Proyecto de Grado Manuel Alejandro Diaz

PROYECTO FIN DE CARRERA

Presentado a

LA UNIVERSIDAD DE LOS ANDES FACULTAD DE INGENIERÍA

DEPARTAMENTO DE INGENIERÍA ELÉCTRICA Y ELECTRÓNICA

Para obtener el título de

INGENIERO ELÉCTRICO

por

Manuel Alejandro Díaz Duarte

FACTIBILIDAD Y DISEÑO BÁSICO DE GENERACIÓN

ELÉCTRICA CENTRALIZADA A PARTIR DE CULTIVO DE BIOMASA A BASE DE RIEGO CON AGUA PRODUCIDA

Sustentado el día mes de año frente al jurado:

Composición del jurado

- Asesor: Mario Alberto Ríos, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

- Jurado: Gustavo Andrés Ramos, Profesor Asociado, Universidad de Los Andes

FACTIBILIDAD Y DISEÑO BÁSICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA CENTRALIZADA A PARTIR DE CULTIVO DE BIOMASA A BASE DE RIEGO CON AGUA PRODUCIDA

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CONTENIDO: RESUMEN............................................................................................................................... 5 1 INTRODUCCIÓN ...................................................................................................... 6

2 OBJETIVOS ............................................................................................................... 6 2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................................... 6

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ....................................................................................... 7

2.3 ALCANCE Y PRODUCTOS FINALES ....................................................................... 7 3 MARCO TEÓRICO Y NORMATIVO .......................................................................... 8 3.1 MARCO TEÓRICO .................................................................................................... 8

3.2 MARCO NORMATIVO .............................................................................................. 9

4 CARACTERIZACIÓN Y DISEÑO BASICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE UN PROYECTO REAL .................................................................................................. 11

4.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS ELÉCTRICAS ............................................ 13

4.2 CRITERIOS DE DISEÑO CONCEPTUAL - BÁSICO................................................ 15

4.3 ALTERNATIVAS PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA ...................................... 16

4.4 COSTOS DE CAPITAL ............................................................................................ 26

4.5 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO ................................................... 27

4.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN ....................... 28 5 INTEGRACIÓN Y OPERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PRODUCIDA CON

BIOCOMBUSTIBLE EN EL SISTEMA DE POTENCIA ........................................... 29

5.1 CULTIVO DE BIOMASA ......................................................................................... 29

5.2 PROCESOS DE TRANSFORMACIÓN ..................................................................... 30 5.3 PRODUCTOS FINALES .......................................................................................... 30

5.4 CARACTERIZACIÓN Y ALTERNATIVAS DEL CULTIVO PARA UN PROYECTO REAL....................................................................................................................... 31

5.5 CAÑA DE AZÚCAR ................................................................................................. 31

5.6 PASTO DE ELEFANTE ........................................................................................... 38

6 ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA Y OPERACIONAL DEL PROYECTO ............................................................................................................. 42

6.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA .................................................................................. 43

6.2 EVALUACIÓN TÉCNICA ........................................................................................ 45

6.3 EVALUACIÓN OPERATIVA ................................................................................... 45

7 ANÁLISIS DE RESULTADOS ................................................................................. 46

7.1 VENTA DE BIOCOMBUSTIBLE ............................................................................. 46

7.2 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA COMBINADA BIOCOMBUSTIBLE-DIESEL ................................................................................................................... 47

7.3 CONSIDERACIONES A FUTURO ........................................................................... 48 8 CONCLUSIONES .................................................................................................... 48

9 REFERENCIAS ....................................................................................................... 50

10 ANEXOS .................................................................................................................. 52


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LISTA DE FIGURAS: Figura 1. Esquema de áreas para el manejo de aguas producidas por medio del sistema de osmosis inversa. .................................................................................................................... 12 Figura 2. Producción de agua en el horizonte del proyecto.................................................. 12 Figura 3. Demanda de energía del proyecto. ........................................................................ 14 Figura 4. Diagrama unifilar generación localizada CPF2. ................................................... 17 Figura 5. Diagrama unifilar generación localizada CPF1. ................................................... 18 Figura 6. Diagrama unifilar generación localizada Plantas RO. .......................................... 20 Figura 7. Diagrama unifilar generación centralizada. .......................................................... 23 Figura 8. Consumo de barriles por día de Diesel para el periodo de estudio generación centralizada. .......................................................................................................................... 25 Figura 9. Costos de capital, alternativas de generación. ....................................................... 26 Figura 10. Costos de operación y mantenimiento, alternativas de generación..................... 27 Figura 11. Resumen Costos, alternativas de generación. ..................................................... 28 Figura 12. Balance energético para diferentes materias primas (BTU/Ha). Tomado de Coordinación del desarrollo sostenible de los biocombustibles, Ministerios Minas y Energía, Coordinación Nacional de Biocombustibles, Infante 2010. .................................. 29 Figura 13. Consumo de biocombustible a base de Caña de Azúcar. .................................... 34 Figura 14. Resultado de producción, Caña de Azúcar. ........................................................ 35 Figura 15. Consumo de biocombustible a base de Pasto de Elefante................................... 39 Figura 16. Resultado de producción, Pasto de Elefante. ...................................................... 40

LISTA DE TABLAS: Tabla 1. Requerimiento de potencia por área para el tratamiento y riego de agua producida del proyecto, fase 1. .............................................................................................................. 13 Tabla 2. Requerimiento de potencia por área para el tratamiento y riego de agua producida del proyecto, fase proyectada. .............................................................................................. 14 Tabla 3. Dimensionamiento y capacidad de generación CPF2. ........................................... 17 Tabla 4. Dimensionamiento y capacidad de generación CPF1. ........................................... 19 Tabla 5. Dimensionamiento y capacidad de generación RO. ............................................... 21 Tabla 6. Ventajas y desventajas, generación local ............................................................... 21 Tabla 7. Riesgos e incertidumbres, generación local. .......................................................... 22 Tabla 8. Indicadores de consumo de combustible. ............................................................... 22 Tabla 9. Consumo de barriles por día de Diesel para el periodo de estudio generación local. .............................................................................................................................................. 22 Tabla 10. Dimensionamiento y capacidad de generación Centralizada.. ............................. 24 Tabla 11. Ventajas y desventajas, generación centralizada. ................................................. 24 Tabla 12. Riesgos e incertidumbres, generación centralizada. ............................................. 25 Tabla 13. Resumen Costos, alternativas de generación........................................................ 28 Tabla 14. Productos Finales de Segunda Generación, Procesos y Estado Actual. Tomado de 1st to second generation biofuel IEA, 2008. ......................................................................... 30


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Tabla 15. Características del clima y del terreno para un proyecto real. .............................. 31 Tabla 16. Características del cultivo de Caña de Azúcar [15]. ............................................. 32 Tabla 17. Rendimiento de producción de biocombustible para Caña de Azúcar [15]. ........ 33 Tabla 18. Energía a partir de bagazo [15]. ........................................................................... 33 Tabla 19. Producción de energía de vinazas de miel pobre [15]. ......................................... 33 Tabla 20. Reducciones de CO2 en tCO2/ha, Caña de Azúcar [15]. ...................................... 33 Tabla 21. Calculo del consumo de gal/kWh, Caña de Azúcar. ............................................ 34 Tabla 22. Toneladas cosechadas por hectárea en un año, Caña de Azúcar. ......................... 35 Tabla 23. Costos de capital cultivo de Caña de Azúcar. ...................................................... 36 Tabla 24. Requerimientos de mano de obra en días-hombre por hectárea, Caña de Azúcar [15]. ...................................................................................................................................... 37 Tabla 25. Resumen de costos, Caña de Azúcar. ................................................................... 37 Tabla 26. Características del cultivo de Pasto de Elefante [16]. .......................................... 38 Tabla 27. Calculo del consumo de gal/kWh, Pasto de Elefante. .......................................... 39 Tabla 28. Costos de capital cultivo de Pasto de Elefante. .................................................... 41 Tabla 29. Resumen costos, Pasto de Elefante. ..................................................................... 42 Tabla 30. Costo total alternativas de generación eléctrica. .................................................. 43 Tabla 31. Costo total alternativas de cultivo. ....................................................................... 44 Tabla 32.Producción de biocombustibles alternativas seleccionadas. ................................. 46 Tabla 33. Costos de producción de un barril de biocombustible. ........................................ 46 Tabla 34. Arreglo de generadores, generación combinada Diesel-Caña de azúcar. ............ 47 Tabla 35. Arreglo de generadores, generación combinada Diesel-Pasto de Elefante. ......... 47 Tabla 36. Factibilidad. .......................................................................................................... 47 Tabla 37. Normativa sobre Alcohol Carburante y Biodiesel en Colombia. ......................... 55


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RESUMEN

Este documento presenta un estudio de factibilidad de la implementación de un centro de generación de energía eléctrica a partir de biomasa. Esta biomasa es producida en cultivos energéticos cuyo riego es a base de agua producida o agua procedente del proceso de producción de crudo. Se establece la oferta de agua producida por parte de la empresa productora en el proceso de separación de crudo y agua, se caracteriza la demanda de energía eléctrica de la empresa, se presenta la legislación vigente para proyectos de energías renovables y se dimensiona el centro de generación eléctrica. Para el estudio se consideró aspectos técnicos y ambientales que permitan al proyecto calificar como un mecanismo de desarrollo limpio. Por último se presenta la evaluación técnica, económica y ambiental del proyecto para el análisis de viabilidad.


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1 INTRODUCCIÓN Dentro del proceso de explotación de recursos naturales como lo es la minería, extracción de crudo y producción de gas, se requiere un suministro de energía eléctrica el cual debe ser optimo eficiente y que cumpla con la potencia necesaria para poder alimentar los diferentes elementos eléctricos que se requieren para el proceso. Por otro lado, como resultado de esta explotación de recursos se produce agua altamente contaminada debido a los procesos de separación los cuales incluyen químicos tóxicos. Este tema ha tenido una mayor participación e importancia en el país debido al incremento y desarrollo de proyectos de expansión en el sector energético. Las empresas explotadoras de recursos naturales están ampliando los sistemas de tratamiento de agua con el fin de descontaminar al máximo sus fluidos para reutilizar el agua y cumplir con las licencias ambientales aplicables, obteniendo como consecuencia un gasto adicional de energía por tratamiento de agua. Una posible solución para contrarrestar este gasto de energía es la descontaminación total del agua para utilizarla en riego y producir biocombustible, el cual será utilizado como fuente de energía. Para esto se requiere hacer un estudio de factibilidad para evaluar la viabilidad de realizar este proyecto de desarrollo sostenible. Dentro de este estudio se incluye un estudio técnico del sistema eléctrico que se propone, como también un análisis económico y de operación.

2 OBJETIVOS

2.1 OBJETIVO GENERAL Hacer un estudio de factibilidad para evaluar la viabilidad de una solución energética mediante la utilización de biomasa como combustible a partir de riego con agua tratada. Realizar un diseño conceptual y básico de un sistema eléctrico típico mediante generación centralizada para la alimentación de una planta de tratamiento de agua que contemple todas las cargas que se requieren, la evolución de la demanda en las diferentes etapas del proyecto y que cumpla las normas nacionales e internacionales en su diseño. Realizar un estudio acerca de la producción de biocombustible a base de diferentes cultivos de materia orgánica.


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2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS Revisar y analizar el estado del arte del cultivo y riego de materia orgánica, como el proceso para la transformación en biomasa. Revisar y analizar el estado del arte de los diferentes generadores eléctricos cuya tecnología funcione con combustible Diesel y biocombustible, especificando sus características principales. Realizar un análisis detallado de las propiedades de los diferentes combustibles y biocombustibles para las diferentes alternativas de generación. Describir y especificar a nivel básico las cargas típicas eléctricas necesarias para el proceso de tratamiento de agua. Se diseñara a nivel conceptual y básico el modelo eléctrico de un campo para tratamiento de agua al cual se le diseñará el suministro de la energía eléctrica requerida. Se verificará que el suministro de energía cumpla con todos los parámetros de calidad, seguridad, mantenimiento y operación que aplican bajo las normas nacionales e internacionales. Definir el desarrollo de generación eléctrica a lo largo del proyecto hasta el punto de equilibrio de producción de energía eléctrica, teniendo en cuenta la relación entre la potencia producida y el área cultivada. Evaluar económicamente, tanto en costos de capital como en costos de operación y mantenimiento el proyecto para verificar su viabilidad y eficiencia en el horizonte del caso de estudio. Realizar un estudio de factibilidad técnica, económica y operacional del proyecto

2.3 ALCANCE Y PRODUCTOS FINALES De acuerdo al estudio técnico y económico se requiere evaluar un caso de aplicación construido introduciendo los datos reales con el fin de poder estudiar la viabilidad de realizar un proceso energético sostenible como el planteado.


