Evaluación técnica, económica y ambiental de alternativas ...

Evaluación técnica, económica y ambiental de alternativas de

autogeneración de electricidad o cogeneración, a partir de

biomasa residual para la empresa planta productora de aceite

de palma africana, “INVERSIONES LA MEJORANA” en el

Departamento del Meta

Proponente:

Ing. Fabio Alberto Aldana Méndez

Tesis presentada como requisito para optar al título de:

Magíster en Ingeniería - Ingeniería Mecánica

Director:

Dr. - Ing. Msc Fabio Emiro Sierra

Universidad Nacional de Colombia

Facultad de Ingeniería

Departamento de Mecánica y Mecatrónica

Bogotá, D.C., Colombia

2018

2

ABSTRACT

The overall objective of this research work is to define de best way and the best

conceptual scheme for energy generation, or cogeneration, from residual biomass

at industrial processing plant of palm oil production at La Mejorana mill, located in

Acacías, Meta, Colombia.

As assential parameters for develop this work, were considerated general aspects

as a) characterization of termal and electricity demand at La Mejorana mill, b)

physical and energy characteristics of residual biomass at La Mejorana mill c) power

capacity of generation, c) requirements of power plant for inject energy to grid, d)

environment rules in Colombia and e) current situation of energy transition in the

world and in Colombia.

From this paramters, were evaluated alternatives for enery generation or

cogeneration, under following categories: a) type of of terrmochemical process of

biomass energy transformation, between combustión, gasification and pyrolysis, b)

type of termodynamic cycle of energy generation between steam power plant cycle,

gas power plant cycle, combined cycle and internal combustión engine cycle, c) type

of regulatory framework escheme between only selfgeneration, self generation with

injection of excedents to the electrical grid, only cogeneration, and cogeneration with

injection of excedents to the electrical grid.

With regard to the type of terrmochemical process of biomass energy transformation,

under efficiency and behavior criteria, was selected the gasification; for the type of

termodynamic cycle of energy generation, under efficiency, economycs,

enviromental and behavior criteria, was selected internal combustión engine cycle,

and self generation with injection of excedents to the electrical grid, was selected as

the type of regulatory framework escheme.

In accordance with the above, it was selected a scheme of electricity generation of

gasification with internal combustión engine, were sized and selected the

respectives biomass gasification system and internal combustión engine, defining

the corresponding auxiliary equipment, control systems and accesories; also was

defined the requeriments and necesary steps to be considered as self generator

agent in the colombian energy regulatory scheme.

Finally were realized the economics and environmental evaluation of the system,

considering the several rules enforceables to the activity of energy generation at the

interconected system in Colombia.

3

CONTENIDO

LISTA DE TABLAS ................................................................................................... 7

LISTA DE FIGURAS ................................................................................................ 9

LISTA DE SÍMBOLOS ............................................................................................ 12

RESUMEN ............................................................................................................. 15

CAPÍTULO 1 .......................................................................................................... 16

1. INTRODUCCIÓN ............................................................................................ 16

1.1. Objetivo general ........................................................................................ 17

1.2. Objetivos específicos ................................................................................ 18

1.3. Justificación .............................................................................................. 18

CAPÍTULO 2 .......................................................................................................... 20

2. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA .......................................................................... 20

2.1. La biomasa como fuente de energía ........................................................ 21

2.2. Principales características de la biomasa ................................................. 22

2.3. Procesos termoquímicos de transformación de biomasa en energía ....... 24

2.3.1. Combustión ........................................................................................ 24

2.3.2. Gasificación ........................................................................................ 27

2.3.3. Pirolisis ............................................................................................... 30

2.4. Alternativas de generación de energía ..................................................... 33

2.4.1. Termodinámica del Ciclo Rankine o ciclo de vapor ............................ 33

2.4.2. Termodinámica del ciclo Brayton o ciclo de gas ................................. 45

2.4.3. Termodinámica del ciclo de motor reciprocante ................................. 54

2.5. Cogeneración ........................................................................................... 60

2.5.1. Consumidores del calor y de electricidad ........................................... 60

2.5.2. Eficiencia ............................................................................................ 60

2.5.3. Ventajas de la cogeneración .............................................................. 61

2.5.4. Aspectos económicos de la cogeneración ......................................... 61

4

2.5.5. Tipos de cogeneración ....................................................................... 61

2.5.6. Tecnologías de cogeneración ............................................................. 62

2.6. Características de la demanda ................................................................. 63

2.6.1. Potencia de la demanda ..................................................................... 63

2.6.2. Nivel térmico de la demanda de calor ................................................ 64

2.6.3. Fluido térmico ..................................................................................... 64

2.6.4. Relación calor – electricidad .............................................................. 64

2.6.5. Curva de demanda ............................................................................. 64

2.7. Estudio de viabilidad técnica y económica ................................................ 65

2.7.1. Determinación de la potencia instalada .............................................. 65

2.7.2. Determinación del ahorro energético y económico ............................ 66

2.8. Reglamentación y normalización energética aplicable en Colombia ........ 68

2.8.1. Políticas energéticas en Colombia (Ministerio de Minas y Energía -

Minminas y Unidad de Planeación Minero Energética - UPME) ..................... 68

2.8.2. Ley 1715 de 2014............................................................................... 70

2.8.3. Norma NTC - ISO 50001 - Sistemas de Gestión de la Energía ......... 72

2.8.4. Los conceptos legales básicos asociados con la generación de

electricidad en el Sistema Interconectado Nacional - SIN .............................. 75

CAPÍTULO 3 .......................................................................................................... 79

3. METODOLOGÍA Y TOMA DE DATOS ............................................................ 79

3.1. Planta de procesamiento “INVERSIONES LA MEJORANA” .................... 80

3.1.1. Descripción del procesamiento de extracción de aceite de palma

africana en la planta ....................................................................................... 81

3.1.2. Procesos asociados a la fase sólida .................................................. 93

3.2. Toma de datos INVERSIONES LA MEJORANA ....................................... 94

3.3. Análisis físico-químico de Biomasa .......................................................... 98

3.4. Gasificación de la biomasa residual del procesamiento de la palma africana

98

3.5. Metodología de selección de tecnologías de generación de energía ..... 102

5

3.5.1. Matriz de Evaluación de Aspectos Tecnológicos de Generación

(MEATG) ....................................................................................................... 103

3.6. Matrices de evaluación de las tecnologías de generación ...................... 104

3.6.1. Método ............................................................................................. 104

3.6.2. Matriz de evaluación de costos (MEC) ............................................. 104

3.6.3. Matriz de Indicadores de Tecnologías Energéticas (MITE) .............. 106

3.6.4. Viabilidad de Fuente Energética (VFE) ............................................ 113

CAPÍTULO 4 ........................................................................................................ 114

4. RESULTADOS Y ANÁLISIS .......................................................................... 114

4.1. Datos planta “LA MEJORANA” ............................................................... 115

4.1.1. Características equipos de generación de vapor ............................. 116

4.1.2. Características equipos de agua caliente ......................................... 119

4.1.3. Características equipos de generación de energía eléctrica ............ 119

4.1.4. Consumos de energía eléctrica de la planta “INVERSIONES LA

MEJORANA” ................................................................................................. 120

4.1.5. Consumos de combustible (ACPM) de la planta “LA MEJORANA” . 122

4.1.6. Producción de la planta “LA MEJORANA” ....................................... 124

4.1.7. Balance de masa de los procesos de producción de la planta “LA

MEJORANA” ................................................................................................. 125

4.1.8. Caracterización Físico-Químico de subproductos sólidos generados del

proceso de extracción de aceite de Palma ................................................... 127

4.2. Resultados obtenidos de la experimentación en gasificación ................. 130

4.3. Resultados revisión de regulaciones para todo tipo de generador ......... 132

4.3.1. Generador ........................................................................................ 135

4.3.2. Planta menor y Cogenerador aislado ............................................... 135

4.3.3. Cogenerador con venta de excedentes ............................................ 135

4.3.4. Productor marginal ........................................................................... 135

4.3.5. Plantas no despachadas centralmente y autogeneradores aislados 135

4.3.6. Autogenerador con venta de excedentes y Generador distribuido ... 136

6

4.4. Resultados tecnologías de generación y cogeneración con residuos de

biomasa ............................................................................................................ 136

4.4.1. Ciclos con turbina de vapor .............................................................. 141

4.4.2. Ciclos con turbina de gas ................................................................. 141

4.4.3. Ciclos con microturbinas de gas ...................................................... 141

4.4.4. Ciclo combinado ............................................................................... 141

4.4.5. Ciclos motor reciprocante ................................................................. 141

4.4.6. Motores de encendido por chispa .................................................... 142

4.4.7. Motores Diesel ................................................................................. 142

4.4.8. Ventajas y desventajas tecnologías de generación .......................... 142

CAPÍTULO 5 ........................................................................................................ 143

5. DISCUSIÓN .................................................................................................. 143

CAPÍTULO 6 ........................................................................................................ 144

6. CONCLUSIONES ......................................................................................... 144

CAPÍTULO 7 ........................................................................................................ 145

7. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 145

8. ANEXOS ....................................................................................................... 150

8.1. Tablas de resultados revisión de regulaciones para todo tipo de generador

151

8.2. Tablas de resultados tecnologías de generación y cogeneración con

residuos de biomasa ........................................................................................ 173

7

LISTA DE TABLAS

Tabla 1. Componentes estructurales de algunas maderas .................................... 24

Tabla 2. Procesos de combustión de la biomasa ................................................... 25

Tabla 3. Proceso de pirolisis a partir de biomasa ................................................... 31

Tabla 4. Equipos asociados y datos de placa ........................................................ 85

Tabla 5. Etapa de digestión, datos de equipos asociados ..................................... 87

Tabla 6. Etapa de prensado, datos de equipos asociados ..................................... 88

Tabla 7. Etapa de secado, datos de equipos asociados ........................................ 91

Tabla 8. Variables a medir en la planta de extracción ............................................ 94

Tabla 9. Matriz de Evaluación de Aspectos Tecnológicos de Generación (MEATG)

............................................................................................................................. 103

Tabla 10. Matriz de Evaluación de Costos (MEC) ................................................ 106

Tabla 11. Matriz de indicadores de Tecnologías Energéticas (MITE) ................... 107

Tabla 12. Dimensiones de la tubería de vapor ..................................................... 117

Tabla 13. Características equipos generación de vapor ...................................... 118

Tabla 14. Consumo de energía eléctrica de la empresa (planta de generación y red

eléctrica) .............................................................................................................. 120

Tabla 15. Consumos de combustible (ACPM) de la empresa .............................. 122

Tabla 16. Producción de extracción de la empresa .............................................. 124

Tabla 17. Balances de masa de los procesos productivos ................................... 125

Tabla 18. Resultados obtenidos del análisis próximo para cuesco de Palma y Fibra

de Palma .............................................................................................................. 129

Tabla 19. Resultados obtenidos del análisis ultimo y poder calorífico de cuesco y

fibra de Palma ...................................................................................................... 129

Tabla 20.Matriz de regulaciones para cada tipo de generador ............................ 134

Tabla 21. Matriz de evaluación de tecnologías de generación y cogeneración con

residuos de biomasa. ........................................................................................... 138

Tabla 22. Matriz de evaluación de regulaciones para Generador ........................ 151

Tabla 23.Matriz de evaluación de regulaciones para Plantas menores y

8

cogeneradores aislados ....................................................................................... 154

Tabla 24.Matriz de evaluación de regulaciones para Cogenerador con venta de

excedentes .......................................................................................................... 156

Tabla 25.Matriz de evaluación de regulaciones para el Productor Marginal ........ 160

Tabla 26.Matriz de evaluación de regulaciones para plantas no despachadas

centralmente y autogeneradores aislados: .......................................................... 162

Tabla 27.Matriz de evaluación de autogeneradores con venta de excedentes y

generador distribuido ........................................................................................... 163

Tabla 28. Condiciones para la medición de la potencia instalada del generador

distribuido ............................................................................................................ 164

Tabla 29.Matriz de evaluación de autogeneradores con venta de excedentes y

generador distribuido ........................................................................................... 165

Tabla 30. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con turbina de vapor. ... 173

Tabla 31. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con turbina de gas. ...... 174

Tabla 32. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con microturbina de gas.

............................................................................................................................. 175

Tabla 33. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos combinados. ................ 175

Tabla 34. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con motor reciprocante.

............................................................................................................................. 176

Tabla 35. Matriz de evaluación de tecnologías de motores de encendido por chispa

............................................................................................................................. 177

Tabla 36. Matriz de evaluación de tecnologías de motores Diesel....................... 178

Tabla 37. Ventajas de cada tecnología de generación en ciclos de vapor, gas,

microturbinas y combinados. ............................................................................... 180

Tabla 38. Desventajas de cada tecnología de generación en ciclos de vapor, gas,

microturbinas y combinados. ............................................................................... 184

9

LISTA DE FIGURAS

Figura 1. Diagrama básico de un material lignocelulósico ..................................... 24

Figura 2. Esquema de funcionamiento de tres tipos de hornos de combustión ..... 25

Figura 3. Esquema básico de combustión de biomasa en una caldera ................. 27

Figura 4. Tipos de Gasificadores ........................................................................... 28

Figura 5. Cuadro comparativo de diversos tipos de Gasificadores ........................ 29

Figura 6. Esquema general de un sistema de pirolisis de biomasa ....................... 33

Figura 7. Diagrama T-s del ciclo Rankine .............................................................. 34

Figura 8. Esquema general de un ciclo de vapor para generación de electricidad 35

Figura 9. Turbina a vapor de condensación ........................................................... 37

Figura 10. Turbina a vapor de contrapresión ......................................................... 38

Figura 11. Turbina a vapor de condensación con extracción ................................. 39

Figura 12. Esquema de instalación y diagrama Ts del ciclo Rankine ideal con

regeneración .......................................................................................................... 41


recalentamiento ..................................................................................................... 43

Figura 14. Diagramas Pv y Ts del ciclo Brayton ..................................................... 46

Figura 15. Esquema general de un ciclo de gas para generación de electricidad . 47

Figura 16. Turbina de gas ...................................................................................... 48

Figura 17. Diagrama T-s de un ciclo regenerativo de turbina de gas ..................... 51

Figura 18. Diagrama T-s para el ciclo Brayton con regeneración. ......................... 52

Figura 19. Diagrama secuencial de un ciclo de motor reciprocante para generación

de electricidad ........................................................................................................ 55

Figura 20. Diagrama Pv y Ts del ciclo Otto ............................................................ 56

Figura 21. Diagrama Pv y Ts del ciclo Diesel ......................................................... 57

Figura 22. Zona de pesaje ..................................................................................... 81

Figura 23. Zona de descargue, selección y preparación de los RFF ..................... 82

Figura 24. Disposición de los RFF ......................................................................... 83

10

Figura 25. Tuberia de Condensados ...................................................................... 84

Figura 26. Tuberia de vapor ................................................................................... 84

Figura 27. Zona de esterilización ........................................................................... 84

Figura 28. Etapa de Desfrutado ............................................................................. 86

Figura 29. Etapa de Digestión................................................................................ 87

Figura 30. Etapa de prensado................................................................................ 89

Figura 31. Tanques de clarificación ........................................................................ 90

Figura 32. Tanques de secado ............................................................................... 91

Figura 33. Tanques de almacenamiento ................................................................ 91

Figura 34. Tanques de lodos .................................................................................. 92

Figura 35. Etapa de palmisteria ............................................................................. 94

Figura 36. Plano gasificador Laboratorio Plantas térmicas .................................... 99

Figura 37. Proceso de ignición gasificador Laboratorio Plantas térmicas ............ 101

Figura 38. Porcentajes de priorización de los aspectos ....................................... 109

Figura 39. Pesos relativos – Aspecto ambiental .................................................. 111

Figura 40. Pesos relativos – Aspecto social ........................................................ 111

Figura 41. Pesos relativos – Aspecto tecnológico ................................................ 112

Figura 42. Esquema de la planta de extracción ................................................... 116

Figura 43.Distribuidor de vapor ............................................................................ 117

Figura 44. Caldera y distribuidor de vapor ........................................................... 118

Figura 45. Tanques de agua caliente ................................................................... 119

Figura 46. Planta de generación Diesel y los tanques de almacenamiento de

combustible .......................................................................................................... 120

Figura 47. kW/h consumidos en los procesos de transformación, generados por la

planta Caterpillar en el periodo de análisis .......................................................... 121


red de distribución ................................................................................................ 122

Figura 49. Consumos de combustible (ACPM) de la empresa ............................ 123

Figura 50. Producción de extracción de la empresa ............................................ 124

11

Figura 51. Perfil de temperaturas ......................................................................... 130

Figura 52. Producción gas de síntesis ................................................................. 131

Figura 53. Suministro de agente gasificante (Aire) .............................................. 131

12

LISTA DE SÍMBOLOS

Símbolos

Símbolo Término Unidad SI

𝑐𝑣 Calor Específico a Volumen constante J

kgK

𝑐𝑝 Calor Específico a Presión constante J

kgK

ℎ Entalpía J

ℎ’ Entalpía Específica J

kg

𝑘𝑠 Exponente de Compresión isentrópico -

𝑚𝑣 Flujo de Vapor kg

s

𝑚𝑎 Flujo de Aire kg

s

𝑚𝑅𝐹𝐹 Flujo másico de Racimos de Fruto

Fresco

kg

s

𝜂𝑒 Rendimiento Eléctrico -

𝜂𝑖 Rendimiento Isentrópico -

𝜂𝑚 Rendimiento Mecánico -

𝑃 Presión Baar

𝑄𝑝 Potencia Térmica J

s

𝑞𝑎𝑏𝑠 Calor absorbido J

𝑞𝑐𝑎𝑙 Calor de sobrecalentador J

𝑞𝑐𝑒𝑑 Calor cedido J

𝑞𝑟𝑒𝑐 Calor de recalentamiento J

𝑟𝑐 Relación de compresión -

𝑠 Entropía J

K

𝑇 Temperatura K

𝑡 Tiempo S

13

Símbolo Término Unidad SI

𝑉 Volumen m3

𝑤𝑐 Potencia del compresor J

s

𝑤𝐵 Potencia de la bomba J

s

𝑤𝐸 Potencia Eléctrica J

s

𝑤𝑚 Potencia Mecánica J

s

𝑤𝑇 Potencia de la turbina J

s

𝑊 Trabajo J

𝑥 Calidad del vapor -

Abreviaturas

Abreviatura Término

ASIC Administrador del Sistema de Intercambios Comerciales

CND Centro Nacional de Despacho

CREG Comisión de Regulación de Energía y Gas

CROM Capacidad de Respaldo de Operaciones en el Mercado

DRE Disponibilidad del Recurso Energético

ENFICC Energía Firme para el Cargo por Confiabilidad

EP Energía Primaria

FOB Freight On Board

GD Generador Distribuido

GEI Gases de Efecto Invernadero

HP Horse Power

14

Abreviatura Término

MEATG Matriz de Evaluación de Aspectos Tecnológicos de Generación

MEC Matriz de evaluación de costos

MEM Mercado de Energía Mayorista

MinMinas Ministerio de Minas y Energía de la República de Colombia

MITE Matriz de Indicadores de Tecnologías Energéticas

PGT Puntaje Global de la Tecnología

REE Rendimiento Eléctrico Equivalente

RETIE Reglamento Técnico de Instalaciones Eléctricas

RFF Racimos de Fruto Fresco

RPM Revoluciones Por Minuto

RUPS Registro Único de Prestadores de Servicios

SDL Sistema de Distribución Local

SGE Sistema de Gestión de Energía

SIN Sistema Interconectado Nacional

STN Sistema de Transmisión Nacional

STR Sistema de Transmisión Regional

UPME Unidad de Planeación Minero Energética

VFE Viabilidad de la Fuente Energética

15

RESUMEN

Mediante el presente proyecto, se pretende evaluar las alternativas para

autogeneración de electricidad o cogeneración a partir de biomasa residual de la

planta productora de aceite de palma africana, “INVERSIONES LA MEJORANA”

ubicada en el departamento del Meta en Colombia.

Este proyecto se lleva a cabo dadas las características energéticas de la biomasa

residual de la planta productora (cuesco, fibra, ráquiz y tusas), cuyo

almacenamiento incontrolado en sus instalaciones causa una problemática

relacionada con efectos ambientales. Por otra parte, en esta planta se presentan

igualmente problemas con la continuidad en la prestación del servicio público de

energía eléctrica por parte de la empresa prestadora en la zona. A través de la

realización del proyecto se busca la independencia energética mediante un posible

sistema de autogeneración o cogeneración.

Se plantea realizar la evaluación desde los puntos de vista técnico, económico y

ambiental, considerando que la biomasa residual de la planta está constituida

principalmente por cuesco, fibra, ráquiz y tusas, subproductos del procesamiento de

aceite de la palma africana.

Para efectos de los análisis de evaluación se consideran las posibles alternativas

de generación termoeléctrica como ciclos de vapor, ciclos de gas, ciclos de motor

de combustión interna, y posteriormente se consideran las alternativas de

tecnologías de transformación energética de la biomasa como fuente combustible

del ciclo de generación, evaluando diferentes procesos como la combustión directa

y procesos de gasificación o pirolisis.

PALABRAS CLAVE:

Biomasa, palma de aceite, combustión, gasificación, pirolisis, electricidad

16

CAPÍTULO 1

1. INTRODUCCIÓN

La cogeneración se define como la producción combinada de energía eléctrica o

mecánica y de energía térmica, que puede ser aprovechable en procesos

productivos a partir de una misma fuente de energía primaria; esta representa una

alternativa como método de conservación de energía para la industria, acorde con

las políticas de globalización económica regional y en la política internacional

orientada a lograr un desarrollo sostenible. La mayoría de los procesos industriales

y un gran número de aplicaciones comerciales, requieren de vapor y calor a

temperatura definida. Así, en ellos es posible combinar la producción de electricidad

y calor para los procesos, aprovechando la energía residual que de otra forma se

desecharía o se dejaría de utilizar.

La planta de producción de aceite de palma africana, “INVERSIONES LA

MEJORANA”, maneja la mayoría de sus procesos con usos de vapor generado a

partir de calderas de combustión de materiales sólidos. Estas calderas manejan el

proceso termoquímico de conversión de combustibles para la producción de

energía, proceso que aplica el mismo concepto de la conversión termoquímica de

biomasa, y por lo tanto presenta un potencial para implementar biomasas residuales

en las calderas de la planta. De hecho, actualmente el combustible suministrado a

las calderas de generación de vapor de la planta es la biomasa residual, la cual es

generada por los procesos de transformación de la materia prima, en los cuales se

genera el cuesco, la fibra, el ráquiz y las trusas; dicha biomasa es mezclada y

suministrada directamente a la caldera.

Sin embargo, en la planta se presentan diversos inconvenientes al momento de

generar vapor a través de la combustión de la biomasa residual. Estos

inconvenientes son causados por dos factores. El primero es la falta de

conocimientos técnicos profundos del potencial de la biomasa residual obtenida de

sus procesos de transformación, como las ventajas o desventajas al momento de

mezclar las biomasas. El segundo, y uno de los inconvenientes más considerables

es la alta cantidad de material particulado en la generación de vapor a través de la

combustión de la fibra de palma.

La instalación de sistemas de gasificación para la generación de gas combustible a

partir de la fibra y el cuesco puede construir una excelente alternativa para la

reducción de estos inconvenientes presentes en la planta. Para lo anterior, es

17

importante realizar la experimentación necesaria para evaluar el comportamiento de

los materiales mencionados en los procesos de transformación de biomasa, como

son gasificación, combustión y pirolisis.

La transformación termoquímica de biomasa para la generación de energía cuenta

con varios factores de evaluación y de selección de tecnologías que deben ser

considerados, y que dependen de las características fundamentales de la biomasa

con la que se dispone. En este caso, para la planta “INVERSIONES LA

MEJORANA”, se presentan en el capítulo 2 todas estas características y factores

de evaluación para las biomasas disponibles en la planta. Adicionalmente se realiza

una búsqueda de las alternativas de generación de energía evaluadas desde la

parte termodinámica, mediante la aplicación de los conceptos y demás temas

referentes con la cogeneración a partir de biomasas residuales. Se realiza

igualmente una descripción de la caracterización de la demanda de los

subproductos que se obtienen del procesamiento de la palma africana y una

descripción detallada de las políticas existentes en Colombia para la generación y/o

cogeneración de energía eléctrica.

Para la caracterización de los procesos de la planta de procesamiento de palma

africana y biomasa resultantes, se realizaron visitas de inspección en campo,

cumpliendo así con la etapa de evaluación del potencial energético que poseen los

distintos subproductos, identificando cada una de las principales etapas del

proceso, de las cuales se generan residuos sólidos. Todos los datos obtenidos y la

experimentación se realizan con base en una metodología establecida, como se

puede ver en el capítulo 3. Los resultados obtenidos del desarrollo de cada uno de

los parámetros establecidos en la metodología se describen en el capítulo 4, el

análisis y discusión de cada uno de los resultados obtenidos se describen en el

capítulo 5, y posterior a ello se realizan los análisis precios a la selección y

dimensionamiento del proceso de transformación energética de la biomasa, la

selección y dimensionamiento del ciclo de generación así como del sistema de

cogeneración para luego presentar las conclusiones del trabajo realizado (capitulo

6).

1.1. Objetivo general

Evaluar desde los puntos de vista técnico, económico y ambiental, las alternativas

para autogeneración de electricidad o para cogeneración, a partir de biomasa

residual en la planta productora de aceite de palma africana, “INVERSIONES LA

MEJORANA” en el Departamento del Meta.

18

1.2. Objetivos específicos

• Plantear alternativas para la autogeneración de electricidad o cogeneración,

a partir de la biomasa residual en la planta productora de aceite de palma

africana “INVERSIONES LA MEJORANA”

• Evaluar las alternativas planteadas para la autogeneración de electricidad o

para cogeneración, a partir de la biomasa residual en la planta productora de

aceite de palma africana “INVERSIONES LA MEJORANA”

• Seleccionar la alternativa más apropiada para la autogeneración de

electricidad o para cogeneración, a partir de la biomasa residual en la planta

productora de aceite de palma africana “INVERSIONES LA MEJORANA”

• Realizar el diseño básico del sistema correspondiente a la alternativa más

apropiada para la autogeneración de electricidad o para cogeneración, a

partir de la biomasa residual en la planta productora de aceite de palma

africana “INVERSIONES LA MEJORANA”

• Realizar la evaluación económica y ambiental del sistema correspondiente a

la alternativa más apropiada para la autogeneración de electricidad o para

cogeneración, a partir de la biomasa residual en la planta productora de

aceite de palma africana “INVERSIONES LA MEJORANA”

1.3. Justificación

El aprovechamiento energético de la biomasa residual (cuesco, fibra, ráquiz y tusas

de palma) de la planta productora de aceite de palma africana “INVERSIONES LA

MEJORANA” constituye una solución a la problemática ocasionada por su

almacenamiento incontrolado en zonas cercanas a esta planta, e igualmente es una

solución para problemática de la calidad en la prestación del servicio público de

energía eléctrica en la citada planta productora.

En las instalaciones de la planta se producen cerca de 12000 toneladas de residuos

anuales, principalmente cuesco, fibra, ráquiz y tusas, como productos del

procesamiento de la palma africana. En total la planta incurre en costos anuales

mayores a COP $ 300 000 000.oo para contratar el transporte de estos residuos a

sitios lejanos de los subproductos de procesamiento de la palma africana y para

evitar ser objeto de sanciones por parte de la Corporación Autónoma Regional

Por otra parte, actualmente se presentan diferentes costos mensuales incluyendo;

COP$ 307 000 000.oo por concepto del servicio público de energía eléctrica

prestado por la EMPRESA DE ENERGÍA DEL META, EMSA S.A. E.S.P, COP$ 43

000 000.oo por concepto de generación con planta propia y del orden de COP$ 22

000 000.oo por concepto de adquisición de combustibles para la producción de

19

energía térmica.

Mediante un sistema de autogeneración es posible producir la totalidad de la

energía eléctrica que demanda la planta, y mediante un sistema de cogeneración

es posible producir la totalidad de la energía eléctrica y de la energía térmica que

demanda la planta.

De igual manera, mediante la implantación de un sistema de autogeneración o de

cogeneración, “INVERSIONES LA MEJORANA” evitaría los costos de transporte de

biomasa en los que incurre, ya que los subproductos que actualmente la Empresa

debe retirar de la zona de la planta productora de aceite, se consumirían al interior

de la instalación de transformación energética para producir energía eléctrica, y en

tal condición la Empresa no se vería en la necesidad obligatoria de retirar estos

subproductos.

20

CAPÍTULO 2

2. REVISIÓN BIBLIOGRÁFICA

En este capítulo se realiza una revisión bibliográfica de los principales conceptos

teóricos y técnicos requeridos para la evaluación y el análisis de las alternativas de

autogeneración o cogeneración de energía en la planta “INVERSIONES LA

MEJORANA” utilizando residuos de biomasa disponibles en la planta.

Considerando la importancia de los residuos de biomasa disponibles en la planta se

realiza una revisión de conceptos básicos de biomasa, incluyendo sus

características, la utilización del recurso para generación de energía y los procesos

de conversión de biomasa existentes y más utilizados en la industria y en la

investigación, dentro de estos procesos se hace un énfasis en los procesos

termoquímicos de conversión, revisando los principales conceptos de los mismos,

considerando principalmente la combustión, gasificación y pirólisis de biomasa.

Adicionalmente se realiza una revisión de las tecnologías existentes para la

generación de energía en plantas con potencial de autogeneración o cogeneración,

considerando los principales conceptos teóricos de los ciclos termodinámicos que

son implementados en este tipo de plantas. Se realiza la revisión de los ciclos

Rankine de vapor, Brayton de gas y del ciclo de motor reciprocante. Para cada uno

de estos ciclos se explican los conceptos termodinámicos de los mismos, los

elementos constitutivos del ciclo y sus conceptos termodinámicos operacionales,

los tipos de ciclos alternativos existentes y sus principales conceptos técnicos, y las

ventajas y desventajas de la implementación de cada uno de los tres tipos de ciclos

mencionados.

Para conocer los principales conceptos técnicos de cogeneración, se realiza una

revisión de los sistemas de cogeneración, incluyendo diferentes aspectos como;

tipos de cogeneración, eficiencia global de estos sistemas, ventajas y desventajas,

y el funcionamiento de las tecnologías de generación en las principales tecnologías

de generación incluyendo, motores turbinas de vapor, turbinas de gas, motores de

combustión y ciclos combinados.

Se realiza una revisión de las características de la demanda para ciclos de

cogeneración, considerando el nivel térmico de la demanda de calor, la demanda

específica de diferentes procesos, los fluidos térmicos de trabajo y la relación calor-

electricidad. Además se consideran las curvas de demanda, incluyendo la

fluctuación de la demanda de calor por días y épocas del año, el efecto de la

21

inactividad y paradas y arranques de la operación, y la ventaja ante estos casos de

cada una de las tecnologías disponibles. Se describe la metodología para realizar

estudios de viabilidad técnica y económica de la implementación de plantas de

cogeneración. Igualmente se define el proceso para determinar la potencia instalada

y calcular el ahorro energético y económico de establecer plantas de cogeneración.

Finalmente, este capítulo incluye una revisión de las principales políticas y

regulaciones existentes en Colombia, relacionadas con el sector energético, la

gestión de energías renovables y la cogeneración y auto generación entre otros. Se

consideran las políticas energéticas establecidas por el Ministerio de Minas y

Energía y la UPME, describiendo y explicando los objetivos principales de estas

políticas. Igualmente se describe la Ley 1715 de 2014 para la integración de

energías renovables y la norma NTC – ISO 50001, para los Sistemas de Gestión de

energía, explicando conceptos generales, objetivos, finalidad, aplicabilidad y

requerimientos. Se realiza una revisión de las Leyes 142 y 143 de 1994 para los

Conceptos legales básicos asociados con la generación de electricidad en el SIN.

Para finalizar, se describen los conceptos básicos y las principales normas de

reglamentación para autogeneración, cogeneración y generación de pequeñas

plantas en el SIN.

2.1. La biomasa como fuente de energía

De manera general se considera biomasa a un grupo de materias primas,

subproductos, residuos que han tenido su origen inmediato como consecuencia de

un proceso biológico o fotosíntesis y que son susceptibles de ser transformados en

energía útil mediante procesos de conversión bioquímicos o termoquímicos. (1)

Mediante procesos bioquímicos la biomasa se transforma en productos energéticos

como biogás, etanol, o hidrógeno por la acción de diversos tipos de bacterias y a

través del desarrollo de reacciones químicas. Mientras que mediante procesos

termoquímicos la biomasa se emplea directamente como combustible o se da lugar

a una serie de productos gaseosos, líquidos o sólidos, con mayores densidades y

valores caloríficos por la acción de energía térmica y a través del desarrollo de

reacciones químicas. Esto hace más conveniente su utilización y transporte

dependiendo de las condiciones de operación.

En relación con los procesos bioquímicos, se consideran fundamentalmente la

digestión anaeróbica y la fermentación alcohólica. Para los procesos

termoquímicos, se consideran en general tres (3) tipos de procesos: combustión,

gasificación y pirolisis. De todos estos procesos, el más conocido y tradicional ha

sido la combustión, aunque la pirolisis igualmente se ha empleado por mucho

22

tiempo para la producción de combustibles, en particular carbón vegetal. En cuanto

a la gasificación, esta tuvo su origen durante la época de la Segunda Guerra

Mundial.

La biomasa fue el primer recurso energético usado por la humanidad, precediendo

el uso del viento y del agua como fuentes energéticas. El control del fuego se ha

considerado como la piedra angular del desarrollo humano. La humanidad ha usado

los principios de la conversión térmica de la biomasa desde hace miles de años,

desde que el hombre descubrió que el uso del carbón le permitía lograr mayores

temperaturas que el uso de la madera en las hogueras usadas para trabajar el

hierro. (2)

El gas proveniente del carbón está constituido por volátiles derivados del material

cuando el carbón es calentado en una retorta hermética en una atmósfera de aire.

