Estudio de viabilidad para un sistema energético de ...

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

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Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2004

Estudio de viabilidad para un sistema energético de cogeneración Estudio de viabilidad para un sistema energético de cogeneración

mediante motor alternativo a gas aplicado a una industria de mediante motor alternativo a gas aplicado a una industria de

productos alimenticios "Comapan S.A" productos alimenticios "Comapan S.A"

Alberdy Enrique Sepúlveda Narváez Universidad de La Salle, Bogotá

Oscar Alberto Vargas Olmos Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Sepúlveda Narváez, A. E., & Vargas Olmos, O. A. (2004). Estudio de viabilidad para un sistema energético de cogeneración mediante motor alternativo a gas aplicado a una industria de productos alimenticios "Comapan S.A". Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/485

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Facultad de Ingeniería Eléctrica

UNIVERSIDAD DE LA SALLE 1

Oscar A. Vargas O. Alberdy E. Sepúlveda N.

ESTUDIO DE VIABILIDAD PARA UN SISTEMA ENERGETICO DE

COGENERACION MEDIANTE MOTOR ALTERNATIVO A GAS APLICADO A

UNA INDUSTRIA DE PRODUCTOS ALIMENTICIOS “ COMAPAN S.A. “

ALBERDY ENRIQUE SEPÚLVEDA NARVÁEZ

OSCAR ALBERTO VARGAS OLMOS

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

AREA DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D.C.

2004




ESTUDIO DE VIABILIDAD PARA UN SISTEMA ENERGETICO DE

COGENERACION MEDIANTE MOTOR ALTERNATIVO A GAS APLICADO A

UNA INDUSTRIA DE PRODUCTOS ALIMENTICIOS “ COMAPAN S.A. “

ALBERDY ENRIQUE SEPÚLVEDA NARVÁEZ

OSCAR ALBERTO VARGAS OLMOS

Monografía para optar al título de

Ingeniero Eléctrico

Director

RAMON FERNANDO ANTOLÍNEZ

Ingeniero Eléctrico

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

AREA DE GENERACIÓN ENERGÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ, D.C.

2004




Nota de Aceptación

Ingeniero Ramón Fernando Antolinez Director

Jurado

Jurado

Bogotá, D.C., 30 de Julio de 2004




Ni la Universidad, ni el Director, ni el Jurado

Calificador, son responsables de las ideas

expuestas por el graduando.




A Dios por darme fuerza y persistencia para alcanzar una importante meta trazada en mi vida. A mis padres por la vida y por sus esfuerzos diarios y llenos de muestras de amor. A mis hermanos por su gran comprensión y colaboración en momentos muy difíciles. A mi novia y familia, por brindarme apoyo y colaboración en arduas circunstancias. OSCAR A. VARGAS OLMOS




A Dios por iluminar y guiar mi vida.

A mis padres por brindarme su apoyo incondicional en todo momento, el cual hizo

posible este logro.

A mi hermano por su gran comprensión y colaboración en los momentos más difíciles.

A mis amigos por su apoyo sincero.

ALBERDY E. SEPÚLVEDA NARVÁEZ.




AGRADECIMIENTOS

Los autores expresan su agradecimiento a:

RAMON FERNANDO ANTOLÍNEZ, Ingeniero Eléctrico y Director de este proyecto

por su orientación y esfuerzo para poder concluir esta investigación con éxito.

JUAN MANUEL TORO, Administrador General COMAPAN S.A., por abrirnos las

puertas y facilitarnos el acceso a las instalaciones de la empresa.

OCTAVIANO GARZON, Jefe de Producción COMAPAN S.A., por su cordialidad y

afán en brindarnos los conocimientos necesarios para el cumplimiento de los

objetivos del trabajo.

MARTHA ÁVILA, Ingeniera de Alimentos, por su colaboración para sacar adelante

este proyecto.

RAFAEL ANGEL VEGA, Técnico Electricista por su disponibilidad, y cordialidad a

la hora de la adquisición de los datos que apoyan este trabajo.

MAURICIO DAZA, Ingeniero Gas Natural E.S.P., por su aporte y orientación.

GUSTAVO FORERO, Técnico de Mantenimiento, por su disponibilidad y

amabilidad.

LUIS CUBILLOS, Ingeniero Gecolsa, por su amabilidad y disposición al momento

de brindarnos los conocimientos necesarios para el cumplimiento de los objetivos

de este proyecto.




TABLA DE CONTENIDO

Pág.

0. INTRODUCCIÓN 16

1.0 DESCRIPCION FUNCIONAL DE LA EMPRESA COMAPAN S.A. 19

1.1 CARACTERISTICAS DE LA EMPRESA COMAPAN S.A. 19

1.1.1 Ubicación Geográfica 19

1.1.2 Características Físicas de la Empresa 20

1.1.3 Descripción del Proceso 21

2. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TERMICA DE LA EMPRESA 22

2.1 Suministro 22

2.2 Demanda 22

2.2.1 Matriz Carga Típica 27

2.2.2 Costo de Energía Eléctrica 29

2.3 CONSUMO DE ENERGÍA TÉRMICA 30

2.3.1 Puntos de Consumo 30

2.3.1.1 Características del Vapor del Proceso 31

2.3.2 Mecanismos de Suministro 31

2.3.2.1 Equipos Auxiliares de la Caldera 33

2.3.2.2 Demanda promedio de la Caldera 33

2.4 COMBUSTIBLE 34

2.5 INDICES DE PRODUCCIÓN 34

3.0 GAS NATURAL 35

3.1 MARCO LEGAL 35

3.2 DEFINICIONES 36

3.3 CONSIDERACIONES 36

3.4 ESTIMACION PRECIOS 37

3.5 TRANSPORTE DE GAS NATURAL 39




3.5.1 Reglamento Único de Transporte (RUT) 39

3.5.1.1 Marco Legal 39

3.5.1.2 Consideraciones 40

3.5.1.2.1 Cargos por Uso del Sistema de Transporte del Interior 40

3.6 RESERVAS 41

3.7 SUMINISTRO 43

3.8 RELACIÓN RESERVA/PRODUCCIÓN 44

3.9 GAS NATURAL PARA USO EN BOGOTA 45

3.9.1 Tarifa Para Uso No Residencial 46

3.9.2 Niveles de Presión del Gas Natural 48

3.9.3 Infraestructura Requerida Para la Conversión a Gas Natural 48

3.10 A.C.P.M. 49

4.0 SISTEMA ENERGETICO DE COGENERACIÓN CON MOTOR 50

ALTERNATIVO A GAS

4.1 COGENERACIÓN CON MOTOR ALTERNATIVO A GAS 50

4.2 EQUIPOS DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN 52

4.3 TIPO DE MANTENIMIENTO 54

4.4 RECUPERACIÓN DE CALOR EN LOS MOTORES ALTERNATIVOS 54

4.4.1 Gases de Escape 54

4.4.2 Agua de Refrigeración del Motor 54

4.4.3 Aceite de Lubricación del Motor 55

4.5 ALTERNATIVAS TECNICAS 55

4.5.1 Planta Caterpillar 55

4.5.2 Planta Cummins 55

4.5.3 Planta Waukesha 56

4.6 SOFTWARE PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN 56

5.0 SELECCIÓN DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN A GAS 57

5.1 METODOLOGÍA DE EVALUACIÓN 57

5.1.1 Características Ambientales 58

5.1.2 Demanda 58

5.1.3 Condiciones del Vapor deL Proceso 58

5.2. PARAMETROS DE DISEÑO 58




5.2.1 Condiciones Ambientales 59

5.2.2 Humedad Relativa y corrosión 59

5.2.3 Altitud 59

5.3 EFECTO SOBRE LA POTENCIA DE LOS MOTORES 60

5.3.1 Variación de la Potencia del Motor Debido a la Temperatura ambiente 60

5.3.2 Variación del Consumo Térmico Específico del Motor a Carga Parcial 61

5.4 CONSUMO DE COMBUSTIBLE 62

5.5 RESULTADO ALTERNATIVA TECNICA 67

5.6 GRUPO DE COGENERACIÓN SELECCIONADO 68

5.7 EVALUACIÓN ECONOMICA 68

5.7.1 Supuesto Básico de la Evaluación Económica 69

5.7.2 Inversión Inicial 70

5.7.3 Ingresos 71

5.7.4 Costos de Operación 72

5.7.4.1 Costos de Combustible 72

5.7.4.2 Costos de Operación y Mantenimiento 72

5.7.4.3 Compras de Energía 73

5.7.4.4 Costos Totales 73

5.7.5 Inversión 73

5.7.6 Créditos Recibidos 74

5.7.7 Ganancias 75

5.7.7.1 Ganancias Gravables 75

5.7.7.2 Ganancias Netas Contables 75

5.7.7.3 Flujo de Fondos Netos 75

5.7.7.4 Construcción de Flujo de Fondos 75

5.8 INDICES DE RENTABILIDAD FINANCIERA 77

5.9 SELECCIÓN EQUIPOS 78

5.10 EVALUACIÓN BENEFICIO / COSTO DE LA SUSTITUCIÓN 79

5.10.1 Ahorro por Compra 79

6.0 ASPECTOS REGULATORIOS Y AMBIENTALES 80

6.1 NORMAS APLICABLES 80

6.1.1 Resolución CREG 065 de 1996. 81




6.1.2 Resolución CREG 085 de 1996. 81

6.1.3 Resolución CREG 107 / 98. 84

6.1.4 Resolución CREG 039 / 2001. 84

6.1.5 Resolución DAMA 391 DE 2001. 84

6.2 NORMA DE EMISIÓN PARA FUENTES FIJAS 85

6.2.1 Normas de Emisión para Fuentes Fijas de Combustión Externa 85

7.0 CONCLUSIONES 87

7.1 RECOMENDACIONES 89

7.2 BIBLIOGRAFIA 91

ANEXOS 93




INDICE DE TABLAS

Pág. Tabla 1. Características del Sitio de Ubicación 20 Tabla 2. Consumo de Energía Eléctrica Planta Panadería 24 Tabla 3. Distribución Cargas Típicas 26 Tabla 4. Matriz de Carga Típica COMAPAN S.A. 27 Tabla 5. Costo Mensual de la Energía Eléctrica 29 Tabla 6. Características nominales de las calderas 32 Tabla 7. Consumo Mensual de ACPM 34 Tabla 8. Precios Gas Natural en Boca de Pozo 38 Tabla 9. Distribución Regional de Reservas Probadas a 31/12/2001 (GPC) 42 Tabla 10. Tarifas Para Uso no residencial Aplicadas Por la Empresa 47 Gas Natural E.S.P. Tabla 11. Proyección Precios ACPM 49 Tabla 12. Distribución de la Energía del Combustible en un Motor Alternativo 52 Tabla 13. Características Técnicas Planta Caterpillar 55 Tabla 14. Características Técnicas Planta Cummins 55 Tabla 15. Características Técnicas Planta Waukesha 56 Tabla 16. Promedio de Carga de las Plantas Hora-Hora 63




Tabla 17. Heat Rate de las Plantas Según la Carga Hora-Hora 64 Tabla 18. Consumo de Combustible de los Motores a Gas btu/h 65 Tabla 19. Consumo de Combustible de los Motores a Gas m3/h 66 Tabla 20. Descripción Caldera de Recuperación 67 Tabla 21. Ingresos Causados por Ahorro de Energía 71 Tabla 22. Costos de Inversión 73 Tabla 23. Características del Crédito del Proyecto 74

Tabla 24. Esquema de Flujo de Fondos del Proyecto 76

Tabla 25. Normas de Emisión Contaminantes Convencionales para Fuentes 85

Fijas de Combustión Externa

Tabla 26. Limite Máximo de Emisión de un Predio Industrial 86




INDICE DE FIGURAS

Pág.

Figura1. Diagrama del Proceso Planta Panadería 23 Figura 2. Diagrama Unifilar Planta Panadería 25 Figura 3. Matriz Típica de Carga 28 Figura 4. Ciclo de Vapor COMAPAN S.A. 31 Figura 5. Sistema agua Alimentación Calderas 32 Figura 6. Consumo de Vapor Planta Panadería 33 Figura 7. Estimación de Precios del Gas Natural en Boca de Pozo 38 Figura 8. Reservas Probadas Remanentes de Gas Natural 41 Figura 9. Suministro Gas Natural 2001 – 2002 43 Figura 10. Participación por Campo en el suministro de Gas Natural Año 2001 44 Figura 11. Relación Reserva / Producción 1997 – 2001 45 Figura 12. Sistema Energético de Cogeneración Motor Alternativo a Gas 51 Figura 13. Instalación Típica Motor a Gas 53 Figura 14. Factor de Corrección de Potencia por Temperatura 61 Figura 15. Consumo Térmico Específico a Carga Parcial 61 Figura 16. Curvas Típicas de Carga 68




LISTA DE ANEXOS

Pág.

Anexo A. Proceso de Fabricación Planta Panadería 94 Anexo B. Facturas 97 Anexo C. Infraestructura Conversión a Gas 98 Anexo D. Catalogo Planta Caterpillar 99 Anexo E. Catalogo Planta Cummins 100 Anexo F. Catálogo Planta Waukesha 101 Anexo G. Flujo de Fondos 102 Anexo H. Ubicación Grupo Electrógeno en Planta Física COMAPAN S.A. 103




0. INTRODUCCIÓN

En la actualidad existe una variedad de equipos (Caterpillar, Cummins, Waukesha,

etc.), y tecnologías que pueden ser considerados, para una aplicación específica

dentro de un sistema de cogeneración. Pero se debe hacer constar que las

instalaciones de cogeneración no son un producto estándar repetitivo. Cada una

de ellas requiere especificaciones precisas de diseño, y por tanto, no se pueden

dar soluciones rígidas, para cada consumidor de energía. La cogeneración

mediante motor alternativo, puede aplicarse a cualquier tipo de instalación

industrial, que requiera energía eléctrica, así como afluentes térmicos de suficiente

nivel. Este ultimo extraído, de los gases de escape de su estructura principal

(motor de combustión interna), para ser aprovechados en una caldera de

recuperación, para la producción de vapor.

En vista de la actual situación energética, de la creciente demanda de

combustibles, y emisiones de desechos gaseosos, industrias como COMAPAN

S.A., buscan implementar energéticos, que le permitan no solo cubrir la demanda

requerida por sus procesos ( energía eléctrica + energía térmica), sino también

beneficiarse del uso racional de los mismos , junto a un resultado ambiental. El

aporte de esta monografía, es la de mostrar, los diferentes equipos de combustión

interna a gas existentes, y determinar, su aplicabilidad dentro del sistema de

cogeneración , como alternativa de sustitución, al comercializador local y a las

fuentes de combustible fósil ( diesel, carbón, crudo de castilla, etc. ), cumpliendo

con las normas técnicas y ambientales requeridas para su implementación .