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3 MARCO TEÓRICO Y NORMATIVO

3.1 MARCO TEÓRICO

3.1.1 Biomasa

La biomasa es una materia orgánica originada en un proceso biológico, espontaneo o provocado, utilizable como fuente de energía1. Existen varios tipos de biomasa, dependiendo del origen y de las sustancias utilizadas en su proceso; biomasa de origen vegetal la cual procede de plantas en general como troncos, ramas, tallos, frutos, restos y residuos vegetales, residuos industriales, basuras municipales, etc. Biomasa animal, obtenida a partir de sustancias de origen animal como grasas, restos, excrementos, etc. La biomasa está constituida por una sustancia llamada celulosa que a su vez contiene glucosa, de la cual se produce el alcohol como en el caso de la sacarosa [20]. Los componentes más importantes de la biomasa son: la celulosa (polisacarido) que compone un 40-60% del peso de la misma, es cristalina lo cual la hace resistente a la hidrolisis, por lo tanto se debe usar una reacción química. La hemi-celulosa compone entre el 20-40% de la biomasa, es fácil de hidrolizar pero la fermentación a etanol no es sencilla. La liginia es un polímero complejo, que compone el 10-24% de la biomasa, después de ser convertido a etanol puede ser quemada para producir vapor o electricidad (US Departament of Energy 2010) [19].

3.1.2 Tipos de biomasa

• Biomasa Natural

Se produce sin ninguna intervención humana en la naturaleza. Para hacer uso de este tipo de biomasa se requiere la gestión en la adquisición, transporte y manejo desde el lugar de origen al lugar donde se va a utilizar, lo cual aumenta los precios de operación volviéndola en una opción económicamente no viable [1].

• Biomasa Residual (Seca y Húmeda)

Hace referencia a todos los residuos leñosos o herbáceos que son generados en la industria de agricultura, ganadería, forestal, maderera y agroalimentaria. Como ejemplo podemos considerar el serrín, la cáscara de almendra, el orujillo, las podas de frutales, etc. Se denomina biomasa residual húmeda a los vertidos llamados biodegradables, es decir, las aguas residuales urbanas e industriales y los residuos ganaderos (principalmente purines) [1].

1 Definición tomada del Diccionario de la lengua española (22.ª edición), Real Academia Española, 2001


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3.1.3 Biodiesel

El biodiesel es un combustible principalmente de origen vegetal el cual puede utilizarse como alternativa para suplementar el combustible de origen fósil como lo es el diesel o el ACPM. Las características principales para su producción son: su naturaleza biodegradable y renovable como alternativa de desarrollo sostenible; y la reducción de emisiones al medio ambiente. Las propiedades que caracterizan el biodiesel dependen de la capacidad de producción deseada, la calidad de la materia prima utilizada, el tipo de alcohol y catalizador en la producción del combustible. Sin embargo entre el 70% y el 90% del costo de producción del biodiesel depende del costo de la materia prima, según las investigaciones efectuadas por UPME [12].

3.2 MARCO NORMATIVO La entrada de los biocombustibles de origen vegetal a Colombia empieza con la Ley 693 de 2001, la cual establece: “…las gasolinas que se utilicen en el país en los centros urbanos de

más de 500.000 habitantes tendrán que contener componentes oxigenados tales como

alcoholes carburantes, en la cantidad y calidad que establezca el Ministerio de Minas y

Energía,…, El combustible diesel (o aceite combustible para motores – ACPM), podrá

contener como componente oxigenante Etanol carburante en la cantidad y calidad que

establezca el Ministerio de Minas y Energía,…”2. La ley tuvo como propósito la incentivación de las alternativas compatibles con el desarrollo sostenible como también proporciono estímulos para la producción, comercialización y consumo de los agrocarburantes. Los criterios de la Ley 693 para promover el uso de los biocombustibles son3:

• Sostenibilidad ambiental

• Mejoramiento en la calidad de los combustibles

• Desarrollo agroindustrial

• Generación de empleo

• Desarrollo agrícola

• Abastecimiento Energético

El sector de uso de los biocombustibles amplio su operación no solo con biocombustibles de origen vegetal sino también animal, mediante la Ley 939 de 2004, la cual establece: ” Para efectos de interpretar y aplicar la presente ley se entiende por

Biocombustibles de origen vegetal o animal para uso en motores diesel aquel

combustible líquido o gaseoso que ha sido obtenido de un vegetal o animal que se puede

2 Definición en el texto de la Ley 693 de 2001, Congreso de la Republica. 3 Unidad de Planeación Minero Energética, UPME


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emplear en procesos de combustión y que cumplan con las definiciones y normas de

calidad establecidas por la autoridad competente, destinados a ser sustituto parcial o

total del Acpm utilizado en motores diesel.

Al menos los productos listados a continuación pueden considerarse biocombustibles

para motores diesel:

a) Bioetanol. Etanol producido de biomasa y/o de residuos biodegradables para ser

utilizado como biocombustible;

b) Biodiesel. Metil/Etil éster producido por aceite vegetal o animal de la calidad de un

diesel;

c) Biometanol. Metanol producido a partir de Biomasa.

d) Biodimetileter. Dimetileter producido a partir de biomasa;

e) Biocombustibles sintéticos. Hidrocarburos sintéticos o mezclas de los mismos que han

sido producidos a partir de biomasa;

f) Biohidrógeno. Hidrógeno producido de biomasa y/o residuos biodegradables.

g) Aceites Vegetales Puros. Aceites producidos de vegetales a través de presión,

extracción o procedimientos similares, crudos o refinados, pero no modificados

químicamente cuando son compatibles con el tipo de motores en los que se utilizarán.”4.

Mediante esta nueva Ley también se eliminó el pago del impuesto a las ventas del biodiesel y el impuesto global al ACPM, estimulando los proyectos de cultivos de tardío rendimiento.

A partir de esta nueva apertura a la industria de los biocombustibles el desarrollo se ha venido ajustando mediante nuevas leyes y resoluciones. En el Anexo A, se presentan las normas sobre Alcohol Carburante y Biodiesel en Colombia.

3.2.1 Reglamentación de auto-generación de energía La Ley 143 de 1994 define en el artículo 11 al Autogenerador como “Aquel generador que

produce energía eléctrica exclusivamente para atender sus propios necesidades”5. Lo cual quiere decir que usa la red pública del Sistema Interconectado Nacional (SIN), únicamente como respaldo. La Resolución CREG 084 de 1996 “por la cual se reglamentan las actividades del

Autogenerador conectado al Sistema Interconectado Nacional (SIN)”6. Lo cual implica que aquellos agentes que generen energía para su propio consumo, no son regulados por esta comisión ya que este no es ni un servicio público domiciliario ni una actividad complementaria a uno de estos y por lo tanto no tiene acceso a la venta de excedentes al sistema. Sin embargo, en situaciones de racionamiento declarado de energía, los autogeneradores podrán vender energía a la Bolsa en los términos comerciales que se definan.

4 Definición en el texto de la Ley 939 de 2001, Congreso de la Republica. 5 Definición en el texto de la Ley 143 de 1994. 6 Definición en el texto de la Resolución CREG 084 de 1996


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4 CARACTERIZACIÓN Y DISEÑO BASICO DE GENERACIÓN ELÉCTRICA DE UN PROYECTO REAL

En Colombia específicamente en el departamento del Meta, existen varios proyectos del sector petrolero que en lo últimos años han venido creciendo por el éxito que ha resultado de la exploración en ese lugar. Estos proyectos han aumentado la infraestructura para poder suplir con la demanda de crudo establecida, esto ha hecho que la producción de agua que resulta del proceso de extracción de crudo aumente considerablemente. Para el caso de estudio nos enfocaremos en la producción de agua de dos Centros de Facilidades Petroleras 1 y 2 (CPF1 y CPF2), de una de las empresas petroleras que ejerce su actividad productora en este departamento para un horizonte de 10 años. Para el tratamiento de agua producida que se requiere para la posterior utilización en riego, el proyecto cuenta con 4 áreas de influencia que son mencionadas a continuación:

1. Área Centro de Facilidades Petroleras 1 (CPF1).

Esta área cuenta con la principal producción de crudo y por lo tanto la mayor producción de agua. Cuenta con el sistema de enfriamiento que es necesario para el proceso del tratamiento de agua. También cuenta con las bombas de transferencia de agua que van del CPF1 al área de tratamiento de agua.

2. Área Centro de Facilidades Petroleras 2 (CPF2).

El CPF2 cuenta con una producción de agua menor que en la CPF1 y no cuenta con torres de enfriamiento, por lo tanto el agua tiene que ser transferida al CPF1. En esta área se encuentra principalmente las bombas de transferencia que van del CPF2 al CPF1

3. Área de tratamiento de agua (RO).

En el área de tratamiento de agua se tienen los siguientes sistemas principales: Las plantas de Osmosis Inversa (RO), los sistemas de aspersión, las bombas de transferencia al sistema de riego y las bombas de transferencia al CPF2. Esta última se requiere ya que para el proceso de extracción de crudo en el CPF2 es necesario contar con agua tratada.

4. Área para riego.

Para el aprovechamiento del agua previamente tratada el proyecto cuenta con un área específica dedica para el cultivo de materia prima. Esta área cuenta principalmente con un sistema de riego superficial con agua proveniente del área de tratamiento de agua.


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En la Figura 1 se presenta de forma gráfica las áreas de influencia del proyecto y el manejo de las aguas producidas del proceso de extracción de curdo desde el CPF1 y CPF2 hasta el área de riego.

Figura 1. Esquema de áreas para el manejo de aguas producidas por medio del sistema de osmosis inversa.

El proyecto se desarrolla en dos fases: la primera o fase inicial la cual se estima una producción de 600 kBWPD7 en los primeros 3 años y la fase proyectada la cual se estima una producción de 1200 kBWPD para el año 4 en adelante hasta el horizonte del proyecto (10 años), como se muestra en la Figura 2.

Figura 2. Producción de agua en el horizonte del proyecto.

7 kBWPD: Miles de barriles de agua por día.

0

500

1000

1500

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

kBW

PD

Año

Producción de Agua

Producción de agua


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4.1 CARACTERÍSTICAS DE LAS CARGAS ELÉCTRICAS Para la estimación de energía que se requiere para el dimensionamiento del centro de generación se tiene tienen las siguientes consideraciones:

• Se relacionan los consumos estimados de las cargas en las diferentes etapas de

desarrollo para la implementación de los sistemas de Osmosis Inversa en el

tratamiento de agua del CPF1 y CPF2.

• Los consumos son estimados y se encuentran dados es MW.

• Las cifras indican la potencia operativa requerida sin incluir back-ups.

• La información de consumo energético de la planta de Osmosis inversa, corresponde

a información suministrada por la empresa encargada del tratamiento de agua.

• Para la carga proyectada total se asume que el crecimiento del consumo o la

potencia requerida en cada una de las áreas será proporcional al crecimiento en la

capacidad de tratamiento de agua en este caso el doble de la producción.

En la Tabla 1 se muestra el resumen de las cargas necesarias para el tratamiento y riego del proyecto de estudio para la fase inicial de 600 KBWPD mediante el sistema de Osmosis inversa.

FASE 1

600 KBWPD

CONSUMO CPF2 (MW)

Transferencia de Agua del CPF2 al CPF1 0,25

Inyección 3

TOTAL 3,25

CONSUMO CPF1 (MW)

Transferencia de Agua a torres de enfriamiento 0,29

Torres de enfriamiento 0,31

Transferencia de Agua a RO 0,77

Sistemas Auxiliares 0,2

TOTAL 1,57

CONSUMO ÁREA PLANTAS RO (MW)

Planta RO 2,35

Sistema de Aspersión 0,21

Transferencia de Riego 3,2

Transferencia a CPF2 0,25

Sistemas Auxiliares área RO 0,25

TOTAL 6,26

TOTAL 11,08 Tabla 1. Requerimiento de potencia por área para el tratamiento y riego de agua producida del proyecto, fase 1.


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En la Tabla 2 se muestra el resumen de las cargas necesarias para el tratamiento y riego del proyecto de estudio para la fase final de 1200KBWPD mediante el sistema de Osmosis inversa.

FASE PROYECTADA

1200 KBWPD

CONSUMO CPF2 (MW)

Transferencia de Agua del CPF2 al CPF1 0,5

Inyección 6

TOTAL 6,5

CONSUMO CPF1 (MW)

Transferencia de Agua a torres de enfriamiento 0,58

Torres de enfriamiento 0,062

Transferencia de Agua a RO 1,54

Sistemas Auxiliares 0,4

TOTAL 3,14

CONSUMO ÁREA PLANTAS RO (MW)

Planta RO 4,8

Sistema de Aspersión 0,42

Transferencia de Riego 6,4

Transferencia a CPF2 0,5

Sistemas Auxiliares área RO 0,5

TOTAL 12,52

TOTAL 22,16 Tabla 2. Requerimiento de potencia por área para el tratamiento y riego de agua producida del proyecto, fase

proyectada.