El gas producido tiene alto poder calorífico de aproximadamente 15 MJ/m3, pero la

mayoría del carbón original es convertido en coque. La combustión incompleta a

través del proceso de gasificación, puede ser utilizada para convertir este coque en

un material combustible más fácil de utilizar. (2)

2.2. Principales características de la biomasa

En general la biomasa es todo material de origen biológico producido por los

vegetales a través de la captación del CO2 atmosférico y agua, mediante el proceso

de fotosíntesis. Con un alto contenido de carbono y oxígeno; También contiene

hidrógeno, un poco de nitrógeno, azufre, ceniza y agua, dependiendo de la

humedad relativa (3), Según norma ASTM D-2013-07 (4)

Las biomasas se clasifican en tres categorías:

• La primera es la biomasa natural, que se produce en los espacios silvestres

(ecosistemas) sin la intervención de humana, que existen y son

aprovechadas en su estado natural. El 40% de la biomasa natural se produce

en los océanos. (2)

• La segunda es la biomasa residual, se divide en dos clases: Seca y Húmeda.

La residual seca comprende el producto de las actividades que el agua no es

componente principal en la materia orgánica. La residual Humedad tiene la

gran propiedad de ser biodegradable. (2)

• La tercera es la biomasa proveniente de cultivos energéticos, algunos de los

cultivos de plantaciones más comunes con el fin de extraer energía de los

mismos, se encuentran los cultivos de caña para generación de etanol y los

de palma aceitera para producir biodiesel. (2)

23

Los siguientes son los principales tipos de parámetros que caracterizan la biomasa

como fuente para la generación de energía eléctrica: (4)

• Poder calorífico

• Análisis elemental

• Análisis inmediato

• Tamaño de partícula

• Cenizas: contenido (Si, K, Na, P, Ca, Mg) y punto de fusión

El análisis elemental de la biomasa presenta información sobre el contenido, en

particular de Carbono, Hidrogeno, Nitrógeno, Oxigeno y Humedad (base húmeda).

Mientras que el análisis inmediato de la biomasa presenta información sobre el

contenido, en particular de Carbono fijo, Volátiles y Cenizas.

Dentro del término biomasa se encuentran las biomasas lignocelulósicas,

compuestas fundamentalmente por celulosa, hemicelulosa, lignina, lípidos,

hidrocarburos y minerales. El porcentaje en cada uno de estos constituyentes varía

dependiendo de la naturaleza de la especie. Adicionalmente, las maderas contienen

sustancias minerales, las cenizas, que representan del 0,3 al 1% de la masa total.

Tales sustancias son principalmente óxidos de calcio (aprox. 50%), de potasio

(aprox. 20%), de sodio, magnesio, silicio, hierro, fósforo, y pueden jugar un papel

catalítico durante los procesos de transformación.

La estructura aromática de la lignina está conectada a las estructuras de la celulosa

y de la hemicelulosa mediante puentes de hidrógeno y éter. Un esquema de la

estructura de la lignina de la madera de haya se muestra en la Figura 1.

Hemicelu

losa

celulosa

La lignocelulosa de la pared de la célula es un polímero de unión

lignina

célula

s lignin

a

hemicelulosa

celulosa

Hemice-

lulosa

24

Figura 1. Diagrama básico de un material lignocelulósico

Fuente: Pyrolyse von biomasseabfall (5)

La diferencia en la composición química de las biomasas es la que genera las

diferencias en el poder calorífico. La holocelulosa y la lignina presentan valores en

el poder calorífico significativamente diferentes: 17.49 MJ/kg y 26.67 MJ/kg

respectivamente. La composición química condiciona además la forma en que se

libera la energía que puede ser utilizada. Así, la pirolisis de la holocelulosa promueve

principalmente la liberación de los materiales volátiles, mientras que la lignina, que

también promueve la liberación de volátiles, permite al inicio del proceso la

formación del carbonizado (2). La Tabla 1 indica los componentes de lignina celulosa

y hemicelulosa de algunos tipos de maderas.

Tabla 1. Componentes estructurales de algunas maderas

Fuente: Tecnologías para el aprovechamiento de los biocombustibles (6)

2.3. Procesos termoquímicos de transformación de biomasa en

energía

2.3.1. Combustión

Se conoce como la reacción entre un material combustible con aire u oxígeno con

al menos la cantidad teórica de material requerida (estequeométrica o combustión

aire-saturado), en la cual los productos principales son agua y dióxido de carbono.

Generalmente en la combustión, y en la combustión de biomasa se requiere aire

adicional o en exceso sobre la cantidad estequeométrica para asegurar una

reacción completa, para la cual se tiene la formula o ecuación de la combustión de

biomasa que se muestra a continuación: (7)

𝐶𝑛𝐻𝑚𝑂𝑝 + 𝑤𝐻2𝑂 + 𝑥(𝑂2 + 3.76𝑁2) → 𝑎𝐶𝑂2 + 𝑏𝐻2𝑂 + 𝑓𝑁2

Especie Celulosa Lignina Hemicelulosa

Haya 45.2 22.1 32.7

Abedul blanco 44.5 18.9 36.6

Arce Rojo 44.8 24.0 31.2

Cedro blanco 48.9 30.7 20.4

Cicuta 45.2 32.5 22.3

Pino Jack 45.0 28.6 26.4

Picea blanca 48.5 27.1 21.4

25

Las tecnologías de la combustión han sido conocidas y aplicadas durante muchas

décadas y en los últimos años se han mejorado considerablemente, principalmente

en lo que concierne al desarrollo de nuevos sistemas de combustión y a la

adaptación de sistemas de alimentación automática para varios tipos de biomasa

vegetal. La Figura 2 muestra esquemáticamente tres tipos de hornos de combustión

de biomasa.

Figura 2. Esquema de funcionamiento de tres tipos de hornos de combustión

Fuente: Tecnologías para el aprovechamiento de los combustibles (6)

La biomasa agrícola se aplica principalmente a las unidades de la generación del

calor que requieren una alimentación automática regular del combustible, pues

puede ser utilizada casi como un combustible clásico debido a sus dimensiones

homogéneas. Sin embargo la eficiencia del proceso de la combustión depende de

un número de factores, entre los que se encuentran el tipo y las cualidades del

combustible, las condiciones de funcionamiento (la temperatura, requerimientos de

aire adicional, el tiro de chimenea), el tipo de horno, etc. En la Tabla 2 se presenta

los diferentes procesos de combustión de biomasa. (6)

Tabla 2. Procesos de combustión de la biomasa

26


Al someter la biomasa a combustión, se efectúa una reacción química que combina

el carbono de la biomasa con oxígeno del ambiente, formándose dióxido de carbono

(CO2) y combinando el hidrógeno con oxígeno para formar vapor de agua. De esta

manera, se permite obtener energía térmica, para usos domésticos, comerciales,

industriales y de generación de electricidad. (8)

Las tecnologías utilizadas para la combustión directa de la biomasa van desde el

fogón a fuego abierto hasta calderas de alto rendimiento utilizadas en la industria.

Cuando la combustión es completa, es decir cuando la biomasa se quema totalmente,

todo el carbono se transforma en CO2. Sin embargo, los árboles y plantas que están

creciendo capturan nuevamente el CO2 de la atmósfera y al usar la biomasa en forma

sostenible, en términos netos, no se agrega CO2 a la atmósfera.

La combustión de biomasa puede resultar incompleta si la entrada de aire no es

adecuada, pues no hay suficiente oxígeno disponible para transformar todo el

carbono en CO2, o si la biomasa tiene una humedad alta, ya que la temperatura de

combustión no sería suficiente para las reacciones químicas.

Los materiales de biomasa requieren de una alta temperatura para su ignición, al

menos 550°C, por lo cual el aspecto de mayor dificultad para la combustión es el

arranque. No obstante su aparente simplicidad, la combustión es un proceso

complejo desde el punto de vista tecnológico. (9)

En el proceso de combustión, pueden ser diferenciados procesos de secado

(evaporación de la humedad contenida en la biomasa), pirolisis y reducción

(descomposición térmica del combustible en gases volátiles y carbonizado),

combustión de los gases volátiles sobre el lecho de combustible (quemado de los

gases producidos en la pirolisis, apareciendo una llama amarilla) y combustión del

Energía

obtenida Medio Equipo Características Potencia Estado de la técnica

Gas de

escape

caliente

vapor

Motor o

turbina

de

vapor

Depende de la presión de

vapor y de la temperatura

a la entrada y a la salida

del equipo.

500kW a

500MW

Altos costos de

producción y baja

eficiencia para equipos

menores de 5MWe.

Gas

helio

Turbina

de gas

sellada

Combustión externa (Gas

de trabajo calentado por

el calor del intercambio,

no cambia su

composición).

600MW

En fase de

investigación y

desarrollo. Problema:

Intercambio de calor de

calentamiento.

Motor

Stirling

Carbonización externa.

(Gas de trabajo calentado

por el calor del

intercambio, no cambia

su composición).

10 – 200

kW

En fase de

investigación y

desarrollo. Problema

detectado: humedad e

impurezas en el gas.

27

carbonizado en el lecho de combustible (el carbonizado sólido sobre la parrilla y su

quemado es caracterizado por una pequeña llama azul). (9) (Ver Figura 3)

Figura 3. Esquema básico de combustión de biomasa en una caldera

Fuente: www.soliclima.es

2.3.2. Gasificación

Consiste en la quema de biomasa en presencia de un agente gasificante, ya sea

oxígeno, aire, vapor de agua, hidrógeno o una mezcla de estos. La quema de la

biomasa se realiza en una forma controlada, para producir un gas combustible

denominado “gas pobre” por su bajo contenido calórico. Cuando de esta manera la

biomasa es quemada bajo condiciones controladas, sin hacerlo completamente, su

estructura se rompe en compuestos gaseosos, líquidos y sólidos que pueden ser

usados como combustible para generar calor y/o electricidad. Dependiendo de la

tecnología, el producto final es un combustible sólido, gaseoso, o combustible líquido.

En el proceso se debe emplear un agente gasificante. Cuando se emplea aire como

oxidante hay un 42 % de nitrógeno en la mezcla y el poder calorífico disminuye; al

emplear oxígeno, el gas producido es de medio contenido calorífico y el uso de vapor

de agua como agente gasificante, permite el uso del gas como gas de síntesis para

metanol, amoniaco o gasolina. El más alto valor calorífico se obtiene al usar hidrógeno

como agente de gasificación. La gasificación se realiza en un recipiente cerrado,

conocido como gasificador.

http://www.soliclima.es/

28

En un proceso de gasificación-combustión de biomasa, las etapas se desarrollan en

tanto la biomasa desciende en el gasificador; se produce en primera instancia el

secado de la biomasa (pérdida de humedad); a medida que se incrementa la

temperatura se produce la pirolisis, la cual consiste en ciertas transformaciones para

la descomposición de la lignina y la celulosa para producir hidrocarburos de cadena

más o menos larga, así como hidrógeno, monóxido de carbono, agua, elementos

éstos denominados volátiles. Al final del proceso de pirólisis resulta en estado sólido

el denominado carbonizado o carbón vegetal, fundamentalmente carbono, que de

existir oxígeno suficiente, se oxida en esta etapa al final y se gasifica mediante los

gases de la combustión, en particular dióxido de carbono, vapor de agua e hidrógeno,

para formar Co, H2 y CH4. Los materiales inorgánicos contenidos en la biomasa en su

mayor parte no se volatilizan y resultan al final del proceso en estado sólido como

cenizas.

Los tipos de gasificadores que pueden ser empleados son los de lecho móvil (en

contracorriente o de corrientes paralelas), de lecho fluidizado y de transporte. La

elección de uno u otro depende del tamaño y la densidad de la biomasa a procesar,

así como de la capacidad de procesamiento y la calidad deseada para el gas.

En la Figura 4 se presenta un esquema general en el cual se observa el principio de

operación general de los sistemas de gasificación térmica de biomasa, así como

también se observan los diversos tipos de gasificadores.

Figura 4. Tipos de Gasificadores

Fuente: Edición propia

29

En la Figura 5, se presenta un cuadro comparativo en relación con las características

de cada tipo de gasificador.

Figura 5. Cuadro comparativo de diversos tipos de Gasificadores

Fuente: Edición propia

En general, la biomasa lignocelulósica cuenta con características que la hacen

adecuada para su aprovechamiento energético mediante la tecnología de

gasificación térmica (10). Respecto de la composición típica de la biomasa, el análisis

elemental señala de manera básica que está constituida por: Carbono (50-60%),

Oxígeno (30-40%), Hidrógeno (5-7%) algo de Nitrógeno y de otros componentes, y

además carecen prácticamente de Azufre. De igual manera en la biomasa los

compuestos más abundantes son los celulósicos de 30-40%, los hemicelulósicos de

24-35%, y los lignínicos de 15-30%. También presenta la biomasa un alto porcentaje

de materia volátil (75-85%) y muy bajo en cenizas (<5%).

La gasificación constituye una reacción heterogénea del tipo gas-sólido con la presencia de agentes gasificantes, como el aire, el oxígeno, el CO2, vapor de agua, o la mezcla de los anteriores, según la finalidad del proceso. La activación física del carbón es un caso particular del proceso de gasificación en el que la conversión del carbón no es total y resulta un sólido poroso (carbón activado) como consecuencia de una gasificación controlada. (11)

El gas combustible que se produce mediante un proceso de gasificación de biomasa

posee un poder calorífico dentro del rango de 2.7 y 5.1 MJ/m3, por lo cual se clasifica

como combustible de bajo poder calorífico y requiere de la adaptación de los sistemas

de combustión para albergar mayores flujos de masa (12). Dicho combustible

presenta como ventajas entre otras la producción neutra de CO2 y su versatilidad ya

que es posible utilizarlo en calderas, quemadores, motores de combustión interna y

turbinas de gas.

Ante un aumento del flujo de aire como agente de gasificación, el principal efecto es

una mayor temperatura en el gasificador (13). El proceso de gasificación mejora ante

30

una mayor temperatura y a mayor cantidad de CO2 producido por una mayor

combustión. De igual manera, si es mayor la velocidad de gasificación, resulta mayor

la producción de monóxido de carbono y mayor el valor energético del gas producido.

De acuerdo con análisis realizados respecto de la gasificación de biomasa

lignocelulósica, bajo enfoque teórico experimental (14), se han desarrollado diversas

herramientas computacionales, de las cuales se destacan el potencial del modelo 0-

dimensional para predecir condiciones termodinámicas como composición del gas,

potencia, rendimiento, temperatura de salida y el modelo unidimensional como

herramienta de soporte para el diseño de reactores así como para la investigación

cinético-química en general del proceso de gasificación.

Un diseño típico del sistema de gasificación inicia con la composición deseada del

gas producto (a diferencia de las reacciones de combustión, las reacciones de

gasificación no siempre alcanzan el equilibrio) (15); sólo una aproximación o

estimativo es posible a través de cálculos de equilibrio, lo cual puede ser un

razonable arranque para el diseño. No obstante, en la etapa de optimización del

diseño debe ser aplicado un modelo cinético detallado.

Se considera alta la eficiencia en sistemas de gasificación de biomasa, ya que

alcanza valores del orden del 80 - 85% (16). De igual manera de presupuestan

eficiencias del orden de 45% para la conversión de biomasa a electricidad, con la

ventaja ambiental que el gas producto es de mucho menor volumen para ser

procesado, respecto de la corriente para la combustión en una caldera.

La técnica de gasificación de biomasa presenta ciertas ventajas como las mejoras

propiedades de combustión del gas respecto del combustible sólido, la mayor

versatilidad del gas producido, la necesidad de una menor cantidad de aire, la menor

emisión de partículas y la facilidad de almacenamiento del gas. No obstante, se

presentan igualmente desventajas; en particular la exigencia de una mejor calidad

del combustible, la necesidad de sellado de los sistemas para evitar fuga de gases,

peligro de explosiones, producción de alquitranes (17).

La Gasificación de biomasa se proyecta como una fuente de energía de gran

importancia e interés para diversos tipos de aplicaciones en particular de generación

de electricidad.

2.3.3. Pirolisis

Se entiende por la degradación de la materia orgánica en ausencia de aire o de

oxígeno (atmósfera anaeróbica). Durante el proceso de pirolisis los volátiles son

conducidos, debido a los efectos térmicos, fuera del sustrato, dando como resultado

31

del proceso material carbonizado, líquidos condensables o alquitranes y productos

gaseosos. (18)

La tecnología de pirolisis de biomasa se ha investigado desde el punto de vista de

la producción de combustibles líquidos a partir del método conocido como “flash

pirolysys” principalmente, para la generación de gases combustibles, la tecnología

se halla en estado de investigación y desarrollo. La Tabla 3 presenta un resumen de

los diferentes procesos de pirolisis de biomasa.

Tabla 3. Proceso de pirolisis a partir de biomasa


De manera general la pirólisis, es un proceso en el cual la biomasa sufre una

descomposición producida por el calor, en ausencia de oxígeno o de cualquier otro

tipo de reactante, para obtener como producto una combinación variable de

combustibles sólidos (carbón vegetal), líquidos (efluentes piroleñosos) y gaseosos

(gas pobre). Generalmente, el producto principal de la pirolisis tradicional es el

carbón vegetal o carbonizado, considerándose a los líquidos y gases como

subproductos del proceso.

El carbón vegetal como combustible sólido presenta la ventaja frente a la biomasa

que le dio origen, de tener un poder calorífico mayor, es decir, un peso menor para

igual cantidad de energía, lo que permite un transporte más fácil. Los procesos

modernos de pirolisis se realizan a temperaturas de hasta 700°C; la composición y

Energía

obtenida Medio Equipo características Potencia

Estado de la

técnica

Aceite de

pirólisis

Mezcla de

aceite de

pirolisis y

gas

combustible

Motor

diesel

Producción de

aceite en

grandes

centrales. Uso

en equipos

satelitales.

El aceite debe

ser tratado

100MW a

5MW

Optimización del

proceso de

pirolisis, proceso

de limpieza y

adecuación de

los aceites en

las turbinas de

gas.

Turbina

gas

Producción de

aceite en plantas

centralizadas y

descentralizadas

. El aceite debe

ser tratado.

>100

MW

Optimización del

proceso de

pirolisis, proceso

d limpieza y

adecuación de

los aceites en

las turbinas de

gas.

32

cantidades relativas de los productos dependen de la naturaleza de la biomasa que

se emplea y las condiciones operativas. El gas, que es de bajo poder calorífico, está

formado por monóxido de carbono (CO), metano (CH4) e hidrógeno (H), mezclados

con gran cantidad de dióxido de carbono (CO2), entre otros.

Respecto de la pirolisis el tamaño de la partícula incide sobre el tiempo requerido

para que el proceso tenga lugar y sobre el volumen del reactor (19). Durante la

pirolisis, se presenta un calentamiento de las partículas de biomasa, se difunden

reactivos de la combustión hacia la partícula, también se presentan reacciones

sólido-gas en la superficie sólida. Para modificar el tamaño de las partículas, es

posible llevar a cabo procesos de densificación y/o de molienda, que elevarían los

costos de operación.

Es posible establecer la diferencia entre pirolisis y gasificación según sus objetivos

(11), ya que la pirolisis busca en particular la obtención de un sólido carbonoso o

líquido, mientras que la gasificación busca un alto rendimiento en gases, como Co,

H2 y CH4. Esta diferencia va a definir las condiciones operativas, puesto que la

gasificación se lleva a cabo en presencia de agentes gasificantes y a temperaturas

superiores.

La denominada pirolisis flash, constituye una variante de la pirolisis, mediante la

cual se lleva la temperatura a 1000°C en un tiempo menor a un segundo, con la

ventaja que se asegura la gasificación casi total de la biomasa (20). De cualquier

manera, la gasificación total puede presentarse con la oxidación parcial de los

productos no gaseosos de la pirolisis.

En general las instalaciones de pirolisis y la gasificación de la biomasa reciben el

nombre de gasógenos (20), siendo posible utilizar el gas pobre producido de manera

directa, o bien servir la base para la producción de metanol (síntesis de un alcohol)

como posible sustituto de las gasolinas para la alimentación de los motores de

combustión interna. La figura 6 muestra un esquema general de una planta de

pirólisis.

33

Figura 6. Esquema general de un sistema de pirolisis de biomasa

Fuente: Procesos de pirolisis y gasificación de los Residuos Sólidos de Tomate

(20)

2.4. Alternativas de generación de energía

2.4.1. Termodinámica del Ciclo Rankine o ciclo de vapor

La Figura 7 muestra el diagrama temperatura entropía (T-s) ideal y real del ciclo

Rankine simple, con los procesos de adición de calor isobáricos y los procesos de

compresión y expansión isoentrópicos.

34

Figura 7. Diagrama T-s del ciclo Rankine

Fuente: termodinamica2-unefa.blogspot.com

Como se puede ver en la Figura 7, el ciclo Rankine está integrado por cuatro

procesos en un sistema de bomba, caldera, turbina y condensador como se muestra

a continuación:

Tramo 1-2. Compresión isoentrópica en una bomba

Tramo 2-3. Adición de calor a p=constante en una caldera

Tramo 3-4. Expansión isoentrópica en una turbina

Tramo 4-1. Cesión de calor a p=constante en un condensador

La potencia requerida por la bomba de 1 a 2 se determina por:

𝑤𝐵 = ℎ2 − ℎ1

El proceso de calentamiento de 2 a 3 está dado por:

𝑞𝑎𝑏𝑠 = ℎ3 − ℎ2

La potencia en la turbina se expresa como:

𝑤𝑇 = ℎ3 − ℎ4

En el proceso de enfriamiento de 4 a 1 es dado por:

𝑞𝑐𝑒𝑑 = ℎ4 − ℎ1

El trabajo neto del ciclo Rankine ideal se escribe como:

http://3.bp.blogspot.com/-i8OW__xDQao/TaIhrddQ97I/AAAAAAAAADs/fMTVuEDZmcA/s1600/Imagen2.png

35

𝑤𝑛𝑒𝑡𝑜 = 𝑞𝑎𝑏𝑠 − 𝑞𝑐𝑒𝑑 = 𝑤𝑇 − 𝑤𝐵

2.4.1.1. Elementos constitutivos del ciclo Rankine

A continuación en la Figura 8 se presenta un esquema general del ciclo de vapor

para generación de electricidad:

Figura 8. Esquema general de un ciclo de vapor para generación de electricidad

Fuente: Energía Mediante Vapor, Aire o Gas (21)

De acuerdo con lo ilustrado en la Figura 8, en orden secuencial, el ciclo de vapor

está constituido principalmente por los siguientes elementos (21):

• Caldera o generador de vapor: Contiene la cámara de combustión y el área

de transferencia de calor para convertir el flujo de agua en vapor. Se

transforma la energía química del combustible en energía térmica, es decir,

se produce vapor a las condiciones de temperatura y de presión requeridas

en el ciclo.

• Turbina de vapor: Motor térmico que transforma la energía térmica del vapor

en energía mecánica. El vapor se expande y por sus condiciones de presión,

temperatura y energía cinética produce energía mecánica de rotación en el

eje de la turbina.

• Generador eléctrico: Dispositivo mediante el cual, se convierte la energía

mecánica rotacional de la turbina en energía eléctrica.

• Condensador: Por medio de este elemento y por acción de enfriamiento, el

vapor residual a la salida de la turbina de vapor se convierte en condensado.

36

Se lleva el agua del ciclo a los niveles de temperatura adecuados para

desarrollar el potencial de generación de electricidad.

• Torre de enfriamiento: Su función es llevar el flujo de gua del ciclo a las

condiciones en particular de temperatura, requeridas en la alimentación de

agua a la caldera.

• Sistema de tratamiento de agua: Adecúa las condiciones del flujo de agua de

alimentación a la caldera, a las condiciones requeridas para mantener la

eficiencia en la transferencia de calor, y el estado de los materiales de

construcción de la turbina de vapor.

2.4.1.2. Turbinas Vapor

La turbina de vapor constituye un motor térmico que realiza trabajo mecánico

consumiendo vapor recalentado a alta presión y devolviéndolo a una presión menor

en condiciones de vapor húmedo, saturado o ligeramente recalentado.

En general, la turbina de vapor se alimenta con vapor recalentado y presión elevada,

y alta entalpía específica procedente del generador de calor. Este vapor es

expulsado a menor presión y temperatura, y baja entalpía específica. El vapor

expulsado se descarga en un condensador. La diferencia de entalpía entre la

admisión y el escape se transforma en trabajo mecánico en el eje de la máquina, a

excepción de las perdidas por rozamiento.

2.4.1.2.1. Clasificación de las turbinas de vapor

Las turbinas de vapor suelen clasificarse en función de las condiciones de descarga

en los siguientes tipos:

• Turbinas de condensación

• Turbinas a contrapresión

• Turbinas de condensación con extracción.

2.4.1.2.2. Turbina de condensación

La turbina de condensación típica es alimentada con vapor recalentado de alta

entalpía específica, y descarga vapor de baja entalpía a una presión inferior a la

atmosférica (ver Figura 9).

37

Figura 9. Turbina a vapor de condensación

Fuente: http://www.prometsa.cl/

El trabajo específico teórico, suponiendo que la expansión a través de la turbina se

realiza a entropía constante, viene dado por:

𝑊 = ℎ1 − ℎ2

Donde,

W = Trabajo isentrópico por unidad de masa

h1 = Entalpía específica del vapor en la boca de admisión

h2 = Entalpía específica del vapor a la presión de descarga, supuesto el proceso

isentrópico

El trabajo entregado por el vapor que suele conocerse como trabajo interno, es

menor y viene dado por:

𝑤𝑖 = 𝜂𝑖 ∗ 𝑊

Donde,

W = Trabajo interno específico

ɳi = Rendimiento isentrópico de la turbina

De acuerdo con las ecuaciones anteriores, la entalpía específica en la descarga

vendrá dada por:

ℎ′2 = ℎ1 − (ℎ1 − ℎ2) ∗ 𝜂𝑖

Donde,

h’2 = Entalpía específica en la boca de descarga.

La potencia mecánica entregada por la turbina es:

𝑊𝑚 = 𝑤𝑖 ∗ 𝑚𝑣 ∗ 𝜂𝑚

Donde,

http://www.prometsa.cl/

38

Wm = Potencia mecánica

mv = Caudal másico de vapor

ɳm = Rendimiento mecánico de la turbina

Si la turbina acciona un generador eléctrico, su potencia será:

𝑊𝑒 = 𝑊𝑚 ∗ 𝜂𝑒

Donde,

We = Potencia eléctrica del generador

ɳe = Rendimiento eléctrico

Si la entalpía se expresa en Kj/kg y el caudal de vapor en kg/s, estas potencias

vendrán dadas en kW.

2.4.1.2.3. Turbinas de vapor de contrapresión

Se aplica un método de cálculo idéntico al utilizado para las turbinas de

condensación con la única diferencia que el vapor se descarga a una presión

superior a la atmosférica y suele ser vapor recalentado (ver Figura 10).

Figura 10. Turbina a vapor de contrapresión


2.4.1.2.4. Turbina de condensación con extracción

La turbina consta de dos cuerpos, uno de alta presión y otro de baja presión; una

parte del vapor que entra, se extrae a una presión intermedia y el resto atraviesa

toda la turbina (ver Figura 11).


39

Figura 11. Turbina a vapor de condensación con extracción


La potencia interna generada por el vapor en la zona de alta presión, vendrá dada

por:

𝑊𝑖1 = 𝑚𝑣1(ℎ1 − ℎ2) ∗ 𝜂𝑖1

Donde,

mv1 = Caudal másico de vapor total

ɳi1 = Rendimiento interno de la turbina de alta

La potencia interna generada por el vapor en la zona de baja presión, es dada por:

𝑊2 = 𝑚𝑣3(ℎ2 − ℎ3) ∗ 𝜂𝑖3

Donde,

mv3 = Caudal másico que pasa por el condensador

ɳi2 = Rendimiento interno en la etapa de baja

Como debe cumplirse el principio de conservación de la masa, el caudal sangrado

es:

𝑚𝑣3 = 𝑚𝑣 − 𝑚𝑣2

La potencia mecánica total generada viene dada por la suma de las dos anteriores:

𝑊𝑚 = (𝑊𝑖1 + 𝑊𝑖2) ∗ 𝜂𝑚

La potencia térmica extraída del vapor de media presión, que puede utilizarse en

procesos, viene dada por:

𝑄𝑝 = 𝑦 ∗ 𝑚𝑣1 ∗ (ℎ2 − ℎ4)

Donde,


40

𝑦 =𝑚𝑣2

𝑚𝑣⁄ , es el tanto por uno de vapor sangrado.

Este tipo de turbina permite modular la potencia mecánica entregada y el calor

utilizable entre do situaciones extremas:

• Si se turbina todo el vapor (y=0), se obtiene la máxima potencia mecánica y

el calor utilizable es nulo.

𝑊𝑚 𝑚𝑎𝑥 = 𝑚𝑣1 ∗ (ℎ1 − ℎ3) ∗ 𝜂𝑚

𝑄𝑝 𝑚𝑖𝑛 = 0

• Si se sangra todo el vapor (y=1), la potencia mecánica es mínima y el calor

útil máximo.

𝑊𝑚 𝑚𝑖𝑛 = 𝑚𝑣1 ∗ (ℎ1 − ℎ2) ∗ 𝜂𝑚

𝑄𝑝 𝑚𝑎𝑥 = 𝑚𝑣1 ∗ (ℎ1 − ℎ4)

2.4.1.3. Balance energético del ciclo Rankine simple

El balance energético en un ciclo Rankine se representa de la siguiente manera:

𝑊𝑐 + 𝑊𝐵 = 𝑊𝑚 + 𝑊𝑟𝑜𝑧 + 𝑊ℎ + 𝑊𝑑

Wc = Energía por unidad de tiempo consumida en forma de combustible

Wb = Energía por unidad de tiempo consumida por la bomba de presión

Wm = Energía mecánica por unidad de tiempo en el eje de la turbina

Wh = Energía por unidad de tiempo disipada con los gases de expulsión

Wd = Energía por unidad de tiempo disipada en el condensador

La eficiencia del ciclo vendrá dada por el cociente entre la energía mecánica en el

eje y la energía total consumida

𝜂𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 =𝑊𝑚

(𝑊𝑐 + 𝑊𝑏)

La eficiencia de la turbina se define como:

𝜂𝑡𝑢𝑟𝑏𝑖𝑛𝑎 =𝑊𝑚

(𝑚𝑣 + 𝐷ℎ𝑣)

Donde,

mv = Caudal másico de vapor turbinado

Dhv = Diferencia de entalpía especifica entre la entrada y salida de la turbina

41

Es evidente que el rendimiento de la turbina será mayor que el del ciclo.

2.4.1.4. Principales características del ciclo de vapor o ciclo Rankine

El proceso de condensación del vapor expulsado por la turbina, que acompaña el

proceso de rechazo de calor continua hasta tanto es alcanzado el estado de líquido

saturado, una bomba de líquido simple, reemplaza el compresor del ciclo de Carnot,

reduciéndose así el trabajo de compresión a una cantidad despreciable, haciendo

el ciclo Rankine menos sensible a las irreversibilidades, por lo cual las eficiencias

térmicas de operación de las plantas operando con ciclos Rankine exceden a

aquellas correspondientes al ciclo de Carnot. .

En comparación con el Ciclo de Carnot convencional operando entre los mismos

límites de temperatura y con eficiencias nominales de los componentes, en general

el ciclo de Rankine presenta una mayor salida neta de trabajo por unidad de masa

de fluido circulado, un menor tamaño y un menor costo de equipamiento.

Igualmente el ciclo Rankine emplea en la mayoría de los casos agua como fluido

para producción de vapor (22). Los equipos empleados en el ciclo son variados y

tienen funciones específicas; existen comercialmente calderas para combustibles

líquidos, sólidos y/o gaseosos; tecnología tradicional para la producción térmica de

electricidad. El ciclo Rankine es apropiado fundamentalmente para generación de

electricidad desde 20 - 30 MW.

2.4.1.5. Ciclo Rankine con regeneración

A continuación se describe el ciclo Rankine ideal con regeneración que se muestra

en la Figura 12.


regeneración

42

Fuente: Kenneth Wark y Donald Richards, “Termodinámica”, sexta edición (22)

La irreversibilidad relacionada con el calentamiento del líquido comprimido hasta la

saturación por una diferencia de temperatura se ha reconocido como la principal

causa termodinámica de la menor eficiencia térmica del ciclo de Rankine,. El ciclo

regenerativo busca entre otros aspectos, eliminar tal irreversibilidad usando fuentes

de calor de otras etapas del ciclo, que poseen temperaturas superiores al líquido

comprimido, y por lo tanto son aptas para calentarlo por medio de una transferencia

de calor.

Algunas de las diferentes modificaciones del ciclo básico Rankine, para obtener un

mejor aprovechamiento energético en las plantas de potencia son; incrementos de

la temperatura de vapor saturado suministrado a la turbina e incrementos de la

temperatura de entrada a la turbina a través del recalentamiento del vapor de trabajo

después de la expansión parcial y seguido por la continua expansión hasta la

temperatura final del sumidero.

En el ciclo regenerativo, los calentadores se clasifican como abiertos o cerrados,

dependiendo si los fluidos frío y caliente se mezclan para compartir energía, o

permanecen separados con intercambio de energía a través del material de la

tubería. La extracción (bleeding) de vapor para uso en un calentador abierto evita el

excesivo enfriamiento del vapor durante la expansión en la turbina, y mediante

extracciones y calentadores adicionales la eficiencia se aproxima a la máxima

correspondiente al ciclo regenerativo idealizado.

La reducción de la diferencia de temperatura entre el líquido a la entrada de la

caldera y aquella correspondiente al líquido saturado incrementa la eficiencia

térmica del ciclo, resultando por otro lado incrementos en el trabajo neto producido

por unidad de masa de vapor a la entrada de la turbina, y en el tamaño, la

complejidad, y el costo inicial de la planta.

El trabajo total que sale de la turbina, referido a la unidad de masa que atraviesa la

zona de la caldera y el sobrecalentador se define como:

𝑤𝑇,𝑠𝑎𝑙 =�̇�𝑇,𝑠𝑎𝑙

�̇�1= 1 ∗ (ℎ3 − ℎ4) + (1 − 𝑦4) ∗ (ℎ4 − ℎ5)

El trabajo de la bomba de condensado en condiciones isoentrópicas, referido a la

masa que atraviesa al condensador se define como:

𝑤𝐵,𝑒𝑛𝑡 = 𝑣𝑓6 ∗ (𝑝7 − 𝑝6) ∗ (1 − 𝑦4)

El trabajo de la bomba de alimentación en condiciones isoentrópicas, referido a la

masa total del ciclo se define como:

43

𝑤𝐵,𝑒𝑛𝑡 = 𝑣𝑓1 ∗ (𝑝2 − 𝑝1)

2.4.1.6. Ciclo Rankine con recalentamiento

A continuación se describe el ciclo Rankine ideal con recalentamiento que se

muestra en la Figura 13.


recalentamiento

Fuente: Kenneth Wark y Donald Richards, “Termodinámica”, sexta edición (22)

El sobrecalentamiento o recalentamiento es un medio para mejorar la eficiencia

térmica del ciclo básico Rankine y reducir el contenido de humedad del vapor a

niveles aceptables en las etapas de baja presión de la turbina. No obstante, en

algunas situaciones las temperaturas disponibles de sobrecalentamiento son

insuficientes para prevenir el exceso de humedad en las etapas de baja presión en

las turbinas.