Con respecto a los energéticos, el precio constituye la variable más importante

para el ejercicio de proyección. Sujetos al comportamiento del precio internacional

del petróleo crudo (WTI), y a la transición de precios regulados, a precios libres, a




partir del 2005 por parte de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG)1,

se puede establecer en términos generales, que tan competitivo es un energético

con respecto al otro, dentro del proyecto.

Para el caso del gas natural, la implementación del Plan de Masificación, por parte

del gobierno nacional, ha permitido a este energético, tener una tasa de

crecimiento anual en comienzo del 3% a una actual del 5.2 %, aumentando su

participación sobre la matriz energética total nacional a un 13% 2. Frente a este

escenario y los beneficios ofrecidos por los comercializadores, el sector industrial,

ha abierto las puertas a esta alternativa energética, permitiendo a su vez, el

acceso a nuevas tecnologías para su aprovechamiento máximo, en este caso la

Cogeneración con Motor Alternativo a Gas.

Al igual que otros bienes de capital, las plantas de cogeneración deben superar un

análisis de rentabilidad basado en los flujos necesarios de energía, condiciones de

generación y necesidades específicas de la industria.

La justificación de está propuesta se encamina por la línea del Desarrollo

Tecnológico Industrial, enfocado hacia el planteamiento de un estudio de viabilidad

para la implementación de un sistema energético de cogeneración mediante motor

alternativo a gas, que no requiera de un alto grado de inversión, que sea capaz de

cumplir los requisitos técnicos, económicos y ambientales deseados, y de paso, su

introducción en el mercado industrial, pueda ser una buena fuente de energía

autónoma, muy adecuada para algunas aplicaciones.

1- 2 UPME. Plan Energético Nacional: Gráficas Ducal Ltda., 2003-2020




RESUMEN

El aporte de esta monografía, es la de determinar, la viabilidad de un sistema de cogeneración, aplicado a una industria de productos alimenticios, con motores de combustión interna a gas, como estructura principal, para lo cual se dan las pautas técnico – económicas y de regulación, para la implementación de este sistema.

El primer capítulo tiene como propósito dar la descripción funcional de la empresa COMAPAN S.A. – Planta de Pan Tajado, este involucra aspectos como los siguientes: ubicación geográfica, características físicas, descripción del proceso.

El segundo capitulo trata sobre la demanda de energía eléctrica de la empresa aspectos como: Suministro, Demanda, Matriz de Carga Típica, Costo de Energía Eléctrica, Consumo de Energía Térmica, Puntos de Consumo, Características del Vapor del Proceso, Mecanismos de Suministro, Equipos Auxiliares de Caldera, Demanda Promedio de la Caldera, Combustible, Indices de Producción.

El tercer capitulo conceptualiza los aspectos del Gas Natural como: Marco Legal, Definiciones, Consideraciones, Estimación de Precios, Transporte de Gas Natural, Reglamento Único de Transporte (RUT), Cargos por Uso del sistema de Transporte del Interior, Reservas, Suministro, Relación Reserva/Producción, Gas Natural Para Uso en Bogotá, Tarifa Para Uso No Residencial, Niveles de Presión del Gas Natural, Infraestructura Requerida Para la Conversión a Gas Natural, A.C.P.M

En el cuarto capitulo se hace una descripción de las características de un sistema energético de cogeneración con motor alternativo, su estructura principal, alternativas técnicas disponibles en el mercado y aplicabilidad del software.

En quinto capitulo involucra los conceptos previamente vistos para realizar una evaluación técnico-económica del sistema con cogeneración y sin cogeneración, la metodología de evaluación parte de las condiciones propias del equipo, relacionadas con el sitio de instalación, así como del consumo de energía eléctrica como de energía térmica. El sexto y ultimo capitulo describe la normatividad vigente aplicada por la CREG, para los usuarios que quieren convertirse en cogeneradores, asi como la norma de emisión de gases, emitida por el DAMA que rige a los mismos.




1. DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DE LA EMPRESA COMAPAN S.A. Este capítulo tiene como propósito dar la descripción funcional de la empresa

COMAPAN S.A. – Planta de Pan Tajado, este involucra aspectos como los

siguientes: ubicación geográfica, características físicas, descripción del proceso,

consumo de energía eléctrica, etc.

La recolección de información la cual integra este capítulo se llevó a cabo durante

los meses de agosto, septiembre, octubre y noviembre de 2003.

1.1 CARACTERÍSTICAS DE LA EMPRESA COMAPAN S.A. 1.1.1 Ubicación Geográfica COMAPAN S.A. es una compañía dedicada a la manufactura de pan y productos

envasados. Su planta principal en la cual se centra este estudio, se encuentra

localizada en Bogotá D.C., en la Cra 42 N° 13 – 57- Zona Industrial-. Entre la

calle 13 y la Av de las Américas, lo que permite un fácil acceso no solo a la planta

principal, sino también a las demás edificaciones que integran a la empresa

COMAPAN S.A.

Según la ubicación geográfica de la planta, ésta presenta las siguientes

características ambientales.




Tabla N° 1. Características del Sitio de Ubicación

CARACTERISTICAS DATOS

Altitud (m.s.n. m) 2600

Humedad Relativa 58%

Temperatura 20°C

Fuente: Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales. IDEAM

1.1.2 Características Físicas de la Empresa

La empresa COMAPAN S.A.- Compañía Manufacturera de Pan- esta compuesta

por cuatro diferentes plantas, todas ellas ubicadas dentro una misma zona, y

orientadas cada una, a la producción especifica de un producto:

• Pan Tajado • Ponque • Calado • Envasados (mayonesa, mermelada y salsa de tomate, entre otras las

salsas especiales como Ají, vinagreta, tártara y salsa rosada).

La planta de pan tajado, en la cual se centra nuestro estudio, cubre un área de

3900 metros cuadrados de construcción, es la principal de las cuatro instalaciones,

está constituida de dos pisos, en el primero de ellos se encuentran las secciones

de: Almacenamiento de Materias Primas, Secado, Figurado, Reposo, Horneado,

Enfriamiento, Empacado, Despacho del Pan y el Área Administrativa General.

En el segundo piso se encuentra la sección manufacturera de pan hamburguesa,

está posee las mismas características estructurales de operación, de la sección

que se encuentra en el primer piso, pero a una escala mucho menor, además de

poseer un área administrativa encargada del proceso.




Los productos de COMAPAN S.A. llegan a todo el centro del país donde se

encuentren las ciudades más grandes de Colombia, además de Bogotá,

COMAPAN S.A. está vendiendo en todo el nororiente, el oriente desde Antioquia

hasta el valle del cauca. Los productos envasados se distribuyen a todo el país. 1.1.3 Descripción del Proceso La compañía trabaja dos turnos al día, cada uno de ocho (8) horas de lunes a

sábado, y en ocasiones los fines de semana por completo o en ocasiones

exclusivamente el área de empacado de productos. Sus jornadas se extienden de

acuerdo a la demanda de productos, por tal motivo podemos considerarla una

planta de proceso continuo.

Para la fabricación del pan, se sigue un conjunto de actividades en serie,

necesarias para el desarrollo final del producto, como lo podemos observar en el

diagrama del proceso mostrado en la figura 1; en el desarrollo del proceso existe

un procedimiento largo y riguroso para transformar las materias primas en un

producto de óptima calidad anexo A.




2. DEMANDA DE ENERGÍA ELÉCTRICA Y TERMICA DE LA EMPRESA El segundo capitulo describe la demanda de energía eléctrica de la empresa

aspectos como: Suministro, Demanda, Matriz de Carga Típica, Costo de Energía

Eléctrica, Consumo de Energía Térmica, Puntos de Consumo, etc.

2.1 Suministro La planta física de Panadería está alimentada a través de la red de distribución de

11.4 kV proveniente de la Subestación Gorgonzola a 57.5 kV propiedad de

CODENSA S.A., la línea llega a un transformador de distribución de 225 kVA,

cuya relación de transformación es de 57.5/11.4 kV, encargado de alimentar la

zona industrial, subsecuentemente a un transformador tipo poste de 75 KVA, con

relación de transformación 11.4kV/260V, con refrigeración ONAN / ONAF. Este

procedimiento se ve plasmado en un diagrama unifilar de COMAPAN S.A.

localizado en la figura 2, que alimenta una serie de circuitos y cargas ubicados en

la tabla 3.

2.2 Demanda Para hablar de la demanda se toma en cuenta el programa de producción, y los

turnos de trabajo en la planta (2 turnos). Con base en estos parámetros se calcula

que la empresa tiene una demanda promedio mensual que oscila entre 54955 y

68160 kWh. El consumo de energía promedio mes es de 57689 kWh.

La planta cuenta con un consumo promedio de 113 kW, y consumos máximos de

139 kW -164 kW, y los consumos mínimos entre 29kW - 60 kW. Es importante

contar con una estadística que muestre el consumo de energía eléctrica, esto se

puede observar en la tabla 2.




Figura N°1. Proceso de Producción Planta Panadería COMAPAN S.A.

Fuente: Departamento Técnico COMAPAN S.A.

REPOSO ESPONJA

CORTADO FIGURADO Y REPOSO

TROMPO

MOLDEADO

VAPOR

VAPOR

CUARTO DE SECADO DEL PAN

ASPIRADOR NEUMATICO

PESADORA

MEZCLADORA N°1

ASPIRADOR NEUMATICO

PESADORA

MEZCLADORA N° 2 FLOPPER (FERMENTACIÓN )

HORNO

COMAPAN COMAPAN COMAPAN

DESPACHO DE PRODUCTOS EMPACADO CUARTOS DE ENFRIAMIENTO

ASPERSIÓN (SORBATO DE SODIO)

CINTA TRANSPORTADORA

DEPOSITO DE MATERIAS

AGUA POTABLE

MÁQUINA HARINERA

TOLVA DE ALIMENTACIÓN

CERNIDOR CERNIDOR

BANDA TRANSPORTADORA




Tabla N° 2. Consumo de Energía Eléctrica Planta Panadería – (kWh)-

Año 2002-2003 250 R ∗ 251 R 260 R ∗∗ 261 R Consumo

Total Diciembre 41200 7360 7040 480 56080

Enero 42800 9050 7820 700 60370 Febrero 42640 8960 8000 880 60480 Marzo 44960 9040 8720 970 63690 Abril 38480 6880 9440 924 55724 Mayo 33840 5360 12000 1280 52480 Junio 38240 5920 13760 1600 59520 Julio 38480 7440 12720 1600 60240

Agosto 35680 6960 11440 1120 55200 Septiembre 38400 7520 11440 1200 58560

Octubre 41920 7840 11920 1120 62800 Noviembre 33120 5040 8160 800 47120

Acumulado 469760 87370 122460 12674 692264 Promedio 39147 7281 10205 1057 57689

Fuente: Departamento Contable de COMAPAN S.A.

∗ Consumo Industrial diurno (Código interno asignado por la empresa al tipo de tarifa). ∗ ∗ Consumo Industrial nocturno (Código Interno asignado por la empresa al tipo de tarifa).




Figura N° 2. Diagrama Esquema Unifilar




Tabla N° 3. Distribución Cargas Típicas

CIRCUITO CARGA

Compresores Ventiladores

2 Motores 3∅ Jaula de Ardilla 30-50 hp

2 Motores 3∅ Jaula de Ardilla 1/2 hp

Anaconda Cuarto Enfriamiento 1 Motor 3∅ Jaula de Ardilla 30 hp Mezcladora N° 1 1 Motor 3∅ 60 hp Mezcladora N° 2 1 Motor 3∅ 25 hp Bomba Chiller♦

Ventiladores 1 Motor 3∅ 2 hp

2 Motores 3∅ 3/4 hp Fumigadora 1 Motor 3∅ 1 hp

SERVICIOS GENERALES Taller de Mantenimiento 75 W

Cafetería 75 W Contabilidad 75 W

Sistemas 75 W Oficinas 75 W

MÁQUINAS PANADERÍA Trompo

Ventiladores 1 Motor 3∅ 1 hp

2 Motores 3∅ 1/8 hp Fermentadora

Rodillos 1 Motor 3∅ 2 hp

2 Motores 3 ∅ 1/8 hp Pesadora-Cortadora

Ascensor Masa 1 Motor 3 ∅ 5 hp 1 Motor 3∅ 6 hp

Anacondas 2 Motores 3 ∅ 5 hp TABLERO PONQUE

Maquina Rodillos Harinadores Moldeador

Banda Transportadora N°1 Banda Transportador N°2

1 Motor 3∅ 2 hp 2 Motores 3∅ 1/8 hp

1 Motor3 ∅ 2 hp 1 Motor 3∅ 1/2 hp 1 Motor 3∅ 2 hp

Pan Mogolla 1 Motor 3 ∅ 20 hp 1 Motor3 ∅ 9 hp

CINTA DEL HORNO Ventiladores Alimentación Aire Horno 2 Motores 3∅ 10 hp

Ventiladores Turbulencia 4 Motores 3∅ 6 hp Quemadores 2 Motores 3∅ 3/4 hp

Banda Transportadora Horno 1 Motor 3∅ 8 hp Máquina Harinera

Tolvas × 2 Alumbrado Bodega

1 Motor 25 hp 3∅, 1 Motor 3∅ 1 hp

3 Luminarias 100 W TÚNEL DE ENFRIAMIENTO

Ventiladores-1 por cuarto 2 Motores 3∅ 8 hp 2 Unidades de Enfriamiento 2 Motores 3∅ 6 hp

SECTOR EMPACADO Anudadoras × 2

Alumbrado 2 Motores 3∅ 1/8 hp 5 Luminarias 100 W

Empacadoras × 2 Brazos y Transportadora

Cuchillas

1 Motor 3∅ ½ hp 1 Motor 3∅ 6 hp

Bombas lavado Banda Transportadora 2 Motores 3∅ 1 hp

Fuente: Departamento de Mantenimiento COMAPAN S.A.




2.2.1 Matriz de Carga Típica

Como información complementaria de la demanda de energía eléctrica en la

empresa COMAPAN S.A. – Planta de Pan Tajado, se presenta una matriz típica

del consumo en una semana, dada en kilovatios. La matriz referencia la carga

típica correspondiente a la segunda semana del mes de febrero del 2004.