Con la Tabla 1 y Tabla 2 puede construir la curva de demanda de energía del proyecto, de acuerdo con la producción de agua establecida. En la Figura 3 se presenta la curva de demanda requerida para suplir las cargas eléctricas necesarias para la producción de agua de acuerdo con las fases establecidas en el horizonte del proyecto.

Figura 3. Demanda de energía del proyecto.

0

5

10

15

20

25

0

200

400

600

800

1000

1200

1400

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

kBW

PD

Año

Demanda de energía

Producción de agua

Demanda de energia


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4.2 CRITERIOS DE DISEÑO CONCEPTUAL - BÁSICO

4.2.1 General Los niveles de tensión a utilizar en el diseño del sistema eléctrico son los indicados a continuación, y estarán definidos por el tipo de servicio así: Red de distribución: 34.5 kV, 3 fases. Alimentadores de los centros de motores: 4160 V, 3 fases. Motores trifásicos potencia ≤ 400 HP: 4160 V, 3 fases. Motores trifásicos potencia > 400 HP: 4160 V, 3 fases. Servicios auxiliares según potencia: 480/208/120 V, cuatro hilos. Los generadores son de uso continuo y se dimensionan teniendo en cuenta de no sobrepasar una cargabilidad del grupo electrógeno recomendada por el fabricante. Para los motores superiores a 200 HP, se utilizara variadores de velocidad como módulo de control.

4.2.2 Selección de grupos electrógenos Es de suma importancia la selección del grupo electrógeno, ya que de este depende la seguridad del sistema y del personal en el momento de presentarse una falla. También una buena selección disminuirá los costos de consumo de energía eléctrica y aumentara la eficiencia de las maquinas empleadas. Para el diseño conceptual-básico se usaran las definiciones de descritas en las normas ISO 8528 e ISO 3046 donde definen: “Potencia continua (COP): Valor de potencia que el generador puede entregar

continuamente, sin límite de horas de uso. Permite una sobrecarga de 10% sólo para fines

de regulación (cargas transitorias) no para alimentación normal. (Aplicaciones donde no

existe red eléctrica comercial, el generador es la fuente de electricidad).

Potencia prime (PRP): Valor de potencia máxima disponible para un ciclo de potencia

variable que el generador puede entregar durante un número ilimitado de horas al año. La

potencia media durante 24 horas no debe superar el 80% del valor de potencia Prime.

Permite una sobrecarga de 10% sólo para cargas transitorias, no para una alimentación

normal de la instalación. (Aplicaciones para recorte de punta).

Potencia Stand-By Fuel Stop Power (FTP): Valor de potencia máxima disponible, para un uso

con cargas variables durante 500 horas al año, con un factor de carga media de 90% de la


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potencia Stand-by declarada. No admite sobrecarga. (Aplicaciones de respaldo ante fallas

de la red eléctrica comercial).”8

Para el arreglo de los grupos electrógenos aplicados a este proyecto se utilizará maquinas del mismo valor para operación continua y stand-by, con el fin de reducir costos y aumentar la confiabilidad del sistema en el cual se esté aplicando. Teniendo en cuenta los proveedores de los grupos electrógenos consultados (Wartsila,

Cummins, Hyndai, Caterpillar), la cargavilidad final del sistema no debe estar por debajo del 70%, ya que por debajo de este rango el sistema es considerado como ineficiente.

4.3 ALTERNATIVAS PARA EL SUMINISTRO DE ENERGÍA De acuerdo con la Figura 1, geográficamente nos encontramos con 4 diferentes áreas separadas por varios kilómetros, las cuales deben tener suministro de energía eléctrica. Para lograr este suministro se evalúan 2 alternativas de generación, generación local y generación centralizada.

4.3.1 Generación local Estará enfocada en la alimentación de las cargas eléctricas por medio de generadores instalados en cada área del proyecto, su funcionamiento es independientemente de las otras áreas y su confiabilidad depende de los generadores de reserva que se tengan en cuentan. A continuación se muestran los diagramas unifilares básicos propuestos de cada área para la alternativa de generación local del proyecto:

8 Definición tomada del texto de la Norma ISO 8528.


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Diagrama unifilar CPF2:

Figura 4. Diagrama unifilar generación localizada CPF2.

El área del CPF2 no cuenta con tablero de servicios auxiliares ya que en esta área en particular no se tiene equipos asociados con el proceso de tratamiento de agua y por lo tanto no se tiene ni instrumentación ni control. Todas las bombas que pertenecen a esta área tienen variador de velocidad. Se tiene una barra seccionada para el generador de reserva, esto con el fin de aumentar la confiabilidad. Según la disposición y la capacidad de potencia entregada de los grupos electrógenos mostrados en el diagrama unifilar de la Figura 4. Diagrama unifilar generación localizada CPF2., se obtuvo la siguiente cargabilidad:

CPF2

DIMENSIONAMIENTO CAPACIDAD DE GENERACIÓN A 4160V

POTENCIA REQUERIDA OPERATIVA (DEMANDA) MW 2,93

Potencia Seleccionada de cada generador MW 1,7

No de generadores 2

Potencia Instalada Total MW 3,4

Cargabilidad Final 86% Tabla 3. Dimensionamiento y capacidad de generación CPF2.


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El CPF2 cuenta con una cargabilidad del 86% la cual está por encima del 70% recomendado. Este valor también implica que se pueden tener contingencias para este sistema si se requiere conectar algún tipo de carga. Diagrama unifilar CPF1:

Figura 5. Diagrama unifilar generación localizada CPF1.

El área del CPF1 tiene un tablero de servicios auxiliares el cual alimentara las cargas asociadas a la instrumentación y control de los equipos que hacen parte del proceso de tratamiento de agua como es en este caso las torres de enfriamiento. También se tendrá un sistema de transferencia automática entre los interruptores de los generadores para hacer más sencilla y menos costosa la configuración de este sistema. Se tiene un alimentador para las torres de enfriamiento y todas las bombas tienen variador de velocidad como módulo de control y arranque.


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Según la disposición y la capacidad de potencia entregada de los grupos electrógenos mostrados en el diagrama unifilar de la Figura 5, se obtuvo la siguiente cargabilidad:

CPF1


POTENCIA REQUERIDA OPERATIVA (DEMANDA)

MW 1,41


No de generadores 1


Cargabilidad Final 83% Tabla 4. Dimensionamiento y capacidad de generación CPF1.

El CPF1 cuenta con una cargabilidad del 83% la cual está por encima del 70% recomendado. Este valor también implica que se pueden tener contingencias para este sistema si se requiere conectar algún tipo de carga.


20

Diagrama unifilar RO:

Figura 6. Diagrama unifilar generación localizada Plantas RO.

El área de tratamiento de agua RO, cuenta con un tablero de servicios auxiliares para la instrumentación y control de los equipos ya que es en esta área donde mas proceso de agua se tiene en comparación con las otras áreas. Se cuenta con dos alimentadores: al sistema de aspersión y a la planta RO. Todas las bombas cuentan con variador de velocidad como módulo de control y arranque.


21


RO



MW 5,63


No de generadores 3


Cargabilidad Final 85% Tabla 5. Dimensionamiento y capacidad de generación RO.

La RO cuenta con una cargabilidad del 85% la cual está por encima del 70% recomendado. Este valor también implica que se pueden tener contingencias para este sistema si se requiere conectar algún tipo de carga. De acuerdo con los diagramas unifilares y la implicación de utilizar generación local se tiene las siguientes ventajas y desventajas:

MANTENIMIENTO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Baja frecuencia en mantenimiento de los equipos.

La máquina y sus sistemas auxiliares son más complejos. El mantenimiento requiere tiempos de parada más largos. Se requiere mantenimiento a más equipos.

OPERACIÓN

Tiempo de recuperación después de una falla, alta confiabilidad en el sistema.

Requiere sistemas de Calentamiento y bombeo.

El biocombustible no está disponible en sitio, hay dependencia de los medios de transporte y vías de comunicación.

IMPACTO DEL MEDIO SOBRE EL PROYECTO

No se tienen redes de distribución, la probabilidad de falla disminuye

La producción del biocombustible no es local y es difícil almacenar reservas.

Tabla 6. Ventajas y desventajas, generación local


22

A continuación se presenta los riesgos e incertidumbres de utilizar la generación local como alternativa.

RIESGOS INCERTIDUMBRES

Falla de los grupos electrógenos de operación y respaldo.

Suministro de biocombustible

Aumento en los costos del biocombustible.

Transporte del combustible para la generación de respaldo.

Mantenimiento de los equipos. Disponibilidad de petróleo de producción.

Tiempo de entrega de los equipos Disponibilidad de grupos electrógenos en el mercado.

Disminución en la cantidad de biocombustible disponible para generación.

Disponibilidad del combustible para la generación de respaldo.

Disminución en el precio del petróleo.

Transporte de biocombustible para generación.

Tabla 7. Riesgos e incertidumbres, generación local.

Consumo de combustible generación local: En la Tabla 8 se muestran los consumos obtenidos en gl/kWh para Diesel que son utilizados para el cálculo de consumo de combustible para la demanda de energía eléctrica. Estos indicadores fueron obtenidos con base en el Heat rate de las máquinas típicas. Para el Diesel se consulta como referencia la marca de generadores “Cummins”.

INDICADORES DE CONSUMO

Diesel 0,063 gl/kWh Tabla 8. Indicadores de consumo de combustible.

Con estos indicadores de consumo se calcula cuantos galones al día son necesarios para poder generar la potencia requerida con combustible diésel. En la Tabla 9 se muestra el número de barriles por día en el horizonte del proyecto para cada área.

Fase

CPF1 CPF2 RO

Diesel Diesel Diesel

BARRILES X DÍA

0 10,80 10,80 10,80

Inicial 56,52 117,00 225,36

Final 113,04 234,00 450,72 Tabla 9. Consumo de barriles por día de Diesel para el periodo de estudio generación local.


23

De acuerdo con estos valores se tienen en cuenta los costos de transporte y almacenamiento necesarios para garantizar el número de barriles de combustibles requeridos para la generación de energía eléctrica.

4.3.2 Generación centralizada La generación centralizada requiere de un área específica para la instalación de un arreglo de generadores los cuales van a suministrar energía a todas las áreas del proyecto mediante una red de distribución. Este sistema de generación quedará ubicado en el área de la planta de tratamiento de agua. A continuación se muestra el diagrama unifilar conceptual-básico de la alternativa de generación centralizada para el proyecto:

Figura 7. Diagrama unifilar generación centralizada.


24


GENERACIÓN CENTRALIZADA



MW 11,08

Potencia Seleccionada de cada generador MW 3

No de generadores 4

Potencia Instalada Total MW 12

Cargabilidad Final 92% Tabla 10. Dimensionamiento y capacidad de generación Centralizada..

La generación centralizada cuenta con una cargabilidad del 92% la cual está por encima del 70% recomendado. Este valor es muy alto y no tiene en cuenta contingencias si se requiere conectar una carga adicional. De acuerdo con el diagrama unifilar y la implicación de utilizar generación centralizada se tiene las siguientes ventajas y desventajas:

MANTENIMIENTO

VENTAJAS DESVENTAJAS

Baja frecuencia en mantenimiento de los equipos.

La máquina y sus sistemas auxiliares son más complejos. El mantenimiento requiere tiempos de parada más largos.

OPERACIÓN

El Combustible está disponible en sitio, no hay dependencia de los medios de Transporte ni vías de comunicación.

Tiempo de recuperación después de una falla.

Es posible almacenar reservas de combustible.

Requiere sistemas de Calentamiento y bombeo.

El combustible es relativamente fácil y seguro de transportarse, maniobrarse y almacenarse.

IMPACTO DEL MEDIO SOBRE EL PROYECTO

La producción del combustible es local y es posible almacenar reservas.

Se tienen redes de distribución, probabilidad de falla aumenta.

Tabla 11. Ventajas y desventajas, generación centralizada.


25

A continuación se presenta los riesgos e incertidumbres de utilizar la generación centralizada como alternativa.

RIESGOS INCERTIDUMBRES

Falla de los grupos electrógenos de operación y respaldo.

Suministro de biocombustible

Aumento en los costos del biocombustible.

Transporte del combustible para la generación de respaldo.

Mantenimiento de los equipos. Disponibilidad de petróleo de producción.