Una solución para tal condición es realizar de manera parcial el proceso de

expansión, remover el vapor para su recalentamiento a presión constante y

retornarlo a la turbina para su posterior expansión a la presión del condensador.

Esta modificación del ciclo básico de Rankine corresponde al denominado ciclo de

recalentamiento.

La mayoría de las centrales de generación en la actualidad combinan el

sobrecalentamiento y el recalentamiento en la misma caldera. Las estaciones

centrales en la práctica combinan modificaciones del ciclo básico de Rankine a

través de esquemas tanto regenerativos como de recalentamiento.

A manera ilustrativa, para grandes instalaciones el esquema de recalentamiento

44

conduce a un mejoramiento de eficiencia térmica en cerca de un 5%, y reduce de

manera sustancial el calor rechazado a la torre de enfriamiento del condensador.

A excepción de las plantas que operan a presión supercrítica, las características de

operación y la economía de las plantas modernas justifican la instalación de solo

una etapa de recalentamiento.

Para calcular el rendimiento térmico de un ciclo de recalentamiento, hay que tomar

en cuenta el trabajo que sale de ambas etapas de la turbina, así como el calor

transferido en la zona de la caldera-sobrecalentador (qcal) y en la zona de

recalentamiento (qrecal). El rendimiento térmico en ciclos de recalentamiento está

entonces está dado por:

𝜂𝑡 =𝑤𝑇𝑎 + 𝑤𝑡𝑏 − 𝑤𝐵

𝑞𝑐𝑎𝑙 + 𝑞𝑟𝑒𝑐𝑎𝑙=

(ℎ3 − ℎ4) + (ℎ5 − ℎ6) − 𝑤𝐵

(ℎ3 − ℎ2) + (ℎ5 − ℎ4)

2.4.1.7. Ciclo Rankine con presión supercrítica

El ciclo de presión supercrítica es usado de manera general para obtener la mayor

eficiencia termodinámica posible en equipos para generación de vapor a partir de

combustibles fósiles.

El ciclo de recalentamiento regenerativo puede tener de 6 a 8 etapas de

calentamiento de agua de alimentación, y debido a las altas presiones y

temperaturas de entrada, pueden ser justificadas dos etapas de recalentamiento.

2.4.1.8. Ciclo de Rankine con procesos para aprovechamiento de vapor

residual

En diversos casos, las necesidades de calentamiento y de potencia de una planta

o instalación pueden ser combinadas en una sola planta de potencia que genere los

requerimientos térmicos y eléctricos de la misma. Esta planta debe operar con altos

factores de carga anual y alta eficiencia térmica.

Las necesidades de plantas industriales para procesos que requieren energía

térmica, pueden ser cubiertas bien sea con vapor de salida (exhausto) de la turbina,

o vapor extraído de una etapa apropiada de turbina. La selección de las condiciones

de extracción o de exhausto dependerá de los requerimientos de los procesos de la

planta.

Para servicios de calentamiento, el vapor puede ser generado a presiones y

temperaturas suficientemente altas para que a la salida (exhausto) se cuente con

las condiciones de vapor aptas para entrega a las tuberías de vapor y distribución a

los sitios de consumo.

45

2.4.1.9. Principales ventajas del ciclo de vapor

De la implementación de un ciclo de vapor tanto en calderas como en plantas de

generación o plantas industriales se reconocen las siguientes ventajas:

• Posibilidad de reconversión tecnológica o de operación con diversos tipos de

combustibles (líquidos, sólidos y/o gaseosos) (22).

• Tecnología conocida para la producción de electricidad.

• Para la mayoría de los equipos existen empresas de asesoría técnica a nivel

nacional (excepto para turbinas de vapor).

• Posibilidad y flexibilidad de modular o de administrar condiciones de

operación.

2.4.1.10. Principales desventajas del ciclo de vapor

De la implementación de un ciclo de vapor se observan las siguientes desventajas:

• Requiere de disponibilidad de agua.

• Requiere de tratamiento de agua para remoción de minerales.

• Complejidad en el montaje y la operación.

• Se presentan problemas por producción de cenizas y escorias,

principalmente con combustibles sólidos.

• El ciclo es adecuado únicamente para grandes capacidades de generación

(22).

2.4.2. Termodinámica del ciclo Brayton o ciclo de gas

En la Figura 14 se muestran los diagramas presión y volumen (P-V) y temperatura

y entropía (T-s) idealizados del ciclo Brayton. Se puede observar que los procesos

de compresión y expansión son isoentrópicos y los procesos de suministro y

extracción de calor ocurren a presión constante.

46

Figura 14. Diagramas Pv y Ts del ciclo Brayton

Fuente: http://www.unet.edu.ve/

El ciclo Brayton está integrado por cuatro procesos internamente reversibles (23):

Tramo 1-2. Compresión isoentrópica en un compresor

Tramo 2-3. Adición de calor a P=constante

Tramo 3-4. Expansión isoentrópica en una turbina

Tramo 4-1. Rechazo de calor a P=constante

Los procesos de 1-2 y 3-4 son isoentrópicos y P2 = P3 y P4 = P5. Por tanto la

temperaturas de los procesos se pueden determinar de la siguiente manera:

𝑇2

𝑇1

= (𝑃2

𝑃1)

(𝐾−1) 𝐾⁄

= (𝑃3

𝑃4)

(𝐾−1) 𝐾⁄

=𝑇3

𝑇4

El proceso de calentamiento de 2 a 3 está dado por:

𝑞𝐻 = ℎ3 − ℎ2

El proceso de enfriamiento de 4 a 1 está dado por:

𝑞𝐿 = ℎ1 − ℎ4

El trabajo requerido por el compresor se define como:

𝑤𝐶 = ℎ1 − ℎ2

Para la turbina, el trabajo generado por esta se expresa como:

𝑤𝑇 = ℎ3 − ℎ4

La eficiencia térmica del ciclo Brayton ideal se escribe como:

𝜂𝑡,𝐵𝑟𝑎𝑦𝑡𝑜𝑛 =𝑤𝑛𝑒𝑡𝑜

𝑞𝐻

=𝑞𝐻 − 𝑞𝐿

𝑞𝐻

= 1 −𝑞𝐿

𝑞𝐻

= 1 −ℎ4 − ℎ1

ℎ3 − ℎ2

= 1 −𝐶𝑝 ∗ (𝑇4 − 𝑇1)

𝐶𝑝 ∗ (𝑇3 − 𝑇2)

𝜂𝑡,𝐵𝑟𝑎𝑦𝑡𝑜𝑛 = 1 −𝑇1

𝑇2

∗

(𝑇4

𝑇1− 1)

(𝑇3

𝑇2− 1)

= 1 −1

𝑟𝑝

𝑘−1𝑘

Donde, 𝑟𝑝 =𝑃2

𝑃1

http://www.unet.edu.ve/

47

2.4.2.1. Elementos constitutivos

A continuación en la Figura 15 se presenta un esquema general del ciclo Brayton de gas para la generación de electricidad:

Figura 15. Esquema general de un ciclo de gas para generación de electricidad


De acuerdo con lo ilustrado en la Figura 15 y en orden secuencial, el ciclo de gas

está constituido principalmente por los siguientes elementos (21):

• Compresor de aire: Es un turbocompresor (axial o radial) que comprime el

aire atmosférico hasta la presión deseada, consumiendo energía mecánica.

Este compresor se encarga de adecuar las condiciones del aire para una

correcta combustión.

• Cámara de combustión: En esta cámara se mezcla el combustible con el aire

procedente del compresor y se lleva a cabo la reacción química de

combustión entre el oxígeno del aire y el carbono del combustible. El

combustible se quema con el aire y genera una corriente de gases a

temperatura y presión elevada.

• Turbina de gas: Motor térmico que transforma la energía térmica de los gases

calientes producto de la combustión en energía mecánica. En la turbina de

gas los gases calientes se expanden y se produce energía mecánica de

rotación en el eje debido a las condiciones de presión, temperatura y energía

cinética del gas.

• Regenerador: De manera opcional, el ciclo puede contar con un regenerador

donde los gases calientes de escape se utilizan para precalentar el aire, antes

de su entrada a la cámara de combustión. Su utilización conlleva a una

mejora en el rendimiento y disminución de la temperatura de los gases de

48

escape.

• Generador eléctrico: Dispositivo mediante el cual se convierte la energía

mecánica rotacional en energía eléctrica.

2.4.2.2. Turbinas Gas

Las turbinas a gas son máquinas térmicas rotativas de combustión interna a flujo

continuo. Si bien se le llama ciclo termodinámico al ciclo de las turbinas de gas, en

realidad el fluido de trabajo no realiza un ciclo completo, ya que el fluido que ingresa

es aire y el que egresa son gases de combustión. Es decir que el fluido de ingreso

(aire) es transformado en otro fluido, por lo que el ciclo se define como un “ciclo

abierto”.

El objetivo de la turbina de gas es convertir energía calórica contenida en el

combustible utilizado en energía mecánica (trabajo mecánico) en el eje de la misma

(ver Figura 16). (24)

Figura 16. Turbina de gas

Fuente: http://angelfrancogarcia.blogspot.com/

2.4.2.2.1. Clasificación de las turbinas de gas

Las turbinas de gas se pueden clasificar de diferentes maneras como se muestra a

continuación:

• En función de la circulación del gas: Las turbinas se clasifican en turbinas

radiales o axiales. Tanto el compresor como la turbina puede ser radiales o

axiales ambos la vez o alguno de ellos.

• En función del número de ejes: Se clasifican en turbinas de uno o dos ejes.

En las turbinas de un solo eje el compresor y la turbina están montados sobre

un mismo eje y el alternador se conecta al mismo a través de un reductor de

http://angelfrancogarcia.blogspot.com/

49

velocidad, generalmente del lado del compresor. Mientras que en las turbinas

con dos ejes la turbina es de dos etapas con ejes independientes y ambas

etapas pueden funcionar a distinta velocidad, una etapa arrastra el

compresor y la otra mueve el alternador.

• En función del escape de gases, con o sin regeneración. En las turbinas sin

regeneración, los gases expulsados por la turbina se vierten directamente al

resto de la instalación o al exterior. En las turbinas con regeneración, estos

gases, antes de ser expulsados, pasan por un intercambiador de calor que

precalienta el aire comprimido, que sale del compresor, antes de su entrada

en la cámara de combustión.

• En función de su diseño: Se clasifican en turbinas pesadas o aeroderivadas.

Las turbinas aeroderivadas son modelos que en principio se diseñaron para

la aviación (aviones o helicópteros) y que luego se adaptaron a instalaciones

fijas para generación. Las turbinas pesadas fueron diseñadas desde el

principio para trabajar sobre una bancada fija y suelen ser más pesadas,

algunas de ellas son de origen naval.

2.4.2.2.2. Turbina de gas sin regeneración

En la turbina de gas sin regeneración la potencia mecánica consumida por el

compresor se define como:

𝑊𝑐 = 𝑚𝑎 ∗ (ℎ2 − ℎ1)𝜂𝑖𝑐

Donde

Wc = Potencia en el eje del compresor

ma = Caudal másico de aire

h1 = Entalpía específica el aire en la boca de admisión

h2 = Entalpía específica del aire que sale del compresor, proceso isentrópico

ɳic = Rendimiento interno del compresor

La potencia demandada por el compresor está dada por:

𝑊𝑐 =𝑚𝑎 ∗ 𝐶𝑝𝑎 ∗ 𝑇1 ∗ (𝑟𝑐𝑒 ∗ (

(𝑘𝑎 − 1)𝑘𝑎

⁄ ) − 1

𝜂𝑖𝑐

T1 = Temperatura absoluta del aire a la entrada del compresor

Cpa = Calor especifico del aire

Ka = Exponente de la compresión isentrópico

50

rce = 𝑝2 𝑝1⁄ = Relación de compresión

La temperatura del aire a la salida del compresor, será:

𝑇𝑠 = 𝑇1 +(𝑇2 − 𝑇1)

𝜂𝑖𝑐

Donde,

𝑇2 = 𝑇1 ∗ 𝑟𝑐𝑒 ∗ ((𝑘𝑎 − 1)

𝑘𝑎)

El balance de energía alrededor de la cámara de combustión se define como:

𝑚𝑎𝑐 ∗ 𝑝𝑎𝑡2 + 𝑚𝑐 ∗ 𝑃𝐶𝐼 = 𝑚𝑔 ∗ 𝐶𝑝 ∗ 𝑔 ∗ 𝑇3

Donde,

mac = Caudal másico de combustible

mg = ma + mc = Caudal másico de gases de combustión

PCI = Poder calorífico inferior

T2 = Temperatura centígrada a la entrada de la cámara de combustión

T3 = Ta temperatura centígrada a la salida

La temperatura de los gases a la salida de la cámara de combustión se define como:

𝑇3 =(𝑚𝑎𝑐 ∗ 𝑝𝑎𝑡2 + 𝑚𝑐 ∗ 𝑃𝐶𝐼)

𝑚𝑔 ∗ 𝐶𝑝 ∗ 𝑔

La potencia mecánica generada por la turbina está dada por:

𝑊1 =𝑚𝑔 ∗ (ℎ3 − ℎ4)

𝜂𝑖𝑡

Donde,

Wt = Potencia en el eje del compresor

h3 = Entalpía específica de los gases a la entrada de la turbina

h4 = Entalpía específica de los gases de escape, proceso isentrópico

ɳit = Rendimiento interno de la turbina a la entrada de la turbina

2.4.2.2.3. Turbina de gas con regeneración

El ciclo básico de la turbina de gas puede ser modificado de varias maneras para

aumentar su eficiencia total. Una de estas formas es la regeneración. El ciclo con

51

regeneración se puede realizar cuando la temperatura de los gases a la salida de la

turbina es mayor que la temperatura a la salida del compresor. En este caso es

posible reducir la cantidad de combustible que se inyecta al quemador si el aire que

sale del compresor se precalienta con energía tomada de los gases de escape de

la turbina. El intercambio de calor se lleva a cabo en un intercambiador de calor

conocido como regenerador.

Si la operación del regenerador ocurre idealmente (Figura 17) será posible

precalentar la corriente de salida del compresor hasta la temperatura de la corriente

de salida de la turbina.

Figura 17. Diagrama T-s de un ciclo regenerativo de turbina de gas


En esta situación, el estado x de la Figura 17 queda sobre una línea horizontal desde

el estado 4. Sin embargo, esto es impráctico porque se requiere un área superficial

muy grande para la transferencia de calor al tender a cero la diferencia de

temperatura entre las dos corrientes. Para medir la proximidad a esta condición

límite se define la eficiencia del regenerador, ɳreg, como:

𝜂𝑟𝑒𝑔 =ℎ𝑥𝑟 − ℎ2

ℎ4 − ℎ2=

ℎ4 − ℎ5𝑟

ℎ4 − ℎ5

Donde,

ℎ4 = ℎ𝑥 𝑦 ℎ5 = ℎ2

Considerando el Cp constante se tiene un nuevo diagrama T-s para la regeneración

(Figura 18) donde la eficiencia del regenerador se define como :


52

𝜂𝑟𝑒𝑔 =𝑇𝑥𝑟 − 𝑇2

𝑇4 − 𝑇2=

𝑇4 − 𝑇5𝑟

𝑇4 − 𝑇5

Figura 18. Diagrama T-s para el ciclo Brayton con regeneración.


Por lo tanto la eficiencia térmica de este ciclo de regeneración se puede expresar

como:

𝜂𝑡 = 1 −ℎ5𝑟 − ℎ1

ℎ3 − ℎ𝑥𝑦= 1 −

𝑇5𝑟 − 𝑇1

𝑇3 − 𝑇𝑥𝑦

A partir de esto se puede observar que la eficiencia térmica de un ciclo con

regeneración es una función no sólo de la relación de presiones, sino también de

las temperaturas mínima y máxima que ocurren en el ciclo (23).

2.4.2.3. Principales características del ciclo de gas

El ciclo Brayton de gas se caracteriza porque emplea la energía térmica de los

gases de la combustión como fluido de trabajo para producción de energía

mecánica. Igualmente, los equipos implementados en este ciclo tienen funciones

específicas y están unidos en un conjunto compacto, existen comercialmente

equipos pero en mercados extranjeros, mas no en Colombia. Además, el ciclo puede

operar sólo con combustibles líquidos o gaseosos pero no sólidos (22), y la

tecnología requerida por este es relativamente reciente para la producción térmica

de electricidad. El ciclo Brayton es adecuado fundamentalmente para generación

de electricidad desde 25 kW.


53

2.4.2.3.1. Desempeño turbinas de gas

El desempeño de las turbinas de gas depende de varios factores que se exponen a

continuación:

• Influencia de la presión de admisión: Al disminuir la presión de admisión

disminuye la presión del aire aspirado y en consecuencia disminuye el caudal

másico de aire y el caudal de gases. Como la potencia depende del caudal

másico, al disminuir la presión de admisión disminuye la potencia de la

máquina. Como la presión atmosférica de un lugar depende de su altura

sobre el nivel del mar, al seleccionar una turbina deberá tenerse en cuenta

una corrección de potencia en función de la altura sobre nivel del mar en el

sitio de instalación.

• Influencia de la temperatura de admisión: Para una relación de compresión

dada, el trabajo de compresión aumenta linealmente con la temperatura

absoluta del aire en las condiciones de aspiración. La potencia demandada

por el compresor aumenta al aumentar la temperatura de admisión. Como la

potencia neta se obtiene por diferencia entre la entregada por la turbina y la

demandada por el compresor, la potencia de la turbina disminuye a medida

que aumenta la temperatura del aire aspirado. Por lo que se debe considerar

que la potencia desarrollada por una turbina de gas en temporada invierno

será mayor que la generada en verano para lugares donde las estaciones

tienen un impacto considerable y constante en el clima.

• Influencia del régimen de trabajo en carga base. Cuando trabaja fuera de las

condiciones base, el rendimiento eléctrico disminuye notablemente en el

caso de las turbinas de geometría fija y de forma no tan acusada en las

turbinas de geometría variable.

• Influencia de los filtros de aspiración: Dado que las condiciones de trabajo de

los álabes de la turbina son muy exigentes, es necesario que el aire aspirado

pos esta esté libre de polvo. Para asegurar su limpieza, se hace pasar el aire

aspirado a través de un filtro que provoca una pérdida de carga y que

aumenta a medida que va ensuciándose. Estas pérdidas de carga se reflejan

en una pérdida de potencia útil.

• Influencia de los conductos de aspiración y expulsión: El aire aspirado pasa

a través de los conductos de admisión, filtros y un silenciador, lo cual provoca

una pérdida de presión, por lo que la admisión del compresor está en

depresión respecto de la atmosférica. En cuanto a la expulsión se tiene una

situación análoga y la expulsión de la turbina trabajará en sobrepresión

respecto de la atmosférica. En resumen respecto a las condiciones

nominales de trabajo, el compresor consume más energía, la turbina genera

54

menos energía y la potencia útil disminuye. Estas pérdidas de presión

dependen en gran medida de la concepción y diseño de todo el sistema de

conducción, aprovechamiento del calor residual, diseño de silenciadores, etc.

2.4.2.4. Principales ventajas del ciclo de gas

De la implementación de un ciclo Brayton se reconocen las siguientes ventajas:

• Equipos compactos con los cuales se facilita el montaje y la operación, apto

para una amplia variedad de combustibles (líquidos, o gaseosos) incluso

combustibles derivados de la biomasa.

• Equipos fácilmente adaptables para sistemas de cogeneración.

• No se requiere de disponibilidad y por lo tanto de tratamiento de agua.

• No se presentan problemas por producción de cenizas y escorias [30].

• Adecuado para pequeñas o medianas o grandes capacidades de producción

de electricidad.

• Menor impacto ambiental, incluyendo menor cantidad de ruido y menor

producción de gases contaminantes.

2.4.2.5. Principales desventajas del ciclo de gas

De la implementación de un ciclo Brayton se reconocen las siguientes desventajas:

• Elevado costo de inversión.

• No existe disponibilidad de asesoría técnica local especializada en Colombia,

especialmente en zonas aisladas o rurales del país.

• Bo es apto para combustibles sólidos (22).

2.4.3. Termodinámica del ciclo de motor reciprocante

A continuación en la Figura 19, se presenta un esquema general de la secuencia del ciclo de motor reciprocante para generación de electricidad:

55

Figura 19. Diagrama secuencial de un ciclo de motor reciprocante para generación

de electricidad


2.4.3.1. Principales elementos constitutivos

De acuerdo con lo ilustrado en la Figura 19, en orden secuencial, el ciclo de motor

de combustión interna está constituido principalmente por los siguientes elementos

(21):

• Cámara de combustión: Es la cámara donde se lleva a cabo la reacción

química entre el oxígeno del aire y el carbono del combustible.

• Sistema reciprocante: En este sistema se transforma la energía térmica de

los gases calientes producto de la combustión en energía mecánica. Los

gases calientes se expanden y por sus condiciones de presión y temperatura

se produce energía mecánica de rotación en el eje.

• Generador eléctrico: Dispositivo mediante el cual se convierte la energía

mecánica rotacional en energía eléctrica.

2.4.3.2. Motores alternativos de combustión interna

En función del ciclo de gas teórico en el que se basa el funcionamiento de los

motores alternativos de combustión interna, se distinguen dos tipos de motores: Otto

(motor de explosión) y Diesel (motor de combustión). Basado en la forma como se

desarrolla el ciclo se pueden clasificar en motores de dos y cuatro tiempos.

La estructura del motor Otto de combustión interna es semejante a la del compresor

alternativo, pero se diferencia en algunos aspectos importantes.

56

2.4.3.2.1. Ciclo Otto teórico

El ciclo Otto teórico corresponde a un ciclo cerrado idealizado. En la Figura 20 se

muestra su representación sobre un diagrama presión volumen P-V. El ciclo está

conformado por cuatro procesos dos isócoricos y dos isoentrópicos.

Figura 20. Diagrama Pv y Ts del ciclo Otto


Las cuatro etapas del ciclo Otto se definen como:

Compresión: Ocurre en el tramo 1-2, mientras el émbolo avanza desde el volumen

máximo (PMI) hasta el volumen mínimo (PMS), el gas se comprime siguiendo un

proceso adiabático y reversible (isoentrópico), consumiendo energía.

Combustión: Ocurre en el tramo 2-3, el émbolo ha llegado al final de su carrera, el

gas ocupa el volumen mínimo, en este instante se aporta calor. La presión aumenta

y el volumen permanece constante, no hay intercambio de energía mecánica.

Expansión: Ocurre en el tramo 3-4, el émbolo retrocede y el gas se expande

siguiendo una isoentrópica, generando energía mecánica.

Escape: Ocurre en el tramo 4-1, el gas se enfría a volumen constante y se cierra el

ciclo. El calor de refrigeración se disipa al exterior y no hay intercambio de energía

mecánica.

El calor neto consumido en un ciclo viene dado por el calor aportado entre 2 y 3; el

calor eliminado entre 4 y 1, por unidad de masa, y viene dado por:

𝑞𝑛𝑒𝑡𝑜 = 𝑞3−2 − 𝑞4−1


57

Como el ciclo Otto es cerrado y no hay irreversibilidades, el calor neto aportado

debe ser igual al trabajo neto desarrollado, que expresado por unidad de masa

resulta:

𝑊𝑛𝑒𝑡𝑜 = 𝐶𝑣 ∗ (𝑇3 − 𝑇2) − 𝐶𝑣 ∗ (𝑇4 − 𝑇1)

Donde,

u = Energía interna específica del gas

Cv = Calor específico a volumen constante

T = Temperatura

El calor consumido por unidad de masa, viene dado por:

𝑞𝑎 = 𝐶𝑣 ∗ (𝑇3 − 𝑇2)

Para un gas ideal, el rendimiento teórico viene dado por:

𝜂𝑂𝑡𝑡𝑜 =𝑊𝑛𝑒𝑡𝑜

𝑞𝑎

2.4.3.2.2. Ciclo Diesel Teórico

Es un ciclo cerrado de ignición por compresión. En la Figura 21 se muestra su

representación sobre un diagrama presión-volumen (P-V) formado por cuatro

procesos: una isobara, una isocora y dos isoentrópicas.

Figura 21. Diagrama Pv y Ts del ciclo Diesel


Las cuatro etapas del ciclo Diesel se definen como:

Compresión: Ocurre en el tramo 1-2, mientras el émbolo avanza desde el volumen


58

máximo hasta el volumen mínimo, el admitido gas se comprime siguiendo un

proceso adiabático y reversible (isoentrópico); se consume energía.

Combustión: Ocurre en el tramo 2-3, el émbolo ha llegado al final de su carrera, el

gas ocupa el volumen mínimo, y a partir de este instante, se aporta calor, mientras

el émbolo retrocede. La presión se mantiene constante y el volumen aumenta. Hay

aporte de calor y producción de energía mecánica.

Expansión: Ocurre en el tramo 3-4, el émbolo sigue retrocediendo y el gas

expansiona siguiendo una isoentrópica. Se produce energía mecánica.

Expulsión: Ocurre en el tramo 4-1, el gas se enfría a volumen constante y se cierra

el ciclo. El calor de refrigeración se disipa al exterior.

El ciclo Diesel real se diferencia del teórico en varios aspectos, los más relevantes

se mencionan a continuación:

• El aporte de calor se realiza por combustión del carburante en el interior del

cilindro, en consecuencia, la composición de la mezcla gaseosa no es la

misma en cada uno de los procesos.

• El ciclo es abierto, por lo que hay una aspiración de aire exterior, que en los

motores de inyección es aire puro y en los de carburador una mezcla de aire

y carburante. Además ocurre una expulsión de los productos de la

combustión.

• Los distintos procesos que ocurren en el ciclo real no tienen un

comportamiento ideal, en consecuencia, las ecuaciones anteriores son

aproximaciones.

• Es imposible el aporte de calor a volumen constante. El calor del proceso 4-

1 se disipa en forma de gases calientes de escape y todo el ciclo es

refrigerado.

• Durante la expulsión ocurre lo mismo, hay una pérdida de presión en la

válvula de expulsión debido al paso de los gases de combustión a velocidad

elevada. A lo largo de este tramo, la presión en el interior del cilindro será

mayor que la exterior.

• En el diagrama P-V existen dos regiones cerradas, una que corresponde a lo

que sería el ciclo teórico y su área es proporcional al trabajo generado,

mientras que la otra corresponde a las etapas de aspiración y expulsión: su

área es proporcional al trabajo consumido. El trabajo neto generado vendrá

dado por la diferencia entre las dos áreas.

2.4.3.3. Tipos de motores de combustión interna

Independientemente del ciclo Otto o Diesel, los motores deben clasificarse

59

atendiendo a los siguientes criterios: número de tiempos, número de válvulas y

presión de alimentación. Se entiende por tiempos, el recorrido completo del émbolo

desde su PMS a su PMI o viceversa.

2.4.3.4. Principales características del ciclo de motor de combustión

interna

El ciclo de motor de combustión interna emplea la energía térmica de los gases de

la combustión como fluido para producción de energía mecánica. Los equipos

utilizados en este ciclo presentan funciones específicas y están unidos en un bloque

compacto, estos equipos existen comercialmente equipos a nivel nacional en

Colombia, y puede operar sólo con combustibles líquidos o gaseosos, más no con

combustibles sólidos (22). La tecnología utilizada en los motores que operan con

este ciclo es una tecnología tradicional para la producción térmica de electricidad,

adecuada fundamentalmente para generación de electricidad desde 5 kW.

2.4.3.5. Principales ventajas del ciclo de motor de combustión interna

De la implementación de un ciclo de motor de combustión interna se reconocen las

siguientes ventajas:

• Equipos compactos con los cuales se facilita el montaje y la operación.

• Apto para una amplia variedad de combustibles (líquidos, o gaseosos),

maneja incluso combustibles derivados de la biomasa.

• Requiere sólo de moderadas cantidades de disponibilidad de agua (22) y no

requiere de tratamiento de agua.

• No se presentan problemas por producción de cenizas y escorias.

• Produce menos efectos ambientales negativos como ruido y producción de

gases contaminantes.

• Existe disponibilidad de asesoría técnica local especializada.

• Bajos costos de inversión inicial.

2.4.3.6. Principales desventajas del ciclo de gas

De la implementación de un ciclo de motor de combustión interna se reconocen las

siguientes desventajas:

• No es fácil ni práctica la aplicación de cogeneración.

• Es adecuado sólo para pequeñas y medianas capacidades de producción de

electricidad.

• Los equipos tienen una vida útil de operación corta.

• No es apto para combustibles sólidos (22).

60

2.5. Cogeneración

La Cogeneración se refiere a la producción simultánea de energía térmica y electricidad, que es aplicada en diversos procesos industriales que requieren las dos formas de energía. Este proceso es por ejemplo muy común en los ingenios azucareros aprovechando los desechos del proceso, principalmente el bagazo.

Cualquiera de las alternativas planteadas, es decir, ciclo de vapor, ciclo de gas o

ciclo de motor de combustión interna, podrían operar en modo de cogeneración. La

decisión de implementar o no el sistema de cogeneración asociado con alguna de

las mencionadas alternativas, dependerá de los resultados del análisis de viabilidad

como los que se plantean en el presente documento.

La cogeneración consiste en la generación de electricidad y el aprovechamiento

efectivo del calor residual de dicha generación. La generación de calor a través de

una maquina térmica (motor de combustión, turbina de vapor, turbina de gas) está

sometida al rendimiento de Carnot. En la cogeneración se consume energía térmica

a una temperatura dada, parte de ella se convierte en electricidad mientras que la

parte restante se disipa al exterior a una temperatura inferior.

El rendimiento real es mucho menor ya que el ciclo no se ajusta al de Carnot, ni es

ideal, se presentan rozamientos mecánicos, el generador eléctrico tiene perdidas,

en la transformación transporte y distribución de electricidad, también se presentan

perdidas eléctricas.

En los sistemas de cogeneración se tiene un sistema que demanda energía térmica

y electica, y un equipo produce los mismos tipos de energía. Es por esto que el

equipo se debe seleccionar meticulosamente para que acomode la producción la

demanda.

A continuación se presentan los principales criterios y elementos para desarrollar el

proceso de selección de los equipos de cogeneración más apropiados según

requerimientos térmicos y eléctricos para cada situación.

2.5.1. Consumidores del calor y de electricidad

En general los dos tipos de energía (térmica y eléctrica) se consumen en el mismo

punto de generación o al menos en una distancia cercana a la ubicación del punto

de generación. No obstante,, puede darse el caso que los dos tipos de energía se

distribuyan a otros consumidores.

2.5.2. Eficiencia

El rendimiento global en cogeneración, contemplando calor y electricidad, suele ser

61

del orden de un 85%, independiente del tipo de tecnología empleada. La distribución

de calor y electricidad depende de la maquina instalada.

2.5.3. Ventajas de la cogeneración

De manera general, las principales ventajas, de indican a continuación:

• El equipo funciona durante gran parte de su operación bajo régimen nominal

y estacionario, con un elevado rendimiento anual, ya que en la mayoría de

los casos se suministra electricidad a un solo usuario.

• Una importante fracción del calor residual de la generación es aprovechada

a diferencia de una central típica, en la que el calor es disipado al ambiente.

• La operación del equipo de cogeneración puede ser detenida al concluirse la

actividad correspondiente al usuario.

• Se reducen a un mínimo nivel las pedidas eléctricas de transformación, así

como también las ocasionadas por transporte y distribución.

2.5.4. Aspectos económicos de la cogeneración

La cogeneración sustituye energía eléctrica (costosa) por combustible (energía más

barata), disminuyendo costos en energía y por lo tanto haciendo que la inversión

sea recuperada en un tiempo atractivo.

2.5.5. Tipos de cogeneración

De manera general las plantas de cogeneración se clasifican como sistemas de cola

o bottoming y sistemas de cabeza o topping. En los primeros sistemas la electricidad

se genera al final de la final térmica, cuando se utiliza el calor o el combustible

residual para generar energía, mientras que en los segundos, la electricidad se

genera al principio de la cascada térmica, donde el combustible convencional aporta

la energía al sistema de cogeneración.

El termino cascada térmica corresponde a la evolución del fluido portador del calor

desde la entrada de combustible (alta temperatura) hasta la descarga de fluidos al

ambiente (baja temperatura). A lo largo de la cascada térmica la calidad de la

energía contenida en el fluido se va degradando de manera paulatina (disminución

de exergía).

Como ejemplo de un sistema de cola, se puede mencionar un horno de fundición

que trabaja a 1200ºC, cuyos gases de escape se conducen a un generador de

vapor, que se emplea para activar una turbina de vapor y generar electricidad. Como

ejemplo de un sistema de cabeza se puede considerar el uso de los gases calientes

62

de escape de una turbina de gas, para un proceso de secado.

2.5.6. Tecnologías de cogeneración

2.5.6.1. Cogeneración con turbina de vapor

En el esquema del ciclo de vapor con condensación y extracción, la caldera produce

vapor sobrecalentado, que es transportado a una turbina de vapor de dos secciones,

una de alta presión y otra de baja presión. Todo el vapor generado se hace pasar a

través de la zona de alta presión, una parte de este continua hasta la zona de baja

presión mientras que el resto se extrae.

El vapor sangrado en la zona intermedia está a una temperatura más elevada que

el vapor expulsado en la zona de baja presión, por lo cual se dispondría de calor útil

a dos diferentes niveles térmicos.

La energía mecánica proveniente del vapor turbinado, acciona un generador

eléctrico y el agua resultante se recoge en la línea de condensados, devolviéndose

a la caldera a través de una bomba de presión que consume parte de la energía

generada.

Este tipo de instalaciones se equipan con sistemas que permiten derivar el caudal

de vapor hacia un lado u otro, de tal manera que la producción de calor y electricidad

se adapte a la demanda.

2.5.6.1. Cogeneración con turbina de gas

Las turbinas de gas con regenerador están equipadas con un intercambiador de

calor instalado entre la entrada del aire al quemador y la salida de los gases de

escape de la turbina, llegando de esta manera el aire más caliente al quemador,

ahorrando carburante. Sin embargo, los gases expulsados a la atmosfera salen a

una menor temperatura, disminuyendo la capacidad de generar calor útil.

