carácter comercial o industrial únicamente en los casos en los que el Ministerio del Medio Ambiente así lo ha autorizado (Decreto No 1697 de 1997) −

3.29 LA COGENERACIÓN CON PLANTAS DIESEL En un motor reciprocante, dependiendo de la eficiencia, aproximadamente el 45% de la energía del combustible se convierte en potencia al eje. Con el objeto de aumentar la utilización del combustible, parte del calor que se libera a la atmósfera puede ser recuperado y aprovechado en un proceso cogenerativo. La FIGURA 3-66 presenta un diagrama de Sankey para motores reciprocantes en el cual se ilustra la distribución de la energía, así como el porcentaje de energía que es recuperable en los sistemas cogenerativos.

) % % 0 1 o 0 t 1 o l a i c p i t e é l g i r b e t n s u e b n m ó i o c c a , t n % e 9 m 9 i s l A a g (

Energía mecánica 44%

% Aire de sobrealimentación 11.3% 6 5 Calor a Aceite lubricante 4.6% c utilizable i Agua de refrigeración motor 5.2% m 42.4% r Intercambiador de calor é Gases t de gases de escape 21.3% a de í g r escape Chimenea 11.4% e n 3 2 . 7 % E

Radiación 2,2%

Perdidas 13.6%

FIGURA 3-66 Diagrama de Sankey para motores reciprocantes

3.29.1 Sistemas de recuperación de calor La función primordial del sistema de recuperación de calor en un motor reciprocante es enfriar el motor. Algunas funciones secundarias son recuperar el calor y trabajar como aislantes de ruido.



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3.29.2 Sistemas de agua caliente con temperatura normal Este sistema utiliza temperaturas del agua de enfriamiento, del orden de 90 C a 100 C, las cuales son obtenidas a la salida del motor. El circuito primario de enfriamiento, debe ser un circuito cerrado. º

º

3.29.3 Sistemas de agua caliente con temperatura alta Este sistema utiliza temperaturas del agua de enfriamiento del orden de 105 C a 120 C a la salida del motor. Este sistema funciona prácticamente igual al sistema anterior, con la excepción que en este sistema, el agua debe estar a una presión mayor (con el objeto que pueda estar como líquido a una temperatura mayor). Se debe incluir un control de presión que asegure que el agua siempre se va a encontrar en estado líquido. º

º

3.29.4 Sistema de agua caliente y vapor con caldera de “flash” Este sistema incorpora muchas de las características del sistema de agua caliente más una sección de evaporación por “flash” que genera vapor de baja presión.

3.29.5 Sistema ebullente En este tipo de enfriamiento, se utiliza el calor de vaporización del agua para remover el calor del motor. El vapor generado se mueve a través del agua por convección natural, hasta llegar a un separador de vapor localizado en la parte superior del motor. Este sistema es ampliamente utilizado ya que genera vapor aplicable en sistemas de aire acondicionado por absorción.

3.29.6 Desempeño de los sistemas de recuperación de calor La cantidad de calor liberado por una máquina térmica es directamente proporcional al porcentaje de carga, e inversamente proporcional a la eficiencia térmica. Los diferentes fabricantes disponen de información relativa a la liberación de calor de cada máquina específica, y esta deberá ser consultada para cada caso particular. En la FIGURA 3-67 se presenta la forma de recuperar el calor en los motores reciprocantes. •

Calor transferido al refrigerante

Para motores enfriados por líquidos, prácticamente todo el calor transferido en las camisas de agua es recuperable. La cantidad de calor disponible de esta fuente varía ligeramente para cada motor. HAGLER BAILLY SERVICES


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Calor transferido al aceite lubricante

Cuando se recupera calor de los motores con cualquiera de los sistemas descritos en las secciones anteriores, es recomendable utilizar el calor transferido al aceite lubricante, especialmente para precalentar el agua de alimentación a las calderas. También se puede usar para calentar agua o para otras necesidades en las que se requiera calor a bajas temperaturas. •

Calor recuperable de los gases de salida

La recuperación de calor de los gases de salida de un motor reciprocante es similar a la recuperación de calor de los gases de salida de una turbina a gas, diferenciándose en los niveles de temperatura así como en las cantidades de calor liberadas. La relación potencia / calor generado un sistema cogenerativo que utilice motores reciprocantes es del orden de 1.09. Caldera de gases de escape

Utilización de calor de los gases de escape Aprovechamiento térmico de agua de refrig. del aire de carga 1a etapa Aprovechamiento térmico del aceite

Sistema agua de refrigeración motor

Sistema de aceite lubricante

Enfriador de emergencia Sistema de agua de refrigeración del aire de carga Circuito agua caliente/recalentada

Torre de enfriamiento

FIGURA 3-67 Recuperación de calor en motores reciprocantes. HAGLER BAILLY SERVICES


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Como se puede apreciar, la cantidad de energía térmica que se libera en los gases de escape en un motor de combustión interna es elevada y potencialmente aprovechable con otros fines, por ejemplo la producción de vapor para procesos industriales. Esto hace que se estudien las posibilidades de la aplicación de los principios de cogeneración en las ZNI, ya que aunque allí la actividad industrial es reducida, esto indudablemente puede permitir que industrias detenidas por la falta de una fuente de vapor se puedan desarrollar e incluso puedan ser una fuente de empleo importante para estas regiones.