Tabla N°4. Matriz de Carga Típica COMAPAN S.A.- (kW)-

MATRIZ DE CARGA TIPICA -KW- HORA LUNES MARTES MIERCOLES JUEVES VIERNES SABADO 05:00 29,00 33,83 23,23 35,24 22,07 22,70 06:00 88,66 104,30 84,09 77,46 76,08 83,22 07:00 84,06 78,10 90,95 83,11 94,35 104,65 08:00 89,31 77,06 133,76 97,81 93,32 139,38 09:00 150,05 83,40 94,02 124,70 108,97 128,00 10:00 108,97 160,66 134,24 160,10 148,72 159,44 11:00 164,15 89,71 151,84 120,76 99,82 101,25 12:00 109,25 77,06 96,99 108,97 87,17 157,50 13:00 124,97 81,00 89,42 81,00 85,99 83,33 14:00 101,21 93,26 88,76 84,41 91,86 152,41 15:00 131,83 121,68 91,55 78,15 115,80 153,52 16:00 134,72 150,9 128,91 110,03 153,10 152,46 17:00 91,98 74,11 152,89 151,94 150,81 83,19 18:00 103,17 111,64 109,14 130,37 157,07 151,74 19:00 108,97 110,23 77,06 154,11 129,14 86,68 20:00 152,76 149,25 101,36 87,48 138,49 86,25 21:00 86,90 87,88 103,82 94,96 89,95 105,51 22:00 77,46 85,60 76,09 88,81 84,06 99,75

Fuente: Empresa Emvegelec♦ . 2004




Como es imposible tener una estadística de los requerimientos energéticos

eléctricos base, se ha realizado una gráfica con el consumo típico en un día, con

todos los equipos trabajando.

En la figura 3 se puede observar, la gráfica correspondiente a la matriz típica de

carga la curva de color amarillo la potencia aparente (kVA), la de color azul la

potencia activa (kW) y la de color rojo la potencia reactiva (kVAr).

Figura N°3 Matriz Típica de Carga

Fuente: Empresa Emvegelec♦. 2004

♦ Sistema de refrigeración que mantiene el agua a baja temperatura, haciéndola circular por medio de una bomba a través de un sistema cerrado permitiendo mantener refrigerada, la mezcladora. ♦ Empresa Vega de Instalaciones Eléctricas.

MATRIZ DE CARGA TIPICA

0.00

50.00

100.00

150.00

200.00

250.00

05:0

0.

06:0

0

07:0

0

08:0

0

09:0

0

10:0

0

11:0

0

12:0

0

13:0

0

14:0

0

15:0

0

16:0

0

17:0

0

18:0

0

19:0

0

20:0

0

21:0

0

22:0

0

HORASKVA KW KVAr




2.2.2 Costo de Energía Eléctrica La Compañía Manufacturera de Pan -COMAPAN S.A., posee una planta de

autogeneración tipo diesel que solo suple la demanda en caso de emergencia, o

en ciertas ocasiones para comprobar su funcionamiento, la demanda de energía

eléctrica se suple mediante la compra a un vendedor del mercado mayorista de

energía, en este caso CODENSA S.A. ESP, con un costo por kWh detallado en la

tabla 5 y soportado por las facturas de servicio las cuales se encuentran en el

anexo B.

Tabla N° 5. Costo Mensual de la Energía Eléctrica

Año 2002 – 2003 Col $ / kWh ♦ US$ / kWh Diciembre 191.1790 0.0716

Enero 194.5682 0.0728 Febrero 198.2225 0.0742 Marzo 204.7935 0.0767 Abril 204.9745 0.0767 Mayo 206.5673 0.0773 Junio 204.4515 0.0765 Julio 205.7825 0.0770

Agosto 208.5202 0.0781 Septiembre 215.3543 0.0806

Octubre 215.3543 0.0806 Noviembre 218.2253 0.0817

PROMEDIO 205.67 0.0770

Fuente: Departamento Contable COMAPAN S.A. Los costos de energía en dólares (columna 3 – tabla 5), se realizaron con un tipo

de cambio de $ 2669.34 por 1US$ a marzo de 2004.

Para globalizar los costos de energía eléctrica se mantienen los consumos

descritos en la tabla 2 y los costos referenciados en la tabla 5 para arrojar un costo

promedio de US $ 4437, alrededor de $ 11.841.951 pesos colombianos. ♦ Incluye Subsidio Mensual




2.3 CONSUMO DE ENERGIA TÉRMICA En la COMPAÑÍA MANUFACTURERA DE PAN -COMAPAN S.A.- la demanda de

energía térmica se va enfocada en su gran mayoría en la demanda de vapor que

requieren los cuartos de secado de los diferentes productos que se fabrican en la

planta, una parte de este se pierde o es irradiado al ambiente. 2.3.1 Puntos de Consumo En el proceso de producción de pan la utilización del vapor es importante en una

sola etapa de la fabricación. Dicha etapa es conocida con el nombre de SECADO

DEL PAN, este sistema está dotado de un distribuidor principal, el cual recoge el

vapor generado en calderas y es transportado a través de una serie de tuberías a

un cuarto de secado, diseñado de tal forma que por medio de una serie de

serpentines de ubicación horizontal se lleva a cabo el calentamiento del medio

para lograr una extracción del agua remanente en el pan. El sistema de recuperación de condensado que posee la planta es de tipo sistema

abierto, el cual posee un sistema de tuberías de conducción las que llevan el

condensado, desde las trampas de vapor hacia un tanque Flash y/o desagüe; el

tanque descarga el vapor flash a la atmósfera, existiendo una perdida de energía

por este motivo, se emplea en sistemas en que el condensado es frío (60 – 80 °F)

como se ve en la figura 4.




Figura N° 4. Ciclo de Vapor COMAPAN S.A.

Fuente: Departamento de mantenimiento COMAPAN S.A. 2.3.1.1 Características del Vapor de Proceso Por el lado de alta presión se tiene que la temperatura del vapor generado es

455 °F y una producción entre 45- 50 psi, siendo distribuido bajo el mando de la

válvula by-pass a través de una serie de ductos los cuales alimentan los equipos

del área de secado de pan y pan mogolla.

2.3.2 Mecanismo de Suministro La generación del vapor de proceso se realiza por medio de una caldera y en caso

de emergencia con una de similares características nominales que se referencian

a continuación:

45-50 psi, 455

CUARTOS DE SECADO PAN MOGOLLA

45- 50 psi, 103 – 131 °F

CUARTOS DE SECADO DEL PAN

45- 50 psi, 103 – 131 °F

CALDERA




Tabla N° 6. Características Nominales de las Calderas

CARACTERÍSTICAS DESCRIPCIÓN CAPACIDÁD NOMINAL 100 lbs/h

EFICIENCIA 81% PRESIÓN DE GENERACIÓN 300 psi TEMPERATURA DE VAPOR

GENERADO 455 °F CONSUMO DE AGUA 15.68 m3/h

CLASE DE VAPOR SOBRECALENTADO SISTEMA DE AGUA DE

ALIMENTACIÓN VER FIGURA 4 COMBUSTIBLE ACPM

TIPO ACUOTUBULAR

Fuente: Departamento de mantenimiento COMAPAN S.A.

Figura N° 5. Sistema Agua de Alimentación Calderas


TANQUE DE

AGUA 250 Lts

TANQUE DE

AGUA 500 Lts

AGUA POTABLE

CALDERA




2.3.2.1 Equipos Auxiliares de la Caldera El mecanismo de funcionamiento de la caldera que se encuentra en la instalación

está provisto de los siguientes equipos los cuales cumplen con funciones

determinadas:

v Tanque de almacenamiento del agua 50 lts. v Bomba de alimentación A.C.P.M. 2 hp v Bomba de agua 1/2 hp v Ventiladores de turbulencia 1 hp

2.3.2.2 Demanda Promedio de la Caldera La demanda promedio para la planta es del orden de 65 – 80 lb/h, dentro de un

rango de presión entre 45-50 psi, a una temperatura en los cuartos de secado

entre 103 °F y 131 ° F, lo cual caracterizaría al vapor neto del proceso. Figura N° 6. Consumo de Vapor Planta Panadería


CONSUMO DE VAPOR -PLANTA PANADERIA-

0.000

10.000

20.000

30.000

40.000

50.000

60.000

70.000

80.000

90.000

HORAS

Demanda de Vapor




2.4 COMBUSTIBLE En el proceso de producción de vapor se utiliza ACPM (poder calorífico de 138000

Btu/Galón) y cuya demanda se especifica en la tabla 7, teniendo en cuenta que el

precio a septiembre de 2003, es de $ 2872.35. Tabla N° 7. Consumo Mensual de ACPM

FECHA CANTIDAD (Galones) Diciembre 2002 7140

Enero 2003 10180 Febrero 2003 5720 Marzo 2003 9890 Abril 2003 7850 Mayo 2003 8930 Junio 003 7640 Julio 2003 8786

Agosto 2003 10970 Septiembre 2003 11020

Octubre 2003 8400 Noviembre 2003 10760 ACUMULADO 107286 PROMEDIO 8941


2.5 INDICES DE PRODUCCIÓN Bajo un proceso de producción de dos turnos por día, trabajando 8 horas en cada

una de estas jornadas, de lunes a sábado y ocasionalmente los domingos, se

obtuvo una estadística de producción cercana a 16000 unidades por día trabajado,

dando un resultado promedio de 390000 unidades entre pan tajado y mogolla.




3. GAS NATURAL En este capítulo se tratan temas básicos para el efecto de esta investigación, como: Factores que se involucran en el precio del gas, precio en boca de pozo, marco legal, transporte, reglamento único de transporte (RUT), reservas, suministro, relación reserva/producción, gas natural para uso en bogota, tarifa para uso no residencial, niveles de regulación de presión, y otros temas como: A.C.P.M. y proyección de precios. 3.1 MARCO LEGAL Las resoluciones tarifarías consideradas aplicables para el gas natural fueron: v Resolución 039 de julio 10 de 1975, para el gas natural libre producido en

los campos de la Guajira, se aplicara como precio máximo regulado en esta región.

v Resolución 061 de junio de 1983 del Ministerio de Minas y Energía, autoriza

el pago en moneda extranjera hasta un máximo del 75% del precio del gas natural no asociado que sea procesado y utilizado en el País y que provengan de yacimientos de campos que se descubran a partir de julio de 1983.

v Resolución CREG 057 DE 1996, por la cual se establece el marco

regulatorio para el servicio público de gas combustible por red y para sus actividades complementarias.

v Resolución CREG 071 DE 1998, Por la cual se dictan normas referentes a

la participación de las empresas en el subsector de gas natural. v Resolución No. 017, Por la cual se adoptan normas regulatorias en ejercicio

de las facultades otorgadas por los Artículos 23 y 74.1 de la Ley 142 de 1994, aplicables al servicio de gas natural.




v la Resolución CREG 023 de abril de 2000, por la cual se establecen los Precios Máximos Regulados para el gas natural colocado en Punto de Entrada al Sistema Nacional de Transporte, y se dictan otras disposiciones para la comercialización de gas natural en el país.

v Resolución CREG 018 del 25 de abril de 2002; por la cual se modifican

parcialmente las Resoluciones CREG-017, CREG-023 de 2000 y CREG-071 de 1998.

v Resolución CREG 050 del 11 de julio de 2002, Por la cual se modifica

parcialmente la Resolución CREG-018 de 2002.

3.2 DEFINICIONES Región Oriental: Se entiende para la fijación del precio en boca de pozo para el gas natural no asociado que se descubra al este de la cordillera oriental. Región Pacífica: Se entiende para la fijación del precio en boca de pozo para el gas natural no asociado que se descubra al oeste de la cordillera occidental. Región Costa Afuera: Se entiende para la fijación del precio en boca de pozo para el gas natural no asociado que se descubra en yacimientos que no estén ubicados en la plataforma continental, exceptuando el yacimiento que explotan conjuntamente Ecopetrol y Texas Petroleum Company en la Guajira. Costa Norte y Valle del Magdalena: Se entiende como una sola región con el fin de fijar el precio en boca de pozo del gas natural descubierto en estas regiones. 3.3 CONSIDERACIONES v Para efectos de los cálculos aquí mostrados se asume que un pie cúbico de

gas natural equivale a 1000 BTU (Poder Calorífico 35315 BTU). v Los precios señalados en la tabla 8, para el gas en boca de pozo y regidos

por la resolución 061 de 1983 se modifican semestralmente a partir de enero de 1984.




v Las estimaciones parten de considerar una inflación nominal del dólar americano de 2,0 % año.

v La tabla 8 representa los precios expresados en dólares de diciembre de

2001, pasados a pesos con la tasa representativa promedio del mes que se especifica en la misma. Por tanto, es necesario aclarar que los precios en boca de pozo según resoluciones vigentes son: (US$/MBTU) Res. 039 US$MBTU = 1.47188 (Valor definitivo desde agosto 10/03 – Hasta febrero 9/04), Res. 061 (Gas natural no asociado Costa Norte y Valle Medio del Magdalena) US$MBTU = 1.800 (valor definitivo II sem-2003), Res. 061 (Gas natural no asociado Región Oriental y Costa Afuera) US$/MBTU = 1.993 (Valor definitivo II sem-2003), Res.057 US$/MBTU = 1.99 (Valor definitivo II sem-2003), expresadas en dólares corrientes (Según datos Ecopetrol). Res. 018 US$/MBTU = 1.400 (Valor definitivo II sem-2003).

v Para el periodo 2006 a 2020 se estableció un precio único nacional con

base en las expectativas de los productores y una evaluación Netback 3, partiendo de precios de carbón como competidor en la industria y en generación de electricidad, para el establecimiento de precios mínimos y máximos respectivamente. Finalmente se escogió un valor de US$ 1,5 constante por KPC (Miles de pies cúbicos). 3.4 ESTIMACIÓN DE PRECIOS En la siguiente tabla se presentan los precios del gas natural teniendo en cuenta dos escenarios, escenario largo plazo y pira4. Vale la pena resaltar que el precio del gas asociado al crudo es el 50% del valor para el gas libre. Los precios del gas en boca de pozo a partir del año 2010 en adelante se mantienen constantes. 3 Técnica con la cual se calcula el costo del sustituto de menor precio y restando los costos de distribución, transporte, etc…, lo convierte en precio de boca de pozo o en punto de referencia donde quiera establecer el precio de equilibrio. 4 Escenario que esta definido con base en los precios internacionales del petróleo crudo.