En principio las turbinas de gas sin regenerador cuentan con un rendimiento

eléctrico más bajo, pero la expulsión de los gases de combustión se lleva a cabo a

una temperatura más elevada, por lo que es de esperar una mayor relación calor/

electricidad respecto de las turbinas con regenerador.

El carburante debe introducirse en el quemador a la presión del compresor. De

manera ilustrativa, si la turbina opera con gas natural como combustible y es

insuficiente la presión de llegada al quemador, un compresor auxiliar deberá ser

instalado y consumirá parte de la energía eléctrica generada.

63

2.5.6.2. Cogeneración con Motor de combustión

Los motores de combustión constituyen un grupo electrógeno en el cual se puede

recuperar calor de refrigeración del motor, que de normalmente sería expulsado a

la atmosfera, igualmente, se puede recuperar el calor residual contenido en los

gases de escape antes de ser envidos a la atmósfera, a través de un intercambiador

de calor.

Dada la relativa poca cantidad de gases de escape y el bajo contenido de oxígeno,

los sistemas de cogeneración en motores de combustión son casi siempre utilizados

para producir agua caliente a temperatura inferior a 100ºC. No obstante, ciertos

fabricantes ofrecen modelos capaces de calentar agua a temperaturas superiores,

o incluso generar vapor de baja presión.

2.5.6.3. Cogeneración con Ciclo Combinado

El sistema de cogeneración con ciclo combinado suele estar equipado con

quemadores auxiliares, que normalmente son quemadores de postcombustión en

vena de aire, situados a la entrada de la caldera, que permiten elevar la temperatura

de los gases de entrada a la caldera y aumentar el caudal de gases, si además se

adiciona aire.

Al generar electricidad en dos puntos distintos en el sistema y poder quemar

combustible en dos puntos distintos (quemador de la turbina de vapor y caldera de

recuperación), el conjunto es más flexible y puede adaptarse muy bien a

fluctuaciones de la demanda tanto eléctrica como térmica.

2.6. Características de la demanda

2.6.1. Potencia de la demanda

En la gran mayoría de los casos, la potencia eléctrica de demanda, está ligada a la

potencia térmica, ya que las dos dependen de la producción y la demanda de calor

es mayor con respecto a la de electricidad. Para ambas energías habrá una potencia

nominal de cálculo.

Debido a que es de interés evitar los excedentes de calor y aprovechar el máximo

de energía cogenerada, la potencia eléctrica nominal de la demanda será útil para

seleccionar la potencia del equipo de cogeneración, el tipo de equipo y la

modulación de potencia instalada en una o más maquinas.

64

2.6.2. Nivel térmico de la demanda de calor

La selección del equipo de cogeneración está relacionada con diversos aspectos,

ente ellos la demanda de calor. Basándose en la literatura, ante una potencia

térmica demandada para dos sistemas, no es lo mismo si la demanda corresponde

a la generación de agua caliente de lavado, que si es requerida la demanda para

vapor de procesos, ya que en el primer caso la temperatura que se debería

garantizar está en el rango de 50 a 60 ºC, mientras que en el segundo caso, la

temperatura son más elevadas.

Los gases de escape de una turbina de gas son ricos en oxígeno, lo que permite

quemar más combustible (postcombustión) y aumentar su temperatura. Los

motores de combustión queman el combustible con exceso limitado de aire, por lo

cual sus gases de escape son pobres en oxígeno, no permiten postcombustión, y

es por esto que se limita el nivel térmico del calor generado.

2.6.3. Fluido térmico

La cogeneración con turbinas de gas resulta apropiada para cubrir demandas de

vapor de procesos y aire caliente de secado, debido a que los gases de escape son

relativamente limpios y cuentan en general con una temperatura elevada.

2.6.4. Relación calor – electricidad

En caso de ajustarse la potencia eléctrica de salida del equipo de cogeneración a la

potencia eléctrica demandada y la relación calor/electricidad del mismo sea superior

a la relación potencia/calor de la demanda, se presentaran excedentes térmicos que

deberán ser expulsados al exterior, sin ningún tipo de aprovechamiento, con una

deficiente eficiencia energética para el equipo. En caso contrario, los excedentes

eléctricos podrían ser exportados a la red.

De acuerdo con lo anterior, para un desempeño energético optimo, la selección del

equipo de cogeneración será adecuada en la medida que se cuente con una

relación calor/electricidad, acorde con esta relación para la demanda.

2.6.5. Curva de demanda

La evolución de la demanda de calor y electricidad durante el día y durante el año,

puede presentar diversos comportamientos, dependiendo del tipo de operación

diaria y/o anual, así como las variaciones que se presenten en las instalaciones del

usuario de energía (proceso industrial, actividad comercial, etc.).

Las turbinas de gas son poco tolerantes a paradas y arranques frecuentes, ya que

65

afectan notablemente la vida útil del equipo y su rendimiento, por lo cual no se

adaptaran en buena forma a curvas de demanda con grande oscilaciones o

frecuentes interrupciones; por consiguiente estos equipos son más utilizados para

cubrir demanda básica para casos en los que se presenta una parada semanal

como máximo.

Los motores de combustión interna son más flexibles en este sentido, pudiendo

manejar paradas y arranques más frecuentes, operando de manera adecuada a

carga parcial y adaptándose de manera más favorable a curvas de demanda con

interrupciones frecuentes y/o curvas de demanda con grandes oscilaciones.

2.7. Estudio de viabilidad técnica y económica

Las siguientes son las etapas que de manera general deben adelantarse para llevar

a cabo un estudio de viabilidad técnica y económica para la implementación de una

planta de cogeneración:

• Determinación de la potencia instalada en función de la curva de frecuencias

acumuladas.

• Estimación de las energías: Demanda, generada, excedente y de apoyo.

• Estimación del balance económico.

• Calculo del ahorro energético y económico.

• Comprobación de las exigencias legales para acogerse a la calificación de

cogenerador.

• Calculo de los parámetros económicos que pueden aconsejar su

implantación.

En general para decidir sobre la conveniencia de la implantación de una planta de

cogeneración, deben cumplirse, dos aspectos; primero, la planta con cogeneración

debe ocasionar un ahorro de energía primaria, y segundo, la inversión debe ser

rentable desde el punto de vista económico.

2.7.1. Determinación de la potencia instalada

La potencia de un equipo de cogeneración deberá seleccionarse de manera que se

optimice su aprovechamiento. Para esto es necesario considerar que las potencias

tanto eléctrica como térmica demandadas por un sistema, pueden variar entre un

valor máximo y un valor mínimo, a lo largo de un día, así como a lo largo de un año.

De acuerdo con la potencia del equipo, se presentaran periodos en los que se

producirá energía eléctrica en exceso y horas en las que la energía generada tanto

eléctrica como térmica será insuficiente,

66

Las siguientes son las razones por las cuales un sistema de cogeneración requiere

siempre de una fuente de energía de apoyo:

• La curva de demanda de calor no siempre tiene la misma forma que la curva

de demanda de electricidad. No obstante, para ambas demandas la relación

calor/electricidad del equipo es prácticamente constante.

• En caso de seleccionarse un equipo con una potencia muy grande, próxima

a la potencia máxima demandada, se presentaría un funcionamiento con un

alto número de horas/año a carga parcial con bajo rendimiento estacional, o

el equipo podría estar detenido durante extensos periodos de tiempo ante su

imposibilidad de trabajar a carga parcial muy reducida.

• En caso de seleccionarse una potencia instalada demasiado baja, se

requiere de una energía de apoyo considerablemente grande, reduciendo al

mínimo o anulando los beneficios de la cogeneración.

La curva de frecuencias acumuladas puede construirse a partir de las curvas de

demanda, correspondiendo a cada potencia el número de horas en las que la

potencia media horaria es igual o superior respecto de una determinada potencia.

El conocimiento del área bajo la curva de las frecuencias acumuladas constituye

una herramienta para una selección preliminar de la potencia del equipo, al ser esta

área proporcional a la energía anual demandada,.

2.7.2. Determinación del ahorro energético y económico

El ahorro energético, en energía primaria, está dado por la siguiente expresión:

𝐴𝑒𝑝 = 𝐸𝑃𝑠𝑐 − (𝐸𝑃𝑐𝑔 + 𝐸𝑃𝑎𝑐)

Donde,

EPsc = Energía primaria consumida sin cogeneración

EPcg = Energía primaria consumida con cogeneración

EPac = Energía primaria ahorrada por venta de excedentes eléctricos.

La energía primaria consumida por el sistema, sin cogeneración, se define como:

𝐸𝑃𝑠𝑐 = (𝐸𝑑

𝜂𝑐) + (

𝑄𝑑

𝜂𝑞)

Donde,

Ed = Energía eléctrica anual demandada

Qd = Energía térmica anual demandada

67

ɳc = Rendimiento del parque eléctrico nacional

ɳq = Rendimiento del generador de calor

La energía primaria consumida con cogeneración, es:

𝐸𝑃𝑠𝑔 = (𝐸𝑥

𝜂𝑐) + (

𝐸𝑐𝑔

𝜂𝑐,𝑐𝑔) + (

𝑄𝑎

𝜂𝑞)

Donde,

Ex = Energía eléctrica anual no cogenerada que se compra a la red

Ecg = Energía térmica anual cogenerada

Qa = Energía térmica anual de apoyo

Finalmente, la energía primaria ahorrada por venta de los excedentes eléctricos

corresponde a:

𝐸𝑃𝑎𝑐 =𝐸𝑥

𝜂𝑐

Por otra parte el ahorro económico es posible determinarlo de la misma manera,

considerando que además del costo energético, deben tenerse en cuenta los costos

de mantenimiento. El costo anual sin cogeneración corresponde a:

𝐶𝑠𝑐 = (𝐸𝑑 ∗ 𝑉𝑒,𝑠𝑐) + (𝑄𝑑 ∗ 𝑉𝑞,𝑠𝑐)

Al considerar todas las diferentes posibilidades de cogeneración deben

considerarse principalmente las necesidades del calor del proceso, incluyendo el

nivel de temperatura y el fluido portador. A partir de esto se determina el tipo de

máquinas requeridas según los requerimientos de energía térmica. Como resultado

de estas consideraciones se decide si es necesario la implementación de una o

varias instalaciones para suplir la energía térmica para producir diferentes

cantidades de electricidad con diferente rendimiento, y por lo tanto con diferente

rentabilidad económica.

El análisis de las necesidades de un proceso para la posible conversión o

adaptación de una planta a la cogeneración no se debe restringir a la situación

actual de la planta. Es necesario investigar las posibilidades de cambio en el

aprovechamiento del calor generado que permitan la instalación de una planta

eficiente y rentable de cogeneración, teniendo en cuenta que la base de la

cogeneración es el aprovechamiento del calor.

Hay que tener en cuenta que unas de las principales consideraciones técnicas para

determinar la viabilidad de los sistemas de cogeneración se basa en el hecho que

68

se debe considerar una instalación concreta ya existente, e igualmente se debe

determinar el elemento tecnológico primario, ya sea turbina de vapor, turbina de gas,

motor de combustión o ciclo combinado.

2.8. Reglamentación y normalización energética aplicable en Colombia

2.8.1. Políticas energéticas en Colombia (Ministerio de Minas y Energía

- Minminas y Unidad de Planeación Minero Energética - UPME)

Objetivo Central: Maximizar la contribución del sector energético al desarrollo

sostenible del país.

A continuación se presentan los objetivos principales establecidos en las políticas

energéticas en Colombia. Cada uno de los objetivos se detalla y explica bajo el

contexto energético en Colombia, explicando entre otros; conceptos que integran a

estos objetivos, el efecto de los mismos en la sociedad, y aspectos y

consideraciones para tener en cuenta para el desarrollo de los objetivos.

2.8.1.1. Objetivo Principal 1: Asegurar la disponibilidad y el pleno

abastecimiento de los recursos energéticos para atender la

demanda nacional y garantizar la sostenibilidad del sector

energético en el largo plazo

• El país requiere contar con recursos energéticos de producción nacional o

importada, e infraestructura adecuada para atender las diferentes

necesidades de consumo.

• La sociedad tendrá un mayor nivel de bienestar si los recursos energéticos

se encuentran en el territorio nacional debido al mayor impacto sobre el

crecimiento económico.

• El concepto de sostenibilidad hace referencia a consideraciones ambientales

y aspectos de carácter institucional y normativo, que permiten la solidez y

permanencia de las estructuras productivas.

• En el desarrollo del objeto se tienen en cuenta aspectos relacionados con el

balance oferta/demanda, la transabilidad de energéticos y la planificación

energética, entre otros.

2.8.1.2. Objetivo Principal 2: Consolidar la integración energética

regional

• Aspectos deseables: Aumentar la seguridad energética, diversificar las

fuentes de abastecimiento y optimizar los costos de inversión y operación.

69

• Las consideraciones sobre los riesgos y las oportunidades asociadas con la

integración difieren estructuralmente según el escenario de disponibilidad de

recursos en cada país.

• El cumplimiento de este objetivo depende de la voluntad en el país, de la

voluntad de las contrapartes y de las acciones de cooperación entre los

países.

2.8.1.3. Objetivo Principal 3: Consolidar esquemas de competencia en

los mercados

• Fortalecer los mercados de aquellas actividades susceptibles de

desarrollarse en competencia entre diferentes partes.

• Se tratan aspectos particulares para cada sector energético y según la

situación propia de cada Mercado se analiza entre otros; la disponibilidad de

información relacionada con los mercados, la Integración vertical y por lo

tanto la concentración de la propiedad, el libre acceso de diferentes partes al

mercado y la facilidad o regulaciones para la inversión privada entre otros.

2.8.1.4. Objetivo Principal 4: Formar y controlar los precios de Mercado

de los energéticos para asegurar la competitividad

• Política de precios cuyas señales sean el resultado de mercados en

competencia, incluyendo; esquemas contractuales, componentes tarifarios y

diferentes tipos de Subsidios entre otros.

2.8.1.5. Objetivo Principal 5: Maximizar la cobertura con desarrollo local

• El acceso a los servicios comerciales de energía es un modo importante de

aumentar las oportunidades de generación de ingresos.

• Este acceso debe realizarse de tal manera que sea viable y contribuya al

desarrollo de un Sistema energético ambientalmente sostenible.

• Se debe enfocar en maximizar la contribución del sector energético a la

equidad y desarrollo social de los ciudadanos más vulnerables, que significa

mejorar el nivel de vida de las comunidades.

• Los programas para el acceso a la energía comercial impulsan a la vez

programas de desarrollo productivo en las diferentes regiones del país.

• Se tratan aspectos como el desempeño de los fondos aplicados para

aumento de cobertura y la prestación del servicio de energía eléctrica en las

Zonas no Interconectadas, entre otros. (25)

70

2.8.2. Ley 1715 de 2014

Por medio de la cual se regula la integración de las energías renovables no

convencionales al sistema energético nacional.

2.8.2.1. Artículo 1º. Objeto

• Promover el desarrollo y la utilización de las fuentes no convencionales de

energía, principalmente aquellas de carácter renovable, en el sistema

energético nacional, mediante su integración al mercado eléctrico, su

participación en las zonas no interconectadas y en otros usos energéticos.

• Promover la gestión eficiente de la energía, que comprende tanto la eficiencia

energética como la respuesta de la demanda.

2.8.2.2. Artículo 2º. Finalidad de la ley

• Establecer el marco legal y los instrumentos para la promoción del

aprovechamiento de las fuentes no convencionales de energía,

principalmente aquellas de carácter renovable, lo mismo que para el fomento

de la inversión, investigación y desarrollo de tecnologías limpias para

producción de energía, la eficiencia energética y la respuesta de la demanda,

en el marco de la política energética nacional.

• Incentivar la penetración de las fuentes no convencionales de energía,

principalmente aquellas de carácter renovable en el sistema energético

colombiano.

• Establecer el deber a cargo del Estado a través de las entidades del orden

nacional, departamental, municipal o de desarrollar programas y políticas

para asegurar el impulso y uso de mecanismos de fomento de la gestión

eficiente de la energía de la penetración de las fuentes no convencionales de

energía.

• Estimular la inversión, la investigación y el desarrollo para la producción y

utilización de energía a partir de fuentes no convencionales de energía,

principalmente aquellas de carácter renovable, mediante el establecimiento

de incentivos tributarios, arancelarios o contables y demás mecanismos que

estimulen el desarrollo de tales fuentes en Colombia.

• Establecer los criterios y principios que complementen el marco jurídico

actual, otorgando certidumbre y estabilidad al desarrollo sostenible de las

fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter

renovable y al fomento de la gestión eficiente dela energía. Suprimiendo o

superando gradualmente las barreras de tipo jurídico, económico y de

mercado

71

2.8.2.3. Artículo 3º. Ámbito de aplicación

• Cobija a todos los agentes públicos y privados que intervengan en la

definición de políticas sectoriales en el desarrollo y aprovechamiento de las

fuentes no convencionales de energía, principalmente aquellas de carácter

renovable, en el fomento de la gestión eficiente dela energía y en la

prestación del servicio de energía eléctrica y sus actividades

complementarias conforme a lo dispuesto en las leyes 142 y 143 de 1994 y

demás normas complementarias.

2.8.2.4. Artículo 4º. Declaratoria de utilidad pública e interés social

• La promoción, estímulo e incentivo al desarrollo de las actividades de

producción y utilización de fuentes no convencionales de energía,

principalmente aquellas de carácter renovable, se declara como asunto de

utilidad pública e interés social, público y de conveniencia nacional,

fundamental para asegurar la diversificación del abastecimiento energético

pleno y oportuno, la protección del ambiente, el uso eficiente de la energía y

la preservación y conservación de los recursos naturales renovables.

• Esta calificación de utilidad pública o interés social tendrá los efectos

oportunos para su primacía en todo lo referente a ordenamiento del territorio,

urbanismo, planificación ambiental, fomento económico, valoración positiva

en los procedimientos administrativos de concurrencia, así como a efectos

de expropiación forzosa.

2.8.2.5. Artículo 5º. Algunas definiciones

• Autogeneración: Aquella actividad realizada por personas naturales o

jurídicas que producen energía eléctrica principalmente, para atender sus

propias necesidades. En el evento en que se generen excedentes de energía

eléctrica a partir de tal actividad, estos podrán entregarse a la red, en los

términos que establezca la Comisión de Regulación de Energía y Gas

(CREG) para tal fin.

• Cogeneración: Producción combinada de energía eléctrica y energía

térmica que hace parte integrante de una actividad productiva.

• Gestión eficiente de la energía: Conjunto de acciones orientadas a

asegurar el suministro energético a través de la implementación de medidas

de eficiencia energética y respuesta de la demanda.

• Respuesta de la Demanda. Consiste en cambios en el consumo de energía

eléctrica por parte del consumidor, con respecto a un patrón usual de

consumo, en repuesta a señales de precios o incentivos diseñados para

72

inducir bajos consumos. (26)

2.8.3. Norma NTC - ISO 50001 - Sistemas de Gestión de la Energía

2.8.3.1. Concepto General

• Establece los requisitos que debe tener un sistema de gestión de la energía

en una organización para ayudarla a mejorar su desempeño energético,

aumentar su eficiencia energética y reducir los impactos ambientales, así con

también incrementar sus ventajas competitivas dentro de los mercados en

que participan, sin sacrificio de la productividad.

• La propuesta de la ISO busca proveer una estructura de sistemas y procesos

necesarios para la mejora del desempeño energético, incluyendo la

eficiencia, uso y consumo de la energía.

• Al igual que otros estándares ISO, la norma de sistema de gestión de la

energía se enmarca en el ciclo de mejoramiento continuo PDCA (Plan, Do,

Check, Act) (planificar, hacer, verificar, actuar).

• Normativa estándar internacional desarrollada por ISO (Organización

Internacional para la Estandarización u Organismo Internacional de

Normalización).

• Publicada por ISO en junio de 2011, se establecen los requisitos para el

establecimiento de un Sistema de Gestión de Energía, SGE.

• Especifica los requerimientos para establecer, implementar, mantener y

mejorar un sistema de administración de energía.

• El sistema ha sido modelado a partir del estándar ISO 9001 de sistemas de

gestión de calidad y del estándar ISO 14001, de sistemas de gestión

ambiental.

• Considera los dos siguientes aspectos: El desempeño energético y los

resultados medibles respecto a; uso de Energía, consumo de Energía,

intensidad de Energía y eficiencia Energética, entre otros.

2.8.3.2. Justificación

• Promocionar la política energética e integrar la eficiencia energética en la

organización, alineando el Sistema de Gestión de Energía (SGE) con otros

sistemas de gestión existentes.

• Mejorar la eficiencia energética de los procesos de manera sistemática y

mejorar resultados empresariales a partir de la identificación de soluciones

precisas.

• Conocer y adoptar los objetivos normativos obligatorios actuales y futuros

73

sobre eficiencia energética y reducción de gases de Efecto Invernadero

(GEI).

2.8.3.3. Aspectos Generales

• No establece requisitos absolutos para el desempeño energético, además de

compromisos de política energética, requisitos legales y mejora continua.

• No establece criterios de rendimientos energéticos. Los conceptos de

alcance y límites dan flexibilidad a la organización para definir respecto de

SGE.

• La organización puede elegir entre un amplio rango de actividades de

desempeño energético (reducción de pico de demanda, uso de excedente de

energía o energía desperdiciada y mejora de operaciones de sus sistemas,

procesos o equipamiento).

• Dos organizaciones que realizan actividades similares, pero que tienen

diferente desempeño energético, pueden ambas cumplir con los requisitos.

• Herramienta útil y eficaz para dar cumplimiento de forma continua a la

legislación energética y a los compromisos ambientales de la organización.

• Ahorro de costos, y por lo tanto mejora en la competitividad.

• Uno de los atributos más importantes es el requisito de mejorar el sistema de

gestión de energía SGE y el desempeño energético resultante (Cláusula

4.2.1. c)

• Requiere de la organización una demostración de su compromiso con la

mejora de su desempeño energético.

• No se especifican metas cuantitativas, cada organización elije las metas que

desea establecer y diseña un plan de acción para alcanzarlas.

2.8.3.4. Finalidad

• Facilitar a las organizaciones una herramienta para la reducción de

consumos de energía, costos financieros y emisiones de gases GEI.

• Implantar esquemas de “medir para identificar” e “identificar para mejorar”.

• Permitir a las empresas ahorrar energía con prontos de retornos.

2.8.3.5. Objetivos Generales

• Tiene como objetivo principal mejorar de manera continua el desempeño

energético y la eficiencia energética.

• Identificar oportunidades de reducción de utilización energética.

• Permitir a las organizaciones alinearse con un enfoque sistemático para

lograr el mejoramiento continuo del desempeño de energía.

74

• Reducir continuamente el uso de energía, los costos respectivos y los gases

de efecto invernadero en las organizaciones,

• Evaluar y revisar de manera periódica en conjunto con las organizaciones los

sistemas de gestión de la energía.

• Evaluar y revisar sistemas de gestión de energía de las organizaciones para

identificar oportunidades de mejora y fomentar la implementación de estas

oportunidades.

• El ritmo de avance, la extensión y la duración del proceso de mejora continua

son determinados por cada organización.

2.8.3.6. Aplicabilidad

• Esta normativa aplica a todo tipo de empresas y organizaciones, grandes o

pequeñas, tanto del ámbito público o privado.

• Es aplicable a cualquier tipo de organización independientemente de su

tamaño, sector o ubicación geográfica.

• Aplicable también a las organizaciones que se dediquen a la provisión de

servicios o la elaboración de productos y equipos.

Aplicable a las organizaciones que deseen:

• Mejorar la eficiencia energética de sus procesos de forma sistemática.

• Establecer, implementar, mantener y mejorar un Sistema de Gestión

Energética.

• Asegurar su conformidad con su política energética.

• Demostrar esta conformidad a otros mediante la certificación de su sistema

de gestión energética por una organización externa.

• Realizar mejoras comerciales para el aumento de la competitividad y la

apertura a nuevos mercados.

• Reducir costos por medio de la optimización del uso de recursos, y la

disminución de la intensidad energética (consumo energético/ PIB).

• Prevenir algunos costos. Esta herramienta es idónea para facilitar el

cometido del Gestor Energético e implantación de actuaciones provenientes

de auditorías energéticas.

2.8.3.7. Requerimientos

• Requerimientos Medulares: Corresponden a los procedimientos esenciales

para observar y mejorar el desempeño energético. Son todos aquellos

centrados en la gestión misma de la energía.

• Requerimientos Estructurales: Son aquellos que proveen la estructura en

75

torno a los requerimientos medulares y que convierten a la gestión de la

energía en un proceso sistemático y controlado. (27)

2.8.4. Los conceptos legales básicos asociados con la generación de

electricidad en el Sistema Interconectado Nacional - SIN

2.8.4.1. Ley 142 de 1994

Establece los siguientes aspectos:

• Los servicios públicos conectados al SIN deben de haber cumplido con el

estatuto de la operación y de los acuerdos adoptados para la operación.

• Los servicios públicos de transporte y distribución deben permitir la conexión

y el acceso de otros servicios públicos o clientes finales que lo soliciten.

• Funciones específicas del Centro Nacional de Despacho (CND):

Planificación, coordinación, supervisión, control y análisis de la operación de

generación, interconexión y transmisión en el SIN. (28)

Pueden suministrar servicios públicos:

• Las empresas de servicios públicos.

• Una persona física o jurídica que produce para ellos o como consecuencia o

complemento de su actividad principal, los bienes y servicios propios del

objeto de las empresas de servicios públicos.

• Los municipios.

• Las organizaciones autorizadas.

2.8.4.2. Ley 143 de 1994

Se establecen entre otros, que la generación, interconexión, transmisión y

comercialización, son actividades asociadas con los servicios de energía pública,

para satisfacer permanentemente, colectivamente y son además requisitos

fundamentales. Se consideran como algo esencial, obligatorio, de los servicios de

utilidad pública y deben aplicar los fundamentos de la eficiencia, la calidad,

continuidad, adaptabilidad, neutralidad, solidaridad y equidad. (29)

2.8.4.3. Conceptos básicos de reglamentación autogeneración,

cogeneración y generación con pequeñas plantas en el sistema

interconectado nacional - SIN

2.8.4.3.1. Autogenerador

Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica para satisfacer sus

76

necesidades energéticas internas, cumpliendo con los requisitos establecidos, y por

lo tanto, no utiliza la red pública para otros fines diferentes de obtener apoyo del

SIN. Esta persona natural o jurídica puede ser o no propietario del sistema de

generación. (30)

2.8.4.3.2. Generador

Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica, y tiene mínimo una planta

de energía o la unidad conectada al SIN (30)

2.8.4.3.3. Cogenerador

Persona natural o jurídica que tiene un proceso de producción combinado de

energía eléctrica y térmica, que es parte integral de su actividad productiva,

cumpliendo con las condiciones y los requerimientos técnicos que se deben

considerar en la cogeneración. El cogenerador puede ser o no propietario de los

activos que componen este sistema. (31)

2.8.4.3.4. Cogeneración

Proceso de producción combinado de energía eléctrica y térmica, que es parte

integral de la actividad productiva de la persona que produce este recurso. La

energía puede estar tanto destinada a consumo propio, como para el consumo de

terceros, ya sea en procesos industriales o comerciales, de acuerdo a lo establecido

en la Ley 1215 de 2008. (31)

Pequeña planta de energía: Son todas las plantas y/o unidades de generación con

capacidad efectiva de menos de 20 MW de potencia. Se excluyen de esta definición

las plantas autoproductoras o cogeneradoras. (30)

2.8.4.4. Principales normas sobre autogeneración

La resolución CREG 084 de 1996 regula las actividades de la Autogeneración que

se conectan al SIN y establece lo siguiente:

• La categoría de usuario regulado o no regulado se define considerando si la

demanda máxima del autogenerador es menor, igual o mayor, al límite de

potencia establecido por la CREG.

• Las condiciones para la conexión del autogenerador al STN (Sistema de

Transmisión Nacional) y STR (sistema de Transmisión Regional) o SDL

(Sistema de Distribución Local) se establecen por medio de la Resolución

CREG-001 de 1994 (artículos 21, 22 y 23) y la Resolución CREG-003 de

Noviembre de 1994 (artículos No: 18, 19 y 20), respectivamente,

• El Autogenerador con categoría de usuario regulado debe ser apoyado por

77

la comercializadora del mercado regulado en el que se localiza la planta de

energía, mientras que el usuario Autogenerador no regulado puede contratar

el servicio con cualquier comercializador.

2.8.4.5. Principales normas sobre generación con pequeñas plantas en

el Sistema Interconectado Nacional - SIN

De acuerdo con el artículo 3º de la Resolución 86 de 1996, las plantas de energía

con capacidad efectiva de menos de 10 MW, no tendrán acceso al envío central, y

por lo tanto participan en el mercado de la electricidad en general. Para plantas de

poder entre 10 MW y 20 MW será decisión de cada generador su acceso al envío

central, mientras que las plantas de energía que generen más de 20 MW deben

acceder al envío central.

Las centrales eléctricas con una capacidad efectiva menor a 10 MW, no tienen

acceso al envío central, por lo tanto no participan en el Mercado de Energía

Mayorista (MEM.) La energía generada por esta central se puede comercializar de

las siguientes maneras:

• De acuerdo con el precio de bolsa o a un comercializador que proporcione

energía al mercado regulado.

• A un comercializador que proporcione energía al mercado regulado, bajo

licitaciones públicas.

• De acuerdo con los precios libres establecidos, por usuarios no regulados,

por generadores o comercializadores que destinen esta energía a usuarios

no regulados.

2.8.4.6. Principales normas sobre cogeneración en el Sistema

Interconectado Nacional - SIN

La Resolución CREG 005 de 2010 establece los requerimientos y las condiciones

técnicas que deben cumplir los procesos de producción combinada de energía

eléctrica y térmica para que sean considerados como un proceso de cogeneración.

Este Reglamento establece lo siguiente:

• Los indicadores mínimos para el rendimiento eléctrico equivalente (REE).

• El cogenerador debe tener en cuenta los sistemas de medición para el

registro de energía eléctrica y térmica en el consumo de combustible, para

así evaluar REE.

Los requerimientos para el sistema de medición y las mediciones son:

• Se establecen condiciones y requisitos para el informe relacionado con las

78

mediciones de energía eléctrica y térmica, y con las mediciones de energía

primaria del consumo de combustible.

• La certificación de un REE que tenga un índice por encima del mínimo

requerido.

La regulación mencionada indica que la comercialización de exceso de energía

producida por cogeneradores debe estar regida por las siguientes reglas:

El exceso de energía o con poder garantizado menor 20 MW, puede comercializarse

bajo varios aspectos incluidos en este reglamento:

• Sin acceso al envío central: Sin participar en la Bolsa de energía.

• Con acceso al envío central: Con la participación en la Bolsa de Energía. Con

esta opción, el exceso de energía con cierto poder calorífico debe ser

considerado como inflexible. Se establecen directrices para la

comercialización de esta energía.

El exceso de energía o con poder garantizado mayor o igual a 20 MW de potencia,

debe tener una participación obligatoria al envío central y por lo tanto en la Bolsa de

Energía. El exceso de energía con un poder garantizado debe considerarse

inflexible. Se establecen directrices para la comercialización de esta energía. El

exceso de energía sin poder garantizado puede ser comercializado de las siguientes

maneras:

• Sin acceso al envío central, y por lo tanto sin participación en la Bolsa de

Energía. El exceso de energía sin poder garantizado puede ser

comercializado, con precios libres definidos, a comercializadores que

destinen esta energía sólo para Usuarios No Regulados

• Con acceso al despacho central y la comercialización del exceso de energía

sin poder garantizado, en la Bolsa de Energía.

Resolución CREG 047 de 2011 (32), regula las pruebas y auditorías en estar de

acuerdo con Resolución CREG 005 de 2010.

79

CAPÍTULO 3

3. METODOLOGÍA Y TOMA DE DATOS

El presente capítulo estudia y revisa todo el proceso de procesamiento de la planta

“INVERSIONES LA MEJORANA” y establece la metodología para plantear y

escoger las mejores alternativa de tecnologías para la el uso de residuos de

biomasa para generación de energía en la planta.

La primera parte consiste en una revisión basada en la experimentación y las visitas

de la planta “INVERSIONES LA MEJORANA”. Se definen brevemente los

principales equipos, actividades e inconvenientes de operación encontrados en la

planta. Se realiza una descripción de todo el proceso de operación de la planta,

desde la extracción, transporte y pesaje de los racimos de fruto fresco (RFF),

seguidos por la selección y descargue del mismo para su posterior esterilización,

donde se incluyen los equipos y las características de cada equipo usado en los

respectivos procesos. Se realiza el mismo procedimiento para las etapas de

digestión, prensado, clarificación, secado y almacenamiento, así como del proceso

de manejo de lodos y de procesos asociados a la fase sólida obtenida.

Se incluye una matriz elaborada específicamente para la toma de datos de la planta,

donde se incluyen todas las variables a medir en cada uno de los procesos

mencionados anteriormente, estableciendo simbología, ubicación del proceso en la

planta, instrumentación requerida, método aplicado, y observaciones generales.

El capítulo cubre consideraciones, y pasos requeridos para utilizar los residuos de

biomasa de la planta en gasificadores para su conversión termoquímica,

específicamente en un gasificador de lecho fijo y corriente descendente. Para esto

incluye los ensayos que se deben aplicar a la biomasa para obtener las propiedades

físicas y químicas de la misma, y una descripción del proceso a seguir para realizar

pruebas de gasificación en el equipo especificado. Considerando aspectos

relevantes en los procesos de preparación de la biomasa y el equipo, y de las

pruebas, incluyendo las diferentes etapas del gasificador (secado, pirólisis,

combustión, reducción) y los equipos y sensores requeridos para la toma de datos

y control de las pruebas y un futuro análisis de los datos obtenidos.

Por último, se define una metodología para la selección de la tecnología más

adecuada para la generación de energía en la planta “INVERSIONES LA

MEJORANA”. La metodología establece una serie de matrices que permiten evaluar

y seleccionar la tecnología más apropiada, incluyendo una matriz de evaluación de

80

aspectos tecnológicos, para organizar información técnica de las alternativas de

equipos. Igualmente se incluye una matriz de evaluación de costos que considera

todos los aspectos económicos que puedan afectar la inversión, operación y

mantenimiento del equipo. Como base principal para la selección de la mejor

alternativa tecnológica se considera una matriz de alternativas de generación que

incluye aspectos económicos, tecnológicos, ambientales y sociales. Estos aspectos

son organizados en nivel de importancia y cuantificados para su evaluación.