Tiempo de entrega de los equipos Disponibilidad de grupos electrógenos en el mercado.

Disminución en la cantidad de biocombustible disponible para generación.

Disponibilidad del combustible para la generación de respaldo.

Disminución en el precio del petróleo.

Fallas, actos terroristas. Tabla 12. Riesgos e incertidumbres, generación centralizada.

Consumo de combustible generación centralizada: En la Tabla 8 se muestran los consumos obtenidos en gl/kWh para Diesel que fueron utilizados para el cálculo de consumo de combustible para la demanda de energía eléctrica. Estos indicadores fueron obtenidos con base en el Heat rate de las máquinas típicas de cada tecnología Con estos indicadores de consumo se calcula cuantos galones al día son necesarios para poder generar la potencia requerida con diesel. En la Figura 8 se muestra el número de barriles por día en el horizonte del proyecto.

Figura 8. Consumo de barriles por día de Diesel para el periodo de estudio generación centralizada.

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

BA

RR

ILES

x d

ía

Año

Consumo de barriles por dia

Diesel


26

El consumo máximo para generar con diesel es de 800 barriles por día. Esta información es necesaria para el planeamiento de tanques de combustible o transporte del mismo.

4.4 COSTOS DE CAPITAL Se incluyen los costos de los principales ítems que determinan los costos de capital del proyecto en cada alternativa de generación para la proyección de acuerdo a la etapa y área de influencia del proyecto. Para el análisis de costos de capital se tienen en cuenta los siguientes aspectos:

• Compra de equipos. Se consideró el valor de equipos en el mercado.

• Incluye construcción de infraestructura

• Compra de materiales

• El cálculo para los costos de capital en cada alternativa incluye el valor de equipos y

acciones necesarias para el cumplimiento de la regulación ambiental.

• El precio de los generadores de crudo incluyen el sistema de tratamiento y

mejoramiento de crudo.

• Se relacionan los costos estimados del cableado de media y baja tensión.

• Se relacionan los costos estimados del cableado de control.

• Se relacionan los costos estimados del cableado de media y baja tensión.

• El costo aproximado del sistema de alimentación de combustible incluye los tanques

de almacenamiento, tanque de lodo y el sistema de bombeo.

• Se relacionan costos estimados de la celda de baja tensión.

La Figura 9 muestra los resultados de los costos de capital para cada una de las alternativas propuestas. En el anexo A de este documento se encuentra las tablas para el desarrollo del cálculo de los costos para cada una de las alternativas.

Figura 9. Costos de capital, alternativas de generación.

Generación LocalGeneraciónCentralizada

CAPEX $41.366.000 $18.792.050

$0

$10.000.000

$20.000.000

$30.000.000

$40.000.000

$50.000.000

$ U

SD

Costos de Capital


27

De acuerdo con el análisis se observa que la generación local tiene un costo de capital menor que la generación centralizada, esto se debe a la construcción de la red de distribución que se requiere para la generación centralizada.

4.5 COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO Se relaciona los costos de operación y mantenimiento anuales para cada una de las alternativas de generación eléctrica. Para el desarrollo de los costos durante el horizonte de tiempo del proyecto, se tuvieron en cuenta los siguientes aspectos:

• Costo de operación

• Costo de mantenimiento

• Costo del combustible

• Consumo de energía

• Renta de equipos

• Cantidad de combustible requerido

• Mantenimiento del sistema, operadores y logística necesarios para conservar cada

sistema en marcha.

La Figura 10 muestra los resultados de los costos de operación y mantenimiento para cada una de las alternativas propuestas. En el anexo B de este documento se encuentra el desarrollo de los costos que se siguió para cada una de las alternativas.

Figura 10. Costos de operación y mantenimiento, alternativas de generación.

Generación Local Generación Centralizada

OPEX $176.644.815 $173.261.078

$171.000.000

$172.000.000

$173.000.000

$174.000.000

$175.000.000

$176.000.000

$177.000.000

Costos de Operación y Mantenimiento


28

De acuerdo con los resultados para los costos de operación y mantenimiento se observa que la generación local cuenta con más gastos, esto se debe al número de máquinas que se requieren para esta alternativa.

4.6 EVALUACIÓN ECONÓMICA ALTERNATIVAS DE GENERACIÓN La Figura 11 y la Tabla 13 muestran los resultados de los costos de capital y gastos de operación y mantenimiento para cada una de las alternativas propuestas.

Figura 11. Resumen Costos, alternativas de generación.

ALTERNATIVA COSTOS DE

CAPITAL

COSTOS DE OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO

TOTAL (USD)

Generación Local $41.366.000 $176.644.815 $218.010.815

Generación Centralizada

$42.747.050 $169.516.059 $188.308.109

Tabla 13. Resumen Costos, alternativas de generación.

La generación centralizada es la mejor alternativa económicamente con un costo total de $ 188.308.109 USD.

Generación LocalGeneraciónCentralizada

OPEX $176.644.815 $169.516.059

CAPEX $41.366.000 $18.792.050

$0

$50.000.000

$100.000.000

$150.000.000

$200.000.000

$250.000.000

$ U

SD

Resumen de Costos

OPEX

CAPEX


29

5 INTEGRACIÓN Y OPERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA PRODUCIDA CON BIOCOMBUSTIBLE EN EL SISTEMA DE POTENCIA

5.1 CULTIVO DE BIOMASA Los cultivos energéticos son unos cultivos de plantas de crecimiento rápido destinadas únicamente a la obtención de energía o como materia prima para la obtención de otras sustancias combustibles. Es una alternativa para la generación eléctrica reciente, la cual se centra principalmente en el aumento de su rentabilidad energética y económica. Dentro del desarrollo de los cultivos energéticos se contempla de forma paralela la transformación de la biomasa en biocombustible donde la producción y la transformación deben estar relacionadas, tanto desde el punto de vista técnico y económico, como geográfico. Lo que se busca es el tipo de cultivo que mejor se acomode a las características del suelo y a las condiciones del lugar, intentando obtener la mayor rentabilidad económica y energética9. Existe una gran variedad de materias primas que aplica para cultivos energéticos, estas materias primas poseen características diferentes y en particular balances energéticos distintos. A continuación se presenta algunos balances energéticos en BTU/ha, para las diferentes materias primas:

Figura 12. Balance energético para diferentes materias primas (BTU/Ha). Tomado de Coordinación del desarrollo sostenible de los biocombustibles, Ministerios Minas y Energía, Coordinación Nacional de Biocombustibles, Infante

2010.

De acuerdo con la Figura 12, la caña de azúcar es la materia prima con el nivel energético más alto (37.74 BTU/Ha). También encontramos que la remolacha, aceite de palma y el maíz pueden tenerse en cuenta como opciones viables para el proyecto, ya que a pesar de no tener un nivel energético tan alto como la caña de azúcar, su cultivo y procesamiento es fácil y con bajos costos de operación.

9 Tomado de: http://www.ambientum.com/enciclopedia/energia/4.36.06.11_1r.html


30

5.2 PROCESOS DE TRANSFORMACIÓN Existen distintos procesos de transformación dependiendo de la materia prima que se está utilizando. El proceso de trasformación puede generar diferentes productos como: los de primera generación que depende de conversiones o transformaciones bioquímicas solamente o como los de segunda generación los cuales utilizan procesos bioquímicos o termoquímicos.

5.3 PRODUCTOS FINALES Los productos finales son los resultados de los procesos de los biocombusltibles, esta clasificación es importante para el estudio de los mismo pues muestra diferentes posibilidades para aprovechar los recursos o materias primas utilizando diferentes procesos de conversión. Algunos de los biocombustibles mencionados en la Tabla 14 están en proceso de consolidación o investigación pero se espera en algunos años puedan ser comerciales y sean sostenibles desde el punto de vista económico, ambiental y energético.

Tabla 14. Productos Finales de Segunda Generación, Procesos y Estado Actual. Tomado de 1st to second generation

biofuel IEA, 2008.


31

5.4 CARACTERIZACIÓN Y ALTERNATIVAS DEL CULTIVO PARA UN PROYECTO REAL

De acuerdo con el proyecto caracterizado en el capítulo 4 de este documento, el proyecto real cuenta con un área específica para cultivo y riego del cual se tienen las siguientes condiciones climáticas y de terreno:

Temperatura Máxima

40 �C Humedad relativa

promedio 82 %

Temperatura Mínima

18 �C Altura de

instalación 180 msnm

Temperatura Promedio

25 �C Nivel de

contaminación Alto

Hectáreas cultivables

2000ha

Tabla 15. Características del clima y del terreno para un proyecto real.

A continuación se describen las alternativas contempladas como materia prima para el cultivo y posterior trasformación a biocombustible. El criterio que se usó para la escoger estas alternativas está relacionado con: nivel energético, requisitos mínimos para su cultivo de acuerdo con el terreno especificado, procesos de transformación y costos de proceso de transformación.

5.4.1 Alternativas de cultivo Con base en la información del suelo, clima y condiciones de cultivo suministrada por la empresa ejecutora del proyecto se descartaron posibles alternativas de materia prima como base de cultivo por sus características no compatibles de plantación, cultivo y cosecha. Para este estudio se va a tomar como únicas alternativas de materia prima la Caña de Azúcar y el Pasto de Elefante, plantas que se adaptan perfectamente a las características geográficas y climáticas del proyecto. También cabe señalar que estas dos últimas son las alternativas con mayor nivel energético conocidas para producción de biocombustibles.

5.5 CAÑA DE AZÚCAR

La caña de azúcar o Saccharum officinarum pertenece a la familia de las planas herbáceas o raramente leñosas, con tallos que crecen de 3 a 5 metros, principalmente se encuentra en las regiones tropicales. A continuación se presentan sus características principales para el cultivo:


32

MATERIA PRIMA CAÑA DE AZÚCAR

CLIMA

Asimila muy bien la radiación solar. Eficiencia cercana a 2 % de conversión de la energía incidente en biomasa. Lugares calientes y soleados Mínimo de temperaturas de 14 a 16 ºC, la temperatura óptima de crecimiento parece situarse en torno a los 30 ºC. Altura entre 0 y 1000 msnm.

SUELO

Suelo de textura franco limoso y franco arenoso Deben contener materia orgánica y presentar buen drenaje tanto externo como interno Él debe PH oscile entre 5.5 a 7.8 para su óptimo desarrollo. Condiciones ideales con una arada profunda, de hasta 40 cm, preferentemente con tractor. Luego de las operaciones de arada y rastreada se procede a la surcada con una profundidad de entre 25 y 30 cm.

REQUERIMIENTOS DE AGUA

Indispensable adecuada cantidad de agua para que permita la absorción, transporte y asimilación de los nutrientes. La precipitación mínima es de 1500 mm por temporada. Si la precipitación no es suficiente para cubrir esa cantidad, se puede utilizar irrigación.

ÉPOCA

Las plantaciones tempranas se realizan entre los meses de febrero y marzo, y las plantas tardías entre julio y setiembre. El retraso en la plantación, además de acortar el periodo de crecimiento, reduce el rendimiento como consecuencia de las temperaturas bajas, en el caso de plantaciones tempranas, y dificultades para conseguir buena semilla, en el caso de plantaciones tardías.

RENDIMIENTO Colombia 91,569 ton/Ha Un nivel de rendimiento promedio de 65 ton/ha Un nivel de rendimiento bueno de 85 ton/ha

Tabla 16. Características del cultivo de Caña de Azúcar [15].

5.5.1 Capacidad y potencial de energía, Caña de Azúcar En el caso del bagazo de caña, éste es utilizado para producir la energía. Una tonelada de bagazo con 50% de humedad tiene un poder calorífico de 7.64 MJ/kg10. En las siguientes tablas se muestra las características relevantes para la Caña de Azúcar:

10 J. Reyes, R. Pérez y J. Betancourt. “Uso de la biomasa cañera como alternativa para el

incremento de la eficiencia energética y la reducción de la contaminación ambiental” (Artículo). Centro de Estudios de Termoenergética Azucarera.


33

CASO PRODUCTIVIDAD

INDUSTRIAL lt/ton

PRODUCTIVIDAD BIOCOMBUSTIBLE

lt/ha

PRODUCTIVIDAD EN TON

Biocombustible/ha

65 ton/ha 80 5,200 4.12

85 ton/ha 80 6,800 5.39 Tabla 17. Rendimiento de producción de biocombustible para Caña de Azúcar [15].

En la Tabla 18 se presentan los rendimientos potenciales por hectárea del bagazo como energía.

CASO MJ/ha

65 ton/ha 496,600

85 ton/ha 649,400 Tabla 18. Energía a partir de bagazo [15].

CASO 65 ton/ha 85 ton/ha

Electricidad kwh/ha 163 - 247 215 - 315 Tabla 19. Producción de energía de vinazas de miel pobre [15].