Tabla N° 8. Precios Gas Natural en Boca de Pozo

AÑOS DE LA PROYECCIÓN ESCENARIO TENDENCIAS PRECIOS LARGO PLAZO

(US$/KPC) ESCENARIO TENDENCIA PRECIOS PIRA (US$/KPC)

2003/2 1.10 1.35 2004/1 1.08 1.33 2004/2 1.10 1.34 2005/1 1.09 1.33 2005/2 1.10 1.34 2006/1 1.094 1.328 2006/2 1.067 1.312 2007/1 1.052 1,295 2007/2 1.051 1.292 2008/1 1.041 1.279 2008/2 1.041 1.276 2009/1 1.030 1.262 2009/2 1.030 1.259 2010/1 1.020 1.246 2010/2 1.020 1.243

Fuente: Cadena del Gas Natural. UPME

Los precios de Gas Natural a partir del año 2010 en adelante se mantienen constantes. Figura N° 7. Estimación de Precios del Gas Natural en Boca de Pozo

Fuente: Boletín de Precios UPME 2003.




Es importante tener a consideración los siguientes aspectos: v En el caso de Cusiana se establecen tres niveles de precios en virtud de la

resolución 023 de Enero del 2000:

a. Si los volúmenes producidos y vendidos son menores de 110 MPCD aplica la Resolución 061/83.

b. Entre 110 y 180 MPCD, 1.10 US$/MBTU para el primer periodo. c. Mayor a 180 MPCD, precio libre. v Para campos diferentes a los aquí considerados los precios se

determinaran libremente. v A partir del 2005 el gas no estará sujeto a tope alguno.

3.5 TRANSPORTE GAS NATURAL 3.5.1 Reglamento Único de Transporte (RUT) 3.5.1.1 Marco Legal Ley 142 y decretos 1524 y 2253 de 1994. Resolución –CREG- 017 de junio 13 de

1995. Las Resoluciones –CREG- 056 y 057 de 1996.La Resolución 071 de 1999

mediante la cual la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG) promulgó

el Reglamento Único de Transporte (RUT), en el cual se establecen las funciones

que debe cumplir ,el Consejo Nacional de Operación de Gas Natural.




3.5.1.2 Consideraciones 3.5.1.2.1 Cargos por Uso del Sistema de Transporte del Interior Es un esquema de cargos por entrada y salida que refleja el costo de transportar

gas combustible en el sistema de transporte del interior mediante el siguiente

procedimiento:

• El nodo de Vasconia es el centro de referencia para las transacciones de gas.

• Los productores pagan el transporte desde su nodo de entrada hasta el

centro de referencia y todas las transacciones de gas se efectúen con

relación a este centro. Este cargo se denomina “cargo de entrada” y refleja

el costo económico de transportar gas desde el nodo de entrada hasta el

centro de referencia.

• Los consumidores pagan el transporte desde el centro de referencia hasta

su respectivo nodo de salida. Este cargo se denomina “cargo de salida” y

refleja el costo económico de transportar gas desde el centro de referencia

hasta el nodo de salida asociado con cada consumidor.

• Se establecen como nodos de entrada del sistema de transporte de gas

natural del interior a Barrancabermeja, Cusiana, Apiay y Neiva.

Se establecen como nodos de salida del sistema de transporte de gas natural del

interior del país a Barrancabermeja, Sebastopol, Medellín, Bucaramanga,

Vasconia, Mariquita, Chinchiná, Villavicencio, Calí, La Belleza, Bogotá, Cusiana y

Neiva.




3.6 RESERVAS Las reservas probadas remanentes de gas, A Diciembre 31 de 2001, ascendieron

a 7,489.74 GPC (212 x 109 m3). De estos, sólo 4,507.20 GPC (128 x 109 m3)

tienen viabilidad concreta de comercialización, es decir existe seguridad su venta

futura. Además, existen 2,982.54 GPC (85 x 109 m3) de gas que no tienen a la

fecha definido un esquema de comercialización

Figura N° 8. Reservas Probadas Remanentes de Gas Natural

Fuente: Empresa Colombiana de Petróleos. ECOPETROL ♦ Reservas probadas desarrolladas: Son las reservas que se espera sean recobradas por los pozos existentes utilizando las instalaciones existentes o que requieren gastos adicionales menores. Reservas de recobro mejorado se consideran desarrolladas si los equipos necesarios están instalados o cuando el costo que este implica es mínimo. ♦♦ Reservas probadas no desarrolladas: Son aquellas que están localizadas en áreas no desarrolladas considerando que (1) las áreas están directamente relacionadas a pozos que han indicado producción comercial en la formación objetivo, (2) existe certeza razonable de que tales áreas están dentro de los límites probados conocidos de la formación objetivo, (3) las áreas cumplen las regulaciones existentes de espaciamiento de pozos, donde sea aplicable y (4) existe una certeza razonable de que las áreas serán desarrolladas.

8,000.00

7,000.00

6,000.00

5,000.00

4,000.00

3,000.00

2,000.00

1,000.00

0.00

2,653.29

4,539.19

2,982.54

4,507.20

AL 31/12/00 AL 31/12/01

DESARROLLADA NODESARROLLADA

GPC




El incremento del 4% en el nivel de reservas para el 2001, estuvo motivado

principalmente por la reevaluación de las reservas en Guajira y Cusiana.

El interior del país cuenta con unas reservas de gas natural del orden de 4,765.33

GPC (135 x 109 m3) que equivale al 64% del total nacional concentrando el 80%

de ellas en la zona del Contrato Santiago de las Atalayas -Tauramena - Río

Chitamena. Mientras que la Costa Atlántica participa con el 36% de las reservas

probadas, es decir, 2,724.41 GPC, (77 x 109 m3) concentrando el 99% de ellas en

la zona del Contrato Guajira.

Tabla N° 9. Distribución Regional de Reservas Probadas a 31/12/2001 (GPC)

REGIÓN DESARROLLADAS NO

DESARROLLADAS TOTAL

PARTICIPACIÓN SOBRE TOTAL

NACIONAL

S.Atalaya-Tauramena-Rio

Chitamena

1,834.00 1,982.22 3,816.22 50.95%

Piedemonte-Recetor

0.00 600.00 600.00 8.01%

Las Monas 58.20 7.50 65.70 0,88%

Casanare 14.00 24.40 38.40 0.51%

Otros Interior 115.19 129.82 245.01 3.27%

Interior del País 2,021.39 2,743.94 4,765.33 63.62%

Guajira-Guepaje 2,485.31 238.60 2,724.41 36.38%

Costa Atlántica 2,485.31 238.60 2,724.41 36.38%

Total País 4,507.20 2,982.54 7,489.74 100.00%

Fuente. Empresa Colombiana de Petróleos. ECOPETROL




3.7 SUMINISTRO

Con relación al suministro de gas natural, durante el 2001, el promedio estuvo

alrededor de los 600.56 MPCD (17 x 109 m3), un 3.8% superior al promedio del

año 2000. Durante el primer semestre del año 2002, el suministro se incremento a

607.1 GPCD (17 x 109 m3).

Figura N° 9. Suministro Gas Natural 2001 – 2002

Fuente. Empresa Colombiana de petróleos, ECOPETROL.

Durante el 2001, los principales campos que participaron en el suministro de gas

natural, fueron Guajira (incluye Ballena, Chuchupa) con un 82%, Payoa con el

3.5%, Cusiana con 17.93 MPCD (0.507 x 109 m3), es decir, alrededor del 3.0%

♦ 2002: Suministro al mes de junio. ♦♦GPCD: Millones de Pies Cúbicos Diarios.

700.0

600.0

500.0

400.0

300.0

200.0

100.0

0.0

1997 1998 1999 2000 2001 2002*

G♦♦ P C D




Figura N° 10. Participación por Campo en el Suministro de Gas Natural Año 2001

Fuente: Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL. 3.8 RELACIÓN RESERVAS / PRODUCCIÓN

Considerando las reservas probadas remanentes de gas natural al 31 de

diciembre de 2001, y el nivel de suministro para este mismo año, se encuentra que

la Relación Reservas/Producción es algo más de 34 años. ♦ Otros: Incluye los campos de El Centro, Montañuelo, Apiay, Cantagallo, Llanito, Cerrito 1, Gas Casanare, Toqui-Toqui.

GUAJIRA81%

CUSIANA3%

PAYOA3%

PROVINCIA3%

OPON2%

RIO CE IBAS2%GUEPAJE

2%

OTROS4%




Figura N° 11. Relación Reservas / Producción 1997-2001

Fuente: Empresa Colombiana de Petróleos, ECOPETROL.

3.9 GAS NATURAL PARA USO EN BOGOTÁ Para el mes de septiembre de 2003, las tarifas aplicables en Bogotá, fueron

aquellas resultantes al aplicar la resolución CREG – 007/00, de acuerdo con la

comunicación de Gas Natural S.A. E.S.P, Numero 1000-023-00. Resolución

CREG 025 de 2001 por lo cual se recalcula el promedio máximo unitario de

distribución (Dt) aprobado a la empresa Gas Natural S.A. E.S.P. Resolución Creg

044 de 2002 por lo cual se resuelve el recurso de reposición interpuesto por Gas

Natural S.A. E.S.P., contra la Resolución Creg 025 de 2001.

RESERVAS (GPC)

7,400

7,200

7000

6,800

6,600

6,200

6,400

7,600

1997 1998 1999 2000 2001

37.0

36.0

35.0

34.0

33.0

32.0

31.0

30.0

RELACIÓN R / P (AÑOS)

Reservas Relación Reservas / Producción




3.9.1 Tarifas Para Uso no Residencial El artículo 5° de la Resolución CREG 007 de 2000 definió la siguiente fórmula

general para el cálculo de las tarifas: Gm: Costo promedio máximo unitario en $/m3 para compras de gas natural en el

Sistema Nacional de Transporte aplicables al mes m. Tm: Costo promedio máximo unitario en $/m3 de transporte de gas en el Sistema

Nacional de Transporte aplicables al mes m. Dm: Cargo máximo unitario en $/m3 permitido al Distribuidor por uso de la red

aplicable al mes m.

Sm: Cargo o margen máximo unitario de comercialización en $/m3 aplicable al

mes m.

Msm: Cargo máximo unitario en $/m3 aplicable a los usuarios regulados en el mes

m. Msm = Gm + Tm + Dm + Sm El cargo máximo de distribución (Dt) para Gas Natural S.A. E.S.P. a partir de la

expedición de la Resolución Creg 044/2002 es 222.61 $/m3. (El Dt es igual al Dm). Las resoluciones CREG 124 de 1996 y CREG 015 de 1997, establecieron los

porcentajes de subsidios y contribuciones a otorgar a los usuarios conectados a la

red de la Empresa. El costo promedio unitario estimado para compras de gas (Ge), el costo promedio

unitario estimado para transporte de gas (Te), el valor calculado para el cargo

variable de distribución, el cargo fijo y el margen máximo de comercialización

(Sm), se muestran a continuación:




Costo promedio unitario para compras de gas: Ge = 0.050728 US$/ m3 Costo promedio unitario para transporte de gas: Te = 0.051011 US$ / m3 Margen máximo de comercialización: Sm = 6.87 $/ m3 Según la Resolución CREG 018 de 2000, el Ge y Te se convertirán a $/m3 con la

Tasa Representativa del Mercado certificada por la superintendencia Bancaria del

dia 15 del mes m (en este caso 15 de septiembre).

TRM 15/9/2003 = $ 2824,88/ US$ La fórmula de cargo variable = Ge*TRM + Te*TRM * (1-α)*Dm + Sm Tabla N° 10. Tarifas Para Uso No Residencial Aplicadas por la Empresa Gas

Natural E.S.P.

COMPONENTE Valor ($/m3) Gm 143.30 Tm 144.10 Dm 222.61 Sm 6.87

Msm 516.88

CARGO FIJO CARGO CONSUMO

VALOR SUBSIDIO/ CONTRIBUCUÓN

VALOR A FACTURAR VALOR SUBSIDIO/

CONTRIBUCIÓN VALOR A

FACTURAR

0-20.000m3 1,140.00 101. 46 1,241. 46 514. 69 45. 81 560.50

20.000m3- 50.000 m3 22,380.0 1,991.82 24,371.82 503.40 44.80 548.20

Comercial e

industrial

> 50.000 m3 43,620.0 3,882.18 47,502.18 498.31 44.35 542.66

Fuente: Gas Natural E.S.P.




3.9.2 Niveles de Presión del Gas Natural

En líneas generales, cualquier sistema de distribución urbana de gas esta

compuesto por una línea matriz de acero alimentada a una presión manométrica

máxima de 20 x105 Pa5, que interconecta la estación de recibo (Puerta de ciudad)

con las estaciones de regulación de presión, en las cuales disminuye y controla el

gas a una presión manométrica máxima de 4x105 Pa. Cada estación de regulación cubre un sector específico de la ciudad, utilizando

mallas en tubería de polietileno, denominadas líneas arterias, que mantienen una

presión mínima de 2x105 Pa en cualquier punto.

De las líneas arterías se derivan los anillos o tuberías de polietileno de los cuales

se toma las acometidas para alimentar grupos de suscriptores. Ningún punto de

un anillo deberá tener una presión inferior de 1.4x105 Pa.

3.9.3 Infraestructura Requerida para la Conversión a Gas Natural

A nivel de configuración es importante tener encuenta los elementos que integran

la infraestructura adecuada para la conversión a gas, esta comprende:

• Acometida industrial • Estación de Regulación y Medición • Instalación interna. • Trenes de regulación para los equipos. • Adecuación del recinto.

En el anexo D, hace una referencia más precisa de la infraestructura. 5 Pascales




3.10 A.C.P.M. Aunque para establecer el precio del ACPM se emplean resoluciones tales

como la 8- 2439 del 23 de diciembre de 1998, y la n° 8-0130 de enero de 1999, es

importante destacar, que existen dos regimenes que determinan la aplicabilidad de

las componentes del precio, estos son el de Libertad Regulada y el de Libertad

Vigilada, aunque uno cobije mas que otro ciertos aspectos, ambos son

importantes dentro del contexto de aplicabilidad tarifaría.

Además la UPME certifica mensualmente el valor del precio de referencia por

galón que será utilizado para la liquidación de la sobretasa aplicable al ACPM,

según lo previsto en el Decreto N° 1328 del 22 de Julio de 1999.