3.1. Planta de procesamiento “INVERSIONES LA MEJORANA”

La primera experimentación se realizó en una visita técnica a la planta

“INVERSIONES LA MEJORANA”, en la cual se identificaron cada uno de los

procesos de extracción de aceite de la palma africana. En esta primera etapa se

identificaron los equipos existentes por etapa o por proceso, observando algunas

deficiencias en las marcaciones y características de algunos de estos equipos. Se

pudo observar que el mantenimiento que se realiza en la planta a los equipos es

correctivo, por lo cual no se conoce el estado exacto actual de su funcionamiento o

partes.

A partir de la experimentación se pudo observar que la industria INVERSIONES LA

MEJORANA no maneja un registro de actividades por equipo u hojas de vida de los

equipos, lo que hace difícil llevar un histórico de los consumos energéticos o

eficiencia de desempeño de los mismos. Adicionalmente a esto, los equipos no

cuentan con una debida demarcación, los ductos de vapor no se encuentran con el

respectivo aislamiento y no se lleva registro o control de los consumos de vapor

entre otros aspectos observados. Todo esto conlleva a que no se tengan datos

exactos y reales para poder realizar el cálculo de los balances de masa, energía y

exergía de la planta. Por lo tanto no se puede tener un conocimiento exacto del

estado inicial de la planta, ya que los datos que se pueden relacionar para tener un

concepto de la planta son muy generales, haciendo que la probabilidad de obtener

un cálculo de balances apropiado sea reducida.

En cuanto al funcionamiento operacional de la planta, especialmente la velocidad

de procesamiento, se pudo observar que a pesar de que los racimos de fruta fresca

ingresan mediante camiones y tractores a la planta con registro previo de su peso,

no es posible relacionar adecuadamente el volumen de racimos ingresados con la

velocidad de procesamiento en la planta. Este impedimento es causado por

diferentes razones, incluyendo que algunos de los racimos son almacenados de un

día para otro por lo cual es más difícil llevar a cabo el seguimiento de los mismos y

poder obtener un valor aproximado de biomasa residual sobrante de los procesos

de la extracción de la palma, que puedan ser utilizados para la optimización del

81

funcionamiento de la planta de extracción. Todo esto lleva a realizar un seguimiento

de lo anteriormente mencionado y un registro de mediciones para obtener un

mejoramiento en la eficiencia de la planta de extracción.

3.1.1. Descripción del procesamiento de extracción de aceite de palma

africana en la planta

El proceso de extracción consta de 8 etapas principales para procesamiento de la

materia prima, y 7 secundarias para la producción de vapor, y procesamiento de la

almendra. El proceso inicia con la recepción del de los Racimos de Fruto Fresco

(RFF) provenientes de las plantaciones cercanas, este proceso consiste en el

pesaje de los camiones o tractores donde se transportan los RFF, cuyo registro es

llevado a cabo por un operario. Los datos registrados en este proceso son; el peso

del vehículo a la llegada y luego de descargar los RFF, el nombre del conductor, la

plantación de la que proviene los RFF, y la fecha y hora. En la Figura 22 se puede

observar la báscula y la oficina donde se registran las cantidades de RFF recibidos.

Este registro puede ser digital o análogo según la disponibilidad de la energía en el

momento. Los remolques pequeños (observados en la parte inferior derecha de

color amarillo) tienen el peso registrado, por lo tanto no se realiza el pesaje luego

de la descarga de los RFF.

Figura 22. Zona de pesaje

Fuente: Elaboración propia

Posteriormente al proceso de pesaje, se procede a la descarga y preparación de los RFF. La preparación de los RFF consiste en la selección y cortado de los racimos,

82

de acuerdo a su grado de madurez y a su tamaño. En este proceso participan alrededor de 3 operarios dependiendo de la cantidad de RFF a procesar. Esta zona está conformada por dos zonas de descargue, una en el nivel superior donde descargan los remolques pequeños y una zona inferior donde se descargan los camiones (ver Figura 23).

Figura 23. Zona de descargue, selección y preparación de los RFF


Luego que los RFF son cortados, estos se disponen en vagones de 1 tonelada de

capacidad, para ser transportados a los esterilizadores. Esto se hace manualmente

con palas, mediante un montacargas o mediante tolvas como se puede observar en

la Figura 24.

83

Figura 24. Disposición de los RFF


Una vez cargados los RFF en los vagones se procede a esterilizar. Esta etapa

consiste en ingresar los vagones a los esterilizadores o autoclaves donde realiza un

proceso de cocimiento a los racimos por medio del ingreso de vapor saturado en un

ciclo de dos picos de presión. Este proceso se lleva a cabo durante una hora

aproximadamente a una presión de 40 psi. En la Figura 27 se puede observar el

área donde se encuentran las autoclaves, en la actualidad solo están en

funcionamiento dos de las tres existentes. Adicionalmente, el mantenimiento se

realiza cada 8 días (limpieza). El sistema de control de las autoclaves es manual y

cuenta con dos manómetros analógicos, la tubería de entrada de vapor es de 3” y

la salida de condensados es de 6” sin aislamiento. La temperatura registrada para

la tubería de condensados es de 78°C como se puede observar en la Figura 25.

Adicionalmente cuenta con dos válvulas de seguridad de 2”. Por otra parte la tubería

de vapor registro una temperatura de 96°C a la llegada de los Esterilizadores (ver

Figura 26).

84

Figura 25. Tuberia de Condensados

Figura 26. Tuberia de vapor


La Etapa siguiente es el desfrutado de los RFF, esta consiste en una mesa de volteo

que permite verter los racimos esterilizados en una banda transportadora que

permite su ingreso al tambor giratorio o desfrutador.

Figura 27. Zona de esterilización


85

En este tambor se desprenden los frutos del racimo, las tusas son elevadas

mediante unos canjilones y los frutos esterilizados pasan a la siguiente etapa del

proceso. En la Tabla 4 se puede observar la descripción de los motores que hacen

parte de esta etapa. En la Figura 28 (de izquierda a derecha y de arriba hacia abajo)

se muestra la mesa de volteo, la banda transportadora alimentadora al Tambor

giratorio y el tambor, así como la salida de las tusas. Las tusas son finalmente

utilizadas como abono orgánico en las plantaciones que suministran los RFF.

Tabla 4. Equipos asociados y datos de placa

Equipo Datos de placa

Mesa de volteo Moto reductor, 4.3 HP; cos φ 0.85; 1700 RPM, IP 44, 220-440 V

Banda transportadora de RF esterilizado

Motor 3.6HP, 1750 RPM

Tornillo sin fin (elevador) de RF esterilizado

Motor 3HP, 1720 RPM

Desfrutador Motor 12.5 HP, 1760 RPM, cos φ 0.88, Torque 1.15 Nm Moto reductor de la polea 1.8 HP

Tornillo sin fin de los F No hay datos del motor

Tornillo sin fin (elevador) de los F No hay datos del motor

Banda transportadora (elevador) tusas

Motor 4HP, 1720 RPM, IP 55, cos φ 0.86 Aislamiento f Moto reductor 3HP, 1700RPM, reducción a 30 RPM


86

Figura 28. Etapa de Desfrutado


Posteriormente, los frutos esterilizados pasan a la etapa de digestión. Estos son

elevados mediante unos canjilones e ingresan a los digestores, en los cuales los

frutos sueltos son calentados a una temperatura entre 85 °C y 95 °C por inyección

de vapor, para ser de alguna forma macerados o ablandados y así facilitar el

siguiente proceso de extracción. Esta maceración se realiza mediante un juego de

paletas dentro del digestor, muy similar a una licuadora de frutas, pero a una

velocidad de 30 RPM. Los equipos asociados a esta etapa se muestran en la Figura

87

29, estos son; el elevador de canjilones, tanques agitadores “Digestores” con

inyección de vapor saturado (existen cuatro, hay dos en funcionamiento) y tres

motores. En la Tabla 5, se muestran los datos de los motores disponibles

actualmente para cada uno de los procesos.

Figura 29. Etapa de Digestión


Tabla 5. Etapa de digestión, datos de equipos asociados


Elevador de canjilones No hay datos del motor

Agitadores (Digestor) 2 Motores, 20HP, cos φ 0.88, IP 55 y 1760RPM

2 Reductores de 30RPM


Seguida a la etapa de Digestión, se procede con la etapa de extracción o prensado

(ver Figura 30). Esta etapa del proceso comprende la extracción del aceite y la

ramificación del proceso en dos áreas, el tratamiento de la fase sólida (torta de

prensado, compuesta básicamente por fibras, nueces, y agua) y de la fase liquida

(licor de prensa). El licor de prensa baja (Tubería de 4”) por gravedad hacia un

tamiz que separa los restos de torta, en general fibrillas, que se encuentran

88

suspendidos en la fase liquida y posteriormente pasa a un tanque rectangular

(tanque olla) y luego se bombea a la siguiente etapa de clarificación. La fase solida

o torta de prensa se envía mediante un tornillo sinfín a la etapa de desfibración y

palmistería. La parte recuperada por el tamiz se envía nuevamente a la sección de

digestión a través de un sinfín. Los equipos asociados a esta etapa se muestran en

la Tabla 6.

La instrumentación disponible en esta etapa consiste en un tablero de control para

la prensa. La variable de operación es la presión de operación de las prensas, fijada

en 750 psi. La alimentación de los frutos a la prensa se realiza mediante una

válvula, la cual es operada manualmente de acuerdo con la experticia del operario.

Tabla 6. Etapa de prensado, datos de equipos asociados


Prensa hidráulica 2 Motor 18HP,1730RPM, IP 44, cos φ 0.88

Trasportador de torta Motor 1.2 HP, 1700RPM, cos φ 0.88 y IP 44

Tamiz vibratorio Motor de 3.6 HP 1700RPM

Sinfín del Tamiz Motor 1HP, 1750RPM

Reductor 1.8 HP 1750RPM

Motobomba Motor 4HP, 1720RPM, IP 55, 220-440 V, cos φ 0.86


89

Figura 30. Etapa de prensado


a) Sistema de alimentación en las prensas

b) Sistema hidráulico de la prensa y tablero de control

c) Separación de la fase sólida y liquida

d) Tanque y tamiz

e) Transporte de la Torta de prensa

90

La siguiente etapa para la fase líquida es la clarificación estática mediante dos

etapas, esto se logra mediante la decantación manteniendo la temperatura por

medio de un serpentín con vapor, adicionalmente se inyecta agua a 100°C para

forzar el proceso que tiene una duración de 4 a 5 horas. El aceite se recoge por

rebose, y es bombeado hacia la siguiente etapa de clarificación (el cual consiste en

la misma operación anterior). Esta etapa cuenta con dos termómetros analógicos

de difícil acceso. En la Figura 31 se puede observar la etapa de clarificación. En la

actualidad no se cuenta con los datos de placa de la bomba que hace parte de esta

etapa.

Seguidamente, el aceite crudo pasa a la etapa de secado (Figura 32), la cual

consiste en dos tanques equipados con agitador y un serpentín para la inyección de

vapor. Luego de la etapa de secado, el aceite crudo pasa a los tanques de

almacenamiento (3) mediante bombeo (Figura 33). En la actualidad no se cuenta

con todos los datos de placa de los equipos empleados en esta etapa (Ver Tabla 7),

y existen 4 tanques de secado, con dos fuera de servicio.

Figura 31. Tanques de clarificación


91

Figura 32. Tanques de secado


Figura 33. Tanques de almacenamiento


Tabla 7. Etapa de secado, datos de equipos asociados


Agitadores (2) Motor (2):3.6 HP,1720 RPM, IP 44, 220-440 V, cos φ 0.83

Bomba secadores No hay datos

Centrifuga No hay datos

Motobomba No hay datos


El proceso cuenta con tres etapas de recuperación de aceite. A partir de la etapa de

clarificación (Tanque rectangular 1), seguida por la etapa de secado (Tanque

92

rectangular 2) se realiza la recolección de lodos con el fin de recuperar el aceite

remanente. Posteriormente, todos los lodos se recogen en los tanques de lodos que

contienen 5 secciones cada uno, en los cuales se inyecta agua a 100 °C para

recuperar por desborde el aceite remanente que es luego reingresado al proceso

de secado. En la Figura 34, se muestran los tanques de lodos y sus secciones, esta

sección cuenta con un tanque subterráneo para almacenar los lodos del último

tanque para posteriormente ser bombeado hacia las piscinas para el tratamiento

biológico de agua. En la actualidad no se tienen datos de la motobomba empleada

en esta etapa.

Figura 34. Tanques de lodos


93

3.1.2. Procesos asociados a la fase sólida

La fase solida obtenida en la prensa o torta de prensa, es llevada a través de dos

tornillos sin fin hacia la siguiente etapa en la que se separa la nuez de la fibra. Esta

separación se lleva a cabo mediante un sistema de separación neumático por medio

de ciclones. Luego la fibra es elevada hacia la zona de la caldera mediante un

elevador de canjilones.

Por otra parte la nuez resultante de la separación neumática pasa a través de un

tambor pulidor giratorio que como su nombre lo indica pule la nuez, quitándole la

fibrilla que lleva adherida para facilitar el posterior proceso de rompimiento de la

misma.

La nuez con algunos restos de fibra es elevada mediante un tornillo sin fin hacia un

silo. En este, la nuez se seca con aire caliente para posteriormente pasar a la

siguiente etapa, donde la nuez cae a un ciclón y se retira la fibra remanente. A

continuación la nuez pasa a un sinfín para ser elevada hacia un rompedor de nuez,

donde se busca que la almendra quede entera. Posteriormente la almendra es

almacenada para su venta o posterior tratamiento en otra planta de beneficio

(Obtención de aceite de palmiste y torta de palmiste). En la Figura 35 se puede

observar cada uno de los equipos que componen la etapa de tratamiento de la fase

sólida que sale de la prensa.

94

Figura 35. Etapa de palmisteria


3.2. Toma de datos INVERSIONES LA MEJORANA

Para llevar a cabo los distintos balances de masa, energía y exergía en cada una

de las secciones de la planta de extracción se identificaron los puntos en los cuales

es posible realizar los aforos requeridos o variables a medir, en la Tabla 8 se muestra

en detalle las variables requeridas por etapa y su forma de medición.

Tabla 8. Variables a medir en la planta de extracción

Variable Simbología Ubicación física en la

planta Instrumentación Método Observaciones

Masa de Racimos de Fruto fresco (RFF) que ingresa al proceso por unidad de

𝑚𝑅𝐹𝐹

𝑢𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜

Zona de esterilizadores (autoclaves)

Bascula

*Pesar un vagón vacío y luego pesar el vagón lleno de RFF. *Solicitar los registros de las horas de trabajo de los esterilizadores, para

*Cada vagón tiene una capacidad entre 900 Kg y 950 kg. *En cada esterilizador tiene la capacidad de

95



tiempo contabilizar la cantidad promedio de RFF esterilizada por turno

trabajar con 8 vagones.

Cantidad de vapor suministrada en el proceso de esterilización por unidad de tiempo

𝑚𝑠2



Medidor de flujo de vapor

Adecuación de las tuberías de vapor requeridas para la instalación del medidor de flujo

Calidad de vapor de entrada en los esterilizadores

𝑥𝑠2


Medidor de orificio

Adecuación de las tuberías de vapor requeridas para la instalación del medidor de orificio

Cantidad de vapor condensado en el procesos de esterilización por unidad de tiempo

𝑚𝑤+𝑜𝑖𝑙4,


Tanque de condensados de los esterilizadores

Cronómetro, cinta métrica

Inicialmente se desocupa totalmente el tanque de condensados de los esterilizadores. Luego se miden las dimensiones del tanque (tanque rectangular, ancho x alto x largo). Posteriormente, se habilita el paso de condensados para determinar en un ciclo de trabajo (de ambos esterilizadores) el cambio de nivel con la bomba de vaciado (envía los condensados a las piscinas) apagada.

Cantidad de vapor contenido en los esterilizadores (Vapor que se escapa en la etapa de despresurización)

𝑚𝑠,𝐸


Manómetro, termopar, cinta métrica.

Inicialmente se mide la presión de operación y la temperatura del vapor en el interior de los esterilizadores. Luego, se determina el volumen del esterilizador, el volumen ocupado por los vagones y el volumen ocupado por los dispersores de vapor, por los rieles. De acuerdo a la ley de los gases ideales, se podrá determinar la masa de vapor.

96



Tiempo de funcionamiento de la mesa de volteo en una jornada de trabajo

𝑡𝑓𝑀1

Mesa de Volteo, Zona de desfrutado

Solicitar los registros del tiempo de operación de la mesa de volteo

*El volteo de un vagón en promedio tarda 42 s.

Tiempo de funcionamiento de la banda transportadora de RFF

𝑡𝑓𝑀2

Banda transportadora, Zona de desfrutado

Cronómetro

Medir el tiempo de funcionamiento de la banda transportadora por vagón desocupado

Cantidad de tusas por unidad de tiempo

𝑚𝐸𝐹𝐵6

Zona de Desfrutado (tambor giratorio)

Cronómetro Contabilizar la cantidad de tusas por unidad de tiempo.

Cantidad de vapor suministrado a los digestores por unidad de tiempo

𝑚𝑠8

𝑈𝑛𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑡𝑖𝑒𝑚𝑝𝑜

Zona de extracción de aceite



Medir antes de que se distribuya el vapor

Contenido de humedad de los Frutos cocinados (FC)

%𝑤𝐹𝐶 Zona de extracción de aceite

Solicitar pruebas realizadas por el laboratorista

Contenido de humedad de la torta de prensa

%𝑤𝑃.𝑐𝑎𝑘𝑒 Zona de extracción de aceite


Cantidad de licor de prensa extraído por unidad de tiempo

𝑚𝑃.𝑙𝑖𝑞𝑢𝑜𝑟


Zona de extracción de aceite, tanque tamiz

Cronometro, cinta métrica

Inicialmente se desocupa totalmente el tanque tamiz de los esterilizadores. Luego se miden las dimensiones del tanque (tanque rectangular, ancho x alto x largo). Posteriormente, se mide el nivel de líquido inicial y final, en un determinado tiempo.

Patronar bomba de alimentación a los tanques de clarificación

Contenido de agua en el licor de prensa

%𝑤𝑃.𝑙𝑖𝑞𝑢𝑜𝑟 Zona de extracción de aceite,


97



tanque tamiz

Contenido de solidos no grasos en el licor de prensa

%𝑁𝑂𝑆𝑠

Zona de extracción de aceite, tanque tamiz


Cantidad de vapor suministrado en el Seca-Torta (Rompe-torta) por unidad de tiempo

𝑚𝑠12


Zona de palmisteria, Rompe-torta



Otro método: recolección de condensados

Cantidad de nuez de salida de la columna neumática por unidad de tiempo

𝑚𝑛𝑢𝑡+𝑓𝑖𝑏16


Zona de extracción de aceite

Aforo del Sinfín bazuca

Cantidad de vapor suministrado a los radiadores por unidad de tiempo

𝑚𝑠22


Zona de palmisteria, secadores de almendra


Adecuación de las tuberías de vapor requeridas para la instalación del medidor de flujo, antes de la división del flujo


Cantidad de vapor suministrado en la etapa de clarificación por unidad de tiempo

𝑚𝑠29


𝑚𝑠33


Zona de Calificación, Tanques de Clarificación


Adecuación de las tuberías de vapor requeridas para la instalación del medidor de flujo, antes de la división del flujo


Cantidad de lodos a la salida de los Clarificadores por unidad de tiempo

𝑚𝑜𝑖𝑙 𝑠𝑙𝑢𝑑𝑔𝑒43


Zona de Clarificación, Tanques de Clarificación

Medidor de flujo del Tricanter

Lectura del Medidor de flujo del Tricanter

Corriente de cada Motor

𝐼𝑀# Voltímetro Lectura del instrumento

Voltaje de cada motor

𝑃𝑀# Amperímetro Lectura del instrumento


El registro de los datos de la planta de extracción, se realizara mediante un protocolo

establecido conjuntamente con los operarios y/o encargados de la planta, instalando

previamente los equipos de medición para cada una de las variables anteriormente

mencionadas. El tiempo de muestreo es asignado dependiendo de los equipos y

resolución de la misma, buscando una periodicidad común para todos y con la

98

mayor fiabilidad para garantizar la exactitud de la medida. En el caso de las

autoclaves se manejan por ciclos, ya que no son continuas, para tener mayor

efectividad se realiza para dos ciclos y se verifica su concordancia.

3.3. Análisis físico-químico de Biomasa

Es importante realizar distintos ensayos para determinar algunas de las

propiedades físicas y químicas de los subproductos sólidos generados del proceso

de extracción de aceite de palma. Esto permite realizar diferentes análisis del

proceso de generación de energía y establecer el potencial que poseen los

subproductos sólidos del proceso. El primer para determinar propiedades físicas y

químicas es realizar análisis próximo, último y de poder calorífico de la biomasa.

Estos análisis son elaborados por el laboratorio de INGEOMINAS, según la norma

ASTM D-2013-07 (4)

Para la identificación del contenido de humedad, de material volátil, de carbón fijo y

de cenizas se toman para cada uno tres muestras aleatorias del producto, de tal

manera que se realicen los ensayos por triplicado disminuyendo el nivel de

incertidumbre.

3.4. Gasificación de la biomasa residual del procesamiento de la palma

africana

Para analizar las propiedades termoquímicas y energéticas de la biomasa residual

de la planta se estudia la posibilidad de implementar esta biomasa como

combustible para un gasificador de lecho fijo y corriente descendente ubicado en el

en el Laboratorio de Plantas Térmicas y Energías Renovables de la Universidad

Nacional sede Bogotá. Es por esto que el primer paso a realizar en este análisis es

el establecimiento de un protocolo de gasificación para el diseño del experimento.

En la Figura 36 se puede observar el gasificador existente en el Laboratorio de

Plantas Térmicas y Energías Renovables de la Universidad Nacional sede Bogotá.

99

Figura 36. Plano gasificador Laboratorio Plantas térmicas

Fuente: Tesis - Evaluar la aplicación de un sistema de control basado en Redes

Neuronales, para el proceso de gasificación con aire u oxígeno, del reactor de

lecho fijo del Laboratorio de Plantas Térmicas y Energías Renovables

100

El gasificador de lecho fijo del laboratorio cuenta con un sistema de medición por

medio de diferentes sensores de temperatura, de carga y de emisiones. Estos

sensores tiene la función de obtener información correspondiente a los cambios de

temperaturas en las diferentes etapas de la gasificación (secado, pirólisis,

combustión y reducción), así como la transformación de la biomasa en carbonizado

y gas producto de la gasificación, y la composición del gas producido en el proceso

de gasificación, obteniendo porcentajes de cada una de las especies más

importantes de este proceso (CO, CO2, CH4, y H2 entre otros). Todos estos diferentes

sensores del gasificador cuentan con un sistema de adquisición de datos que son

registrados en un computador para su posterior análisis.

El procedimiento a seguir para realizar pruebas (protocolo) en este gasificador

incluye:

• La instalación del sistema de adquisición de datos y control, con la

verificación de los sensores y actuadores.

• Antes de ensamblar él gasificador, se debe depositar la cama en el

gasificador; se describe como cama, la zona inferior del gasificador desde la

zona de ingreso del agente gasificante, hasta la parrilla donde se separa la

ceniza.

• Se procede a pesar la cama de biomasa, se deposita en el gasificador y se

ensambla por completo el gasificador. Para la experimentación, siempre se

tiene la cama de biomasa con el mismo material con que se alimenta el

gasificador (El sistema de adquisición esta tarado en cero con el peso del

gasificador sin biomasa) Se procede a pesar la biomasa que se deposita en

la tolva y se compara el peso total de biomasa depositada en el gasificador,

con el peso que marca el sistema de adquisición de datos.. (33)

• Se inicia el sistema de limpieza del gas, prendiendo sus bombas de

recirculación del agua y succión del gas.

• Se procede dar inicio a la zona de combustión, con una llama externa y una

apertura de la válvula (A) para dar arrastre al agente de gasificante (Aire)

dentro del gasificador; esto se visualiza, porque se experimenta un arrastre

de la llama de afuera hacia adentro. El proceso se mantiene en estas

condiciones, con la llama hasta cuando la temperatura de la zona de

combustión (T5) supere los 100°C.

• Al superar el umbral de los 100°C, se procede a cerrar la ignición de llama

externa y dar apertura a la válvula proporcional (B) lentamente desde el

sistema de adquisición y control (ver Figura 37).

101

Figura 37. Proceso de ignición gasificador Laboratorio Plantas térmicas

Fuente: Tesis - Evaluar la aplicación de un sistema de control basado en Redes

Neuronales, para el proceso de gasificación con aire u oxígeno, del reactor de

lecho fijo del Laboratorio de Plantas Térmicas y Energías Renovables

• Cuando supera los 200°C se da una entrada de aire entre 2 y 3 metros por

segundo.

• EL proceso de supervisión se hace hasta cuando llegue a una temperatura

en la zona de combustión entre 800°C y 1000°C. Hay que sostener esta

temperatura hasta estabilizar todo el sistema de temperaturas y las

mediciones del gas de síntesis. Todo se realiza desde el sistema de control.

(34).

Todos estos pasos se deben tener en cuenta al realizar pruebas de gasificación con

biomasa residual de la planta “INVERSIONES LA MEJORANA”, teniendo en cuenta

los resultados de los análisis último y próximo, así como de la concentración de

cenizas, volátiles y humedad. La correcta realización de las pruebas de análisis,

registrando todas las propiedades químicas y físicas, y un meticuloso desarrollo de

las pruebas experimentales llevan obtener resultados confiables de las propiedades

termoquímicas y energéticas de los residuos de biomasa de la planta. Es por esto

que se debe prestar una especial atención no solamente a los resultados obtenidos

en pruebas de gasificación, sino a todo el proceso de la conversión termoquímica,

incluyendo pre-experimentación, experimentación y análisis de resultados.

102

3.5. Metodología de selección de tecnologías de generación de energía

Se plantea un metodología para seleccionar las mejores alternativas de soluciones

tecnológicas para la generación de energía eléctrica, de acuerdo con la

identificación de los potenciales energéticos en función de los recursos de biomasas

generados de la extracción de aceite de palma africana por la planta de

procesamiento “INVERSIONES LA MEJORANA”, y de acuerdo a la demanda de

energía para las tecnologías de uso final por los requerimientos de consumos de la

misma planta. Toda esta selección de alternativas depende igualmente de las

necesidades y características socio-económicas propias de la planta.

La mejora de la eficiencia energética de la planta de procesamiento de palma

africana, requiere de soluciones estructuradas tecnológicamente e integrales, de

manera que la dinámica socio-económica de la industria no se afecte, y por el

contrario, se obtengan beneficios eficientes y limpios en el mejoramiento de sus

procesos y la disminución del impacto ambiental. Estos beneficios cuales se verán

reflejados en; el desarrollo económico y social de la industria, la sostenibilidad de la

producción de aceite de palma africana, el mejoramiento de los canales de

mercadeo y comercialización el incremento de las oportunidades laborales y la

atracción de nuevos escenarios productivos, educativos, tecnológicos, entre otros.

La evaluación de las alternativas tecnológicas de acuerdo con la disponibilidad de

la biomasa residual de la planta requiere realizar una comparación de cada

tecnología de generación de energía eléctrica a partir de biomasa, en búsqueda de

la mejor alternativa, basándose en los factores económicos, ambientales, sociales

y tecnológicamente eficientes.

103

3.5.1. Matriz de Evaluación de Aspectos Tecnológicos de Generación (MEATG)

En la MEATG se recolecta la mayor parte de información técnica suministrada por diversos proveedores de las

diferentes tecnologías existentes actualmente, se clasifican por tipo de generación o principio se funcionamiento, entre

los cuales encontramos los grupos de ciclo de vapor, ciclo de gas, ciclo de motores de combustión interna y

gasificación, como se puede observar en la Tabla 9.

Tabla 9. Matriz de Evaluación de Aspectos Tecnológicos de Generación (MEATG)


Alto Largo Ancho Voltage Amperage Frecuencia Potencia instalada

Calderas

Turbinas de vapor

Ciclo de Gas Turbinas de gas

Motor de gas

Motor de

combustibles

liquidos

Motor de vapor

Lecho fijo

Lecho fluidizadoGasificación

Matriz de Evaluación de Aspectos Tecnológicos de Generación (MEATG)

Tecnología de generación

Características generales Características especificas

Fabricante

/ País

Referencia

/ Modelo

Potencia

nominal /

Capacidad

Presión de

operación

Temperatura

de operación

Eficiencia

de servicio

Temperatura

gases de

escape

Lubricación /

EnfriamientoContacto

Relación

peso -

potencia

Periocidad del

mantenimientoCosto

Numero de

etapas, tiempos

o pasos

Modo de

operación

Rpm /

Produción

vapor

Ciclo de Vapor

Ciclo de

Motores

Reciprocantes

(motores de

combustion

interna)

Presión de

entrada de

combustible

Características eléctricas Salida de

gases de

escape

Clasificación

/ TipoHeat Rate

Combustible

de operación

Consumo

de

combustible

DimensionesPeso

104

3.6. Matrices de evaluación de las tecnologías de generación

La metodología desarrollada para la evaluación de las alternativas de generación

de energía eléctrica permite la valoración de diferentes tecnologías y combustibles,

mediante la elaboración de un sistema de matrices, las cuales involucran la

valoración de aspectos económicos, sociales, ambientales, tecnológicos y

disponibilidad de recursos. A continuación se detalla el método, la construcción de

las matrices y la respectiva interpretación de los resultados obtenidos.

3.6.1. Método

El método consiste en la construcción de una Matriz de Evaluación de Costos, en la

que se establecen los costos en los que se incurre por el uso de cada tecnología.

Posteriormente, se procede a la asignación de puntajes según las pautas de cada

aspecto (ambiental, económico, social y tecnológico) para la obtención de la Matriz

de Indicadores de Tecnologías Energéticas - MITE. Como resultado de esta

puntuación se obtendrá el Puntaje global de la Tecnología - PGT, para ser

contrastado con la Disponibilidad del Recurso Energético DRE, mediante la

ecuación que se muestra a continuación y así, finalmente obtener la Viabilidad de

la Fuente Energética - VFE.

𝑃𝐺𝑇 ∗ 𝐷𝑅𝐸 = 𝑉𝐹𝐸

3.6.2. Matriz de evaluación de costos (MEC)

La Matriz de Evaluación de costos está conformada por los aspectos económicos

relacionados con la adquisición, puesta en marcha y operación en los que se incurre

con la escogencia de una determinada tecnología como se puede observar en la

Tabla 10.

En la primera columna, se observa los costos para la implementación de las

tecnologías y parámetros de comparación, a continuación se describen cada uno

de ellos.

El primer costo que se evalúa es el costo del equipo a valor presente en pesos

colombianos, seguido de la vida útil del equipo (en años), esto con el fin de

establecer el número de equipos requeridos para que se cumpla con el horizonte

del Proyecto. Luego se observa el costo total de los equipos requeridos para el

horizonte del Proyecto, dicho valor se obtiene de la multiplicación del costo del

equipo con el número de equipos. Posteriormente, se observa el costo del

transporte y aranceles a puerto colombiano, en caso de compra FOB, como también

105

se tiene en cuenta los costos de transporte al punto de instalación. Adicionalmente,

se tiene en cuenta el área disponible del equipo a instalar (en metros cuadrados),

con el objetivo de establecer el costo aproximado de la obra civil y requerimientos

(alistamiento del terreno, caseta, estructuras o soportes) para la instalación del

equipo, el costo de instalación y puesta en marcha de los equipos. Por otra parte,

se puede observar el costo del kilovatio instalado en valor presente, así como los

costos de insumos (combustibles y aceites), las horas de servicio que prestaría el

equipo al día y la totalidad de horas de servicio, el mantenimiento de los equipos, el

costo de un operario para el manejo del equipo y los costos de manejo de residuos

generados por los equipos, todos evaluados durante el mismo periodo (horizonte

del proyecto). Finalmente, se puede observar los costos totales del proyecto con

cada tecnología y el costo del kilovatio/hora.

En la segunda columna, se puede observar la fuente de energía y las diferentes

tecnologías para su conversión en energía eléctrica. Las tecnologías están

separadas por tipo (ciclo de vapor, ciclo de gas, ciclos de motores reciprocantes,

gasificación y planta de combustión con gasificación) (35)

106

Tabla 10. Matriz de Evaluación de Costos (MEC)

Fuente: Metodología para la evaluación de alternativas de generación de energía eléctrica en la producción de hielo

y frío, para la cadena de la pesca artesanal en Colombia

3.6.3. Matriz de Indicadores de Tecnologías Energéticas (MITE)

En la MITE se realiza la asignación la puntuación sobre cada tecnología, como los aspectos económicos, sociales,

ambientales y tecnológicos. Las tecnologías están clasificadas de la misma manera que en la Tabla 10. De los

aspectos económicos a analizar se incluye la inversión inicial total de la implementación de la tecnología, los insumos

necesarios, los costos de mantenimiento preventivo y correctivo de los equipos y los costos de operación. Los

aspectos tecnológicos considerados son; la facilidad de replicar la tecnología, la facilidad de acceder a proveedores

y repuestos que tengan los insumos y las piezas requeridas por la tecnología. Dentro de los diferentes aspectos

sociales, se consideran entre otros; la organización requerida para la implementación de la nueva tecnología, la

apropiación y aprovechamiento de la misma, y el riesgo por orden público como se explica en la Tabla 11. Por último,

Ciclo de Gas

Calderas Turbinas de vapor Turbinas de gas Motor de gas Motor de combustibles líquidos Motor de vapor Lecho fijo Lecho fluidizado

Equipo

Vida útil

Equipos en 20 años

Equipo estimado proyecto

Transporte a puerto colombiano. En

caso de compra FOB

Transporte a planta

Obra civil

Kilovatio instalado (kW)

Horas de servicio día/ 20 años

Mantenimiento 20 años

Operación 20 años

Manejo de residuos

Costos totales

$ /Kwh Base 720000 kwh/20 años

Insumos

Matriz de Evaluación de Costos (MEC) para INVERSIONES LA MEJORANA

Tecnología

Costo

Generación de Energía

Ciclo de Vapor Ciclo de Motores Reciprocantes Gasificación Planta de combustión

con biomasa

107

se considera un aspecto ambiental, analizando las emisiones producidas por estas tecnologías y su impacto adicional

en el ambiente, los residuos producidos y la afectación al agua, así como el terreno requerido para la implementación

y operación correcta de la tecnología. Esta matriz se puede observar en la Tabla 11.