5.5.2 Reducciones de emisiones de efecto invernadero, Caña de azúcar El biocombustible en su proceso de elaboración desprende CO2, cuando este remplaza la gasolina se disminuirá las emisiones de efecto invernadero. La agencia Internacional de Energía, IEA, ha estimado que por cada litro de gasolina generada y quemada se están produciendo 2.3kg de dióxido de carbono, por otra parte el biocombustible esta generado 2.1kg de CO2.

CASOS MIEL

POBRE(c) MIEL RICA

(b) JUGO

DIRECTO

65 ton/ha 1.2 2.3 10.9

85 Ton/ha 1.6 3.1 14.3 Tabla 20. Reducciones de CO2 en tCO2/ha, Caña de Azúcar [15].

5.5.3 Consumo de Biocombustible, Caña de azúcar De acuerdo con los datos obtenidos para la Caña de Azúcar a nivel energético, se requiere hacer el análisis de consumo de biocombustible con esta alternativa. Mediante el poder calorífico mencionado en el capítulo 5.5.1 de este documento y el Heat Rate de las maquinas consultadas, obtenemos el factor gal/kWh, el cual nos servirá para determinar la cantidad de biocombustible que se requiere para generar un kWh. A continuación se presenta paso a paso los cálculos para obtener este factor a una temperatura de 60° Fahrenheit:


34

BIOCOMBUSTIBLE A BASE DE CAÑA DE AZÚCAR

DESCRIPCIÓN VALOR UNIDAD

Poder Calorífico 3.291,68 btu/lb

Factor 1.055,00 Joule/BTU

Poder calorífico 3.472.727 Joule/lb

Densidad STD 56,6 lb/pie3

Poder calorífico 59713 btu/pie3

Poder calorífico 196.556.363,64 Joule/pie3

Poder calorífico 196556,3636 KJoule/pie3

Heat rate 8048 KJoule/kWh

Factor 0,040944998 pie3/kWh


Consumo 7,48 gl/pie3

Consumo 0,367522306 gal/kWh Tabla 21. Calculo del consumo de gal/kWh, Caña de Azúcar.

De acuerdo a esto se requiere 0,36 galones de biocombustible a base de bagazo de Caña de Azúcar para producir un kWh, utilizando maquinas Wartsila. Con base en este cálculo se estima el consumo total de biocombustible para producir la demanda de energía:

Figura 13. Consumo de biocombustible a base de Caña de Azúcar.

En la Figura 13 se observa el consumo en barriles por día que se requiere para suplir la demanda en el horizonte del proyecto utilizando como materia prima el bagazo de la Caña de Azúcar. Se observa que para la fase inicial se requiere de aproximadamente 2300 barriles y para la fase final 4600 barriles.

0,0

1000,0

2000,0

3000,0

4000,0

5000,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Bar

rile

s x

día

Año

Biocombustible a base de Caña de AzúcarConsumo en barriles por dia


35

5.5.4 Cultivo, Caña de Azúcar De acuerdo con la época de plantación se asumió un número determinado de toneladas cosechadas por hectárea para cada mes del año, tomando como mínimo 65ton y como máximo 85ton, como se muestra a continuación:

Tabla 22. Toneladas cosechadas por hectárea en un año, Caña de Azúcar.

Con base en el número de toneladas de cosecha en el año, se estimó aproximadamente la producción de biocombustible a lo largo del proyecto. Se asumió que la construcción del sistema de riego y de cultivo se hace proporcional al crecimiento de la demanda de energía; en este caso se empieza con 1000ha para la fase inicial y luego 2000ha para la fase final. En la Figura 14 se muestra la producción en barriles por día de biocombustible en el horizonte de 10 años.

Figura 14. Resultado de producción, Caña de Azúcar.

-

20

40

60

80

100

1 3 5 7 9 11

Ton

/ha

Mes

Toneladas cosechadas por hectareaCaña de Azúcar

-

1.000

2.000

3.000

4.000

5.000

0 2 4 6 8 10

Bar

rile

s x

día

Año

Resultado para Caña de Azúcar

Oferta Caña de Azúcar Demanda


36

De acuerdo con las propiedades energéticas del Bagazo de la Caña de Azúcar y la demanda requerida por el proyecto se tienen las dos curvas donde la Azul o demanda representa el número de barriles necesarios para producir la energía requerida bajo estas características, y la curva naranja que representa la producción estimada real de biocombustible. Como se puede observar la producción está por debajo del objetivo de producción por lo cual no es suficiente con 2000 hectáreas de cultivo de Caña de Azúcar para suplir la demanda del proyecto. Sin embargo se estaría produciendo aproximadamente 14% menos de la energía objetivo.

5.5.5 Costos de capital y operación, Caña de Azúcar Para realizar un análisis económico completo del proyecto es necesario contemplar todos los gastos en inversión y operación que este requiere. Puntualmente para el área de riego se tienen unos costos asociados, los cuales incluyen el sistema de riego, el área de cultivo, sistemas de producción de biocombustibles y transporte. La materia prima que se cultiva también es un factor que influye en los costos ya que no todos los cultivos se manejan igual. En la Tabla 23 se presentan los costos de capital por hectárea requeridos para el área de riego en el cultivo de Caña de Azúcar.

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD TOTAL USD

Tecnificación y Sistema de riego, incluye aspersores, boquillas, válvulas electromecánicas

1.600.000 1 1.600.000

Caseta de control 94.000 1 94.000

Caseta de producción 60.000 1 60.000

Bombas 150HP 18.423 7 128.961

Controlador computarizado 2.000 1 2.000

Sensor de lluvia 500 10 5.000

Tubería y materiales 400.000 1 400.000

TOTAL USD/1000ha

2.289.961

TOTAL USD/ha 2.290 Tabla 23. Costos de capital cultivo de Caña de Azúcar11.

Como se puede observar se tiene un costo total de $2.290 USD por hectárea.

11 Los costos están dados en dólares USD con Tasa de cambio TRM $1900 COP/USD


37

El siguiente análisis consiste en los costos de operación del cultivo de Caña de azúcar; a pesar de tener un cultivo mecanizado, se requiere la mano de obra para realizar tareas específicas. En la Tabla 24 se presenta los requerimientos de mano de obra en días-hombre por hectárea para las diferentes actividades del cultivo.

ACTIVIDAD AÑO INICIAL AÑOS(2-4)

Plantación 23

Mantenimiento 16 28

Cosecha 40 45

Cosecha indirecta 2 2

TOTAL 81 75 Tabla 24. Requerimientos de mano de obra en días-hombre por hectárea, Caña de Azúcar [15].

Esta información está contemplada para un cultivo 100% manual, para el caso de estudio tenemos tecnificación en muchos de los procesos de plantación y cosecha por lo que se va a asumir un tercio de los días-hombre por hectárea. Dentro del análisis de costos de operación también se tiene en cuenta los costos asociados con transporte, resiembra, producción de biocombustibles, mano de obra, y mantenimiento del sistema de riego. Para el mantenimiento del sistema de riego se asume aproximadamente el 2% del valor de los equipos anualmente. En el ANEXO E se encuentra la construcción del costo de operación para el cultivo de Caña de Azúcar en el horizonte del proyecto. Resumen costos de capital y operación para el cultivo de Caña de Azúcar:

Tabla 25. Resumen de costos, Caña de Azúcar12.


CAPEX OPEX

Series1 4.579.922 18.153.300

-

5.000.000

10.000.000

15.000.000

20.000.000

$ U

SD

Resumen Costos Cultivo Caña de Azúcar


38

5.6 PASTO DE ELEFANTE El pasto de Elefante o Pennisetum purpureum, es un planta perenne que produce pastizal abierto en forma de macollas, de tallos erectos, recubiertos por las vainas en forma parcial o total [16]. A continuación se presentan sus características principales para el cultivo:

MATERIA PRIMA PASTO DE ELEFANTE

CLIMA

Es una especie que se adapta bien a las condiciones tropicales y sub-tropicales, desde el nivel del mar hasta los 2.000 metros, obteniéndose su mejor desarrollo por debajo de los 1.500 metros sobre el nivel del mar, con temperaturas entre 18 a 30.C, siendo la óptima 25., con una humedad relativa entre el 60 y el 80 por ciento.

SUELO

Se adapta bien a distintos tipos de suelos, es resistente a la sequía ya la humedad del suelo, pero no tolera el aguachinamiento; en cuanto a la acidez y fertilidad, no es muy exigente, sin embargo, los mejores resultados se obtienen en suelos fértiles, arcilIo-arenosos, no muy pesados y que conservan cierta humedad. En suelos arenosos sin materia orgánica su desarrollo es deficiente. Es una especie mejoradora de la estructura del suelo.

ÉPOCA Todo el año

RENDIMIENTO

En condiciones óptimas de suelo, humedad y fertilidad, algunas variedades sobrepasan las 300 toneladas por año, sin embargo, lo más frecuente es esperar rendimiento que fluctúen entre 180 y 200 toneladas/ - ha/año de materia verde; de 35 a 40 toneladas/ha/año de materia seca, con 6 cortes al año.

Tabla 26. Características del cultivo de Pasto de Elefante [16].

5.6.1 Capacidad y potencial de energía, Pasto de Elefante El Pasto de Elefante tiene un poder calorífico de 17 MJ/kg, sin existir diferencias considerables entre los tallos y las hojas [17].

5.6.2 Reducciones de emisiones de efecto invernadero, Pasto de Elefante Los cultivos energéticos de Eucalyptus y Pennisetum purpureum Schumach resultan ser una fuente de carbono renovable idónea para las potencialidades agroclimáticas por tener requerimientos pocos exigentes de precipitación, temperatura y suelos, es además un secuestrador de CO2 y tiene un estado de domesticación elevado con germoplasma mejorado para alcanzar altas productividades [17].


39

5.6.3 Consumo de Biocombustible, Pasto de Elefante Al igual que en el estudio para Caña de Azúcar se requiere hacer un análisis del consumo de biocombustible que se produce a partir del Pasto de Elefante como alternativa. Mediante el poder calorífico mencionado en el capítulo 5.6.1 de este documento y el Heat Rate de las maquinas consultadas, obtenemos el factor gal/kWh, el cual nos servirá para determinar la cantidad de biocombustible que se requiere para generar un kWh. A continuación se presenta paso a paso los cálculos para obtener este factor a una temperatura de 60° Fahrenheit:

BIOCOMBUSTIBLE A BASE DE PASTO DE ELEFANTE

DESCRIPCIÓN VALOR UNIDAD

Poder Calorífico 7.324,43 btu/lb

Factor 1.055,00 Joule/BTU

Poder calorífico 7.727.273 Joule/lb

Densidad STD 56,6 lb/pie3

Poder calorífico 59713 btu/pie3

Poder calorífico 437.363.636,36 Joule/pie3

Poder calorífico 437363,6364 KJoule/pie3

Heat rate 8048 KJoule/kWh



Consumo 7,48 gl/pie3

Consumo 0,165168848 gal/kWh Tabla 27. Calculo del consumo de gal/kWh, Pasto de Elefante.

De acuerdo a esto se requiere 0,16 galones de biocombustible a base de bagazo de Pasto de Elefante para producir un kWh, utilizando maquinas Wartsila. Con base en este cálculo se estima el consumo total de biocombustible para producir la demanda de energía:

Figura 15. Consumo de biocombustible a base de Pasto de Elefante.

0,0

200,0

400,0

600,0

800,0

1000,0

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

BA

RR

ILES

x d

ía

Año

Biocombustible a base de Pasto de ElefanteConsumo en barriles por dia


40

En la Figura 15 se observa el consumo en barriles por día que se requiere para suplir la demanda en el horizonte del proyecto utilizando como materia prima Pasto de Elefante. Se observa que para la fase inicial se requiere de aproximadamente 1050 barriles y para la fase final 2100 barriles.

5.6.4 Cultivo, Pasto de Elefante

De acuerdo con la época de plantación se asumió un número determinado de toneladas cosechadas por hectárea para cada mes del año, tomando constante durante todos los meses 25 toneladas por hectárea. En la Figura 16 se muestra el resultado de producción del cultivo de Pasto de Elefante.

Figura 16. Resultado de producción, Pasto de Elefante.

Teniendo en cuenta las características energéticas del Pasto de Elefante las cuales superan la Caña de Azúcar se observa que para este cultivo especifico se requieren producir menos barriles de biocombustible por día para generar la potencia necesaria que requiere el proyecto. Sin embargo la Curva azul indica el objetivo de producción para la demanda requerida y la curva naranja la producción real de Pasto de elefante con las características y limitantes del proyecto. A pesar que es mejor energéticamente el Pasto de elefante su cosecha no es tan buena por eso tampoco cubre con la demanda requerida. Para este caso el cultivo con Pasto de Elefante estuvo por debajo en un 37% del objetivo de producción.