Este y los demás ítems son tomados en cuenta en el análisis de proyección de

precios del ACPM para los próximos 10 años figura 7.

Tabla N° 11. Proyección Precios del A.C.P.M.

AÑOS PRECIO (Pesos corrientes/Galón)

2003 3,043.90 2004 3,139.26 2005 3,933.35 2006 4,038.86 2007 4,346.91 2008 4,689.23 2009 5,150.48 2010 5,674.01 2011 5,760.49 2012 6,349.93 2013 7,079.95

Fuente: boletín de Precios II Semestre de 2003.UPME.




4.0 SISTEMA ENERGÉTICO DE COGENERACIÓN CON MOTOR ALTERNATIVO A GAS

En este capitulo se hace una descripción de las características de un sistema

energético de cogeneración con motor alternativo, su estructura principal,

instalación, operación, mantenimiento, recuperación de calor, alternativas

técnicas, todo centrado en las características de la instalación industrial usada

para fundamentar este estudio.

Como complemento a este capitulo se presenta el anexo E. 4.1 COGENERACIÓN CON MOTOR ALTERNATIVO A GAS En el caso de un sistema de cogeneración con motor alternativo6,como se ve en la

figura 12, su estructura principal es un motor de combustión interna, el cual

generalmente trabaja en ciclo OTTO, para este estudio el enfoque está, en la

combustión apartir del gas natural, el cual mezclado con aire en la proporción

adecuada y a una presión y temperatura establecida, provoca -mediante un foco

de ignición- una fuerte reacción exotérmica cuya energía liberada generara una

fuerza motriz que acciona un generador eléctrico el cual suministra la energía

necesaria para suplir la demanda requerida por la industria.

En un sistema de cogeneración con motor alternativo, las posibilidades de

recuperación de calor son variadas, como se ve en la tabla 12, la cual muestra la

manera aproximada en la cual se distribuye la energía del combustible, así como

el porcentaje que es recuperable.

6 En la actualidad son los motores térmicos más utilizados para transformar la energía química de los distintos tipos de combustible ya sea a diesel, gas natural o biogás.




Figura N° 12 Esquema Sistema Energético de Cogeneración Motor Alternativo a Gas

Fuente: Unidad de Planeación Minero Energetica.UPME.

G




Tabla N°12. Distribución de la Energía del Combustible en un Motor Alternativo

ITEM % Energía del Combustible

% Energía Recuperable

Generación de Potencia 40 --------

Gases de Salida 35 70 Camisa de Agua 10 100

Perdidas de Generación y

Radiación 5 50

Aceite Lubricante 4 100 Aire para

Enfriamiento 6 0

Fuente: Unidad de Planeación Minero Energetica.UPME.

Con los motores existentes actualmente en el mercado se alcanzan rendimientos

eléctricos con relación a la energía primaria del orden del 40% y una recuperación

de calor del 50%, con lo que el rendimiento total puede alcanzar el 90%.

4.2 EQUIPOS DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN

Dentro del sistema de cogeneración con motor alternativo se encuentran los

siguientes equipos principales, que son:

v Motor Alternativo. v Generador. v Sistema de Recuperación de Calor (Caldera de Recuperación). v Intercambiador de Calor.

♦ Los datos presentados son aproximados, un valor más exacto deberá ser suministrado por los diferentes fabricantes




Figura N°13 Instalación Típica Motor a Gas

Fuente: Manual de Instalación Grupos Electrógenos. Cummins Ltda.♦

♦Ver ubicación grupo electrógeno en la planta física, Anexo H




4.3 TIPO DE MANTENIMIENTO

Existe un mantenimiento muy especializado, que es el que debe realizarse en

determinas áreas de los equipos principales, las operaciones mas corrientes son:

v Cambio de bujías………………………………………………………4000 horas v Cambio de filtros de aceite, aire y gas……………………………...1000 horas v Cambio de aceite………………………………………………………2100 horas v Reparación parcial del motor……………………………………….16000 horas v Revisión general (ajustes)…………………………………. ………..3000 horas v Reparación mayor del motor………………………………………..32000 horas

El resto de equipos (caldera de recuperación, equipos eléctricos, etc.), no

requieren de atenciones especiales, y sus costos de operación y mantenimiento

son bajos.

4.4 RECUPERACIÓN DE CALOR EN LOS MOTORES ALTERNATIVO La recuperación eficiente del calor residual, se lleva a cabo en: 4.4.1 Gases de escape El calor recuperado de los gases de escape a la salida del motor presentan

temperaturas alrededor de los 400 °C – 550 °C, Una parte importante del calor

puede obtenerse de los mismos enfriándolos hasta temperaturas del orden de

100 ºC – 75 ºC y su aprovechamiento energético depende de la presión del vapor

requerido (1.03 bar - 20.6 bar) 7.

4.4.2 Agua de Refrigeración del Motor Para los motores enfriados por líquidos, prácticamente todo el calor transferido en

las camisas de agua es recuperable.

7AENE LTDA. Estudio Sobre el Desarrollo del Potencial de Cogeneración en el País.




4.4.3 Aceite de lubricación del Motor

Es recomendable utilizar el calor transferido al aceite de lubricación del motor.

Especialmente para precalentar el agua de alimentación a las calderas, o otras

necesidades en las que se requiera calor a bajas temperaturas, cercana a los

80-90 °C.

4.5 ALTERNATIVAS TÉCNICAS A continuación se presenta de manera detallada una lista de los motores a gas:

4.5.1 Planta Caterpillar

Tabla N°13. Características Técnicas Planta Caterpillar

DESCRIPCIÓN DATOS Inversión US$♦ 91,756 Potencia (kW) 210

Consumo térmico especifico LHV (Btu/kWh) 8,042

Consumo de combustible (lb/h) 91

Flujo de aire nominal (lb/s) 35.6

Flujo de vapor disponible (lb/h) 440

Temperatura gases de escape (ºF) 977

4.5.2 Planta Cummins

Tabla N°14. Características Técnicas Planta Cummins




Flujo de aire nominal (lb/s) 53






4.5.3 Planta Waukesha

Tabla N°15. Características Técnicas Planta Waukesha




Flujo de aire nominal (lb/s) 21



4.6 SOFTWARE PARA LA SELECCIÓN DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN

El estudio se apoya en el software, empleado en la tesis “Estudio Preliminar de

Viabilidad de un Sistema de Cogeneración con Turbinas a Gas en la Industria

Cervecera” 8, este funciona bajo ambiente windows, programa excel.

El programa relaciona las curvas de demanda térmica y eléctrica propias de la

industria, con las características propias de los equipos seleccionados (nivel de

temperatura, consumo de combustible, potencia etc...), mostrando el

comportamiento de estos, en función de la carga manejada hora a hora.

Además permite realizar ,la evaluación económica, determinando el VPN (Valor

presente Neto) , la TIR (Tasa Interna de Recupercación), en base a las

caracteristicas propias del proyecto (operación y mantenimiento,costo de

combustible etc.) con financiamiento y sin el. ♦ El valor corresponde a los equipos puestos en Colombia. 8 UNISALLE. Estudio Preliminar Viabilidad de un Sistema de Cogeneración con Turbinas a Gas en la Industria Cervecera. 2001




5. SELECCIÓN DEL SISTEMA DE COGENERACIÓN A GAS

Para la determinación de la capacidad del grupo motor-generador es importante

considerar las condiciones propias de la planta, de tal modo que se obtengan

valores reales de potencia, consumo térmico especifico, cantidad de combustible y

flujo de aire disponible, partiendo de condiciones ISO.

Además para el análisis técnico se debe contar con los parámetros propios de los

equipos, tales como: eficiencia, desempeño, vida útil,…etc., los cuales darán una

visión mas clara acerca de la alternativa más rentable.

Para la evaluación financiera se procederá a establecer la rentabilidad del

proyecto a través de los diferentes indicadores de rentabilidad conocidos como: el

valor presente neto, la tasa interna de retorno. De acuerdo con estos indicadores y

los criterios utilizados se procederá a determinar la viabilidad o no de la ejecución

del proyecto.

Para tal efecto y siguiendo uno de los objetivos de este proyecto, se eligió una

planta de manufactura de productos alimenticios diversos, la cual cuenta con una

carga instalada de 164 kW, y un consumo promedio de 113 kW, la cual suple su

demanda de energía eléctrica de la red publica, y la producción de vapor

necesario para el proceso con la compra de A.C.P.M, para así satisfacer sus

requerimientos energéticos totales, lo que la hace un modelo justo para la

aplicabilidad del sistema de cogeneración mencionado por este estudio.

5.1 METODOLOGIA DE EVALUACIÓN Las consideraciones que se deben tener en cuenta para el estudio técnico son:




5.1.1 Características Ambientales

Dentro de este punto se deben presentar los valores de temperatura ambiente

(ºC), humedad relativa promedio anual (%) y la altitud (metros sobre el nivel del

mar); estos parámetros se tienen en cuenta en el momento de la selección del

equipo.

5.1.2 Demanda Se debe tener en cuenta el consumo de energía eléctrica y térmica es tenido para

el dimensionamiento del motor (kW) y la capacidad de la caldera de recuperación

(lb/h). Partiendo de esto se calcula el consumo total de combustible.

5.1.3 Condiciones del Vapor de Proceso Para efecto de los cálculos se tiene en cuenta las condiciones propias del proceso,

como lo son la temperatura y la presión:

v Temperatura 120 ºF

v Presión Max 50 psi – Min 45 psi.

v Volumen del condensado de retorno 20%

v Temperatura del condensado de retorno 20 ºC

5.2 PARÁMETROS DE DISEÑO De acuerdo con los parámetros de entrada de la planta se consideran como

factores que afectan el funcionamiento y la potencia de los motores:

v Condiciones ambientales v Humedad relativa y corrosión v Altitud




5.2.1 Condiciones Ambientales

El ambiente o las condiciones del sitio pueden impactar la clasificación de un

motor, lo que puede afectar la clasificación del sistema por completo.

Las condiciones que pueden afectar la clasificación y selección del conjunto

motor-generador incluyen altitud, temperatura ambiente y las atmósferas

corrosivas.

5.2.2 Humedad Relativa y Corrosión

Los niveles de humedad y corrosión son los principales factores que deben

tenerse en cuenta en la selección de equipos. Estos factores no se relacionan con

la altitud ni con la temperatura pero deben considerarse. Los elementos corrosivos

pueden causar daño al aislamientote los devanados, lo que puede llevar a daños

en el conjunto motor-generador.

5.2.3 Altitud

La potencia de salida del conjunto motor-generador disminuye al aumentar la

altura sobre el nivel del mar del sitio de instalación, puesto que la presión

atmosférica hace que la potencia disminuya a medida que aumenta la altitud, de

tal forma que el consumo de combustible y el flujo de aire disminuyen en la misma

proporción.

Típicamente, los motores en altitudes mayores de 1000 mts requieren ajustes de

reducción de clasificación del 1% por cada 100 mts por encima del valor base de




1000 mts, pero en función del cuadrado de la corriente para el caso de nuestro

estudio el conjunto motor-generador de 210 kW instalado en Bogotá tenemos:

H = 2600 mts – 1000 mts = 1600 mts K = 16% como es en función del cuadrado de la corriente f (I2)

K = √ 16

K = 4% 100 % - 4% = 96 %

Entonces: N2600 = 210 kW X 0.96 = 201.6 kW 9

5.3 EFECTOS SOBRE LA POTENCIA DE LOS MOTORES

A continuación se presentan las figuras que correlacionan los factores que

intervienen sobre la potencia de los motores.

5.3.1 Variación de la Potencia del Motor Debido a la Temperatura Ambiente

Al igual que en las turbinas de gas, el desempeño de los motores se ve afectado al

cambiar las condiciones del medio ambiente. El grado en el cual se ve afectada

cada máquina, depende ampliamente de las características del ciclo de

combustión, la figura 14 ilustra el factor de corrección, el cual tiene

comportamiento lineal con la temperatura ambiente. Esta grafica tiene validez de

90 ° F a 130°F.

9 Formula de referencia catálogo Cummins




Figura N° 14 Factor de Corrección de Potencia por Temperatura

Fuente: UPME. Estudio Sobre el Desarrollo del Potencial de Cogeneración en el país.

5.3.2 Variación del Consumo Térmico Específico del Motor a Carga Parcial

El consumo específico en cualquier equipo se ve afectado por el porcentaje de

carga al cual se encuentra operando, al igual que en las turbinas de gas, el

consumo térmico especifico de los motores aumenta en la operación a carga

parcial.

Figura N° 15 Consumo Térmico Específico a Carga Parcial

Fuente: UPME. Estudio Sobre el Desarrollo del Potencial de Cogeneración en el país.

.

FACTOR DE CORRECCIÓN DE POTENCIA POR TEMPERATURA

9092949698

100

90 95 100 105 110 120 125 130

TEMPERATURA (°F)

FAC

TOR

DE

CO

RRE

CCIÓ

N

y = 105,4 - 0,06x

CONSUMO TÉRMICO ESPECIFICO A CARGA PARCIAL

y = -47,78Ln(x) + 316,17R2 = 1,00

050

100150200250

0 20 40 60 80 100 120PORCENTAJE DE CARGA (%)

FAC

TOR

DE

CO

RR

ECC

ION




5.4 CONSUMO DE COMBUSTIBLE El consumo de combustible se determina teniendo en cuenta los parámetros de

diseño, siendo modificados por los parámetros mencionados en los numerales

anteriores.

Es importante contar con la ficha técnica de los equipos por que allí se identifican

los consumos correspondientes al porcentaje de carga a manejar.

El costo del combustible correspondiente se puede encontrar en la tabla 10, donde

se describen las tarifas correspondientes al consumo a nivel industrial aplicadas

por la empresa Gas Natural para Bogota.