Tabla 11. Matriz de indicadores de Tecnologías Energéticas (MITE)

Ciclo de Gas


Inversión inicial

Insumos

Mantenimiento

Operación

Total

Ciclo de Gas


Tiempo de instalación (meses)

PriorizaciónReplicabilidad (facilidad)

Proveedores (facilidad)

Repuestos y mto (facilidad)

Capacitación (facilidad)

Afectación del medio ambiente a

la tecnología

Total

Ciclo de Gas


Tipo de organización requerida

Apropiación/ Aprovechamiento

de la tecnología

Riesgo por orden público,

terrorismo y/o vandalismo

Total

Ciclo de Gas


Uso del terreno

Emisiones

Residuos

Afectación al agua

Total

Aspecto Ambiental


con biomasa

Aspecto Social


con biomasa

Aspecto Tecnológico


con biomasa

Aspecto económico


con biomasa

108

Fuente: Metodología para la evaluación de alternativas de generación de energía eléctrica en la producción de hielo

y frío, para la cadena de la pesca artesanal en Colombia

109

Considerando todos los aspectos establecidos, se realiza una matriz de priorización,

en la que el aspecto más relevante para la selección de la tecnología es el aspecto

económico, seguido del aspecto social, tecnológico y ambiental. Estos porcentajes

corresponden al 100% de la evaluación global de las tecnologías. Los porcentajes

asignados, se pueden observar en la Figura 38. (35)

Figura 38. Porcentajes de priorización de los aspectos

Fuente: Metodología para la evaluación de alternativas de generación de energía

eléctrica en la producción de hielo y frío, para la cadena de la pesca artesanal en

Colombia

3.6.3.1. Parámetro económico

En el aspecto económico, la ponderación se basa en separar en cuatro grupos la

Matriz de Evaluación de costos (MEC), de la siguiente manera: inversión inicial,

insumos, mantenimiento y operación.

• Inversión inicial: Son los costos estimados de equipo para el proyecto,

incluyendo; transporte a puerto colombiano (en caso de compra FOB),

transporte a punto de instalación, obra civil (caseta, torre, alistamiento del

terreno), instalación y puesta en marcha del sistema.

• Insumos: Son insumos como el combustible y aceites para la operación.

• Mantenimiento: Son los costos de realizar el mantenimiento de los equipos

en el horizonte del proyecto.

• Operación: Son los costos de operación de los equipos y la recolección de

residuos durante el horizonte del proyecto.

La asignación del puntaje para el aspecto económico, consiste en asignar un valor

110

de 0 a 1 a cada una de las tecnologías realizando la comparación de costos por

cada grupo, al costo menor se le asignó un valor de 1 y al costo más alto un valor

de 0 y realizando los cálculos por interpolación para las demás tecnologías. (35)

3.6.3.2. Parámetro ambiental

En la ponderación del aspecto ambiental se establecen cuatro indicadores

relacionados con el uso del terreno o área requerida para la instalación, emisiones

entregadas al medio ambiente, residuos generados por el uso o funcionamiento y la

afectación al agua de las comunidades.

La asignación del puntaje, se realiza considerando:

• Uso del terreno: Con un puntaje de 0 a 1, dando un valor de 1 para la

tecnología u equipo que requiera de menos área para la instalación y de 0

para la tecnología u equipo que requiera de mayor área de instalación y

realizando interpolación para la asignación de los puntajes de las demás

tecnologías.

• Emisiones, residuos y afectación del agua: Se asignó un puntaje de 0 a 10,

dando un valor de 10 a la tecnología que genere menor afectación al

ambiente y de 0 a la tecnología con mayor afectación y realizando

interpolación para la asignación de los puntajes de las demás tecnologías.

Adicionalmente, cada indicador considerado en la evaluación ambiental tendrá

asignado un peso relativo como se muestra en la Figura 39, donde el indicador con

mayor peso es el área de terreno empleada. Esto debido a que según la tecnología,

los requerimientos de área para cada equipo varían, por lo tanto entre mayor es el

área empleada mayor será el impacto ambiental (deforestación). Los demás

indicadores poseen el mismo peso relativo. (35)

111

Figura 39. Pesos relativos – Aspecto ambiental



Colombia

3.6.3.3. Parámetro social

En el aspecto social la ponderación se realiza con base a la valoración de tres

indicadores:

• Tipo de organización requerida para el manejo de la tecnología.

• Aprovechamiento de la tecnología por parte de la comunidad.

• Riesgo por orden público, terrorismo y/o vandalismo.

A cada indicador se le asigna un porcentaje o peso relativo, el cual se puede

observar en la Figura 40. De igual forma, la asignación del puntaje se realiza de 0 a

10, dando un valor de 10 a la tecnología que genere menor afectación social y de 0

a la tecnología con mayor afectación y realizando interpolación para la asignación

de los puntajes de las demás tecnologías. (35)

Figura 40. Pesos relativos – Aspecto social



Colombia

3.6.3.4. Parámetro tecnológico

La ponderación del Aspecto tecnológico, se basa en la valoración de seis

indicadores:

• Priorización en tiempo de instalación (en meses).

112

• Facilidad de replicar la tecnología.

• Facilidad de proveedores o comercialización de la tecnología u equipos

descritos en Colombia para el mantenimiento preventivo y correctivo.

• Disponibilidad de repuestos y de personal capacitado para futuros daños del

equipo.

• Facilidad capacitación y aprendizaje del funcionamiento u operación de la

tecnología.

• Afectación al del medio ambiente hacia la tecnología u equipos a instalar.

A cada indicador le corresponde un porcentaje o peso relativo como se puede

observar en la Figura 41. (35)

Figura 41. Pesos relativos – Aspecto tecnológico



Colombia

La asignación del puntaje se establece de la siguiente manera:

• Para el tiempo de implementación de 0 a 1, dando un valor de 1 para la

tecnología u equipo que requiera de menor tiempo y de 0 para la tecnología

u equipo que requiera de mayor tiempo, realizando interpolación para la

asignación de los puntajes de las demás tecnologías.

• Para los indicadores de replicabilidad, disponibilidad de la tecnología en

Colombia, facilidad de mantenimientos, repuestos y personal calificado para

la operación y nivel de capacitación o conocimientos para la operación, se

asigna un puntaje de 0 a 10, dando un valor de 10 a la tecnología que genere

mayor facilidad de aplicación de cada uno de los ítems y de 0 a la tecnología

con menor facilidad de aplicación y realizando interpolación para la

113

asignación de los puntajes de las demás tecnologías.

3.6.4. Viabilidad de Fuente Energética (VFE)

La Viabilidad de Fuente Energética (VFE) es el resultado de la multiplicación del

Factor de Disponibilidad del Recurso Energético (DRE) por el Puntaje Global de la

Tecnología (PGT). Cabe resaltar que el Factor de Disponibilidad es de gran

relevancia para la aplicación de cualquiera de las tecnologías, ya que la existencia

limitada o inexistencia del recurso energético en la zona geográfica puede invalidar

el uso de una tecnología. Adicionalmente, el Puntaje Global de la Tecnología (PGT)

es el resultado de la Matriz de Indicadores de Tecnologías Energéticas (MITE). (35)

114

CAPÍTULO 4

4. RESULTADOS Y ANÁLISIS

El Capítulo 4 presenta todos los resultados relacionados con los estudios técnicos,

económicos y sociales de la planta “INIVERSIONES LA MEJORANA” y las

diferentes tecnologías de generación y cogeneración disponibles para implementar

en la planta, utilizando residuos de biomasa producidos en la misma.

La primera parte del capítulo describe los resultados relacionados con la

experimentación y toma de datos en la planta, presentando un esquema general del

proceso de producción resultado del proceso descrito en el Capítulo 3, igualmente

se definen las características técnicas de todos los equipos de generación de la

planta en todas las etapas del proceso. Se definen las características de equipos de

agua caliente y equipos de generación de energía eléctrica. A partir de todos estos

resultados se realiza un estudio del consumo de energía eléctrica por mes en la

planta, incluyendo consumos de energía generada por la planta de generación,

obtenida de la red eléctrica de distribución y consumos de combustible ACPM. Se

presentan datos relacionados con la producción en la planta, y se procede a realizar

un balance de masa de todos los procesos de producción de la planta.

La segunda parte del capítulo muestra los resultados obtenidos de la caracterización

físico-química de la biomasa residual de la planta con una descripción de toda la

experimentación y cálculos realizados para obtener diferentes parámetros como;

porcentaje de humedad, contenido de volátiles, contenidos de ceniza, carbón fijo, y

concentración de especies entre otros. A partir de estos resultados se describen los

resultados de las pruebas de gasificación con la biomasa residual mostrando los

perfiles de temperatura del gasificador en las diferentes zonas de gasificación, el

tiempo de gasificación, la producción de gases incluyendo dióxido y monóxido de

carbono, y el caudal de agente gasificante durante toda la experimentación.

Se realiza una serie de matrices (ver Anexos) resultado de la revisión de todas las

regulaciones para generación, considerando los diferentes tipos de generadores

(generador, planta menor, cogenerador aislado, cogenerador con venta de

excedentes, productor marginal, plantas no despachadas centralmente,

autogenerador aislado, autogenerador con venta de excedentes y generador

distribuido. Según el marco de las regulaciones se incluyen diferentes aspectos

como requisitos, comercialización, venta, permisos, acceso, registro, obligaciones y

cubrimientos entre otros.

115

Por último se realiza una serie de matrices (ver anexos) que describen todas las

tecnologías disponibles para generación, analizando parámetros de interés como

combustibles, operación, eficiencia, aspectos ambientales, cogeneración, costos,

ventajas y desventajas. Las tecnologías analizadas son las mencionadas en el

capítulo dos, incluyendo tecnologías de; ciclos de turbina de vapor, ciclos de turbina

de gas, ciclos de microturbina de gas, ciclo combinado, ciclos de motor reciprocante,

motores encendidos por chispa y motores diesel.

4.1. Datos planta “LA MEJORANA”

A continuación, en la Figura 42 se puede observar un esquema general energético

productivo, obtenido de la experimentación y visitas a la planta. Este esquema

incluye todas las etapas del proceso de extracción de aceite que emplean vapor,

agua caliente y energía eléctrica en el proceso de producción de la planta

“INERSIONES LA MEJORANA”. Este esquema incluye todo el proceso de

producción mencionado en el Capítulo 3, desde la selección y transporte de los

racimos de fruto fresco RFF hasta la obtención y almacenamiento del producto final

y de los residuos. Para cada paso del proceso se indica el flujo de la materia

(producto) con el que se está trabajando, y los respectivos flujos de energía térmica

y eléctrica requeridos o generados durante las diferentes etapas. Se puede observar

los requerimientos energéticos para cada uno de los procesos, especialmente para

el producto final y para los productos derivados. Igualmente se detallan las fuentes

generadoras de energía y el tipo de combustible o recurso requerido para la

generación de la misma, los requerimientos de producción vapor, de cámaras de

secado, de agua y de calentamiento entre otros.

116

Figura 42. Esquema de la planta de extracción


4.1.1. Características equipos de generación de vapor

De la misma experimentación y visitas a la planta se obtiene como resultado

información y datos detallados relacionados con los equipos de generación de vapor

y los requerimientos de vapor de los diferentes procesos. Los equipos para la

generación de vapor de la planta son calderas pirotubulares. Estas calderas fueron

117

caracterizadas y se tomaron los principales datos de las mismas, observando que

tienen una presión de trabajo de 80 a 100 psi y que están funcionando con fibra y

cuesco como combustible. En la actualidad no se contabiliza el consumo de

combustible. La cantidad de vapor estimada total para procesar 1000kg de RFF está

entre 450 y 550 kg de vapor. La tubería a la salida de vapor de la caldera registra

una temperatura de 160.2°C. El distribuidor de vapor posee 5 salidas y múltiples

fugas. En la Figura 43 se muestra la temperatura registrada por la cámara

termográfica de las tuberías del distribuidor la cual es 151 °C.

Figura 43.Distribuidor de vapor


Las tuberías no cuentan con aislamiento, y sus medidas se muestran a

continuación:

Tabla 12. Dimensiones de la tubería de vapor

Tubería Dimensión

Salida de vapor de la caldera 2½ ”

Red de vapor 1 ”


El vapor generado por las calderas se emplea en las siguientes etapas:

Esterilización, Digestión, Clarificación, Secado de aceite, Calentamiento de agua

para la caldera y para la clarificación, y en el secado de la nuez. La fibra empleada

como combustible se alimenta mediante un tornillo sinfín y manualmente se agrega

el cuesco de acuerdo con la experticia de operario. En la Figura 44 se muestra la

caldera, y el distribuidor de vapor.

118

Figura 44. Caldera y distribuidor de vapor


En la Tabla 13, se muestran las características técnicas de los dos equipos de

generación de vapor y del equipo distribuidor, datos obtenidos por la hoja de vida

del equipo o según fabricante de cada uno.

Tabla 13. Características equipos generación de vapor

Características caldera 1 Descripción

Tipo de caldera Pirotubular

Capacidad 250 hp

Flujo nominal de vapor 3570 kg/h

Características caldera 2 Descripción

Tipo de caldera Pirotubular

119

Capacidad 230 hp

Flujo nominal de vapor 3300 kg/h

Distribuidor de vapor Descripción

Número de salidas de vapor 8 salidas


4.1.2. Características equipos de agua caliente

El agua caliente se obtiene a partir de la inyección de vapor saturado para

mantenerla a 100°C. Existen dos tanques para agua caliente, el empleado para

suministrar agua a la caldera y el empleado para la clarificación. (Ver Figura 45)

Tanque de agua caliente para

la Clarificación

Tanque de agua caliente para la

Caldera

Figura 45. Tanques de agua caliente


4.1.3. Características equipos de generación de energía eléctrica

La planta de generación es marca Caterpillar C15 PKGG con una capacidad de 450

KVA, la cual tiene un costo por consumo mensual de 40’000.000 COP. En la Figura

46, se muestra la planta de generación y los tanques de almacenamiento del

combustible.

120

Figura 46. Planta de generación Diesel y los tanques de almacenamiento de

combustible


4.1.4. Consumos de energía eléctrica de la planta “INVERSIONES LA

MEJORANA”

A continuación se muestran los resultados de todos los datos obtenidos

relacionados con el consumo de energía en la planta “INVERSIONES LA

MEJORANA”. Los datos suministrados por la empresa se muestran a continuación

en la Tabla 14, donde se puede observar el consumo total de energía eléctrica

proveniente de la Red y la generada por la planta Caterpillar.

Tabla 14. Consumo de energía eléctrica de la empresa (planta de generación y red

121

eléctrica)


Para hacer el análisis de los consumos de energía eléctrica de la planta de

extracción de aceite de palma africana “LA MEJORANA”, se tomaron los registros

desde el mes de enero hasta septiembre del año en curso.


planta Caterpillar en el periodo de análisis


Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre

Planta Cat. c15 pkgg (Horas de servicio) 347,3 386 457,7 456,1 384,9 235 244 187 197

Planta Cat. c15 pkgg (kW/h) 46988 51408 65054 61065 52497 28212 29708 21456 23633

Red eléctrica día (kW/h) 2807,8 2511 2151,1 2748,9 3423,7 4124,2 4003 2509 2341

Costo mensual red eléctrica $1.655.990 $1.335.750 $1.113.970 $1.278.550 $1.259.600 $1.987.810 $1.955.980 $2.299.030 $1.230.400

Consumo de energía eléctrica de la empresa (planta de generación y red eléctrica) en el año 2014

122


red de distribución


Como se puede ver en las Figura 47 y Figura 48, el consumo de energía eléctrica

de la planta de extracción “LA MEJORANA” utilizada en sus procesos de

transformación nos indica que más del 90% es generada por la planta de generación

Caterpillar, con un promedio de consumo de 30000 kW/h – mes, mientras el

consumo de energía eléctrica suministrada por la red de distribución ha llegado a

un máximo de 4100 kW/h en el mes de junio aproximadamente.

4.1.5. Consumos de combustible (ACPM) de la planta “LA MEJORANA”

A continuación en la Tabla 15 se observan los resultados de la recopilación de datos

relacionada con el consumo de combustible (ACPM) de cada uno de los equipos o

maquinaria perteneciente a los procesos de extracción de aceite en la planta.

Tabla 15. Consumos de combustible (ACPM) de la empresa

123


Utilizando la misma periodicidad del año, de igual manera que los datos analizados

anteriormente, se realiza el análisis del consumo de combustible entre los meses

enero y septiembre.

Observando los datos suministrado por la planta “LA MEJORANA”, se puede afirmar

que el consumo del combustible (ACPM) es directamente relacionado a los

kilovatios generados por la planta eléctrica mes a mes; si se realiza la relación del

combustible consumido, se puede observar que más del 90% está destinado para

la planta de generación de energía eléctrica y el 10% resultante es dividido en el

resto de maquinaria de la empresa como se puede observar en la Figura 49.

Figura 49. Consumos de combustible (ACPM) de la empresa



Planta Cat. c15 pkgg (gal) 3615,6 4055 4816,7 5017,1 4166,7 2467,5 2498 1757 1977

Fabrica (gal) 20 10 30 10 10 0 0 0 0

Mini-cargador (gal) 251,7 239,1 323,3 294,5 292,4 156,4 145 103 108

Tractor (gal) 145,6 133,6 177,5 78,2 144,5 97,8 100 63 88

Motor estacionario (gal) 184,6 214 298,7 35 15 0 0 0 0

Piscinas (gal) 6 6 7 0 0 5,9 5 3 4

Camioneta sob 802 (gal) 39,8 99,4 79,6 82,4 35,7 15,4 40 12 0

Consumo total (gal) 4263,3 4782,6 5776,8 5554,2 4714,8 2774 2788 2040 2222

Costo mensual consumo de ACPM $33.871.919 $37.997.757 $45.896.676 $44.539.130 $37.770.263 $22.222.514 $22.334.668 $16.342.440 $17.749.336

Consumo de ACPM de la empresa en el año 2014

124

4.1.6. Producción de la planta “LA MEJORANA”

Para realizar el balance de masa se debe tener en cuenta los consumos y productos

obtenidos por la planta. Por tanto se hace el análisis de los datos obtenidos

relacionados con los productos de la planta en la misma periodicidad de los

consumos analizados anteriormente. En la Tabla 16 se muestra productos obtenidos

de los frutos procesados, aceite producido y almendra producida; entre los meses

evaluados y tonelaje producido.

Tabla 16. Producción de extracción de la empresa


Como se puede observar en la Figura 50, la relación de fruto procesado es

directamente proporcional al consumo de energía eléctrica, por consiguiente los

meses de mayor producción son marzo y abril, teniendo un procesamiento de frutos

promedio de 2.800.000 de toneladas al mes, de las cuales solo cercano del 21% es

producida en aceite y el porcentaje restante está dividido en la obtención de

almendras y la biomasa residual.

Figura 50. Producción de extracción de la empresa



Fruto procesado (Ton) 2343120 2365350 2920920 2814250 2424190 1591300 1613700 1028650 1106890

Aceite producido (Ton) 492474 521236 614806 591252 514509 334921 323018 211090 248156

Almendra producida (Ton) 78036 79116 116942 102612 115170 75886 77938 40622 41572

Producción de la empresa en el año 2014

125

4.1.7. Balance de masa de los procesos de producción de la planta “LA

MEJORANA”

A partir de una estandarización de todas las etapas del proceso de producción de la

planta y de la recopilación y análisis de los requerimientos energéticos y consumos

de producto en cada etapa, se realiza un balance de masa de los diferentes

procesos de producción de la planta. Los balances de masa para el proceso por

etapa se muestran en la Tabla 17, mostrando detalladamente cada uno de los

parámetros a evaluar y los datos requeridos.

Tabla 17. Balances de masa de los procesos productivos

Diagrama Nomenclatura

𝑚𝐹𝐹𝐵 Cantidad de masa de los Racimos de fruto fresco

𝑚𝐹𝐵𝐶 Cantidad de masa de los racimos de fruta

cocinados

𝑚𝑤+𝑜𝑖𝑙 Cantidad de condensados (esterilizadores- agua +

aceite)

𝑚𝑠 Cantidad de vapor

Sterilization Esterilización

𝑚𝐹 Masa de frutos

𝑚𝐸𝐹𝐵 Masa de los racimos vacíos (tusas)

Sheller Desfrutador

𝑚ℎ𝑤 Masa de agua caliente

𝑚𝐹+ℎ𝑤+𝑜𝑖𝑙 Masa de los frutos + agua caliente + aceite

Digester Digestor

𝑚𝑃.𝑐𝑎𝑘𝑒 Masa de la torta de prensa

𝑚𝑃.𝑙𝑖𝑞𝑢𝑜𝑟 Masa del licor de prensa

Press Prensa

𝑚𝑠𝑜𝑙𝑑 Masa de solidos recuperados por el tamiz

Nut/fibre Dryer Secador de nuez +nuez

126


𝑚𝑛𝑢𝑡+𝑓𝑖𝑏 Masa de nuez + fibra

𝑚𝑓𝑖𝑏 Masa de fibra

𝑚𝑛𝑢𝑡 Masa de la nuez

Nut/Fibre Separator Separador de Nuez/fibra

𝑚𝑘𝑒𝑟𝑛𝑒𝑙 Masa de la almendra

𝑚𝑠ℎ𝑒𝑙𝑙+𝑎𝑔𝑢𝑎 Masa de la cascarilla (cuesco) + agua

Hydrocyclone Hidrociclón

Kernel Dryer Secador de almendra

𝑚𝑜𝑖𝑙+𝑤 Masa de aceite + agua

Sieve Tamiz

𝑚𝑜𝑖𝑙𝑦 𝑠𝑙𝑢𝑑𝑔𝑒 Masa de lodo aceitoso

Clarification Clarificación 1

127


𝑚𝑜𝑖𝑙𝑦 𝑠𝑙𝑢𝑑𝑔𝑒 Masa de lodo aceitoso

Clarification Clarificación 2

𝑚𝑜𝑖𝑙 Masa de aceite

Dryer Secador 1

𝑚𝑜𝑖𝑙 Masa de aceite

Dryer Secador 2

Tank Lung Tanque pulmón

𝑚𝑁𝑂𝑆𝑠 Masa de los sólidos no aceitosos

Tricanter Tricanter


4.1.8. Caracterización Físico-Químico de subproductos sólidos

generados del proceso de extracción de aceite de Palma

A partir de la información recopilada sobre los diferentes tipos de ensayos físico-

químicos requeridos para caracterizar los residuos de biomasa de la planta

128

“INVERSIONES LA MEJORANA” se establece una metodología apropiada para

realizar estos ensayos. Es importante realizar los distintos ensayos para determinar

algunas de las propiedades físicas y químicas de los subproductos sólidos

generados del proceso de extracción de aceite de palma, puesto que esto permite

realizar el análisis del proceso de generación de energía en la caldera y establecer

el potencial que poseen los mismos. A continuación se presentan los resultados

obtenidos de los ensayos de análisis próximo, último y la evaluación del poder

calorífico.

Para la identificación del contenido de humedad, de material volátil, de carbón fijo y

de cenizas se tomaron muestras aleatorias del producto, se revolvieron y se sacaron

tres muestras de tal manera que se realizaron los ensayos por triplicado

disminuyendo el nivel de incertidumbre. Para el ensayo de evaluación de humedad

de la muestra se siguió la metodología definida en la norma ASTM E871, en este

ensayo se emplea una muestra no menor a 50 g la cual se introduce a un horno a

103 ± 1 ⁰C durante 16 horas. Se registró el peso inicial y final de la muestra después

de enfriamiento en un desecador. Este ensayo se repitió con un tiempo de

calentamiento igual a 2 horas hasta que la diferencia en el peso final no fuera

superior al 0.2%. La humedad se reportó como:

𝐻𝑢𝑚𝑒𝑑𝑎𝑑 =𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙 − 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙

𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑚𝑢𝑒𝑠𝑡𝑟𝑎

Contenido de material volátil: Este ensayo se llevó a cabo bajo la norma ASTM

D3175, por medio de la cual se toma una muestra pulverizada a tamaño de partícula

Mesh No 60 (250 µm) de un gramo y se introduce durante 2 a 3 minutos en una

mufla a una temperatura alrededor de 950 ⁰C. Se registraron el peso inicial y final

de muestra después de enfriamiento en un desecador.

𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑜 =𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 − 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑓𝑖𝑛𝑎𝑙

𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑖𝑛𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙∗ 100

𝐶𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑣𝑜𝑙á𝑡𝑖𝑙(%) = 𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑝𝑒𝑟𝑑𝑖𝑑𝑜(%) − 𝐻𝑢𝑚𝑒𝑑𝑎𝑑(%)

Contenido de cenizas: Se realizó de acuerdo a la norma ASTM E1755, en la que la

muestra empleada en la prueba de humedad con un peso entre 0.5 y 1 g se

introduce a una mufla a 575 ± 25 ⁰C durante un periodo de tiempo mínimo de 3

horas. Al cabo de este tiempo el material se enfrío en un desecador y se volvió a

pesar.

𝐶𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑒𝑛𝑖𝑧𝑎 =𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑐𝑒𝑛𝑖𝑧𝑎

𝑃𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑒𝑟𝑖𝑎𝑙 𝑠𝑒𝑐𝑜

Contenido de carbón fijo: El contenido de carbón fijo del material sólido se calculó

129

con base en un balance de masa en el compuesto sólido según el cual el porcentaje

de carbón equivale al material que no es humedad, material volátil ni ceniza.

𝐶𝑜𝑛𝑡𝑒𝑛𝑖𝑑𝑜 𝑐𝑎𝑟𝑏𝑜𝑛 𝑓𝑖𝑗𝑜(%) = 100 − %𝐻𝑢𝑚𝑒𝑑𝑎𝑑 − %𝐶𝑒𝑛𝑖𝑧𝑎𝑠 − %𝑣𝑜𝑙á𝑡𝑖𝑙𝑒𝑠

Los resultados de los diversos ensayos de caracterización para el cuesco y la fibra

de palma se resumen a continuación (Tabla 18). De estos es posible ver como el

cuesco de palma presenta un mayor contenido de carbón fijo y de material volátil lo

cual aumenta su potencial energético, teniendo en cuenta que estos componentes

son los que favorecen la reacción de combustión. Por otro lado la fibra tiene una

mayor humedad y más contenido de cenizas, lo cual indica que requiere un mayor

gasto energético en el proceso de evaporación de esta humedad y la cantidad de

material que permanecerá al final de la combustión o gasificación será mayor en

comparación con el cuesco.

Tabla 18. Resultados obtenidos del análisis próximo para cuesco de Palma y Fibra

de Palma

Cuesco de Palma Fibra de palma Cenizas

Humedad (105°C) 7,92 42,56 0,47 %b.h

Materia Volátil 72,74 77,84 0,32 %b.s


Los valores reportados en las primeras tres filas están en base húmeda (b.h), base

seca (b.s) y base seca libre de material volátil (b.s.l.v) (Tabla 19). Para el desarrollo

de los ensayos de análisis último se tomaron muestras de los mismos materiales y

se llevaron al laboratorio de carbones de INGEOMINAS donde fueron realizadas las

pruebas de determinación del contenido elemental de Azufre, Carbono, Hidrógeno

y Nitrógeno mediante equipo LECO TruSpec CHN de acuerdo a la norma ASTM

D5373-08 y la evaluación del poder calorífico mediante Bomba Calorimétrica LECO

AC 200 según ASTM D5865-05.

De igual forma se lleva a cabo la caracterización de las cenizas recogidas de la

caldera, con el objeto de establecer el poder calorífico aún presente en las mismas

y el grado de combustión de la fibra empleada.

Tabla 19. Resultados obtenidos del análisis ultimo y poder calorífico de cuesco y

fibra de Palma

Cuesco de Palma Fibra de Palma Cenizas

Carbono 50,83 46,24 20,88 %b.s

Oxígeno 39,46 43,08 19,39 %b.s

Hidrógeno 6,83 5,95 0,50 %b.s

Nitrógeno 0,5 0,53 0,48 %b.s

130

Azufre 0 0,29 0,26 %b.s

Cenizas 2,38 3,92 58,49 %b.s

Poder Calorífico 17647 16982 10376 kJ/kg


4.2. Resultados obtenidos de la experimentación en gasificación

Las pruebas de gasificación se realizaron en el laboratorio de Plantas Térmicas y

Energías Renovables de la Universidad Nacional de Colombia sede Bogotá, en un

gasificador de lecho fijo y corriente descendente bajo los siguientes parámetros:

• Tamaño de la Biomasa: 10 mm

• Secado de la Biomasa inicial al Sol: 3 Horas

• Quemado del gas de síntesis por la Tea.

• Cama de Inicio dentro del gasificador y la tolva Cuesco de Palma

Los resultados de la experimentación de gasificación se pueden observar en las

Figuras 51, 52 y 53 expuestas a continuación:

Figura 51. Perfil de temperaturas


131

Figura 52. Producción gas de síntesis


Figura 53. Suministro de agente gasificante (Aire)


Se puede observar que la temperatura de combustión y temperatura de pirólisis,

están con un promedio 900°C y 800°C respectivamente. Figura 51; alcanzados en

un tiempo aproximado de 3500 segundos, llegando a un punto de producción de

CO del 18% pero con una disminución de CO2 del 4% Figura 52. La experticia en

132

gasificaciones con diversos materiales hace pensar que la temperatura de

combustión y pirolisis afecta la producción de CO al estar más altas, están cerca de

la gasificación de Carbón de madera pirolizado.

Esto es resultado, de que el flujo del agente gasificante para la gasificación del

cuesco de palma (Figura 53), tuvo un nivel más alto que el de otros materiales

gasificados.

COMPLETAR LYONS

4.3. Resultados revisión de regulaciones para todo tipo de generador

La revisión de los tipos de generadores posibles bajo todos los marcos regulatorios

en Colombia tuvo como resultado una matriz donde clasifican todos los tipos de

generadores y se consideran los parámetros regulatorios para cada uno de estos,

citando sus regulaciones respectivas.

A continuación en la Tabla 20 se pueden observar todos los parámetros regulatorios

considerados para los diferentes tipos de reguladores disponibles como

posibilidades de generación en la planta “INVERSIONES LA MEJORANA”. La Tabla

20 considera:

Definición de la actividad

Definición del agente

Requisitos y condiciones

técnicas

Participación en el mercado de

energía mayorista

Comercialización de energía

Venta de excedentes

Sistemas de Medida

Participación en el cargo por

confiabilidad

Acceso y uso de respaldo

Remuneración del respaldo

Permisos

Registro ante el ASIC

Registro ante el RUPS

Registro ante la UPME

Registro ante la CREG

Obligatoriedad de contratación

AEGR

Obligación de registro de

fronteras comerciales

Obligaciones respecto de

CROM

Obligatoriedad complimiento

reglamento de operación

Requisitos de Conexión

Cubrimiento del pargo por

confiabilidad

Los tipos de generadores considerados fueron los siguientes:

Generador

Planta Menor

133

Cogenerador aislado

Cogenerador con venta de excedentes

Productor marginal

Plantas no despachadas centralmente

Autogenerador aislado

Autogenerador con venta de excedentes

Generador distribuido

134

Tabla 20.Matriz de regulaciones para cada tipo de generador

Tipo de generador

Parámetro regulatorio Generador Planta Menor y cogenerador

aislado

Cogenerador con venta de excedentes

Productor marginal

Plantas no despachadas

centralmente y autogenerador aislado

Autogenerador con venta de excedentes y generador distribuido



Requisitos y condiciones técnicas

Participación en el mercado de energía mayorista


Venta de excedentes

Sistemas de Medida

Participación en el cargo por confiabilidad



Permisos





Obligatoriedad de contratación AEGR

Obligación de registro de fronteras comerciales

Obligaciones respecto de CROM

Obligatoriedad complimiento reglamento

de operación


Cubrimiento del pargo por confiabilidad

Para cada parámetro regulatorio, se define la disposición regulatoria correspondiente a cada tipo de generador

135

4.3.1. Generador

En la matriz de evaluación de regulaciones para diferentes tipos de generadores se

consideraron diferentes parámetros regulatorios para el Generador como se puede

observar en la Tabla 22 (Anexos).

4.3.2. Planta menor y Cogenerador aislado


consideraron diferentes parámetros regulatorios para Plantas menores en general,

plantas de capacidad menor a 10 MW, plantas entre 10 y 20 MW y cogeneradores

aislados como se puede observar en la Tabla 23 (Anexos).

4.3.3. Cogenerador con venta de excedentes


consideraron los parámetros regulatorios para:

Cogeneradores con ventas de excedentes en general

Energía excedente con garantía de potencia < 20 MW sin acceso al

despacho central

Energía excedente con garantía de potencia con acceso al despacho central

Energía excedente con garantía de potencia > 20 MW

Energía excedente sin garantía de potencia sin acceso al despacho central

Energía excedente sin garantía de potencia con acceso al despacho central

Los parámetros regulatorios evaluados se puedes observar en la Tabla 24

(Anexos).

4.3.4. Productor marginal


consideraron diferentes parámetros regulatorios para el Productor marginal como

se puede observar en la Tabla 25 (Anexos).

4.3.5. Plantas no despachadas centralmente y autogeneradores aislados


consideraron diferentes parámetros regulatorios para las plantas no despachadas

centralmente en general y autogeneradores aislados como se puede observar en la

Tabla 26 (Anexos).

136

4.3.6. Autogenerador con venta de excedentes y Generador distribuido


consideraron diferentes parámetros regulatorios para los autogeneradores con

venta de excedentes y generadores distribuidos, estos se pueden clasificar de la

siguiente manera:

Autogenerador con venta de excedentes general

Autogenerador a gran escala >1 MW

Autogenerador a menor escala <1 MW

Generador distribuido, considerando:

Procedimiento simplificado de conexión al STR o SDL < 0,1 MW y

Generador Distribuido (GD)

Procedimiento simplificado de conexión al STR o SDL > 0,1 MW y < 1

MW

Procedimiento conexión al STR o SDL de autogeneradores a < escala

o GD, si se incumplen estándares de disponibilidad

Procedimiento conexión al STR o SDL de autogeneradores a > escala

> 1 MW y < 5 MW, o incumplimiento de estándares de disponibilidad

Condiciones para la medición, potencia instalada < 0,1 MW

Condiciones para la medición, potencia instalada > 0,1 MW y < 1 MW

Condiciones para la medición para generadores distribuidos

Los diferentes procedimientos simplificados de conexión para el generador

distribuidos requieren requisitos de conexión específicos, estos se pueden observar

en la Tabla 27 (Anexos).