3.30 CONCLUSIONES La generación de energía mediante motores diesel es una alternativa tecnológica que ha sido ampliamente utilizada para abastecer de electricidad a gran cantidad de poblaciones que no tienen la posibilidad de recibirla a través del Sistema Interconectado Nacional- SIN. Aunque la complejidad de la tecnología no es tan grande, si esta se compara con otras tecnologías de generación como las turbinas a gas o a vapor, se requiere de conocimientos y seguimiento técnico para que la calidad y confiabilidad del servicio sea la esperada por los usuarios. La velocidad de rotación de los motores diesel es muy variada y tiene, comúnmente, una relación inversa con la potencia que puede generar. En motores estacionarios, como los utilizados en la generación de energía eléctrica no es recomendable usar velocidades superiores a 1800 rpm debido a que los desgastes debidos a la elevada fricción son muy altos disminuyendo notablemente la vida útil del motor. Esto hace que cuando los requerimientos de potencia y de horas de operación son altos sea recomendable buscar motores de baja velocidad de rotación, para así contar con un servicio de buena calidad y confiabilidad. Este análisis debe ser realizado integralmente para cada sitio para corroborar así la viabilidad económica de la solución, dado que aunque la vida útil es mayor igualmente los costos de inversión inicial y de montaje (obra civil) son mas altos. La versatilidad de la tecnología diesel permite contemplar la posibilidad de utilizar combustibles diversos para la generación de energía. No obstante pensar en otros combustibles como gas, combustibles pesados y otros debe ser analizado con gran detalle para tener identificadas plenamente las fuentes de abasto ya que esto solo es rentable en las situaciones en las cuales la disponibilidad del combustible es total. En cuanto a las posibilidades de cogeneración con estos motores, la posibilidad siempre está abierta y llevarla a cabo solo depende de la existencia de algún proceso productivo que requiera energía térmica y que esta pueda ser abastecida con el calor remanente en los gases de escape del motor.



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DNP

MINMINAS

UPME

CREG

PNUD

La vida útil de los equipos de generación diesel ideal o dada por los diversos fabricantes varía entre 20000 y 60000 horas de operación dependiendo de la potencia a generar (hasta 2000 kW y más de 2000 kW respectivamente). La vida útil de los equipos existentes en la actualidad en las ZNI es desconocida y por tanto no es fácilmente comparable con estos valores ideales, lo que es agravado con el desconocimiento total que existe del trato histórico que se les ha dado a estos equipos. Finalmente, en este documento se han mencionado los parámetros más importantes ha tener en cuenta en la selección del tipo de planta diesel que se debe instalar en cada caso específico. Se pueden mencionar entre los más importantes: horas de servicio, demanda, comportamiento de la demanda a lo largo del día y combustibles disponibles.

3.31 BIBLIOGRAFÍA CATERPILLAR. Grupos electrógenos - guía de aplicación e instalación. Estados Unidos: Caterpillar, febrero de 1996. BASLER ELECTRIC. Electronic components. Highland, Illinois (USA). TOO STABLE OR STABLE TOO. En: Energy News - Energy in focus. Volumen 1; p. 12 WÄRTSILÄ DIESEL. Enviromental responsability- our approach. Vaasa, Finlandia: WD. ISOTTA FRASCHINI MOTORI. Motori diesel serie ID36 = ID36 series diesel engines. Trieste : IFM, 19--? . 1 plegable. MAN B&W Diesel A/S. Two stroke low speed MC-S desel engines stationary application. Copenhagen : MAN, 1995. 1 plegable. MAN B&W Diesel AG. Four stroke diesel engine programme. Augsburg : MAN, 1997. 1 plegable. MAN. Sheer energy - MAN diesel engine for gensets and standby power units 166 718 kW (165 - 750 kVA). 1 plegable. MAN. Economic energy - MAN gas and diesel engines for autonomous cogeneration 47 to 534 kW. 1 plegable. AVAILABILITY FOR BASE-LOAD POWER PLANT DIESELS. En: Power News. Volumen 1. Wärtsilä Diesel, 1993. P. 10.



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Libro Motores Diesel Generadores

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