Tabla N°16. Promedio de Carga de las Plantas de Generación a Gas hora - hora

HORAS

DEMANDA (KW)

ENTRE SEMANA

DEMANDA (KW) FIN

DE SEMANA

% CARGA ENTRE

SEMANA WAUKESHA

% CARGA FIN DE

SEMANA WAUKESHA

% CARGA ENTRE

SEMANA CUMMINS

% CARGA FIN DE

SEMANA CUMMINS

% CARGA ENTRE

SEMANA CAT

% CARGA FIN DE

SEMANACAT

1 29.00 22.40 15.76 12.17 19.88 15.36 19.88 15.36 2 29.00 22.40 15.76 12.17 19.88 15.36 19.88 15.36 3 29.00 22.40 15.76 12.17 19.88 15.36 19.88 15.36 4 29.00 22.40 15.76 12.17 19.88 15.36 19.88 15.36 5 29.00 22.70 15.76 12.33 19.88 15.56 19.88 15.56 6 88.66 83.22 48.17 45.22 60.79 57.06 60.79 57.06 7 84.06 104.65 45.67 56.86 57.64 71.75 57.64 71.75 8 89.31 159.64 48.53 86.74 61.24 109.46 61.24 109.469 150.05 128.00 81.53 69.55 102.88 87.76 102.88 87.76

10 108.97 104.65 59.21 56.86 74.72 71.75 74.72 71.75 11 164.15 101.25 89.19 55.01 112.55 69.42 112.55 69.42 12 109.25 93.11 59.36 50.59 74.91 63.84 74.91 63.84 13 124.97 83.33 67.90 45.28 85.69 57.14 85.69 57.14 14 101.21 101.25 54.99 55.01 69.39 69.42 69.39 69.42 15 153.52 116.74 71.63 83.41 90.39 105.26 90.39 105.26 16 152.46 115.07 73.20 82.84 92.37 104.53 92.37 104.53 17 91.98 83.19 49.98 45.20 63.07 57.04 63.07 57.04 18 103.17 98.92 56.06 53.75 70.74 67.82 70.74 67.82 19 108.97 86.68 59.21 47.10 74.72 59.43 74.72 59.43 20 152.76 86.25 83.00 46.86 104.74 59.14 104.74 59.14 21 86.90 105.51 47.22 57.33 59.58 72.34 59.58 72.34 22 77.46 99.75 42.09 54.20 53.11 68.39 53.11 68.39 23 29.00 22.40 15.76 12.17 19.88 15.36 19.88 15.36 24 29.00 22.40 15.76 12.17 19.88 15.36 19.88 15.36

Promedio 87.98 82.60 47.80 44.88 60.32 56.64 60.32 56.64




Tabla N°17. Heat Rate de los Motores a Gas Según la Carga hora - hora

HORAS

HEAT RATE♦

ENTRE SEMANA

WAUKESHA (Btu/kWh)

HEAT RATE FIN DE

SEMANA WAUKESHA

(Btu/kWh)

HEAT RATE

ENTRE SEMANA CUMMINS (Btu/kWh)

HEAT RATE FIN

DE SEMANA CUMMINS (Btu/kWh)

HEAT RATE

ENTRE SEMANA

CAT (Btu/kWh)

HEAT RATE FIN

DE SEMANA

CAT (Btu/kWh)

1 14728.05 15713.38 13840.45 14825.78 13467.02 14425.76 2 14728.05 15713.38 13840.45 14825.78 13467.02 14425.76 3 14728.05 15713.38 13840.45 14825.78 13467.02 14425.76 4 14728.05 15713.38 13840.45 14825.78 13467.02 14425.76 5 14728.05 15662.62 13840.45 14775.02 13467.02 14376.37 6 10464.03 10705.64 9576.42 9818.03 9318.04 9553.13 7 10667.32 9831.34 9779.71 8943.74 9515.84 8702.43 8 10436.15 8220.00 9548.55 7985.85 9290.92 7770.38 9 8456.39 9062.84 7985.85 8175.24 7770.38 7954.66

10 9677.00 9831.34 8789.39 8943.74 8552.25 8702.43 11 8113.70 9957.37 7985.85 9069.77 7770.38 8825.05 12 9667.21 10277.16 8779.60 9389.56 8542.72 9136.22 13 9154.25 10700.60 8266.65 9812.99 8043.60 9548.23 14 9958.88 9957.37 9071.28 9069.77 8826.52 8825.05 15 8950.34 8369.16 8062.74 7985.85 7845.20 7770.38 16 8867.60 8395.59 7980.00 7985.85 7764.69 7770.38 17 10323.75 10707.01 9436.15 9819.41 9181.55 9554.47 18 9885.69 10046.20 8998.09 9158.60 8755.31 8911.49 19 9677.00 10550.20 8789.39 9662.60 8552.25 9401.89 20 8388.09 10569.18 7985.85 9681.58 7770.38 9420.36 21 10540.53 9800.12 9652.93 8912.51 9392.48 8672.04 22 10979.32 10014.32 10091.71 9126.72 9819.43 8880.47 23 14728.05 15713.38 13840.45 14825.78 13467.02 14425.76 24 14728.05 15713.38 13840.45 14825.78 13467.02 14425.76

Promedio 11137.65 11539.10 10319.31 10719.65 10040.88 10430.42

♦ El heat rate o energía calorica, necesaria para generar una determinada cantidad de energía eléctrica.




Tabla N°18. Consumo de Combustible de los Motores a Gas btu/h

HORAS

WAUKESHA (btu/h) ENTRE

SEMANA

WAUKESHA (btu/h)

FIN SEMANA

CAT

(btu/h) ENTRE

SEMANA

CAT (btu/h)

FIN SEMANA

CUMMINS (btu/h) ENTRE

SEMANA

CUMMINS (btu/h)

FIN SEMANA

1 430000 350000 390000 320000 400000 330000 2 430000 350000 390000 320000 400000 330000 3 430000 350000 390000 320000 400000 330000 4 430000 350000 390000 320000 400000 330000 5 430000 360000 390000 330000 400000 340000 6 930000 890000 830000 800000 850000 820000 7 900000 1030000 800000 910000 820000 940000 8 930000 1310000 830000 1240000 850000 1270000 9 1270000 1160000 1170000 1020000 1200000 1050000

10 1050000 1030000 930000 910000 960000 940000 11 1330000 1010000 1280000 890000 1310000 920000 12 1060000 960000 930000 850000 960000 870000 13 1140000 890000 1010000 800000 1030000 820000 14 1010000 1010000 890000 890000 920000 920000 15 1050000 1030000 1030000 1190000 1060000 1230000 16 1330000 1010000 1050000 1180000 1080000 1220000 17 950000 890000 840000 790000 870000 820000 18 1020000 990000 900000 880000 930000 910000 19 1050000 910000 930000 810000 960000 840000 20 1280000 910000 1190000 810000 1220000 840000 21 920000 1030000 820000 910000 840000 940000 22 850000 1000000 760000 890000 780000 910000 23 430000 350000 390000 320000 400000 330000 24 430000 350000 390000 320000 400000 330000

Promedio 880000 840000 790000 750000 810000 770000 Consumo

Anual 247000000 222000000 228000000

En la tabla 19, se puede observar el consumo de combustible de los motores, en

unidades del sistema internacional (m3/h)10.

10 Todos los datos basados en operación están conforme a ISO 3046/1, BS 5514/1 y el combustible: Gas natural – LHV 34.71 MJ/m3 (930 Btu/ft3).




Tabla N°19. Consumo de Combustible de los Motores a Gas m3/h

HORAS

WAUKESHA (m3/ h) ENTRE

SEMANA

WAUKESHA (m3/ h)

FIN SEMANA

CAT

(m3/ h) ENTRE

SEMANA

CAT

(m3/ h) FIN

SEMANA

CUMMINS

(m3/ h) ENTRE

SEMANA

CUMMINS

(m3/ h) FIN

SEMANA

1 13 10.6 12 9.7 12.1 10 2 13 10.6 12 9.7 12.1 10 3 13 10.6 12 9.7 12.1 10 4 13 10.6 12 9.7 12.1 10 5 13 11 12 10 12.1 10.3 6 28.3 27 25.2 24.3 25.8 25 7 27.4 31.3 24.3 27.7 25 28.6 8 28.3 39.8 25.2 37.7 25.8 38.6 9 38.6 35.3 35.6 31 36.5 32

10 32 31.3 28.3 27.7 29.2 28.6 11 40.5 30.7 39 27 39.8 28 12 32.2 29.2 28.3 25.8 29.2 26.5 13 34.7 27 30.7 24.3 31.3 25 14 30.7 30.7 27 27 28 28 15 32 31.3 31.3 36.2 32.2 37.4 16 40.5 30.7 32 36 32.8 37.1 17 29 27 25.5 24 26.4 25 18 31 30.1 27.4 26.8 28.3 27.7 19 32 27.7 28.3 24.6 29.2 25.5 20 39 27.7 36.2 24.6 37.1 25.5 21 28 31.3 25 27.7 25.5 28.6 22 25.8 30.4 23.1 27 23.7 27.7 23 13 10.6 11.8 9.7 12.1 10 24 13 10.6 11.8 9.7 12.1 10

Promedio 26.8 25.5 24 22.8 25.1 23.5 Consumo

Anual 229074 204984 212868




Para la especificación de la caldera basta con nombrar sus características

técnicas requeridas, de esta manera será construida por el fabricante. Por tal

motivo la especificación de la caldera de recuperación, para el caso en estudio es:

Tabla N°20. Descripción Caldera de Recuperación

DESCRIPCIÓN VALOR Presión del Vapor (psi) 300

Temperatura de Vapor (°F) 131 Vapor requerido (lb/h) 70

Temperatura del Agua de Alimentación (°C) 17

Flujo de Gases de Escape del Motor (lb/h) 2246

Temperatura de los Gases de Escape del Motor (°F) 977

Calidad del Vapor (%) 100 Eficiencia (%) 85

La viabilidad técnica de la realización de la caldera es aprobada según los

fabricantes, entre otros: Colmáquinas, Tecnik Ltda. etc.

5.5 RESULTADOS ALTERNATIVAS TECNICAS Con base en las tablas presentadas de cada uno de los equipos en el capitulo tres

donde se reseñan las características técnicas involucradas y además el

complemento de los mismos en los anexos D al G donde se puede observar que

las plantas básicamente tienen las mismas características, pero dentro de un

análisis mas profundo se puede determinar que la planta CATERPILLAR es la

más económica para la generación por kWh.




5.6 GRUPO DE COGENERACIÓN SELECCIONADO Dentro de este aspecto se debe tener en cuenta la selección del motor y de la

caldera.

Para seleccionar la planta se deben cumplir básicamente tres aspectos: v No operar a menos del 60% de carga v Cumplir con todos los requerimientos técnicos v Cumplir con las resoluciones de la CREG ( 0.65/96 , 085/96 , 107/98)

5.7 EVALUACIÓN ECONOMICA

El alcance del estudio comprende una proyección de un flujo de fondos de 10

años y la determinación de los estudios correspondientes de rentabilidad

financiera tales como Valor Presente Neto (VPN), Tasa Interna de Retorno (TIR) y

Periodo de Repago Simple (PR), así como la evaluación de parámetros críticos

como costo de inversión, precio del gas, precio combustible utilizado por la planta

(A.C.P.M).

Figura N° 16. Curvas Típicas de Carga

Fuente: Los Autores

CURVAS TIPICAS DE CARGA

0.00

20.00

40.00

60.00

80.00

100.00

120.00

140.00

160.00

180.00

HORAS

-kW-Demanda de VaporKwpromedioequipo- kW-




Según las resoluciones estudiadas la planta de cogeneración no estaría en

capacidad de vender excedentes de energía, esto debido al diseño bajo una

demanda promedio, y un crecimiento proyectado de carga futuro.

5.7.1 Supuestos Básicos de la Evaluación Económica Para realizar el estudio económico se deben tener en cuenta ciertos parámetros y

elementos que complementan y definen el horizonte de la evaluación, estos son: v La evaluación financiera se trabajó en dólares constantes, y costos iniciales

a Marzo de 2004.

v Para realizar el flujo de fondos se tomo un periodo de estudio igual a 10

años, esto debido a la proyección hecha por la UPME para el combustible.

v Como caso base se trabajó la inversión, distribuida como el 20% de capital propio y el restante 80% como créditos.

v Los intereses del crédito se tomaron como el 6% más prime rate11, y se

cancelarán sobre saldos. Incluyendo prima por concesión del crédito.

v La depreciación está hecha a 5 años, con el método lineal y se realiza

sobre el 85% del costo total de la inversión, y no incluye valor de

salvamento.

11 Tasa de interés preferencial, es la base sobre la cual se negocian usualmente los créditos en moneda extranjera. Es una tasa fluctuante, constituye una tasa mundial, que varia constantemente en función de la demanda del crédito y de la oferta monetaria estando también en función de las expectativas inflacionarias y de los resultados de la cuenta corriente en la Balanza de Pagos.




v Para el costo combustible se tomaron las proyecciones a 10 años,

suministradas por la UPME, para los dos casos (gas y a.c.p.m), estos

costos se encuentran en dólares constantes.

v Los costos de energía eléctrica se toman con base en la tarifa

suministrada por la empresa prestadora del servicio y la demanda anual.

v Las amortizaciones se realizan semestralmente, con cuotas fijas con un

plazo de 7 años.

v Los costos de operación y mantenimiento serán asumidos como el 25%

del costo total del combustible. El mantenimiento mayor (Overhaul), se

efectuara cada 4 años y con un valor aproximado de US$ 0.0044 por kWh

generado.

v El Precio de los equipos fue adquirido como cotización en cada una de las

empresas distribuidoras de las plantas. Teniendo en cuenta los supuestos básicos se procede a elaborar el flujo de fondos

y los parámetros de diseño.

5.7.2 Inversión Inicial

Para la determinación los costos de inversión inicial es fundamental conocer el tipo

de equipo a utilizar (motor, caldera, equipos auxiliares). Además se debe tener en

cuenta otros costos como: Ingeniería, montaje: instalación motor-generador,

sistema de escape, radiador e instalación eléctrica y mecánica, adecuación del

cuarto de operación (insonorización, cimientos y nivelación, ventilación, obra civil),

administración e imprevistos.




Instalación de la planta US$ 4.500.oo Adecuación del Cuarto De Operación US$ 8.500.oo 5.7.3 Ingresos Para el caso de la planta de Comapan, se deben tener en cuenta los costos

causados por generación de energía (con cogeneración), a estos costos se deben

deducir los costos por compra de energía eléctrica a la red, más los costos del

combustible (a.c.p.m), y la operación y mantenimiento de la caldera, como se

muestra en la siguiente tabla:

Tabla N° 21. Ingresos Causados por Ahorro de Energía

COSTOS DE GENERACIÓN DE ENERGÍA ♦

CON COGENERACIÓN

SIN COGENERACIÓN

O&M fijo Compras de energía

O&M variables Costo de combustible Personal O&M fijo

Consumibles y materiales O&M variables Mantenimiento Mayor (overhaul) Personal

Total operación y mantenimiento Consumibles y materiales Compras de energía Operación y mantenimiento

COSTO TOTAL CON COGENERACIÓN COSTO TOTAL SIN COGENERACIÓN Total operación y mantenimiento Operación y mantenimiento

♦ Para los valores correspondientes a los ingresos, remitirse al Anexo G




5.7.4 Costos de Operación

Los costos causados por la planta implementando el sistema de cogeneración

son:

5.7.4 .1 Costo de Combustible $Combustible =$c_a * $ Dpc

Donde:

$c_a = Precio del combustible anual.