-

500

1.000

1.500

2.000

2.500

0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Bar

rile

s x

día

Año

Resultado para Pasto de Elefante

Oferta Caña de Azúcar Demanda


41

5.6.5 Costos de capital y operación, Pasto de Elefante

Al igual que en el cultivo de Caña de Azúcar se requiere hacer un análisis de costos al cultivo de Pasto de Elefante con el fin de poder comparar estas dos alternativas como materia prima y poder utilizar una para el desarrollo del proyecto. Para el área de riego se tienen unos costos asociados, los cuales incluyen el sistema de riego, el área de cultivo, sistemas de producción de biocombustibles y transporte. La materia prima que se cultiva también es un factor que influye en los costos ya que no todos los cultivos se manejan igual. En la Tabla 28 se presentan los costos de capital por hectárea requeridos para el área de riego en el cultivo de Pasto de Elefante.

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD TOTAL USD

Tecnificación y Sistema de riego, incluye aspersores,

boquillas, válvulas electromecánicas

1.200.000 1 1.200.000



Bombas 150HP 18.423 7 128.961




TOTAL

USD/1000ha 1.859.961

TOTAL USD/ha 1.860 Tabla 28. Costos de capital cultivo de Pasto de Elefante13.

Como se puede observar se tiene un costo total de $1.860 USD por hectárea. El siguiente análisis consiste en los costos de operación del cultivo de Pasto de Elefante, donde se tiene en cuenta los costos asociados con transporte, resiembra, producción de biocombustibles, mano de obra, y mantenimiento del sistema de riego. Para el mantenimiento del sistema de riego se asume aproximadamente el 2% del valor de los equipos anualmente. En el ANEXO F se encuentra la construcción del costo de operación para el cultivo de Caña de Azúcar en el horizonte del proyecto.



42

Resumen costos de capital y operación para el cultivo de Pasto de Elefante:

Tabla 29. Resumen costos, Pasto de Elefante14.

6 ESTUDIO DE FACTIBILIDAD TÉCNICA, ECONÓMICA Y OPERACIONAL DEL PROYECTO

Con el fin analizar las oportunidades que tiene el proyecto en los diferentes aspectos, se realiza una evaluación económica y técnica aplicada a las diferentes alternativas utilizadas durante el desarrollo del mismo; se secciona la mejor alternativa de diseño para la generación eléctrica y la mejor alternativa como materia prima para el cultivo de biomasa y posterior biocombustible. Además se analiza aspectos que resultan de este análisis como los es el impacto ambiental y como usando energías renovables se reduce el efecto invernadero. Por último se realiza un análisis de viabilidad donde se establecen las posibilidades reales para llevar a cabo el proyecto.


CAPEX OPEX

Series1 3.719.922 10.220.577

-

2.000.000

4.000.000

6.000.000

8.000.000

10.000.000

12.000.000

$ U

SD

Resumen Costos Cultivo Pasto de Elefante


43

6.1 EVALUACIÓN ECONÓMICA En primer lugar se hace una comparación de los costos para cada alternativa seleccionada para la generación eléctrica del proyecto. De los resultados obtenidos para generación local y centralizada tenemos el siguiente cuadro resumen:

Tabla 30. Costo total alternativas de generación eléctrica.

De acuerdo con la construcción de los costos de capital y de operación para las diferentes alternativas podemos concluir que la generación centralizada en el área de tratamiento de aguas es la opción económicamente más barata y confiable. Costo total Generación Local: $ 218.010.815 USD Costo total Generación Centralizada: $ 212.263.109 USD A pesar que solo se tiene una diferencia del 3% en los costos totales entre las dos alternativas de generación, la generación centralizada sigue siendo mejor opción para el proyecto debido a que su operación está focalizada en un solo punto, lo cual la hace más fácil de controlar. En segundo lugar se compara económicamente las alternativas de cultivo para el área de riego en costos de capital y costos de operación. Para este caso se utilizó como alternativas la Caña de Azúcar y el Pasto de Elefante ya que estos dos son los vegetales que mayores niveles energéticos existentes y aplicados en la actualidad. A continuación se presenta el cuadro resumen de los costos totales para cada una de las alternativas:

Generación Local Generación Centralizada

OPEX $176.644.815 $169.516.059

CAPEX $41.366.000 $42.747.050

$0

$50.000.000

$100.000.000

$150.000.000

$200.000.000

$250.000.000

$ U

SD

Costo TotalAlternativas de generación eléctrica


44

Tabla 31. Costo total alternativas de cultivo.

De acuerdo con los datos obtenidos en los costos asociados en los cultivos para el desarrollo sostenible con la Caña de Azúcar y el Pasto de Elefante como materia prima, podemos notar que existe una diferencia considerable básicamente en los costos de operación. Esto se debe a que el Pasto de Elefante es considerado como una maleza y su plantación y crecimiento es más fácil y rápido que el cultivo de Caña de Azúcar. Costo total Cultivo Caña de Azúcar: $ 22.733.222 USD Costo total Cultivo Pasto de Elefante: $ 12.906.261 USD La diferencia de costos es casi de 10MM de dólares lo cual justifica la utilización de Pasto de Elefante como primera opción. Como resultado para este proyecto tenemos que la inversión inicial es de $ 46.466.972 USD la cual incluye los costos la generación eléctrica centralizada en el área de riego y el cultivo de Pasto de Elefante. Por otro lado tenemos el costo asociado a la operación y mantenimiento del proyecto el cual para este caso fue evaluado por medio del valor presente neto a una tasa de descuento del 11%15; para un costo de $ 178.702.398 USD en el horizonte del proyecto de 10 años. El método de financiación para este proyecto no es alcance de este estudio.

15 Valor suministrado por la Empresa ejecutora de este proyecto.

Caña de Azúcar Pasto de Elefante

OPEX $18.153.300 $9.186.339

CAPEX $4.579.922 $3.719.922

$0

$5.000.000

$10.000.000

$15.000.000

$20.000.000

$25.000.000

$ U

SDCosto Total

Alternativas para el desarrollo sostenible


45

6.2 EVALUACIÓN TÉCNICA La generación eléctrica es punto fundamental del proyecto y su configuración es parte esencial del éxito económico y técnico. Al tener la generación en una sola área se puede tener varias ventajas; por ejemplo: el mantenimiento de las maquinas se hace en una solo sitio, manteniendo el control de suministro, se tiene total control de los equipos auxiliares para el tratamiento del biocombustible y posterior utilización en los generadores, a pesar que durante el mantenimiento los tiempos de parada son más largos la configuración de las barras en el switchgear permiten que el generador de respaldo abarque este tiempo aumentando la confiabilidad. Por otra parte una desventaja existe en la red de distribución interna del proyecto la cual se tiene que extender por varios kilómetros para interconectar las áreas de influencia del proyecto, esto hace que aumente el impacto del medio sobre el proyecto disminuyendo la confiabilidad total del sistema. De acuerdo con los datos obtenidos en la producción de energía para cada una de las alternativas tenemos que en ninguno de los dos casos se llegó al objetivo de producción requerido por el proyecto. Sin embargo se evidenciaron características propias de cada cultivo que hacen muy versátil la utilización de cada uno de ellos como materia prima para el desarrollo sostenible. Por un lado tenemos la Caña de azúcar que su cultivo es más complejo que el Pasto de Elefante, su nivel energético es del orden de 0.44 veces el nivel energético del Pasto de Elefante, pero su cosecha es muy abundante por hectárea cultivada, mientras la Caña produce 80 litros de biocombustible por tonelada cosechada el Pasto de Elefante solo produce 25 litros por tonelada cosechada.

6.3 EVALUACIÓN OPERATIVA De acuerdo con una configuración de generación centralizada se tienen varios aspectos importantes a tener en cuenta. El biocombustible está disponible y almacenado en la misma área, por lo cual no depende de los medios de transporte ni vías de comunicación, asegurando la operación del sistema. Dentro de la ingeniería se pude contemplar tanques de almacenamiento para tener suficiente combustible para una contingencia. Dependiendo de la configuración y tamaño de las unidades de generación, el tiempo de encendido variara desde instantáneo hasta 5 minutos a partir de modo “hot stand-by” a carga completa de planta. Para los cultivos el clima siempre será un factor que influirá en la producción continua de materia orgánica, en el Meta se ha observado que a pesar de tener épocas muy secas y otras muy lluviosas se tiene un clima controlado sin presentarse extremos de temperaturas o precipitaciones, asegurando las cosechas durante el año. El suelo es fundamental para cualquier cultivo y al encontrarse en una área industrial de producción de crudo pesado,


46

siempre se corre el riesgo que por los desechos el agua subterránea esté contaminada, afectando de forma directa el suelo del cultivo; teniendo en cuenta esto el Pasto de Elefante se amolda mejor a las condiciones que presenta este escenario.

7 ANÁLISIS DE RESULTADOS De acuerdo con los resultados obtenidos para el cultivo de Caña de Azúcar y Pasto de Elefante en cuanto a producción de energía, se puede observar que no cumple con el objetivo principal del proyecto de suplir la demanda total para tratamiento de agua producida. Con base en estos resultados se tienen tres opciones para la ejecución del mismo proyecto y consideraciones para el futuro como se describe a continuación:

7.1 VENTA DE BIOCOMBUSTIBLE De las figuras Figura 14Figura 16 para las alternativas propuestas como materia prima para la producción de biocombustible, se tiene la siguiente producción:

CANA DE AZÚCAR (Barriles por día)

PASTO DE ELEFANTE (Barriles por día)

Fase Inicial 2000 1300

Fase Final 4000 700 Tabla 32.Producción de biocombustibles alternativas seleccionadas.

Utilizando los resultados de costos obtenidos en la Figura 11 y pronóstico de producción de barriles por día de las alternativas calculamos el costo que vale producir un barril de biocombustible para las dos alternativas como se muestra en la siguiente tabla:

1 Barril de biocombustible

CANA DE AZÚCAR PASTO DE ELEFANTE

$ 4,39 USD $ 9,8 USD Tabla 33. Costos de producción de un barril de biocombustible.

El valor de venta del biocombustible en el mercado varía según sus características de energéticas y de producción.


47

7.2 GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA COMBINADA BIOCOMBUSTIBLE-DIESEL

De acuerdo con los resultados obtenidos en el rendimiento de cada una de las alternativas, se observó que no se cumple con el objetivo energético requerido. Para utilizar la energía producida y cumplir con la demanda se requiere hacer un centro de generación combinado utilizando biocombustible y diesel. A continuación se muestra el nuevo arreglo de generadores para cada una de las alternativas:

CAÑA DE AZÚCAR

FASE NUMERO DE MÁQUINAS

DIESEL (INCLUYENDO BACK-UP)

POTENCIA MW

NUMERO DE MÁQUINAS BIOCOMBUSTIBLE CAÑA DE AZÚCAR

POTENCIA MW

Inicial 2 3 3 3

Final 3 3 6 3 Tabla 34. Arreglo de generadores, generación combinada Diesel-Caña de azúcar.

PASTO DE ELEFANTE

FASE NUMERO DE MÁQUINAS

DIESEL (INCLUYENDO BACK-UP)

POTENCIA MW

NUMERO DE MÁQUINAS BIOCOMBUSTIBLE CAÑA DE AZÚCAR

POTENCIA MW

Inicial 3 2,5 3 2,5

Final 5 2,5 6 2,5 Tabla 35. Arreglo de generadores, generación combinada Diesel-Pasto de Elefante.

Utilizando los datos obtenidos en la Tabla 34 y Tabla 35, calculamos los costos asociados a cada alternativa, como se muestra a continuación:

Tabla 36. Factibilidad.

DIESELCOMBINADOCAÑA-DIESEL

COMBINADOPASTO-DIESEL

Costo operación ymantenimiento

173.261.078 105.175.645 119.076.396

Costo Capital 18.792.050 37.288.972 35.876.972

-

50.000.000

100.000.000

150.000.000

200.000.000

250.000.000

$ U

SD

Resultado Final


48

En la Tabla 36 se presenta el resumen de los costos de generación combinada para el proyecto, de allí se puede concluir que el proyecto es factible con Caña de Azúcar como materia prima para la producción de biocombustible con un costo total de $ 154.953.368 USD.

7.3 CONSIDERACIONES A FUTURO Se estima que para el corto plazo la empresa adquiera 1000 hectáreas más de las que actualmente tiene. Con 3000 hectáreas la producción de biocombustible para las dos alternativas cumple con la demanda total de energía del proyecto. Por lo tanto no es necesario utilizar generación combinada con Diesel y el Paso de Elefante seria la alternativa económicamente más barata y energéticamente más adecuada para el desarrollo del proyecto.