Las condiciones para la medición de la potencia instalada para el generador

distribuido requieren regulaciones específicas dependiendo de la potencia

instalada, estas regulaciones se pueden observar en la Tabla 28 (Anexos).

Los parámetros regulatorios evaluados para autogeneradores con venta de

excedentes y generadores distribuidos se pueden observar en la Tabla 29 (Anexos).

4.4. Resultados tecnologías de generación y cogeneración con

residuos de biomasa

La revisión de las diferentes tecnologías disponibles en el mercado para su

implementación en la generación de electricidad y cogeneración con residuos de

biomasa tuvo resultado el planteamiento de una matriz de tecnologías de

generación y cogeneración con residuos de biomasa. A partir de esta matriz se

evaluaron todas las diferentes tecnologías considerando los principales parámetros

137

teóricos, operacionales, eficiencias, aspectos ambientales, estado de la tecnología

y ventajas y desventajas de la tecnología entre otros.

A continuación en la Tabla 21 se pueden observar todos los aspectos considerados para las tecnologías de generación y cogeneración disponibles evaluadas como posibilidades de generación en la planta “INVERSIONES LA MEJORANA”. La tabla 21 considera:

• Conceptos generales

• Requisitos de combustible

• Preparación de combustible

• Características de operación

• Parámetros de operación

• Eficiencia

• Mejoramiento del rendimiento

• Aspectos ambientales

• Nivel de flexibilidad de

operación

• Gases de escape

• Cogeneración

• Tecnología

• Operación con biomasa

• Costos

• Ventajas

• Desventajas

Las tecnologías se clasifican en los siguientes grupos:

• Ciclo de turbina de vapor

• Ciclo de turbina de gas

• Ciclo de microturbina de gas

• Ciclo combinado

• Ciclo de motor reciprocante

• Motores encendidos por chispa

• Motores diesel

138

Tabla 21. Matriz de evaluación de tecnologías de generación y cogeneración con residuos de biomasa.

Parámetro Unidad

Tecnologías de generación o cogeneración

Ciclo de turbina

de vapor

Ciclo de turbina de gas

Ciclo de microturbina de gas

Ciclo combinado

Ciclo de motor

reciprocante

Motores encendidos por chispa

Motores diesel

Conceptos generales

Principio de operación -

Fases del ciclo -

Rango de capacidad kW

Combustibles aptos -

Relación peso potencia -

Requisitos de combustible

General

Máx. concentración alquitranes mg/Nm3

Max contenido de partículas en el gas combustible

mg/Nm3

Presión bar

Preparación del combustible

Tipo de filtro requerido

Sensibilidad a humedad -

Modos de operación -

Aplicaciones -

Relación encendido-apagado min

Disponibilidad %

Confiabilidad %

Factores de confiabilidad -

Características de operación

Disponibilidad -

Tiempo de arranque s-min-h

Tiempo de parada Min

Vida útil -

Requerimientos agua -

Requerimientos enfriamiento -

Consumo de agua de refrigeración -

Requerimientos mantenimiento -

Requerimientos compresión de gas -

Niveles de temperatura óptima °C

Ciclo de trabajo (#tiempos) #

Parámetros de operación

Presión foco frío bar

Presión foco caliente bar

139


Parámetro Unidad


Ciclo de turbina

de vapor



Ciclo combinado

Ciclo de motor

reciprocante


Motores diesel

Temperatura foco frío °C

Temperatura foco caliente °C

Temperatura de gases al motor térmico °C

Temperatura de gases de escape °C

Tasa de calor (Heat rate) MJ/kWh

Consumo específico combustible kg/kWh

Consumo específico vapor kg/kWh

Relación de trabajo -

Salida específica de potencia kW

Eficiencia

Rango típico de eficiencia térmica %

Rango típico de eficiencia eléctrica (LLV)

%

Eficiencia global típica (LLV) %

Factores de eficiencia -

Relación de compresión -

Desempeño a cargas parciales -

Mejoramiento del rendimiento

Recalentamiento -

Regeneración -

Presión Bar

Temperatura °C

Sobrealimentación -

Aspectos ambientales

Emisiones típicas

NOx kg/kWh

SO2 kg/kWh

CO2 kg/kWh

CO kg/kWh

Niveles de ruido -

Otros aspectos ambientales -

Nivel de flexibilidad de

operación

Nivel de flexibilidad de operación -

Intervalos de mantenimiento

H

Gases de Caudal de gases de escape m3/s

140


Parámetro Unidad


Ciclo de turbina

de vapor



Ciclo combinado

Ciclo de motor

reciprocante


Motores diesel

escape Calor recuperable de los gases de escape

J

Temperatura aprovechable °C

Cogeneración Aptitud para cogeneración -

Eficiencia con cogeneración -

Tecnología Estado de madurez de la tecnología -

Estado de madurez comercial -

Operación con biomasa

Aptitud general -

Aptitud con biomasa de

palma de aceite

Racimos vacíos (tusa)

-

Cuesco -

Hoja (fronds) OPF -

Pome -

Otros -

Costos

Inversión e instalación E/kWe

Espacio o área requerida m2/kW

Operación y mantenimiento E/kWe

Aspectos económicos -

Aptitud para participación en mercados energéticos

-

Ventajas -

Desventajas -

141

4.4.1. Ciclos con turbina de vapor

Para la matriz de evaluación de tecnologías se consideraron diferentes ciclos que

emplean turbinas de vapor, considerando las siguientes opciones:

• Turbina de vapor de contrapresión

• Turbina de vapor de condensación

• Turbina de vapor de condensación con extracción

Para cada uno de estos tipos de turbinas se revisaron los diferentes parámetros

considerados en la matriz de evaluación de tecnologías como se muestra en la Tabla

30 (Anexos).

4.4.2. Ciclos con turbina de gas

Se consideraron diferentes ciclos que emplean turbinas de gas, considerando las

siguientes opciones:

• Turbina de gas, gas

• Turbina de gas, líquido


considerados en la matriz de evaluación de tecnologías como se muestra Tabla 31

(Anexos).

4.4.3. Ciclos con microturbinas de gas

Se consideraron diferentes ciclos que emplean microturbinas de gas, incluyendo las

siguientes opciones:

• Microturbinas de gas, gas

• Microturbinas de gas, líquido


considerados en la matriz de evaluación de tecnologías de la Tabla 32 (Ver anexos).

4.4.4. Ciclo combinado

Para la matriz de evaluación de tecnologías se consideraron los ciclos combinados,

se revisaron los diferentes parámetros considerados en la como se muestra en la

Tabla 33 (Anexos).

4.4.5. Ciclos motor reciprocante


142

emplean motores reciprocantes, considerando las siguientes opciones:

• Motor reciprocante a gas

• Motor reciprocante líquido

Para cada uno de estos tipos de motores reciprocantes se revisaron los parámetros

considerados en la matriz de evaluación de tecnologías como se muestra en la Tabla

34 (Anexos).

4.4.6. Motores de encendido por chispa


emplean motores encendidos por chispa, considerando las siguientes opciones:

• Motores encendidos por chispa, enfriamiento con líquido.

• Motores encendidos por chispa, enfriamiento con aire.

Para cada uno de estos tipos de motores se revisaron los diferentes parámetros

como se muestra en la Tabla 35 (Anexos).

4.4.7. Motores Diesel


emplean motores Diesel, considerando las siguientes opciones:

• Motores Diesel enfriados por líquido

• Motores enfriados por líquido

• Motores Diesel enfriados con aire

Para cada uno de estos revisaron los diferentes parámetros como se muestra en la

Tabla 36 (Anexos).

4.4.8. Ventajas y desventajas tecnologías de generación

En la Tabla 37 (ver anexos) se presentan las principales ventajas de la

implementación de cada tecnología de generación y en la tabla 38 (ver anexos) se

presentan las principales ventajas de la implementación de cada tecnología de

generación.

143

CAPÍTULO 5

5. DISCUSIÓN

144

CAPÍTULO 6

6. CONCLUSIONES

145

CAPÍTULO 7

7. BIBLIOGRAFÍA

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150

8. ANEXOS

151

8.1. Tablas de resultados revisión de regulaciones para todo tipo de generador

Tabla 22. Matriz de evaluación de regulaciones para Generador

Parámetro regulatorio

Generador


Generación de energía eléctrica: Proceso mediante el cual se obtiene energía eléctrica a partir de alguna otra forma de energía

Disposición regulatoria: RETIE, Art 3°


Generador: persona natural o jurídica que produce energía eléctrica y tiene por lo menos una planta hidráulica o una unidad térmica conectada al Sistema Interconectado Nacional, bien sea que desarrolle esa actividad en forma exclusiva o en forma combinada con otra u otras actividades del sector eléctrico, cualquiera de ellas sea la actividad principal. Generador. Persona natural o jurídica que produce energía eléctrica, que tiene por lo

menos una central o unidad generadora conectada al SIN

Disposición regulatoria: Resoluciones CREG 128/96 y 070/98, art 2 y Núm 1°


Disposición regulatoria:

Participación en el mercado de energía

mayorista

Las empresas generadoras participan en el mercado mayorista de energía: a) Celebrando contratos de energía con comercializadores u otros generadores a precios acordados libremente entre las partes, b) Por medio de transacciones en la bolsa de energía, en la cual los precios se

determinan por el libre juego de la oferta y la demanda de acuerdo con las reglas comerciales definidas en el Reglamento de Operación, c) Prestando servicios asociados de generación a la empresa de transmisión, de acuerdo con lo dispuesto en el Artículo 7 de la Resolución CREG 055 de 1994.

Disposición regulatoria: Resolución CREG 055 de 1994, Art 5°


Los precios a los cuales las empresas generadoras ofrezcan diariamente al CND energía de sus unidades de generación, deben reflejar los costos variables de generación en los que esperan incurrir, teniendo en cuenta:

a) Para plantas termoeléctricas: el costo incremental del combustible, el costo incremental de AOM , los costos de arranque y parada y la eficiencia térmica de la planta, b) Para plantas hidroeléctricas: los costos de oportunidad (valor de agua) de generar en el momento de la oferta, teniendo en

cuenta la operación económica a mediano y largo plazo del SIN.


Venta de excedentes

Los generadores con una capacidad efectiva inferior a 20 MW que deseen vender y comprar energía a través de la red pública, podrán acogerse a las disposiciones de esta resolución o podrán realizar contratos especiales con comercializadores o generadores para colocar sus excedentes o para

comprar servicios de respaldo para lograr una confiabilidad adecuada en su operación


Sistemas de Medida

El Código de Medida se desarrolla con base en los principios de eficiencia, adaptabilidad y neutralidad de la prestación del servicio de energía eléctrica establecidos por las Leyes 142 y 143 de 1994. En este se establecen las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de: los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, los intercambios con otros países, las transacciones entre

agentes y las relaciones entre agentes y usuarios. Frontera de Generación. Corresponde al punto de medición de una unidad o planta de generación donde las transferencias de energía equivalen a la energía neta entregada por el generador al STN, al STR o al SDL.

Disposición regulatoria: Resolución CREG 038 de 2014

Participación en el Obligación de Energía Firme: Vínculo resultante de la Subasta o del mecanismo que haga sus veces, que impone a un generador el deber de generar,

152


Generador

cargo por confiabilidad

de acuerdo con el Despacho Ideal, una cantidad diaria de energía durante el Período de Vigencia de la Obligación, cuando el Precio de Bolsa supere el Precio de Escasez. Esta cantidad de energía corresponde a la programación de generación horaria resultante del Despacho Ideal hasta una cantidad igual a la asignación hecha en la Subasta, considerando solamente la Demanda Doméstica, calculada de acuerdo con lo definido en esta resolución. Energía Firme para Cargo por Confiabilidad de Plantas no Despachadas Centralmente. La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente se

calculará de acuerdo con el numeral 3.3 del Anexo 3 de la Resolución CREG 071/ 2006

Disposición regulatoria: Ley 142 de 1994, Art 51


No aplica


No aplica

Permisos

Los artículos 25 de la Ley 142/94 y 7° de la 143/94, obligan a contratos de concesión para usar aguas, permisos ambientales, municipales: del Min de Medio Ambiente y Desarrollo Sost: a) estudio de recursos naturales (Dec 281174), b) concesión de aguas (Dec 1220/05) c) Lic. ambiental (desde 10 MW, Dec 1728/02), d) transporte material de préstamo, Res 1541/94), e) vertimiento de residuos líquidos (Dec 1594/84), f) aprovechamiento forestal

(Dec 1721/90); de Minminas: explotación de material de arrastre (Dec 2011/74)

Disposición regulatoria: Ley 142/94 y 143/94 , Art 25° y 7°


El procedimiento para el registro de agentes generadores ante el ASIC, se debe realizar según el instructivo y a través del aplicativo "conectados" de X.M. S.A. E.S.P.;

Disposición regulatoria: Instructivo "Proceso de Registro de Agentes", X.M.


Los prestadores de servicios públicos, definidos en el artículo 15 de la Ley 142 de 1994, deben inscribirse en el RUPS, una vez hayan iniciado sus actividades, así como efectuar las actualizaciones de que trata la presente Resolución

Disposición regulatoria: Resolución SSPD 2015130004700572015


Este registro, se ha establecido como prerrequisito por: a) autoridades ambientales (artículo 23 del Decreto 2041/2014, Minambiente para el Diagnóstico Ambiental de Alternativas, proyectos hidroeléctricos b) Minminas, dentro del procedimiento para declaratoria de utilidad pública de

proyectos de generación y cogeneración (segunda fase), c) CREG, requisito para que plantas nuevas o especiales, puedan participar en la subasta (Fase 2) para el cargo por confiabilidad, d) Minminas requisito para obtener recursos de la línea de redescuento con tasa compensada de Findeter,

Resolución 40393/2015 (Fase 2), e) UPME, Resolución 045 de 2016, procedimientos y requisitos para emitir la certificación y avalar los proyectos de FNCE, los cuales deben estar registrados previamente ante la UPME.

Disposición regulatoria: UPME, Registro de proyectos de Generación


Obligación de Registro. Todas las empresas que vayan a realizar cualquier actividad comprendida dentro del servicio público de electricidad o energía eléctrica, deben dar noticia del inicio de sus actividades a la Comisión. Con la noticia incluirán los estatutos, el nombre de los socios o propietarios de

más del 10% del patrimonio, y los estados financieros en el momento de constitución o los del último año, según el caso. También remitirán una descripción del mercado al cual orienta la empresa sus servicios, los principales activos y permisos con los que cuenta la empresa, o que están en trámite de obtención o construcción, y en el caso de empresas de distribución, del contrato de servicios públicos de condiciones uniformes que la

empresa se propone adoptar.



Auditoría externa. Independientemente del control interno, todas las Empresas de Servicios Públicos están obligadas a contratar una auditoría externa de gestión y resultados permanente con personas privadas especializadas. No estarán obligados a contratar auditoría externa de gestión y resultados,

los siguientes prestadores de servicios públicos domiciliarios: a) las entidades oficiales que presten los servicios públicos de que trata la Ley 142 de

153


Generador

1994, b) Las empresas de servicios públicos que atiendan menos de dos mil quinientos (2.500) usuarios; c) Las personas naturales o jurídicas que produzcan para ellas mismas los bienes y servicios propios del objeto de las empresas de servicios públicos; d) Las empresas de servicios públicos

que operen exclusivamente en uno de los municipios clasificados como menores según la ley o en zonas rurales; e) Las organizaciones autorizadas de que trata el artículo 15 numeral 15.4 de la Ley 142 de 1994 para la prestación de servicios públicos; f) Los productores marginales.



A partir de la Frontera Comercial con reporte al ASIC se determinan las transacciones comerciales entre los agentes que actúan en el MEM, y se define la responsabilidad por los consumos. En el presente caso aplica como frontera de generación y de seguirse el instructivo de X.M. S.A. E.S.P.; la

solicitud de registro de una frontera de comercialización o de una frontera de generación debe presentarse ante el ASIC, por parte del agente interesado, a más tardar el 5° día calendario anterior a la fecha de cálculo de los mecanismos de cubrimiento que el agente debe constituir, sean éstos mensuales o semanales. Para el registro de las fronteras se debe contar con claridad respecto del tema, lo correspondiente a: resoluciones CREG 106

de 2006, 157 de 2011, 038 de 2014 (código de medida), 121 de 1998 y 197 de 2015.

Disposición regulatoria: Resolución CREG 157 de 2011, Arts. 2° y 4°


Se establece el procedimiento bajo el cual, el ASIC calcula y publica cada mes, las capacidades de respaldo de operaciones CROM de todos los agentes comercializadores y/o generadores inscritos en el MEM, para cada uno de los meses en donde haya agentes con contratos. Agentes

interesados en desarrollar nuevos proyectos de generación que realicen ofertas con destino al mercado regulado, deberán tener valores de CROM mayores o iguales a la máxima energía a contratar en todos los meses del periodo del compromiso que oferta en la convocatoria. Cumplido este

requisito, las ofertas deberán ser evaluadas con base en el precio ofertado para la energía y éste será el único criterio para la selección del oferente.


Obligatoriedad complimiento reglamento de

operación

Todos los generadores que se conecten al Sistema Interconectado Nacional realizarán en el mercado mayorista de energía las transacciones de venta y compra de la energía que producen o que requieran, y se sujetarán al Reglamento de Operación y a los acuerdos del Consejo Nacional de

Operación.



Las condiciones para la conexión al STN serán las contenidas en la Resolución CREG 106 de 2006 y las establecidas en el código de conexión de la Resolución CREG 025 de 1995. Para la conexión a los STR o SDL serán las contenidas en la Resolución 106 de 2006 y en el numeral 4 del anexo

general de la Resolución CREG 070 de 1998. Los contratos de conexión se regirán en lo que aplique por lo dispuesto en la Resolución CREG 025 de 1995. En la solicitud que presente al OR, el Generador, Planta Menor, Autogenerador o Cogenerador deberá anexar copia de licencias, permisos y

requisitos legales exigidos por las autoridades competentes.

Disposición regulatoria: Resoluciones CREG 025/95, 70/98, 106/06

154

Tabla 23.Matriz de evaluación de regulaciones para Plantas menores y cogeneradores aislados


Planta menor Cogenerador aislado

Planta menor Capacidad <10 MW Capacidad entre 10 y 20 MW


Planta Menor. Es toda planta y/o unidad de generación con capacidad efectiva inferior a 20 MW. Se excluyen de esta definición los Autogeneradores o Cogeneradores.

Disposición regulatoria: Resolución CREG 070 de 1998, Núm 1°

Definición del agente Ídem al Generador





mayorista

Ídem al Generador



Ídem al Generador

Las plantas no tendrán acceso al Despacho Central y no participan en el MEM; la energía generada por puede ser

comercializada a) a una comercializadora que atiende mercado regulado, directa sin convocatoria pública, si no exista

vinculación económica entre comprador y vendedor, con precio de bolsa, b) puede ser ofrecida a una comercializadora que

atiende mercado regulado, participando en las convocatorias públicas que abran estas empresas, con adjudicación por mérito

de precio (Resolución CREG-020 de 1996), c) puede ser vendida, a precios libres a: Usuarios No Regulados,

Generadores, o Comercializadores que destinen la energía a Usuarios No Regulados.



Venta de excedentes Ídem al Generador


Sistemas de Medida Ídem al Generador



No aplica


No aplica

Permisos Ídem al Generador

155


Planta menor Cogenerador aislado

Planta menor Capacidad <10 MW Capacidad entre 10 y 20 MW Disposición regulatoria: Ley 142/94 y 143/94 , Art 25° y 7°

Registro ante el ASiC Ídem al Generador


Registro ante el RUPS Ídem al Generador

Disposición regulatoria: Resolución SSPD 2015130004700572015


Ídem al Generador



Ídem al Generador



Ídem al Generador


Ídem al Generador



Ídem al Generador



operación

Ídem al Generador



Ídem al Generador


156

Tabla 24.Matriz de evaluación de regulaciones para Cogenerador con venta de excedentes


Cogeneradores con ventas de excedentes


en general

Energía excedente con

garantía de potencia < 20

MW sin acceso al despacho central

Energía excedente con garantía de

potencia con acceso al despacho central


potencia > 20 MW

Energía excedente sin garantía de

potencia sin acceso al

despacho central

Energía excedente sin garantía de potencia

con acceso al despacho central


Cogeneración: Proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica, que hace parte integrante de la actividad productiva de quien produce dichas energías, destinadas ambas al consumo propio o de terceros en procesos industriales o comerciales, de acuerdo con lo

establecido en la ley 1215 de 2008 y en la presente Resolución.



Cogenerador: Persona natural o jurídica que tiene un proceso de producción combinada de energía eléctrica y energía térmica como parte integrante de su actividad productiva, que reúne las condiciones y requisitos técnicos para ser considerado como cogeneración. El Cogenerador puede o no, ser

el propietario de los activos que conforman el sistema de Cogeneración; en todo caso el proceso de cogeneración deberá ser de quien realice la actividad productiva de la cual hace parte.



a) Tener un Rendimiento Eléctrico Equivalente (REE) superior al mínimo exigido en el Artículo 3 de esta Resolución; b) Si produce Energía Eléctrica a partir de Energía Térmica, la Energía Eléctrica producida deberá ser mayor (>) al 5% de la Energía Total generada por el sistema (Térmica +

Eléctrica); c) 2. Si produce Energía Térmica a partir de un proceso de generación de Energía Eléctrica, la Energía Térmica producida deberá ser mayor (>) al 15% de la Energía. Total generada por el sistema (Térmica + Eléctrica)



mayorista

Ídem al Generador


Venta de excedentes

La Energía Excedente con

Garantía de Potencia puede ser vendida a: a) una comercializadora

que atiende mercado regulado,

sin convocatoria pública, si no existe

vinculación

Participación en la Bolsa de Energía. De tomar esta opción, la

Energía Excedente con Garantía de Potencia deberá considerarse

como inflexible, cumpliendo con la

regulación vigente que se aplica a los Generadores.

Con participación obligatoria en el

Despacho Central y por ende en la Bolsa

de Energía. La Energía Excedente

con Garantía de Potencia deberá

considerarse como inflexible, cumpliendo

con la regulación

Sin acceso al Despacho Central y

por lo tanto sin participación en la

Bolsa de Energía. La Energía Excedente

sin Garantía de Potencia puede ser vendida, a precios

pactados libremente, a los

La Energía Excedente sin Garantía de Potencia será vendida en la Bolsa

de Energía. El tratamiento aplicable a

esta Energía Excedente, en lo que se refiere al

Precio de Oferta y liquidación de la

transacción, será igual al aplicable para la

157




en general







potencia > 20 MW



despacho central



económica entre el comprador y el

vendedor; el precio de venta será única

el Precio en la Bolsa de Energía

en cada una de las horas

correspondientes, menos $ 1.oo por kWh, indexado, b) puede ser ofrecida

a una comercializadora

que atiende mercado regulado, participando en las

convocatorias públicas, según

Resolución CREG-020/96 o la que la

modifique o derogue. En este caso y como está previsto en dicha

Resolución, la adjudicación se

efectúa por mérito de precio, c) puede

ser vendida, a precios libres, a

agentes Comercializadores que destinen dicha

La Energía Excedente

con Garantía de Potencia puede ser

comercializada, según los siguientes

lineamientos: a) puede ser vendida en la Bolsa, b) puede ser vendida siguiendo los mismos lineamientos

indicados en la opción anterior (venta de excedentes con

garantía de potencia < 20 MW sin acceso al Despacho Central, es decir, sin participación

en la Bolsa de Energía.

vigente aplicable.

La Energía Excedente con

Garantía de Potencia puede ser

comercializada, teniendo en cuenta

los mismos lineamientos

indicados en la Opción 2 anterior

para venta de excedentes de

cogeneradores con garantía de potencia

< 20 MW con acceso al despacho

central.

Comercializadores que destinen dicha

energía a la atención exclusiva de Usuarios No Regulados.

generación Inflexible. El Cogenerador que

participe en la Bolsa de Energía con Excedentes, debe registrarse ante el SIC. La participación en

la Bolsa implica el recaudo del Costo

Equivalente en Energía del Cargo por

Confiabilidad (CEE) y el recaudo por parte del ASIC, del impuesto

establecido en Art 81 de la Ley 633 de 2000. El Cogenerador que

participe en la Bolsa de Energía con Excedentes

con Garantía de Potencia, tendrá

categoría de Generador con una Capacidad

Efectiva equivalente a los Excedentes con

Garantía de Potencia que registre ante el SIC.

Se aplicable lo establecido al respecto para los generadores.

158




en general







potencia > 20 MW



despacho central



energía a la atención exclusiva

de Usuarios No Regulados.


Sistemas de Medida

Los sistemas de medición deben permitir el registro de la producción de energía eléctrica, energía térmica y el consumo del combustible, para la evaluación del REE y la producción mínima de energía eléctrica del Cogenerador. Las mediciones deben ser realizadas en los bornes del generador

de energía eléctrica y en los puntos de entrega de la energía térmica (Calor Útil) . Los equipos de medida de energía eléctrica empleados deben cumplir lo establecido en el anexo denominado “Código de Medida.



Energía Firme para Cargo por Confiabilidad de Plantas no Despachadas Centralmente. La ENFICC de las Plantas no Despachadas Centralmente se calculará de acuerdo con el numeral 3.3 del Anexo 3 de esta resolución


Uso del Respaldo. Un Cogenerador usa el servicio de respaldo cuando la potencia eléctrica promedio que toma de la red en una hora cualquiera, es mayor a la Demanda Suplementaria contratada. En caso de no tenerla, ésta se considerará como cero para efectos de la evaluación del uso del

respaldo



Remuneración del respaldo otorgado por el SIN a los cogeneradores: La valoración del respaldo se realizará conforme a lo establecido por la Resolución CREG-097 de 2008 o aquella que la modifique o sustituya, para unidades de cogeneración conectadas a un SDL o STR.




Registro ante el ASIC Ídem al Generador


Registro ante la UPME Ídem al Generador


Registro ante la CREG Ídem al Generador



La regulación le otorga al cogenerador que participa en la bolsa de energía con excedentes de energía con garantía de potencia, la calidad de generador, predicándose de él, las obligaciones y derechos que se derivan de la misma. De tal suerte, cuando quiera que un cogenerador, haya adquirido la calidad de Generador como consecuencia de su participación en la bolsa d energía con excedentes con garantía de potencia, está

llamado a contar con auditoría externa de gestión y resultados.

Obligación de registro Ídem al Generador

159




en general







potencia > 20 MW



despacho central



de fronteras comerciales



Ídem al Generador



operación

Ídem al Generador



Ídem al Generador


160

Tabla 25.Matriz de evaluación de regulaciones para el Productor Marginal


Productor Marginal


Es la persona natural o jurídica que desee utilizar sus propios recursos para producir los bienes y servicios propios del objeto de las empresas de servicio público para sí misma o para una clientela compuesta principalmente por quienes tienen vinculación económica con ella o por sus socios o

miembros o como subproducto de otra actividad principal. Los autogeneradores y cogeneradores son casos particulares de esta categoría.



mayorista No aplica


En el caso de empresas que operen plantas de generación o cogeneración que generen energía en forma marginal o para uso particular, se aplicarán las disposiciones de esta Resolución y las normas pertinentes establecidas en las normas legales vigentes a todos los actos y contratos que celebren

para la venta de energía a terceros a través de la red pública, en exceso de la electricidad que se use en sus propias operaciones, a cambio de cualquier clase de remuneración, o gratuitamente con quienes tengan vinculación económica con ellas, o en cualquier manera que pueda reducir la

libre competencia en el sector eléctrico.


Venta de excedentes

En el caso de empresas que operen plantas de generación o cogeneración que generen energía en forma marginal o para uso particular, se aplicarán las disposiciones de esta Resolución y las normas pertinentes establecidas en las normas legales vigentes a todos los actos y contratos que celebren

para la venta de energía a terceros a través de la red pública, en exceso de la electricidad que se use en sus propias operaciones, a cambio de cualquier clase de remuneración, o gratuitamente con quienes tengan vinculación económica con ellas, o en cualquier manera que pueda reducir la

libre competencia en el sector eléctrico.


Sistemas de Medida

El Código de Medida se desarrolla con base en los principios de eficiencia, adaptabilidad y neutralidad de la prestación del servicio de energía eléctrica establecidos por las Leyes 142 y 143 de 1994. En este se establecen las condiciones técnicas y procedimientos que se aplican a la medición de energía de: los intercambios comerciales en el Sistema Interconectado Nacional, SIN, los intercambios con otros países, las transacciones entre

agentes y las relaciones entre agentes y usuarios.


Participación en el cargo por

confiabilidad No aplica


No aplica


No aplica



Registro ante el ASIC No aplica

161


Productor Marginal


Las personas jurídicas a las que se refiere este artículo, no estarán obligadas a organizarse como empresas de servicios públicos, salvo por orden de una comisión de regulación. En todo caso se sobreentiende que los productores de servicios marginales, independientes o para uso particular de

energía eléctrica están sujetos a lo dispuesto en el artículo 45 de la ley 99 de 1993


No aplica


No aplica


Ídem al Generador



No aplica


operación

No aplica

162

Tabla 26.Matriz de evaluación de regulaciones para plantas no despachadas centralmente y autogeneradores aislados:


Plantas no despachadas centralmente Autogeneradores aislados


Ídem al Generador Persona que produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus

propias necesidades. No usa la red pública para fines distintos al de obtener respaldo del SIN y puede o no, ser el propietario del sistema de generación.


Disposición regulatoria: Resolución CREG 070 de 1998, Núm 1°


energía mayorista

Ídem al Generador





Ídem al Generador



Ídem al Generador



Ídem al Generador


Obligación de registro de fronteras

comerciales

Ídem al Generador



CROM

Ídem al Generador



operación

Ídem al Generador


163

Tabla 27.Matriz de evaluación de autogeneradores con venta de excedentes y generador distribuido

Requisitos de conexión

Procedimiento de conexión para el generador distribuido

Procedimiento simplificado de conexión al STR o SDL < 0,1 MW y Generador Distribuido

(GD)

Procedimiento simplificado de conexión al STR o SDL >

0,1 MW y < 1 MW

Procedimiento conexión al STR o SDL de autogeneradores a < escala o GD, si se incumplen estándares de disponibilidad

Procedimiento conexión al STR o SDL de autogeneradores a >

escala > 1 MW y < 5 MW, o incumplimiento de estándares de

disponibilidad

a) Revisión de disponibilidad de red y diligenciamiento de formato de

solicitud (página web del OR), por parte del autogenerador o

generador distribuido, b) respuesta del OR (5 días hábiles), con

condiciones de conexión, fecha de pruebas y de puesta en operación

(si es aprobada), o justificación técnica de la negación de la

conexión, c) verificación (por el OR) de los parámetros declarados y

realización de pruebas pertinentes (2 días hábiles), d) realización de la conexión por parte del OR (2 días hábiles). Se debe suscribir contrato

de conexión

a) Revisión de disponibilidad de red y realización de estudio de

conexión, por parte del autogenerador, b)

diligenciamiento de formato de solicitud (página web del OR) y

presentación del estudio de conexión, c) respuesta del OR (7 días hábiles), con concepto

sobre la factibilidad de conexión, ofrecimiento del punto de conexión y suscripción del

contrato de conexión, o justificación técnica de la

negación de la conexión, d) firma del contrato de conexión (5 días hábiles siguientes al

resultado de la viabilidad técnica), e) realización de

pruebas pertinentes, coordinación del plan de

pruebas e informe al autogenerador al menos con 48 horas de antelación a la fecha prevista, d) realización de la

conexión por parte del OR . Se debe suscribir contrato de

conexión

a) Revisión de disponibilidad de red y realización de estudio de

conexión, por parte del autogenerador, b) diligenciamiento de formato de solicitud (página web del OR) y presentación del estudio de conexión, c) respuesta del OR

(7 días hábiles), con concepto sobre la factibilidad de conexión,

ofrecimiento del punto de conexión y suscripción del contrato de

conexión, o justificación técnica de la negación de la conexión, d) firma

del contrato de conexión (5 días hábiles siguientes al resultado de la viabilidad técnica), e) realización

de pruebas pertinentes, coordinación del plan de pruebas e informe al autogenerador al menos

con 48 horas de antelación a la fecha prevista, d) realización de la

conexión por parte del OR . Se debe suscribir contrato de conexión

a) Revisión de disponibilidad de red y realización de estudio de conexión,

por parte del autogenerador, b) diligenciamiento de formato de solicitud (página web del OR) y

presentación del estudio de conexión, c) respuesta del OR (7

días hábiles), con concepto sobre la factibilidad de conexión, ofrecimiento del punto de conexión y suscripción

del contrato de conexión, o justificación técnica de la negación de la conexión, d) firma del contrato

de conexión (5 días hábiles siguientes al resultado de la

viabilidad técnica), e) realización de pruebas pertinentes, coordinación del

plan de pruebas e informe al autogenerador al menos con 48 horas de antelación a la fecha prevista, d) realización de la

conexión por parte del OR. Se debe suscribir contrato de conexión

Disposición regulatoria Resolución CREG 121 de 2017,

artículo 9 Resolución CREG 121 de 2017,



artículo 11

164

Tabla 28. Condiciones para la medición de la potencia instalada del generador distribuido

Condiciones

Condiciones para la medición de la potencia instalada del generador distribuido

Condiciones para la medición, potencia instalada < 0,1 MW

Condiciones para la medición, potencia instalada > 0,1 MW y < 1 MW

Condiciones para la medición para generadores distribuidos

Debe cumplir con los requisitos de fronteras de generación del Código de Medida,

exceptuando medidor de respaldo y verificación inicial. Para consumos de energía, se deben cumplir los requisitos mínimos del Código de

Medida, según la condición de usuario regulado o no regulado. La medida de

exportación hace parte de la energía que remunera el STR y SDL. El autogenerador

también puede optar por la instalación de dos medidores conectados de tal forma que uno

registre la importación y otro la exportación. No se requiere la medición horaria, la tele

medición de las lecturas de energía excedentaria ni el registro de la frontera

comercial. Se debe cumplir con las condiciones del Código de Medida.

Debe cumplir con los requisitos de fronteras de generación del Código de Medida, exceptuando medidor de respaldo y verificación inicial. Para

consumos de energía, se deben cumplir los requisitos mínimos del Código de Medida,

según la condición de usuario regulado o no regulado. La medida de exportación hace parte de la energía que remunera el STR y SDL. Se debe cumplir con las condiciones del Código de

Medida.