Dpc = Demanda promedio de combustible.

5.7.4.2 Costos de Operación y Mantenimiento El costo de operación y mantenimiento es igual al 25% del costo del combustible

esta compuesto por el costo fijo y costo variable, así la operación y mantenimiento

fijo es igual al 50% de la operación y mantenimiento total.

Los costos de operación y mantenimiento variables están compuestos por los

costos de personal, materiales y suministros, los cuales se encuentran distribuidos

así: operación y mantenimiento variable personal = 20% de la operación y

mantenimiento total, operación y mantenimiento variable insumos = 30%

operación y mantenimiento total.

A parte de este mantenimiento preventivo se hace un overhaul cada cuatro años,

que tiene un costo aproximado de 0.004 Cost/kWh., estos tipos de overhaul tienen

un tiempo de duración de cinco días. A todo esto debe sumársele las horas hombre de un operario que monitoree el

equipo y el consumo de combustible.




5.7.4.3 Compras de Energía $ EE =$EE_ a Demanda total anual, donde $ EE = Costo total de energía $ EE_a = Tarifa de energía Para el caso con cogeneración las compras de energía son cero, puesto que el

grupo de cogeneración suple la demanda total. 5.7.4.4 Costos Totales Se obtiene como la suma de los costos de energía, el costos de combustible y

Operación y mantenimiento. 5.7.5 Inversión Los costos de inversión se constituyen por:

Tabla N°22. Costos de Inversión

CAPITAL EN EQUIPOS VALOR UNIDAD

Planta 0.09 MUS$ Caldera 0.00262 MUS$

Subestación 0 MUS$ Auxiliares 0.0045 MUS$

Otros costos de inversión

Ingeniería 0.009 MUS$ Montaje 0.045 MUS$

Administración 0.006 MUS$ Seguros 0 MUS$

Imprevistos 0.003 MUS$ Costo total de la inversión 0.1618 MUS$




5.7.6 Créditos Recibidos Los créditos recibidos y los demás parámetros que componen la financiación del

proyecto son: Tabla N°23. Características del Crédito del Proyecto

VARIABLE

VALOR

Deuda (%) 80

Capital propio (%)

20

Activos depreciables (%)

85

Activos no depreciables (%)

15

Valor de salvamento (%)

0

Depreciación lineal (años)

5

Financiación ( Amortización constante)

Plazo (años)

7

Interés (sobre saldos (%))

10

Prime rate (%)

4,0♦♦

Otros costos

Seguros (%)

2

Impuesto de renta (%)

35

♦♦ Corresponde al mes de mayo de 2004.




5.7.7 Ganancias 5.7.7.1 Ganancias Gravables Para el caso sin financiamiento se hallan con los ingresos por ahorro de energía

más la depreciación. Al realizar las ganancias gravables para el caso con

financiamiento se deben tener en cuenta la adición de los intereses al monto

anterior. 5.7.7.2 Ganancias Netas Contables Se determinan las ganancias gravables y a estas se le aplica el valor del impuesto

de renta (35%).

5.7.7.3 Flujo de Fondos Neto Es resultado final de la evaluación teniendo en cuenta las ganancias netas

contable más la depreciación, este es el procedimiento cuando el total de la

inversión es hecha con capital propio, cuando el proyecto es financiado, a este

monto se le sustrae el valor de amortización correspondiente al préstamo.

5.7.7.4 Construcción del Flujo de Fondos Los ingresos y costos del proyecto, definidos en los numerales anteriores, se

evaluarán en un periodo de 10 años, el tiempo determinado y asignado a la planta

como vida útil será de 20 años.

Para este proyecto se tendrán dos alternativas de evaluación:

• Sin financiamiento (capital propio) • Con financiamiento ( 80% capital propio y 20% créditos)




Tabla N°24. Esquema de Flujo de Fondos del Proyecto

SIN FINANCIAMIENTO (RENTABILIDAD DEL PROYECTO)

CON FINANCIAMIENTO (RENTABILIDAD DEL CAPITAL PROPIO)

Costos de generación de energía Costos de generación de energía

CON COGENERACION

CON COGENERACION

Costo de combustible Costo de combustible

O&M fijo O&M fijo O&M variables O&M variables

Personal Personal Consumibles y materiales Consumibles y materiales

Operación y mantenimiento Operación y mantenimiento Compras de energía Compras de energía

Costo total con cogeneración Costo total con cogeneración SIN COGENERACION SIN COGENERACION Compras de energía Compras de energía Costo de combustible Costo de combustible

O&M fijo O&M fijo O&M variables O&M variables

Personal Personal Consumibles y materiales Consumibles y materiales

Operación y mantenimiento Operación y mantenimiento Costo total sin cogeneración Costo total sin cogeneración

Depreciación Depreciación Intereses créditos recibidos

GANANCIAS NETAS GRAVABLES GANANCIAS NETAS GRAVABLES Impuestos Impuestos

UTILIDAD NETA UTILIDAD NETA Depreciación Depreciación

Inversión Inversión Crédito recibido Amortizaciones

FLUJO DE FONDOS NETO FLUJO DE FONDOS NETO




5.8 INDICES DE RENTABILIDAD FINANCIERA

INDICADORES DE RENTABILIDAD CON FINANCIAMIENTO

Planta Caterpillar Variable Unidad Valor

Valor Presente Neto $ $ 775,949 Tasa Interna de Retorno % 116%

Periodo de repago Años 4 INDICADORES DE RENTABILIDAD SIN FINANCIAMIENTO

Planta Caterpillar Variable Unidad Valor

Valor Presente Neto $ $ 745,602 Tasa Interna de Retorno % 40%

Periodo de repago Años 7

INDICADORES DE RENTABILIDAD CON

FINANCIAMIENTO Planta Cummins

Variable Unidad Valor Valor Presente Neto $ $ 772,352

Tasa Interna de Retorno % 113% Periodo de repago Años 4

INDICADORES DE RENTABILIDAD SIN FINANCIAMIENTO Planta Cummins






INDICADORES DE RENTABILIDAD CON

FINANCIAMIENTO Planta Waukesha



INDICADORES DE RENTABILIDAD SIN FINANCIAMIENTO Planta Waukesha



En las tablas anteriores se calculó la Tasa Interna de Retorna (TIR) y el Valor

Presente Neto (VPN) de las diferentes alternativas en relación a los equipos de

generación que se pueden encontrar a disposición para la realización de proyectos

energéticos.

Teniendo en cuenta los resultados que se observan en el cálculo anterior se

puede concluir que el proyecto es rentable, ya que el VPN tiene un valor positivo,

junto a una TIR considerable, esto significa que el inversionista recibe un

beneficio económico por la implementación de este proyecto. 5.9 SELECCIÓN DEL EQUIPO

Con base en los resultados obtenidos de las tablas anteriores se tiene que todos

los equipos que se opcionaron son rentables, pero es de importancia notar que el

equipo Caterpillar es la elección más acertada por su menor consumo de

combustible, y en relación a precios lo ubican dentro de un rango equilibrado de




precios para la potencia que se va a manejar, todo esto confirmado con el calculo

del VPN y la TIR.

5.10 EVALUACIÓN BENEFICIO / COSTO DE LA SUSTITUCIÓN

La evaluación beneficio / costo tiene como objetivo determinar si la sustitución es

rentable o no para el usuario. Para esto hay que tener en cuenta aspectos como: beneficios por reducción de

costo inversión, de operación y mantenimiento, beneficios por reducción de

perdidas técnicas, beneficio por la reducción a nivel de falla.

5.11.1 Ahorro por Compra

El costo para atender una demanda promedio anual de 57689 kWh, con

cogeneración es de $ 1’356.034.88, mientras que el costo total sin cogeneración

corresponde a $ 287’207.37012.

12. Al aplicar el software, de selección de sistema de cogeneración, planta a gas caterpillar,




6.0 ASPECTOS REGULATORIOS Y AMBIENTALES En el presente capítulo se analizan los principales aspectos que componen tanto

el marco legal regulatorio, como la normatividad medio ambiental vigente, a la

cual se deben sujetar los agentes que quieran realizar la actividad de

cogeneración. Con respecto a el primero se tendrán en cuenta las resoluciones expedidas por la

CREG, las cuales se cimentan, en las Leyes 142 (Servicios públicos

Domiciliarios) y 143 (Ley eléctrica) de 1994, para el segundo se tendrá en cuenta

las resoluciones emitidas por el DAMA13, dando así los parámetros para la

cogeneración en Colombia. La revisión de estos aspectos se hace en consideración a la necesidad de

establecer la normatividad aplicable al cogenerador que se encuentra conectado

al SIN (Sistema Interconectado Nacional), el cual busca ahorrar energía primaria,

asegurar un suministro confiable, implementando la cogeneración como una

alternativa eficiente y segura, esta ultima a nivel medio ambiental. 6.1 NORMAS APLICABLES En ejercicio de sus atribuciones legales, la CREG establece las normas aplicables al

cogenerador que se encuentra conectado al SIN; para tal efecto emite las siguientes

resoluciones:

13 Departamento Administrativo del Medio Ambiente




6.1.1 Resolución CREG 065 de 1996 Normas relativas a la contribución de solidaridad sobre las compras de

gas natural que realicen los proyectos de cogeneración.

ARTÍCULO 1o.: La tarifa de la contribución que según las Leyes 142 de 1994,

223 de 1995 y 286 de 1996, debe pagarse sobre el valor de las compras de

gas natural que utilicen las empresas generadoras de electricidad a base de

ese bien, será igual a cero.

6.1.2 Resolución CREG 085 de 1996 Por la cual se reglamentan las actividades del Cogenerador conectado al

Sistema Interconectado Nacional (SIN).

ARTICULO 2o. Ámbito de Aplicación. Esta Resolución se aplica a los agentes

Cogeneradores que se encuentran conectados al SIN.

Parágrafo 1: Cogenerador Usuario Regulado. Un Cogenerador tiene la categoría

de usuario regulado si su demanda máxima es inferior o igual al límite de potencia

que para tal fin establece la CREG.

Parágrafo 2: Cogenerador Usuario No Regulado. Un Cogenerador tiene la

categoría de usuario no regulado si su demanda máxima es mayor al límite de

potencia que para tal fin establece la CREG.

Parágrafo 3: La calidad de usuario regulado o no regulado no se determina con

base en la demanda suplementaria que el Cogenerador contrate con un

comercializador o un generador.




ARTICULO 3o. Condiciones para la Conexión al SIN. Las condiciones para la

conexión al STN del Cogenerador son las contenidas en las Resoluciones CREG-

001 de Noviembre de 1994 (Artículos No: 21, 22 y 23) y para la conexión a los STR o

SDL son las contenidas en la Resolución CREG-003 de Noviembre de 1994

(Artículos No: 18, 19 y 20).

El transportador (STN, STR o SDL) tiene la obligación de suministrar toda la

información técnica requerida por el Cogenerador para realizar los estudios de

conexión de su sistema de Cogeneración. El plazo máximo que tiene el

transportador para entregar la información solicitada a partir del momento en que

recibe la solicitud, es de dos (2) meses.

Cuando el estudio de conexión del Cogenerador lo realice el transportador, éste no

podrá tomar un tiempo mayor a tres (3) meses para entregar los resultados. En todo

caso el costo del estudio será a cargo del Cogenerador.

Las condiciones técnicas de la conexión deben sujetarse a los códigos y

reglamentos vigentes. El contrato de conexión entre el transportador y el

Cogenerador se acuerda libremente entre las partes.

ARTICULO 4o. Condiciones para el Acceso al Respaldo. El Cogenerador

Usuario Regulado debe ser respaldado por el comercializador del mercado regulado

donde se encuentre localizada la planta de Cogeneración.

El Cogenerador que tiene la categoría de Usuario No Regulado, debe contratar su

respaldo con cualquier comercializador del mercado mayorista. ARTICULO 5o. Uso del Respaldo. El Cogenerador que suple parte de sus

necesidades con compras a un comercializador, se entenderá que usa el servicio de




respaldo cuando la potencia eléctrica promedio que toma de la red en una hora

cualquiera, es mayor a la Demanda Suplementaria contratada.

ARTICULO 6o. Tarifas para los Servicios de Respaldo. El comercializador que

atiende a un Cogenerador que tiene la categoría de Usuario Regulado, para efectos

de cobrar el servicio de respaldo, aplicará tarifas reguladas como a cualquier otro

usuario industrial o comercial regulado.

Para el Cogenerador con categoría de Usuario No Regulado, las tarifas

correspondientes a Servicio de Respaldo se acuerdan libremente entre las partes y

podrán considerar entre otros los siguientes conceptos de costos: Cargos por Uso

del STN, Cargos por Uso de los STR y SDL, Costos por Pérdidas de Energía en el

STN y en los STR y SDL (acumuladas hasta el nivel de tensión en que se preste el

servicio), Costo de la Energía Suministrada y los demás cargos que enfrente quien

preste el respaldo por concepto de otros servicios tales como: despacho,

reconciliaciones y adicionalmente un cargo por concepto de comercialización.

Cuando se establezcan cargos horarios por uso de los STR y SDL, se podrán

acordar tarifas horarias por Servicio de Respaldo.

ARTICULO 7o. Sistema de Medida. El Cogenerador, así como los usuarios que

son atendidos por éste, deben contar con equipos de medición horaria de energía de

acuerdo con el reglamento de operación.

ARTICULO 8o. Venta de Excedentes. El Cogenerador puede vender su energía

eléctrica excedente, si cumple con los siguientes requisitos:

Si produce Energía Eléctrica a partir de Energía Térmica, la Energía Eléctrica

producida deberá ser mayor (>) al 5% de la Energía Total generada por el sistema

(Térmica + Eléctrica).




6.1.3 Resolución CREG 107 de 1998

Por la cual se aclara el alcance de las disposiciones establecidas en la

Resolución CREG-085 de 1996 que reglamenta la actividad de

Cogeneración en el Sistema Interconectado Nacional (SIN) y se expide

una Resolución autocontenida.