8 CONCLUSIONES Los proyectos con biocombustibles se presentan como alternativa interesante desde el punto de vista de generación de energía limpia. El control del cultivo de biomasa es necesario para garantizar que los proyectos con este propósito tengan éxito. Dentro de los procesos industriales de extracción de crudo, se ha encontrado que el impacto ambiental que trae es altísimo. En Colombia no existe una normatividad tan exigente que logre regular estos impactos. Al contrario se ve que cada vez existen más proyectos de explotación de recursos naturales. Soluciones sostenibles como las presentadas en este documento no mitigan el impacto ambiental de la industria en un 100% pero si contribuyen en la sensibilización hacia el medio ambiente y estimulan a controlar la contaminación. El manejo del agua ha sido un tema muy importante dentro del sector petrolero, convertir esta agua contaminada en riego superficial para generar biocombustible es una opción económicamente alta pero al largo plazo contribuye a solucionar varios problemas como los es: la contaminación del suelo, la contaminación de aguas subterráneas, la contaminación de ríos y la contaminación del aire. También da solución a un costo energético por tratamiento de aguas que tienen en este momento las grandes petroleras. Una de las grandes discusiones acerca de la producción de biomasa a nivel mundial es que si existe un terreno para cultivar debe ser con fines alimenticios y no energéticos ya que la alimentación es una necesidad primaria. De acuerdo con esto se observa que muchos de los proyectos realizados con biomasa se hacen con residuos forestales de las empresas madereras. Para este caso específico las empresas dedicadas al tratamiento de agua especifican que el agua tratada proveniente de la explotación petrolera, no es consumible para el ser humano, pero si cumple con la pureza para el riego superficial; teniendo en


49

cuenta esto un cultivo con fines alimenticios a base de riego con agua tratada es peligroso y no es saludable para el ser humano, convirtiendo este proyecto en un escenario perfecto para el desarrollo sostenible. El Pasto de elefante hasta hace muy pocos años se ha empezado a estudiar como materia prima para producir energía, sin embargo Brasil es el único país en la Suramérica que cuenta con plantaciones de Pasto de Elefante con fines energéticos. Esto se debe en primer lugar por el poder calorífico y energético con el cual cuenta la planta y en segundo lugar por tener requerimientos poco exigentes de riego, temperatura y suelo. Además esta planta absorbe grandes cantidades de CO2 mitigando el efecto invernadero. Durante el desarrollo del proyecto se pudo observar estas características reflejadas en los costos de operación, requerimientos del cultivo y eficiencia energética. Se pudo caracterizar un proyecto real teniendo en cuenta sus características propias mediante datos reales. Con base en esto se diseñó a nivel conceptual-básico un sistema de generación el cual cumple con las normas que aplican al sector obteniendo resultados viables y reales. Se realizó un cuadro de cargas que contempla todos los equipos requeridos para el proyecto, desde los motores de las bombas de las facilidades de producción hasta los servicios auxiliares de las plantas de tratamiento de agua, con lo cual se obtuvo un dimensionamiento correcto de los generadores que se deben usar para este caso. La topología propuesta para la disposición de los generadores ayuda a suplir las cargas desde barrajes separados, lo cual aumenta la confiabilidad del sistema, y disminuye los costos, ya que con unidades de generación más pequeñas de respaldo se tiene menor costo de operación y mantenimiento. De acuerdo con las alternativas propuestas en este documento para suplir la energía eléctrica, se realizó un análisis económico a un nivel conceptual de cada una de las alternativas. Los costos asociados a estos pueden variar considerablemente y a pesar que los costos se basan en precios de hoy, el análisis económico maneja una incertidumbre alta, pero se pueden usar para evaluar cada alternativa y tener un estimado de cuál es la económicamente más adecuada.


50

9 REFERENCIAS

[1]Tomado de http://www.miliarium.com/Bibliografia/Monografias/Energia/EnergiasRenovables/Biomasa/Welcome.asp [2] Congreso de Colombia, Ley 142 de 1994. [3] Congreso de Colombia, Ley 143 de 1994. [4] Congreso de Colombia, Ley 788 de 2002. [5] Coordinación del desarrollo sostenible de los biocombustibles, Ministerios Minas y Energía, Coordinación Nacional de Biocombustibles, Infante 2010. [6] THE ROYAL SOCIETY. “ Sustainable biofuels: prospects and challenges”. Documento de políticas de 01/2008. The royal Society. Londres Tomado de http://royalsociety.org/policy/publications/2008/sustainable-biofuels/ [7] IEA. From 1st to 2nd generation bio-fuel technologies: An overview of currnte industry and RD&D activities. Paris, Francia: OECD/IEA. IEA Bioenergy Tomado de http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/2nd_Biofuel_Gen_Exec_Sum.pdf [8] IEA. OECD (February 2010). Sustainable Production of second-Generation Biofuels Potential and perspectives in major economies and developing Paris, Francia, OECD/IEA. Tomado de http://www.iea.org/publications/freepublications/publication/second_generation_biofuels.pdf [9] CONGRESO DE LA REPUBLICA DE COLOMBIA (abril de 2008). Los biocombustibles en Colombia a debate. Bogotá DC. [10] Tomado de http://www.ecured.cu/index.php/Cultivo_de_la_ca%C3%B1a_de_az%C3%BAcar [11] tomado de http://www.snvworld.org/files/publications/modulo_v-cana_de_azucar.pdf [12] Biocombustibles en Colombia, Unidad de Planeación Minero Energética, Republica de Colombia, Ministerio de Minas y Energía.


51

[13]Congreso de Colombia, Ley 693 de 2001. [14]Congreso de Colombia, Ley 939 de 2004. [15] Cultivos para la producción sostenible de biocombustibles: Modulo V Caña de Azúcar, Servicio Holandés de Cooperación al Desarrollo SNV, julio de 2008. [16]Tomado de http://sian.inia.gob.ve/repositorio/revistas_tec/FonaiapDivulga/fd12/texto/pasto%20elefante.htm [17] Análisis técnico y económico de la producción de electricidad a partir de Eucalyptus y Pennisetum purpureum Schumach a través de sistemas térmicos avanzados, Quelbis R. Quintero Bertel, Electo E. Silva Lora, Vladimir R. Melián Cobas, 2011 [18] Evaluacion de cosotos en sistemas de riego, Presentacion SUL CIEDAG, Marzo de 2013, tomado de http://www.sul.org.uy/_DocDesc/_Libre/Evaluacion_de_Costos_Sistemas_de_riego.pdf [19] Tomado de http://energy.gov/science-innovation/energy-sources/renewable-energy/biomass [20]Tomado de http://es.wikipedia.org/wiki/Bioenerg%C3%ADa


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10 ANEXOS

Anexo A. Normatividad sobre Alcohol Carburante y Biodiesel en Colombia


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NORMA ENTIDAD NÚMERO FECHA TEMA

Resolución Ministerio de Minas y Energía

180515 1 de abril de 2009

Por la cual se modifica, el numeral 2º del Artículo 1º de la Resolución 18 1232 del 30 de julio de 2008, la cual modificó parcialmente el Artículo 2º de la Resolución 18 1088 de 2005, en relación con la estructura para el cálculo del ingreso al productor del alcohol carburante.


180134 Enero 29 de 2009

Por la cual se modifica el artículo 2º de la Resolución 18 1780 del 29 de diciembre de 2005, en relación con el ingreso al productor del biocombustible para uso en motores diesel.


180120 28 de enero de 2009

Por la cual se modifica, el factor FC3 del Artículo 1º de la Resolución 18 1232 del 30 de julio de 2008, la cual modificó parcialmente el Artículo 2º de la Resolución 18 1088 de 2005.


181864 29 de octubre de 2008

Por la cual se modifica la Resolución 18 2142 de 2007, en relación con el programa de mezcla de biocombustibles para uso en motores diesel.


181232 30 de julio de 2008

Por la cual se modifica parcialmente el Artículo 2º de la Resolución 18 1088 de 2005, en relación con el ingreso al productor del alcohol carburante a distribuir en el país.


181109 25 de julio de 2007

Por la cual se adiciona el artículo 3 de la Resolución 181780 de 2005, en el sentido de fijar algunas tarifas de transporte del biocombustible para uso en motores diesel. TRANSPORTE (BIODIESEL).


181142 30 de julio de 2007

Por la cual se modifica el Artículo 2 de la Resolución 18 0222 de 2006. PRECIOS (ALCOHOL CARBURANTE).

Decreto Ministerio de Minas y Energía

2629 10 de julio de 2007

Por medio del cual se dictan disposiciones para promover el uso de biocombustibles en el país, así como medidas aplicables a los vehículos y demás artefactos a motor que utilicen combustibles para su funcionamiento. Establece cronograma para ampliar la mezcla obligatoria de biocombustibles en 10% a partir del 1º de enero del año 2010, y 20% a partir de 2012, así como la obligación de que a partir del 1º de enero del año 2012 el parque automotor nuevo y demás artefactos nuevos a motor deben ser flex-fuel como mínimo al 20%, tanto para mezcla E-20 (80% de gasolina básica de origen fósil con 20% de Alcohol Carburante) como para B –20 (80% de diesel de origen fósil con 20% de Biocombustibles). REGLAMENTO TÉCNICO (ALCOHOL CARBURANTE Y BIODIESEL).


180782 30 de mayo de 2007

Por la cual se modifican los criterios de calidad de los biocombustibles para su uso en motores diesel como componente de la mezcla con el combustible diesel de origen fósil en procesos de combustión. CALIDAD (BIODIESEL).


54


180769 29 de mayo de 2007

Por la cual se modifican los rubros "MDM" de los artículos 6º de las resoluciones 8 2438 y 8 2439 del 23 de diciembre de 1998, modificados por los artículos 2º de las resoluciones 18 1549 del 29 de noviembre de 2004 y 18 0822 del 29 de junio de 2005, respectivamente, y se establecen disposiciones relacionadas con las estructuras de precios de la Gasolina Motor Corriente y del ACPM. MARGENES (ALCOHOL CARBURANTE Y BIODIESEL).


180671 9 de mayo de 2007

Por la cual se adicionan las resoluciones 18 0687 del 1 7 de junio de 2003 y 18 1088 del 23 de agosto de 2005 y se establecen otras disposiciones. REGLAMENTO TÉCNICO Y TRANSPORTE (ALCOHOL CARBURANTE).


180212 14 de febrero de 2007

Por la cual se modifica parcialmente la Resolución 181780 del 29 de diciembre de 2005, en relación con la estructura de precios del ACPM mezclado con biocombustible para uso en motores diesel. PRECIOS (BIODIESEL).

Decreto 383

Por el cual se Modifica el Decreto 2685 de 1999, Zonas Francas – reglamenta el establecimiento de Zonas Francas Especiales, para proyectos de alto impacto económico y social. El requisito para acceder a los beneficios de este decreto es para proyectos industriales la inversión de 150.000 smmlv o la creación de seiscientos (600) o más empleos directos. Tratándose de proyectos agroindustriales el monto de la inversión deberá corresponder a setenta y cinco mil salarios mínimos legales mensuales vigentes (75.000 smmlv) o la vinculación de quinientos (500) o más trabajadores.


18027 29 de enero de 2007

Por la cual se modifica el rubro "MD" del artículo 4 de la Resolución 82439 del 23 de diciembre de 1998, modificado en el artículo 1º de la Resolución 180822 del 29 de junio de 2005 y se establecen disposiciones relacionadas con la estructura de precios del ACPM. MARGENES (BIODIESEL).


1180 21 de junio de 2006

Por la cual se modifican parcialmente las resoluciones 1565 y 1289, del 27 de diciembre de 2004 y 7 de septiembre de 2005, respectivamente. CALIDAD (ALCOHOL CARBURANTE).


180222 27 de febrero de 2006

Por la cual se modifica parcialmente el Artículo 2 de la Resolución 18 1088 de 2005, modificado por la Resolución 181760 de 2005. PRECIOS (ALCOHOL CARBURANTE).


181780 29 de diciembre de 2005

Por la cual se define la estructura de precios del ACPM mezclado con biocombustible para uso en motores diesel. PRECIOS (BIODIESEL).



Por la cual se modifica parcialmente la Resolución 1565 del 27 de diciembre de 2004. CALIDAD (ALCOHOL CARBURANTE).


55



Por la cual se modifica la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003. REGLAMENTO TÉCNICO (ALCOHOL CARBURANTE).



TRANSPORTE (ALCOHOL CARBURANTE).