Los generadores distribuidos deben cumplir con los requisitos de fronteras de generación del Código de Medida, exceptuando medidor de

respaldo y verificación inicial.

Disposición regulatoria

Resolución CREG 121 de 2017, artículo 13

165

Tabla 29.Matriz de evaluación de autogeneradores con venta de excedentes y generador distribuido



Generador distribuido (GD) Autogenerador con venta de excedentes general




Actividad de autogeneración en el SIN. Un agente será

considerado como autogenerador cuando la energía producida para

atender el consumo propio se entregue sin utilizar activos de

uso de distribución y/o transmisión. El autogenerador

podrá utilizar los activos de uso de distribución y/o transmisión

para entregar los excedentes de energía y para el uso de respaldo. Los activos de

generación pueden o no ser propiedad del autogenerador.

Autogeneración. Aquella actividad realizada por personas naturales o

jurídicas que producen energía eléctrica principalmente, para

atender sus propias necesidades.

Disposición regulatoria: Resolución CREG 024 de 2015,

Art 3°

Resolución CREG 030 de 2018, Art 3°


Un autogenerador tiene la categoría de gran escala si la

potencia máxima supera el límite para los autogeneradores a

pequeña escala establecido por la UPME

Autogenerador a pequeña escala, AGPE. Autogenerador con potencia

instalada igual o inferior al límite definido en el artículo primero de la Resolución UPME 281 de 2015 o

aquella que la modifique o sustituya.

Generador distribuido. Persona jurídica que genera energía eléctrica cerca de los centros de consumo, y

está conectado al Sistema de Distribución Local y con potencia instalada menor o igual a 0,1 MW.


Art 2°



Requisitos y condiciones

técnicas

Cuando un usuario que esté conectado a la red quiera

convertirse en autogenerador a gran escala, sólo lo podrá hacer si realiza el proceso de conexión como autogenerador y cumple

las condiciones establecidas para

Estándares técnicos de disponibilidad del sistema en el nivel de tensión 1. Con anterioridad a efectuar una solicitud de conexión de un GD o un AGPE a un SDL en el nivel de tensión 1, el solicitante deberá verificar en la página

web del OR, que la red a la cual desea conectarse tenga disponibilidad y cumpla con los siguientes parámetros: a) la sumatoria de la potencia

instalada de los GD o AGPE que entregan energía a la red debe ser < al 15% de la capacidad nominal del circuito, transformador o subestación

166






este proceso. Es requisito indispensable para acceder al

mercado, que el autogenerador a gran escala instale un equipo de

medición con capacidad para efectuar tele medida, de modo

que permita determinar la energía demandada y entregada hora a hora, de acuerdo con los

requisitos establecidos en el código de medida del código de

redes y el reglamento de distribución.

donde se solicita el punto de conexión b) la cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que entregan energía a la red, cuyo

sistema de producción sea distinto al fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al mismo circuito o transformador en el nivel de tensión 1, no debe superar el 50% de promedio anual de las horas de

mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de la solicitud de conexión, c) la cantidad de energía en una hora que pueden entregar los GD o AGPE que entregan energía a la red, cuyo sistema de

producción sea el fotovoltaico sin capacidad de almacenamiento, conectados al mismo circuito o transformador del nivel de tensión 1, no

debe superar el 50% de promedio anual de las horas de mínima demanda diaria de energía registradas para el año anterior al de la solicitud de

conexión en la franja horaria comprendida entre 6 am y 6 pm, d) en caso de que en el punto de conexión deseado no se cumpla ninguno de los dos

parámetros, se seguirá el proceso de conexión descrito en el artículo 12.


Resolución CREG 024 de 2015, Arts. 4° y 5°



energía mayorista

Ídem al Generador



.

Para el suministro de energía, los precios se acordarán libremente entre las partes conforme a la

regulación aplicable. El autogenerador deberá ser

representado por un comercializador para consumir

energía de la red y podrá celebrar contratos para asegurar

el suministro de energía de su demanda. En ningún caso podrá

ser atendido como usuario regulado y en consecuencia en la liquidación que realiza el ASIC, la

energía consumida por el autogenerador no podrá ser

incluida como parte de la

Los Generadores Distribuidos podrán comercializar su exportación según las siguientes alternativas: a) según lo establecido en el artículo 3 de la Resolución CRG 086/96 , b)

vender de manera directa al comercializador integrado al OR,

quien está obligado a comprarle la energía al GD y se establece una

expresión para el precio de venta de las exportaciones.

167






demanda regulada atendida por el comercializador respectivo.



Disposición regulatoria: Resolución

CREG 030 de 2018

Venta de excedentes

El autogenerador a gran escala que quiera entregar excedentes a

la red deberá ser representado por un generador en el mercado

mayorista, en cuyo caso las partes acordarán libremente las

condiciones de dicha representación. Se aplicarán las condiciones establecidas para

plantas no despachadas centralmente si la potencia

máxima declarada es menor a 20 MW y en caso contrario, las

establecidas para las plantas despachadas centralmente. Para

reportar la energía excedente entregada al SIN, el generador

que represente al autogenerador cumplirá las disposiciones

establecidas en el Reglamento de Operación aplicables a

generadores. Se aplicarán las condiciones de información

establecidas para plantas no despachadas centralmente si la potencia máxima declarada es

menor a 20 MW y en caso contrario, las establecidas para

las plantas despachadas centralmente.

Se entregan excedentes, según las siguientes alternativas: 1. Si no

utiliza FNCER: a) a un comercializador que atiende

mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, si no existe

relación de control entre el comprador y el vendedor: el precio de venta será el precio de bolsa en c/u de las horas correspondientes,

b) a generadores o comercializadores que destinen

dicha energía a la atención exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es

pactado libremente. c) al comercializador integrado con el

OR, quien está obligado a recibir los excedentes ofrecidos. En este caso,

el precio de venta es el precio horario en la bolsa de energía. 2. Si

utiliza FNCER a) a un comercializador que atiende

mercado regulado, directamente sin convocatoria pública, si no existe

relación de control entre el comprador y el vendedor: el precio de venta será el definido según el Artículo 17 de la Resolución. b) a generadores o comercializadores que destinen dicha energía a la

atención exclusiva de usuarios no regulados. En este caso, el precio de venta es pactado libremente.

168








Disposición regulatoria: Resolución

CREG 030 de 2018, Art 16

Sistemas de Medida

Los activos de generación que sean utilizados para atender un

consumo propio, podrán entregar los excedentes únicamente en la frontera de generación asociada

al autogenerador, que deberá corresponder al punto de conexión donde demanda

energía. La frontera de comercialización y la frontera de generación del autogenerador a gran escala deben cumplir con lo

establecido en el código de medida, Resolución CREG 038/2014. Es requisito para acceder al mercado, que el

autogenerador a gran escala instale un equipo de medición

con capacidad para efectuar tele medida, de modo que permita

determinar la energía demandada y entregada hora a

hora, de acuerdo con los requisitos establecidos en el

código de medida y el reglamento de distribución.

AGPE que entrega excedentes debe cumplir con los requisitos para

las fronteras de generación en el Código de Medida, excepto las de i) contar con el medidor de respaldo (art 13 Resolución CREG 038 de

2014), ii) verificación inicial por parte de la firma de verificación (art 23

Resolución CREG 038 de 2014) y iii) reporte de las lecturas de la frontera

comercial al ASIC, si se vende energía al comercializador integrado

con el OR al cual se conecta.

Los GD deben cumplir con los requisitos establecidos para las fronteras de generación en el

Código de Medida, incluidas la obligación de contar con el medidor

de respaldo (art 13 Resolución CREG 038 de 2014) y la

verificación inicial por parte de la firma de verificación (art 23

Resolución CREG 038 de 2014).


Art 3°




El autogenerador que pueda garantizar energía firme adicional a la que requiere para respaldar

su propia demanda, podrá acceder al pago del cargo por

confiabilidad, para lo cual deberá seguir las normas aplicables a

169






los generadores del mercado mayorista establecidas en la

resolución CREG 071 de 2006. Para los autogeneradores que hayan declarado una potencia máxima para la energía que

entrega a la red menor a 20 MW se seguirá lo establecido en la

regulación vigente para las plantas no despachadas

centralmente. La CREG definirá el mecanismo para establecer la

energía firme de autogeneradores con base en la tecnología utilizada para generar

energía, su demanda y su variación.


Art 15°


El autogenerador estará obligado a suscribir un contrato de

respaldo con el OR o transportador al cual se conecte, acorde con las condiciones de la

conexión. El OR o el transportador deberán prestar el

servicio de respaldo a los autogeneradores cuyas plantas se encuentren ubicadas en su

mercado, cuando estos lo requieran. El OR o el

transportador dispondrán de formatos estándar para los

contratos de respaldo y deberán cumplir lo dispuesto en la

Resolución CREG 097/2008. Se entenderá que un autogenerador

usa el servicio de respaldo

170






cuando utiliza la red para consumo en cualquier hora.


Arts. 7° y 8°


Los precios correspondientes al servicio de respaldo se definirán por mutuo acuerdo en el contrato celebrado entre el autogenerador

y el operador de red o transportador.


Art 9°




El procedimiento para el registro de agentes generadores ante el ASIC, se debe realizar según el instructivo y a través del aplicativo "conectados" de X.M. S.A. E.S.P.; Para el registro ante el ASIC de un cogenerador o un autogenerador se debe realizar el mismo procedimiento que una frontera de generación y se debe tener en

cuenta lo establecido en la Resolución CREG 005 de 2010 y 024 de 2015, respectivamente. Adicionalmente se debe registrar una frontera de comercialización asociada al cogenerador o al autogenerador. La potencia

máxima declarada, es la capacidad de energía que un autogenerador declara al CND para entregar energía excedente a la red.



Ídem al Generador



Ídem al Generador


171






Obligación de registro de fronteras

comerciales

Los activos de generación que sean utilizados para atender un

consumo propio, podrán entregar los excedentes únicamente en la frontera de generación asociada

al autogenerador, que deberá corresponder al punto de conexión donde demanda

energía. El agente que represente al autogenerador a gran escala, comercializador o

generador, deberá cumplir con lo establecido en la Resolución

CREG 157/2011, y demás normas que la modifiquen o

complementen, para registrar su frontera de comercialización y su

frontera de generación. En el registro de la frontera de

generación, el representante de la frontera deberá informar el

autogenerador y la planta asociados a la misma.

El comercializador que represente al autogenerador a pequeña escala

deberá cumplir con lo establecido en la Resolución CREG 157 de 2011 y demás normas que la modifiquen o sustituyan, para registrar su frontera de comercialización y su frontera de generación en las condiciones del artículo 14. En el caso de aquellas fronteras que no tengan obligación

de registro en el MEM, el comercializador que representa la frontera deberá informar al SIC los valores de energía consumida y de

energía generada.

Ídem al Generador






CROM

Ídem al Generador



operación

Ídem al Generador



Las condiciones para la conexión al STN serán las contenidas en la Resolución CREG 106 de 2006 y las establecidas en el código de

conexión de la Resolución CREG

172






025 de 1995. Para la conexión a los STR o SDL serán las

contenidas en la Resolución 106 de 2006 y en el numeral 4 del

anexo general de la Resolución CREG 070 de 1998. El contrato

de conexión entre el transmisor o distribuidor y el autogenerador a

gran escala se acordará libremente entre las partes.



173

8.2. Tablas de resultados tecnologías de generación y cogeneración

con residuos de biomasa

Tabla 30. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con turbina de vapor.

Parámetros

Tecnología de turbina de vapor

Contrapresión Condensación Condensación

extracción

Conceptos generales

El vapor se expulsa a presión mayor respecto de

la atmosférica, normalmente en

condiciones de vapor recalentado

El vapor se expulsa a presión menor respecto

de la atmosférica, en condiciones de saturación, o

ligeramente húmedo

Son turbinas de condensación en las que el vapor se extrae en uno o más puntos antes del

final de la expansión

Rango de capacidad Desde 1000 kW (no obstante, de contrapresión se encuentran capacidades de 100 kW)

Los combustibles aptos en general se encuentran calderas para combustibles sólidos, líquidos y gaseosos


Máxima concentración de alquitranes de 5mg/Nm3 Máximo contenido de partículas en el gas combustible de 30 mg/Nm3


(Aplicaciones)

Se aplica con frecuencia, cuando se requiere un

suministro constante de calor (industrias,

comercial), para proveer vapor

Para sistemas de generación de

electricidad en modo de operación standalone

Para sistemas combinados de potencia y calor (cogeneración),

que requieren alta flexibilidad

Adecuada respuesta en minutos en relación encendido apagado Disponibilidad del 100%


Arranque lento (1hora- 1día) Vida útil larga

Eficiencia

Eficiencia eléctrica 5-30% La eficiencia global de turbinas de vapor dependen de a) la velocidad de entrada

del vapor (depende de la temperatura y la presión), b) ángulo de las aspas de guía, c) ángulo de las aspas en el rotor, c) radio del rotor


Emisiones típicas de 0,82kg/Mwh Nivel de ruido moderado alto (requieren de edificación cerrada)

Nivel de flexibilidad de operación

Intervalos de mantenimiento después de cada 50 000 horas de operación

Cogeneración

En el mercado existe una amplia gama de potencias para turbinas industriales adaptables a la cogeneración, que van desde 1 MW, o incluso menos, hasta 300

MW, o incluso mayores, para grandes equipos de cogeneración de ciclo combinado

El calor de condensación podrá recuperarse a

temperaturas superiores a los 100°C, en función de la

presión de expulsión

El calor de condensación podrá recuperarse a un nivel térmico por debajo

de los 100°C

Proporcionan vapor y en consecuencia calor

recuperable de condensación a distintos

niveles térmicos

Tecnología Tecnología comercial con alta madurez tecnológica

Costos Rango de costos de inversión e instalación entre 780-950 E/kWe

Área requerida menor a 0,01m2/kW Rango de costo de operación y mantenimiento de 0,004 E/kWe

174

Tabla 31. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con turbina de gas.

Parámetros Tecnología de turbina de gas

Turbina de gas, gas Turbina de gas, líquido

Conceptos generales

Rango de capacidad 100 kW - 10 MW; (500 kW - 250 MW) [TVs]

Rango de capacidad 100 kW - 10 MW

Funciona con casi cualquier combustible líquido o gas puede ser quemado sin modificación importante de la turbina


Generalmente opera con biogás Máxima concentración de alquitranes de

5mg/Nm3 Máximo contenido de partículas en el gas

combustible de 30mg/Nm3 Presión de trabajo entre 8,5-35 bar

Generalmente opera con biodiesel Presión de trabajo entre 8,5-35 bar


Filtro de partículas Alta sensibilidad a la humedad

Si bien por largos periodos se han utilizado para operación con cargas pico, con los cambios en la industria y avances en la tecnología, han sido también empleadas para generación de

carga base [TVs] Buena respuesta encendido apagado (1min)

Disponibilidad 90-98% Confiabilidad alta (40%, LVH)

Aplicable a cogeneración, cuando las necesidades de vapor son importantes (10

ton/h)


Disponibilidad alta Tiempo de arranque entre 10 min – 1 hora

Parámetros de operación

Temperatura de gases al motor térmico 650- 1100 °C

Consumo específico de combustible de 0,4 lb/hP

Eficiencia Rango típico de eficiencia eléctrica del 22-36 %

Los factores de eficiencia se relacionan directamente con la temperatura máxima que puede ser tolerada

Aspectos ambientales Emisiones de NOx típicas de 0,14-1,82 kg/MWh

Nivel de ruido con frecuencia relativamente alta, fácil de atenuar en espacio cerrado Los productos de la combustión inherentemente más limpios


Intervalos de mantenimiento después de cada 30 000 - 50 000 horas de operación

Gases de escape Temperatura aprovechable de 260.595 °C

Cogeneración Los gases de escape a alrededor de 500°C, apto para producir vapor de recuperación, calor de

exosto de alta calidad que puede ser usado para configuraciones de cogeneración Alcanza eficiencias (electricidad y energía útil) del 70 al 80%

Tecnología Tecnología comercial con alta madurez tecnológica

Costos

Rango de costo de inversión e instalación de 670-860 E/kWe Área requerida de entre 0,0002-0,008 m2/kW

Rango de costos de operación y mantenimiento entre 0,002-0,008 E/kWe

Alto costo, por volúmenes de producción, menores que motores reciprocantes

Son rentables a partir de determinados tamaños y número de horas de

funcionamiento, demanda continua de calor Apto para participar en mercados energéticos

debido a la elevada y estable velocidad de giro, lo cual permite un buen control de la

frecuencia de la red

Alto costo, por volúmenes de producción, menores que motores reciprocantes

175

Tabla 32. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con microturbina de gas.

Parámetros Tecnología de microturbinas de gas

Microturbinas de gas, gas Microturbinas de gas, líquido

Conceptos generales

Rango de capacidad de entre 25-200kW De los combustibles aptos, se consideran combustibles como biogás pueden usarse con

adaptación del motor (alimentación, relación de compresión)


Generalmente opera con biogás Máxima concentración de alquitranes de

5mg/Nm3 Máximo contenido de partículas en el gas

combustible de 30mg/Nm3 Presión de trabajo entre 0,3-0,7 bar

Generalmente opera con biodiesel Presión de trabajo entre 0,3-0,7 bar


Filtro de partículas Alta sensibilidad a la humedad

Buena respuesta encendido apagado Disponibilidad 90-98%


Arranque rápido de 60 segundos

Eficiencia

Rango típico de eficiencia eléctrica de 22-30% Eficiencia global típica de 27-30%

Los factores de eficiencia se relacionan directamente con la temperatura máxima que puede ser tolerada


Emisiones típicas de NOx de entre 0,18-1 kg/MWh Nivel de ruido entre moderado y alto (requiere de edificación cerrada)

Los productos de la combustión inherentemente más limpios


Intervalos de mantenimiento después de cada 30000-50000 horas de operación

Gases de escape Temperatura aprovechable de entre 205-345 °C

Tecnología Tecnología con madurez tecnológica en transición

y sin madurez comercial


Área requerida entre 0,014- 0,14 m2/kW Rango de costos de operación y mantenimiento entre 0,002-0,008 E/kWe

Tabla 33. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos combinados.

Parámetros Tecnología de ciclos combinados


Generalmente usa biogás o biodiesel La máxima concentración de alquitranes es de 5 mg//Nm3

El máximo contenido de partículas en el gas combustible es de 30 mg//Nm3 Presión entre 8,5-35 bar


Utiliza filtro de partículas Es altamente sensible la humedad

Respuesta de encendido apagado buena (1 min) Disponibilidad entre 90-98 %


Tiempo de arranque entre 10 min- 1 hora

Eficiencia Rango típico de eficiencia eléctrica entre 45-60 %

Aspectos ambientales Emisiones típicas de NOx de entre 0,14-1,82 kg/MWh


Intervalos de mantenimiento después de cada 30000-50000 horas de operación

Gases de escape Temperatura aprovechable entre 260-595 °C


Área requerida entre 0,002-0,06 m27kW Rango de costos de operación y mantenimiento entre 0,002-0,008 E/kWe

176

Tabla 34. Matriz de evaluación de tecnologías de ciclos con motor reciprocante.

Parámetros Tecnología de motores reciprocantes

Motor reciprocante a gas Motor reciprocante líquido Conceptos generales

Fases del ciclo a) admisión, b) Compresión, c) Expansión, d) escape Rango de capacidad 5 - 100) kW


Funciona generalmente con biogás Máxima concentración de alquitranes

entre 10-100 mg//Nm3 Máximo contenido de partículas en el

gas combustible 50 mg//Nm3 (con tamaños entre 3 y 10 μm Presión entre 0,07-3 bar

Funciona generalmente con biodiesel


Requiere filtro de partículas Combustible altamente sensible a humedad

Relación encendido apagado con buena respuesta en segundos

Disponibilidad entre 92-97% Aplicaciones para industrias con

requerimiento de energía térmica de calidad media baja


Disponibilidad del 95% Arranque rápido en 10 segundos Vida útil cercana a 80000 horas

Arranque rápido en cuestión de segundos

Eficiencia

Rango típico de eficiencia eléctrica entre 22-45 %

Su eficiencia a carga parcial se reduce muy poco, respecto de turbinas de gas

o de vapor

La eficiencia eléctrica en motores Otto es del 35 % y la total del 80 %

Eficiencia global típica entre 32-38 % En un proceso termodinámico idealizado, un motor de combustión debería estar

apto para lograr una eficiencia mayor del 60%


Emisiones típicas de NOx de 1 - 12,7 Kg/MWh

Nivel de ruido moderad a alto (requiere edificación cerrada)


Intervalos de mantenimiento cada 40000 horas o anual

Gases de escape Temperatura aprovechable entre 160-

250 °C

Cogeneración

Apta para cogeneración con corrientes de calor: gases de escape (400°C),

agua de enfriamiento y de refrigeración (80°C)

El calor de los gases es de cerca de 50% del total; todas las corrientes

pueden producir agua caliente

Costos

Rango de costos de inversión e instalación entre 780-1480 E/kWe

Área requerida entre 0,02-0,03 m2/kW

Rango de costos de operación y mantenimiento entre 0,01-0,02

USD/kWh

177

Tabla 35. Matriz de evaluación de tecnologías de motores de encendido por chispa

Parámetros

Tecnologías de motores de encendido por chispa

Motores encendidos por chispa, enfriamiento con líquido

Motores encendidos por chispa, enfriamiento con aire

Conceptos generales

Las fases del ciclo son a) admisión, b) Compresión, c) Expansión, d) escape

Rango de capacidad :disponibilidad motores Otto, hasta 4 MW

Rango de capacidad en particular para uso con capacidades del orden

de 10 KW Combustibles aptos: La

disponibilidad inmediata de gasolina hace innecesario abastecerse de

grandes cantidades Las maquinas operan bien con

combustible gaseoso, pero requieren reducir la capacidad

El combustible gaseoso deja pocos depósitos y la vida útil se

incrementa de manera notoria


´Generalidades: Si no se proporciona combustible limpio y

fresco, resultara en una obstrucción del carburador

Máxima concentración de alquitranes de 10-100 mg/Nm3


En cuanto a la confiabilidad, una de las causas más frecuentes de falla, consiste en el combustible sucio o

degradado


Requerimientos de enfriamiento: El incremento de presiones y temperaturas ocasiona intercambiadores de calor de

menor tamaño y costo

Requerimientos de mantenimiento: Demanda cambios continuos de

aceites (en algunos casos del orden de cada 25 horas)

Requiere frecuente monitoreo del nivel de aceite

Los motores de 2 tiempos son comunes para capacidades del orden de 800 vatios, son simples, no requieren de válvulas ni árbol de levas, alta relación

peso potencia, tienen alto consumo de combustible, alto nivel de suciedad y bajo costo

Los motores de 4 tiempos el sistema de lubricación está separado del combustible, no se mezclan , requieren de válvulas y de árbol de levas, dan un

quemado de combustible más limpio y eficiente

Eficiencia En un proceso termodinámico idealizado, un motor de combustión debería estar

apto para lograr una eficiencia mayor del 60%


Alto rendimiento y cumplimiento de las más estrictas regulaciones ambientales Los carburadores se han reemplazado

por inyección electrónica; mejor desempeño y emisiones

Niveles de ruido de 3 a 5 dBA. Debido a la carencia de una camisa

de agua para absorber el ruido

Cogeneración La energía térmica del sistema de enfriamiento proporciona un medio efectivo para recuperación de calor

Temperatura de operación del aceite lubricante, mayor respecto

del motor enfriado por agua (275°F)

178

Tabla 36. Matriz de evaluación de tecnologías de motores Diesel

Parámetros

Tecnología de motores Diesel

Motores Diesel enfriados por líquido

Motores enfriados por líquido

Motores Diesel enfriados con aire

Conceptos generales

Motores diesel usan el calor de compresión para

causar la ignición del combustible

Fases del ciclo a) admisión, b) Compresión, c) Expansión, d) escape

Los combustibles aptos son una variedad de

combustibles líquidos y gaseosos, con alta

eficiencia


Máxima concentración de alquitranes entre 10-100 mg/Nm3 Presión de trabajo menor a 0,35 bar


Disponibilidad del combustible entre 90-

95%

Disponibilidad del combustible entre 90-

95% Confiabilidad: Sistema

menos propenso a fallar durante catástrofes, por

su capacidad independiente

Ha demostrado ser más confiable, bajo

condiciones de trabajo pesado



Vida útil: Cuanto más pesado sea el factor de

carga, menor será la vida útil


Requerimientos de mantenimiento: Sin

radiador, bomba de agua, mangueras ni líquido refrigerante, menos

mantenimiento

Eficiencia

Rango típico de eficiencia térmica cercana al 40 %

La eficiencia térmica de motores de combustión interna se relaciona con

la proporción de compresión

El incremento en eficiencia se traduce en

economía de combustible de un 40% mayor que

ignición por chispa

En un proceso termodinámico idealizado, un motor de combustión debería estar apto para lograr una eficiencia mayor del 60%


Emisiones típicas de NOx de 1,36-15 kg/MWh Nivel de ruido moderado

a alto (requiere de edificación cerrada)

Nivel de ruido moderado a alto (requiere de

edificación cerrada)

Emisiones típicas de NOx de 1,36-15 kg/MWh


Intervalos de mantenimiento anuales

Intervalos de

mantenimiento anuales

Gases de escape Temperatura Temperatura

179

Parámetros

Tecnología de motores Diesel

Motores Diesel enfriados por líquido


Motores Diesel enfriados con aire

aprovechable entre 82-480 °C

aprovechable entre 82-480 °C

Cogeneración

Con sistemas de este tipo, es posible recuperar de un 80 a un 85% de la

energía

Presenta dificultades para capturar el calor de

desecho

Costos

Rango de costos de inversión e instalación entre 780-1480 E/kWe Área requerida de0,02

m2/kW Rango de costos de

operación y mantenimiento de

0,0015-0,007 E/kWe

Rango de costos de inversión e instalación entre 780-1480 E/kWe Área requerida de0,02

m2/kW Rango de costos de

operación y mantenimiento de

0,0015-0,007 E/kWe

180

Tabla 37. Ventajas de cada tecnología de generación en ciclos de vapor, gas, microturbinas y combinados.

Tecnología

Ciclo turbina de vapor Ciclo turbina de gas Ciclo de microturbina

Ciclo combinado Contrapresión Condensación

Condensación con extracción

Ciclo de turbina de gas, gas

Ciclo de turbina de gas, líquido

Ciclo de microturbina de gas,

gas

Ciclo de microturbina de gas, líquido

Ve

nta

jas

Alta confiabilidad

Alta confiabilidad, por la simpleza del

movimiento giratoria de la

turbina de gas y la contaminación mínima de la

lubricación del motor

Alta confiabilidad

Las calderas están disponibles para cualquier combustible; la relación calor trabajo puede ser

modificada

Respuesta superior a las corrientes continuas de carga

Amplio intervalo de potencias,

elevado tiempo de uso





Excelente regulación de frecuencia de estado estable

Excelente regulación de frecuencia de estado estable

Configuración muy simple,

alta eficiencia ya que no

rechaza calor en el proceso

de condensación

Puede ser empleada para

grandes cantidades de generación de

electricidad

Puede ser empleada para

grandes cantidades de generación de

electricidad

Capacidad de uso de multicombustible, o combustible dual

Costo relativamente

bajo en comparación con la turbina de extracción

Turbina flexible, con la posibilidad

de regular la salida, ante

cambios de los requerimientos

Turbina flexible, con la posibilidad de

regular la salida, ante

cambios de los requerimientos

Calor útil a temperatura

elevada (600°C), alta

relación potencia/peso

, costo de inversión

181

Tecnología






Ciclo de microturbina de gas,

gas

Ciclo de microturbina de gas, líquido

relativamente bajo

Requiere poca o ninguna

cantidad de agua

No requiere agua, ni otro

fluido de refrigeración

182

Continuación de la tabla 37. Ventajas de cada tecnología de generación en motores reciprocantes, motores

encendidos por chispa y motores diesel.

Tecnología

Ciclo de motor reciprocante Motores encendidos por chispa Motores diesel

Ciclo de motor reciprocante gas

Ciclo de motor reciprocante

líquido

Motores encendidos por chispa,

enfriamiento líquido


enfriamiento con aire

Motores diesel enfriados por

líquido



aire

Ve

nta

jas

La principal ventaja de las

maquinas Otto es el rápido

encendido (del orden de

segundos) (10-15 ser)

Puede operar con menores rangos de

compresión y menores presiones de encendido

Simplicidad. No requiere de radiador, bomba de

agua o mangueras. Ignición integrada al

motor

Nuevos desarrollos han reducido los tamaños y pesos de los motores

diesel

Sin radiador, bomba de agua,

mangueras ni líquido

refrigerante, menos

mantenimiento

Por lo anterior, es apto para procesos discontinuos. Son

robustos, tecnología sencilla,

relativa baja inversión

La baja presión reduce el precio de todos los

componentes, permitiendo mayor velocidad del motor

Flexibilidad. Uso en una amplia variedad de

aplicaciones

Se ha incrementado su potencia, confiabilidad y

economía de combustible

Por el uso de diesel, se reduce

la cantidad de combustible, que

es de manejo seguro

Su eficiencia a carga parcial se

reduce muy poco, respecto de

turbinas de gas o de vapor

Por menor presión de encendido, nivel bajo de ruido de combustión y

menor velocidad torsional

Por su rápido calentamiento y alta

temperatura de operación, menos

sedimento en aceite de lubricación

Se puede adaptar para recuperar la mayoría del

calor de operación, incrementando la

eficiencia

Por su sencillez y confiabilidad

puede emplearse para diferentes

aplicaciones

Disponibilidad del 95%, bastante fiable, equipos

modulares, menos problemas de operación en

paralelo

Responde bien al turbocargue para lograr

una producción incrementada, amplio rango de velocidades

Temperatura de operación del aceite

lubricante, mayor respecto del motor

enfriado por agua (275°F)

Las altas temperaturas de

operación, reducen el

desgaste del cilindro, pistón y

anillos

183

Tecnología



Ciclo de motor reciprocante

líquido




enfriamiento con aire


líquido



aire

Aceptan gas relativamente

sucio, pero con unos límites

establecidos por los fabricantes,

facilidad de mantenimiento

Con la tecnología, el motor opera a

temperaturas y presiones mucho más altas,

incrementándose la

Acepta su capacidad de

carga completa, más rápido que

motores enfriados con líquidos

Flexibilidad de funcionamiento,

permite responder casi

instantáneamente a variaciones de

potencia

Con el advenimiento de combustibles sin plomo, mayores intervalos de

mantenimiento

Menos propensos a fallas por

vibración; requiere menos aire de enfriamiento

184

Tabla 38. Desventajas de cada tecnología de generación en ciclos de vapor, gas, microturbinas y combinados.

Tecnología






Ciclo de microturbina de

gas, gas


gas, líquido

Desven

taja

s

Elevada relación calor/trabajo



Alto costo por aleaciones requeridas para soportar altas temperaturas; a cierto rango de potencias, escasa

disponibilidad

Alto costo por aleaciones requeridas para soportar altas temperaturas

Alto costo de inversión



Alto consumo especifico de combustible (mayor que en motores reciprocantes), requiere suministro

de gas a presión

Alto consumo especifico de combustible (mayor que en motores reciprocantes)

Lenta puesta en marcha



Sensibilidad a condiciones ambientales

(temperatura y presión), mayor

respecto de motores

Sensibilidad a condiciones ambientales

(temperatura y presión), mayor

respecto de motores

Eficiencia eléctrica limitada



Personal especializado y calificado para todo tipo de servicio técnico

Personal especializado y calificado para todo tipo de servicio técnico

Altamente inflexible; la salida no es regulable, pues no permite

cambiar la presión ni temperatura de vapor en la turbina

El rechazo de calor en el proceso de

condensación, reduce la

eficiencia global del sistema

El rechazo de calor en el proceso de

condensación, reduce la

eficiencia global del sistema

Operación continúa a baja carga, pero con

un bajo rendimiento. Requieren de

combustible sin humedad

Altos costos de operación para aplicaciones de pequeña escala



Opera mejor, con carga constante

Alto número de componentes

auxiliares,

Alto número de componentes

auxiliares,

185

Tecnología







gas, gas


gas, líquido requiere una configuración

compleja

requiere una configuración

compleja

La carga térmica define el flujo de

masa de vapor, lo que hace difícil

cambiar el valor de salida

Otros métodos para regular la

salida, reducen la eficiencia en general del

sistema

186

Continuación de la tabla 38. Desventajas de cada tecnología de generación en motores reciprocantes, motores

encendidos por chispa y motores diesel.

Tecnología



Ciclo de motor reciprocante líquido



Motores encendidos por

chispa, enfriamiento con

aire


líquido


Motores diesel enfriados por aire

De

sven

taja

s

Baja eficiencia térmica, deben ser refrigerados aun si no se aprovecha el

calor residual

El motor Otto requiere de utilizar sistemas de

enfriamiento

Menor respuesta para gobierno y manejo (curva de torsión

plana), que el reencendido por

compresión

En general presenta mayor ruido

respecto del sistema enfriado por agua. 3

a 5 dBA

Nivel de ruido mayor debido a la eliminación de la porción secundaria del sistema de enfriamiento

Altas emisiones, costo de

mantenimiento elevado, baja

relación potencia peso (respecto de

las turbinas de gas)

También tiene baja relación peso potencia

Alta producción en un paquete pequeño y

ligero, habilidad para encender en frio

La mayoría de los plantas de menos de

10 kW, operan a 3600 RPM, por lo cual es mayor el

ruido

Presenta dificultades para

capturar el calor de desecho

Dificultad de aprovechamiento del calor (no existe una

única fuente de energía térmica, sino

hasta 4)

El motor Otto presenta vibraciones y ruidos

Capacidad para operar en todo tipo de

condiciones ambientales

Por su sistema integral de

enfriamiento, es difícil desalojar el

aire de enfriamiento calentado

Poca flexibilidad en el sistema de enfriamiento para invertir el flujo de

aire

Altos costos de mantenimiento

Relativamente barato y acepta de manera

exitosa el tratamiento severo, respecto del

combustible

Difícil uso de calentadores para

mantener la temperatura en

arranques rápidos en bajas

temperaturas

Respecto de economía de

combustible, no puede competir con el motor

187

Tecnología



Ciclo de motor reciprocante líquido



Motores encendidos por

chispa, enfriamiento con

aire


líquido


Motores diesel enfriados por aire

de encendido por compresión

Evaluación técnica, económica y ambiental de alternativas ...

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