1289 7 de septiembre de 2005

Por la cual se modifica parcialmente la Resolución 898 del 23 de agosto de 1995, en el sentido de regular los criterios de calidad de los biocombustibles para su uso en motores diesel como componente de la mezcla con el combustible diesel de origen fósil en procesos de combustión. Además impone la fecha del 1 de enero de 2008, como inicio de mezcla del 5% de biodiesel con el ACPM. CALIDAD (BIODIESEL).


181088 23 de agosto de 2005

Por la cual se derogan las resoluciones 180836 y 181710 de 2003 y se adoptan otras disposiciones en relación con la estructura de precios de la Gasolina Motor Corriente Oxigenada. PRECIOS Y TRANSPORTE (ALCOHOL CARBURANTE).


181069 18 de agosto de 2005

Por la cual se modifica la Resolución 180687 del 17 de junio de 2003 y se establecen otras disposiciones. REGLAMENTO TÉCNICO (ALCOHOL CARBURANTE).

Resolución SIC 03742 2 de febrero de 2001

Por la cual se señalan los criterios y condiciones materiales y formales que deben cumplirse para la expedición de Reglamentos Técnicos.

Ley 693 19 de septiembre de 2001

Por la cual se dictan normas sobre el uso de alcoholes carburantes, se crean estímulos para su producción, comercialización y consumo, y se dictan otras disposiciones. Esta ley establece la obligatoriedad de componentes oxigenados para su uso en los combustibles en ciudades de más de 500.000 habitantes. Se define un plazo de 5 años para implementar la norma de manera progresiva. IMPULSO (ALCOHOL CARBURANTE).

Tabla 37. Normativa sobre Alcohol Carburante y Biodiesel en Colombia16.

16 Marco Normativo y Desarrollo de una Metodología de Formación de Precios de los Biocombustibles, UPME 2008.


56

Anexo B. Costos de capital generación local

CPF1

DESCRIPCIÓN UNIDAD CANTIDAD VALOR

UNITARIO TOTAL ITEM

GENERADORES

GENERADOR 0.416 kV, 1.7MW un 2 $2.300.000 $4.600.000

Sistema de Acondicionamiento de Combustible 200 bls/día

un 1 $5.000 $5.000

CELDAS

CELDAS DE ENTRADA Y SALIDA gl 1 $160.000 $160.000

TABLERO INDUSTRIAL ESP, 4,16 kV

un 1 $10.000 $10.000

VARIADOR 4,16 kV, un 3 $100.000 $300.000

SUBESTACIONES

TRANSFORMADOR DE POTENCIA 4,16/0,208 kV 225kVA

un 1 $70.000 $70.000

OBRAS COMPLEMENTARIAS

CABLEADO DE POTENCIA gl 1 $160.000 $160.000

CABLEADO DE CONTROL gl 1 $40.000 $40.000

INSTALACIONES INTERNAS CPF (SPT,SIPRA,ILUMINACION)

gl 1 $160.000 $160.000

DESCARGADERO gl 1 $100.000 $100.000

MONTAJE gl 1 $340.000 $340.000

SISTEMA DE LAVADO DE GASES

SISTEMA DE LAVADO DE GASES DE COMBUSTION

gl 1 $4.135.000 $4.135.000 (Un sistema para los generadores)

TOTAL CAPEX con Sistema de Lavado de Gases

$10.080.000


57

CPF2


UNITARIO TOTAL ITEM

GENERADORES


Sistema de Acondicionamiento de Combustible 200 bls/dia

un 2 $5.000 $10.000

CELDAS



un 1 $10.000 $10.000

VARIADOR 4,16 kV, un 6 $100.000 $600.000





gl 1 $160.000 $160.000


MONTAJE gl 1 $340.000 $340.000





$12.615.000


58

RO


UNITARIO TOTAL ITEM

GENERADORES



un 1 $396.000 $396.000

CELDAS



un 1 $10.000 $10.000

VARIADOR 4,16 kV, un 3 $100.000 $300.000

SUBESTACIONES


un 1 $70.000 $70.000





gl 1 $160.000 $160.000


MONTAJE gl 1 $340.000 $340.000





$18.671.000

TOTAL CAPEX GL $41.366.000


59

Anexo c. Costos de capital generación centralizada

RO


UNITARIO TOTAL ITEM

GENERADORES

GENERADOR 0.416 kV, 4,6MW

un 5 $4.830.000 $24.150.000


un 3 $360.000 $1.080.000

CELDAS

CELDAS DE ENTRADA Y SALIDA

gl 4 $160.000 $640.000


un 3 $10.000 $30.000

VARIADOR 4,16 kV, un 12 $100.000 $1.200.000

SUBESTACIONES


un 2 $70.000 $140.000

TRANSFORMADOR DE POTENCIA 4,16/34.5 kV 5,7MVA

un 2 $230.000 $460.000





gl 3 $160.000 $480.000


MONTAJE gl 3 $340.000 $1.020.000




RED DE DISTRIBUCION INTERNA

REDES DE DISTRIBUCIÓN 34.5 kV

km 7 $60.000 $420.000

DERECHO DE VIA m2 21000 $1,05 $22.050

TOTAL CAPEX con Sistema de Lavado de Gases $42.747.050


60

Anexo D. Costos de operación y mantenimiento generación local y centralizada

DATOS REQUERIDOS

SUMINISTRO DE ENERGIA: $ USD/kWh

DIESEL $ USD/kWh $ 0,22

BIO: $ USD/kWh $ 0,21

GAS: $ USD/kWh $ 0,07

R.E: $ USD/kWh $ 0,10

PRECIO COMBUSTIBLE USD

DIESEL USD/ft3 $ 26,60

GAS USD/ft3 $ 0,01

CRUDO USD/ft3 $ 10,69

OPERACIÓN Y MANT. MAQUINAS

Aceite Gen. USD $ 2.600

M. GEN. $USD/KWh $ 0,01

M. LINEA. $USD/kM $ 500

OPERADOR: $USD/MES $ 3.700

LINEA: TSD $/MES $ 800

GEN: TSD $/MES $ 1.300,00

Renta Generador $ 50.000,00

CAPEX USD

GL CPF1 $ 10.080.000

GL CPF2 $ 12.615.000

GL RO $ 18.671.000

GC $ 42.747.050


61

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022

Tiempo Operación

GL(h) 876 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760

Tiempo Operación

GC(h) 876 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760

Potencia Pico CPF1

300 1.570 1.570 1.570 3.140 3.140 3.140 3.140 3.140 3.140

Potencia Pico CPF2

300 3.250 3.250 3.250 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500 6.500

Potencia Pico RO

300 6.260 6.260 6.260 12.520 12.520 12.520 12.520 12.520 12.520

Potencia Pico GC

900 11.080 11.080 11.080 22.160 22.160 22.160 22.160 22.160 22.160

ALTERNATIVA OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ OPEX $ TOTAL

2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 VPN (11%)

GENERACION LOCAL CPF1

$ 1.058.659 $ 3.428.737 $ 3.428.737 $ 3.428.737 $ 6.456.673 $ 6.456.673 $ 6.456.673 $ 6.456.673 $ 6.456.673 $ 6.456.673 $ 26.495.633

GENERACION LOCAL CPF2

$ 1.122.034 $ 6.732.197 $ 6.732.197 $ 6.732.197 $ 13.000.219 $ 13.000.219 $ 13.000.219 $ 13.000.219 $ 13.000.219 $ 13.000.219 $ 52.060.905

GENERACION LOCAL RO

$ 1.273.434 $ 12.688.749 $ 12.688.749 $ 12.688.749 $ 24.761.924 $ 24.761.924 $ 24.761.924 $ 24.761.924 $ 24.761.924 $ 24.761.924 $ 98.088.277

TOTAL $ 176.644.815

GENERACION CENTRALIZAD

A $ 1.996.268 $ 21.629.101 $ 21.629.101 $ 21.629.101 $ 43.096.302 $ 43.096.302 $ 43.096.302 $ 43.096.302 $ 43.096.302 $ 43.096.302 $ 169.516.059

TOTAL $ 169.516.059


62

Anexo E. Costos de capital, operación y mantenimiento, Caña de Azúcar

Descripción Unidad Cantidad Total USD


1.600.000 1 1.600.000



Bombas 150HP 18.423 7 128.961




TOTAL

USD/1000ha 2.289.961

CAPEX TOTAL

USD/ha 2.290

OPEX 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total

Mantenimiento de equipos

45.799 45.799 45.799 91.598 91.598 91.598 91.598 91.598 91.598 91.598 $427.524

Operadores 66.667 62.500 62.500 125.000 125.000 125.000 125.000 125.000 125.000 125.000 $587.176

Producción de biocombustible incluye, materia

prima, transporte, otros

1.836.000 1.836.000 1.836.000 3.672.000 3.672.000 3.672.000 3.672.000 3.672.000 3.672.000 3.672.000 $17.138.600

TOTAL $18.153.300


63

Anexo F. Costos de capital, operación y mantenimiento, Pasto de Elefante

Descripción Unidad Cantidad Total USD


1.200.000 1 1.200.000



Bombas 150HP 18.423 7 128.961




TOTAL

USD/1000ha 1.859.961

TOTAL CAPEX

USD/ha 1.860

OPEX 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Total

Mantenimiento de equipos

37.199 37.199 37.199 74.398 74.398 74.398 74.398 74.398 74.398 74.398 $347.245

Operadores 50.000 50.000 50.000 66.667 66.667 66.667 66.667 66.667 66.667 66.667 $351.887

Producción de biocombustible incluye,

materia prima, transporte, otros

1.020.000 1.020.000 1.020.000 2.040.000 2.040.000 2.040.000 2.040.000 2.040.000 2.040.000 2.040.000 $9.521.444

TOTAL $10.220.577


64

Anexo G. Costos de capital, operación y mantenimiento, generación combinada

DATOS REQUERIDOS

SUMINISTRO DE ENERGIA: $ USD/kWh

DIESEL $ USD/kWh $ 0,22

BIOcaña: $ USD/kWh $ 0,078

BIOpasto: $ USD/kWh $ 0,077

R.E: $ USD/kWh $ 0,10

OPERACIÓN Y MANT. MAQUINAS

Aceite Gen. USD $ 2.600

M. GEN. $USD/KWh $ 0,01

M. LINEA. $USD/kM $ 500

OPERADOR: $USD/MES $ 3.700

LINEA: TSD $/MES $ 800

GEN: TSD $/MES $ 1.300,00

Renta Generador $ 50.000,00

CAPEX USD

Diesel $ 18.792.050

Caña-diesel $ 32.709.050

pasto-diesel $ 32.157.050


65

2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 Tiempo Operación GL(h)

876 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760 8760

DIESEL 900 11.080 11.080 11.080 22.160 22.160 22.160 22.160 22.160 22.160

COMBINADO CAÑA-DIESEL

180 2.216 2.216 2.216 4.432 4.432 4.432 4.432 4.432 4.432

720 8.864 8.864 8.864 17.728 17.728 17.728 17.728 17.728 17.728

COMBINADO PASTO-DIESEL

360 4.432 4.432 4.432 8.864 8.864 8.864 8.864 8.864 8.864

540 6.648 6.648 6.648 13.296 13.296 13.296 13.296 13.296 13.296

DIESEL $ 1.408.092 $ 22.347.308 $ 22.347.308 $ 22.347.308 $ 44.062.915 $ 44.062.915 $ 44.062.915 $ 44.062.915 $ 44.062.915 $ 44.062.915 $ 173.261.078 COMBINADO CAÑA-DIESEL $ 1.663.868 $ 11.350.745 $ 11.350.745 $ 11.350.745 $ 21.721.863 $ 21.721.863 $ 21.721.863 $ 21.721.863 $ 21.721.863 $ 21.721.863 $ 87.022.345 COMBINADO PASTO-DIESEL $ 1.672.941 $ 14.152.869 $ 14.152.869 $ 14.152.869 $ 27.339.911 $ 27.339.911 $ 27.339.911 $ 27.339.911 $ 27.339.911 $ 27.339.911 $ 108.855.820

Costo Capital Costo operación y mantenimiento

DIESEL 18.792.050 173.261.078

COMBINADO CAÑA-DIESEL 32.709.050 87.022.345

COMBINADO PASTO-DIESEL 32.157.050 108.855.820

Cultivo Caña 4.579.922 18.153.300

Cultivo Pasto 3.719.922 10.220.577

RESULTADO COSTO CAPITAL COSTO OPERACIÓN Y

MANTENIMIENTO TOTAL

DIESEL 18.792.050 173.261.078 192.053.128

COMBINADO CAÑA-DIESEL 37.288.972 105.175.645 142.464.617

COMBINADO PASTO-DIESEL 35.876.972 119.076.396 154.953.368

Proyecto de Grado Manuel Alejandro Diaz

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