Que es necesario aclarar el alcance de algunos de los conceptos establecidos en la

Resolución CREG-085 de 1996, aplicables a los Cogeneradores que se encuentren

conectados al SIN.

Que es necesario extender la interpretación de la reglamentación establecida en la

Resolución CREG-116 de 1996 (Cargo por Capacidad), en el contexto de la

actividad de Cogeneración;

Que es importante aclarar, cuales son las obligaciones a que están sujetos los

Cogeneradores que transan energía en la Bolsa de Electricidad;

6.1.4 Resolución CREG 039 de 2001 Por la cual se modifican parcialmente la Resolución CREG-107 de

1998. 6.1.5 Resolución 391 de 2001 del DAMA

Establece las normas técnicas y los estándares ambientales para la prevención y

control de la contaminación atmosférica y la protección de la calidad del aire en el

perímetro urbano de la ciudad de Bogotá D.C.




6.2 NORMAS DE EMISIÓN PARA FUENTES FIJAS 6.2.1 Norma de Emisión para Fuentes Fijas de Combustión Externa. La norma de emisión para fuentes fijas de combustión externa instaladas en el

perímetro urbano del Distrito Capital, se establece en la tabla 25.

Tabla N° 25. Norma de Emisión de Contaminantes Convencionales para Fuentes Fijas de Combustión Externa

Tipos de combustibles

CONTAM AÑO

Combustibles sólidos: carbón mineral, coque, carbón vegetal,

antracita, hullas, lignitos, leña,

turbas, madera, bagazo de caña, fibras vegetales ,

asfalto y brea

Combustibles líquidos: Diesel, Fuel Oil No. 2 o ACPM) , Fuel Oil

Nº 6, crudo o bunker .

Combustibles Gaseoso: gas

natural, metano, etano, propano, butano, gas de

refinería, gas de alto horno, biogás

ó mezclas de éstos

Incineradores (a)

Hornos crematorios

2003 300 300 50 50

2006 200 200

Partículas Suspendidas Totales mg/Nm3 2010 100 100 100

2003 600 600 100 100

2006 500 500

Dióxido de azufre, mg/Nm3 SO2

2010 400 400 35

2003 400 400 350 350

2006 350 350

Dióxido de nitrógeno, mg/Nm3 NO2

2010 250 250 350

2003 300 200 50 50

2006 280 190

Monóxido de carbono, mg/Nm3 CO

2010 250 170 100

2003 8 (b) 2

2006 7 (b)

Acido Fluorhídrico HF mg/Nm3

2010 5 (b)

2003 50 (b) 50

2006 40 (b)

Acido Clorhídrico HCl mg/Nm3

2010 30 (b)

Fuente: Gas Natural E.S.P




ARTÍCULO 8. Límite máximo de emisión de un predio industrial. El límite

máximo de emisión de un predio industrial será la suma de las emisiones

puntuales generadas por una empresa dadas en flujo másico (Kg/hr) de acuerdo

con el área bruta del predio (m2), las cuales no podrán superar los valores

establecidos en la Tabla 26.

Al efecto el interesado presentará solicitud escrita a la autoridad ambiental

acompañada del certificado de libertad y tradición del predio industrial sobre el

cual desea adquirir estos derechos, o prueba idónea de la tenencia o posesión.

Tabla N° 26. Límite Máximo de Emisión de un Predio Industrial.

CONTAMINANTE

MÁXIMA EMISIÓN POR INDUSTRIA, OBRA O ACTIVIDAD

kg/h/m2

Material Particulado Total (PST) 2.3 E-03

Oxidos de Nitrógeno - NOx 4.6 E-04

Oxidos de Azufre - SOx 2.5 E-03

Fuente: Gas Natural E.S. P

Cuando una empresa, obra o actividad, excede el límite máximo de emisión del

predio, el interesado podrá adquirir libremente los derechos de emisión de predios

con uso industrial, certificado por la curaduría urbana o entidad que haga sus

veces, cuyo límite más cercano deberá estar localizado dentro de un radio de un

kilómetro alrededor de cualquiera de las fuentes de emisión del predio interesado

en incrementar sus derechos, de forma tal que la suma de derechos adquiridos,

alcance como mínimo el límite de emisión del predio.




7.0 CONCLUSIONES

v Partiendo de una base de datos con 3 alternativas de plantas a gas, las

cuales son sometidas al análisis mediante el software, Se establece que

las alternativas cumplen los requerimientos energéticos (Eléctricos y

Térmicos) de la planta. Del análisis se selecciono la alternativa Caterpillar,

alternativa 1, la cual resulto la más acordes con la situación de la planta.

v En el caso de COMAPAN S.A, se demostró la satisfacción de la

demanda eléctrica promedio (113 kW), pero el sistema no suministra toda

la energía requerida por la planta. Para cubrir los picos de la demanda, se

sugiere abastecerse como se hace usualmente, comprando al

comercializador local, la energía eléctrica faltante.

Para el caso de la energía térmica, la producción es mayor (200lb/hr) a la

utilizada actualmente por la empresa.

v El proyecto es atractivo y rentable, como se pudo demostrar con los

cálculos del VPN, el cual es mayor a cero, y de la TIR (116%), opción con

financiamiento para la planta Caterpillar.

v Haciendo un análisis, sobre el promedio de carga (entre semana/fin de

semana), se tiene que la planta caterpillar, maneja un porcentaje

de carga (60.32/56.64), el heat rate o energía calorica, necesaria para

generar una determinada cantidad de energía eléctrica (10040.88/

10430.42Btu/kWh), y el consumo de combustible promedio anual

equivale a (204984 m3/h), siendo la mejor opción por su menor

consumo.




v Teniendo en cuenta las resoluciones vigentes en el tema de la

cogeneración, de la Comisión de Regulación de Energía y Gas (CREG), se

determinó que:

1. La planta pertenece al grupo de los usuarios no regulados, por tener una

demanda mayor al límite vigente en la actualidad 0.1MW.

2. El sistema eléctrico de respaldo estará conectado, a la red de baja

tensión de 260 V, que alimenta la zona industrial proveniente de la

subestación Gorgonzola.

3. Según las resoluciones estudiadas la planta de cogeneración estaría en

condiciones de vender y comprar energía, para este caso en estudio se

diseñó una planta teniendo en cuenta la demanda promedio, de tal

manera que no se tiene presupuestado vender excedentes de energía.

v El estudio económico se realizó con dos alternativas: con financiamiento y

sin financiamiento, y de acuerdo a los resultados finales se observó que la

forma de ejecución más óptima del proyecto es con financiación, siendo el

ideal aportar un 20% de capital propio y el restante 80% financiado a 7

años.

v Teniendo en cuenta los objetivos planteados para el desarrollo del proyecto

éste cumple a plenitud con todos y cada uno de ellos, evaluando diferentes

alternativas de sistemas de cogeneración en la industria de productos

alimenticios.




7.1 RECOMENDACIONES En la actualidad el plan de masificación de gas promovido por el gobierno

nacional, ha permitido al sector industrial, encontrar una nueva fuente alternativa

para la suplencia de la demanda de energéticos requeridas para el desarrollo de

sus procesos, la cual sea más confiable, limpia y sobretodo económicamente

viable, esto desde un punto de vista más amplio le ha permitido a las nuevas

tecnologías, encontrar un campo de aplicación que hasta el momento se ha venido

mostrando de una forma un poco lenta hasta letárgica, hasta el punto de encontrar

en algunos sectores de producción un desconocimiento total no solo sobre el

termino cogeneración sino a la aplicabilidad del mismo, esto sumado al hecho de

que los equipos necesarios en nuestro caso los motores, carecen en nuestro

medio de un estudio formal, como elemento principal de un sistema de

cogeneración.

Con base en lo anteriormente formulado se busca completar y analizar más el

campo de la cogeneración y sus diferentes aplicaciones industriales (motor,

turbina…) Para la comunidad de Ingenieros Eléctricos este tipo de estudios

resultan interesantes otorgando una posibilidad de enfoque para el futuro

desarrollo profesional. Es importante mencionar que en los últimos años,

instituciones gubernamentales, como la UPME, han venido realizando estudios en

los diferentes sectores industriales del país, los cuales han ampliado el rango de

visión para los futuros estudios enfocados a solucionar la problemática de

demanda para el sector industrial, pero esto por si solo no basta para cambiar la

mentalidad de los empresarios, sino que debe sumarse a este esfuerzo, un

apoyo promocional, por parte de los profesionales del sector eléctrico que brinde

una nueva perspectiva acerca de la aplicabilidad de proyectos de este tipo al

sector industrial.




Como consideración final es importante mencionar, que siendo la cogeneración un

proceso por excelencia de eficiencia energética, merece especial atención

principalmente en el sector industrial, por ser este el mayor consumidor de energía

eléctrica y térmica, para la producción de bienes dentro del sistema socio-

económico, sumando a lo anterior, el hecho que la cogeneración es un punto de

integración entre el sector de gas y eléctrico.




7.2 BIBLIOGRAFIA BELTRAN RIOS JULIET & BAUTISTA CORTES ANDRES. Factibilidad técnica y Económica de los sistemas de cogeneración en la industria alimenticia “ACEGRASAS S.A.”. N° clasificación 42.99 Bj-Ba 092. Santa Fe de Bogotá, 1999. Trabajo de grado (Ingeniero electricista). Universidad De La Salle. Facultad de Ingeniería Eléctrica. CATERPILLAR. Family of Gas Engines. USA. Gecolsa Distribuidor Autorizado en Colombia, 2001 COMUNICADOR TÉCNICO GECOLSA. Guía de Instalación de Grupos Electrógenos. Bogotá 2003. CUMMINS LTDA. POWER GENERATIÓN. Instalación Grupos Electrógenos. Brasil 2001. GAS NATURAL S.A., E.S.P. Manual del Gas Natural para la Industria. Bogotá 2000. ICOGEN S.A. Empresa de Servicios Energéticos Integrales. http:/www.icogen.a.com IDEAM. Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales. http:/www.ideam.gov.co ISAGEN S.A Uso Eficiente de Energía en la Industria Bogota 1999. BENÍTEZ JOSE ANTONIO, ANTOLINEZ RAMÓN FERNANDO, Implementación de la Tecnología de la Cogeneración a Gas Natural. Universidad de la Salle (abril – junio 2000). MUÑOZ MARIANO, MORENO GÓMEZ FRANCISCO. Motores Alternativos de Combustión Interna. España: Prensas Universitarias de Zaragoza, Zaragoza 1999. VILLARES MARTIN MARIO. Cogeneración España: FC Editorial 2002. PELÁEZ MAURICIO C, Cogeneración, Una alternativa energética para la industria., Mundo Eléctrico Colombiano. Vol. 17 N° 48. (Julio – septiembre 2002)




MOKATE KAREN MARIE. Evaluación financiera de proyectos de inversión. Universidad de los Andes, Facultad de Economía. Bogota 1998. MINISTERIO DE MINAS Y ENERGÍA. Memorias al Congreso Nacional 2000-2001. Bogotá. Unidad de Planeación Minero Energética PARRA MAURICIO. Estudio de Factibilidad Técnico-Económica de Autogeneración de Energía Eléctrica en Edificios Residenciales con Unidades Motrices de Combustión a Gas Vs Suministro de Energía Eléctrica de la Red Publica. N° clasificación 42,2002 P.m. 156 Santa Fe de Bogotá, 2002. Trabajo de grado (Ingeniero electricista). Universidad De La Salle. Facultad de Ingeniería Eléctrica. RAMÍREZ CASTAÑO SAMUEL. Redes de Subtransmisión y Distribución de Energía. Manizales: Universidad Nacional de Colombia, Sede Manizales. 1995. SOUAD HAYAT BENKIRANE. Finanzas con Excel: McGraw-Hill/Interamericana de España.2001. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGETICA. Boletín Mensual de Precios Septiembre 2003 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. La Cadena del Gas Natural en Colombia. Bogotá: Gráficas Ducal Ltda., 2001. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. Plan de Expansión. Bogotá: Gráficas Ducal Ltda., 2002. UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGÉTICA. Plan Energético Nacional: Gráficas Ducal Ltda., 2003-2020 UNIDAD DE PLANEACIÓN MINERO ENERGETICA. Estudio Sobre el Desarrollo del Potencial de Cogeneración en el País. Bogota 1998 WAUKESHA ENGINE DIVISIÓN. Catálogos de Plantas A Gas. Bogotá: Stewart & Stevenson Distribuidor Autorizado, 2004. http://www.waukeshaengine.dresser.com/internet/businessunits/waukesha/pages/documents/publications/specsheets/7111.pdf.




ANEXOS




ANEXO A. PROCESO DE FABRICACIÓN PLANTA PANADERIA




El proceso de fabricación empieza con la recepción de los materiales (harina,

levadura,..), el material es llevado por medio de la banda transportadora a dos

tolvas, donde son mezclados, hasta convertirse en una masa, esta es llevada, a

una serie de basculas, donde es pesada y cortada para posteriormente ser

depositada en una serie de contenedores donde reposaran durante un prologando

tiempo, este es el llamado reposo de esponja, aquí se espera lograr un proceso

de fermentación de la masa, acontinuación de esto se llevaran a dos mezcladoras

(champion),donde se someterán al proceso de amasado por parte de estas dos

maquinas, las cuales le darán la consistencia adecuada a la masa para que este

pueda ser manipulada mejor, a esta mezcla se añade mas harina y esta debe

permanecer a una temperatura entre 0.28 – 0.29 °C, gracias al agua refrigerada

que suministra la bomba de chiller.

El siguiente proceso es retirara la masa de las maquinas champion, apara ser

llevada por un ascensor hacia, un trompo donde por medio de un movimiento

circular se da la forma a la masa en forma de esferas, el cual va a una maquina

fermentadora “plufer”, esta maquina además corta de una forma mas reducida la

masa hasta ajustar la masa mas pequeña esta hace pasarla por una banda

transportadora, enharinada, la cual la envía a una moldeadora conformada por

una serie de bandas de menor tamaño.

El siguiente paso, consiste en colocar los moldes de pan en los cuartos de secado

de pan, durante este proceso, las cantidades remanentes de agua desaparecen

del pan, estos tienen una temperatura especifica la cual se encuentra entre 39.6 –

55.1 °C, este control se realiza por medio de una termocupla, la cual dispara una

electroválvula la cual se sella en caso de sobrepasar la temperatura estipulada.




Después el pan es llevado al horno en el cual los panes pasan por un proceso de

cocción el cual termina de dar la textura necesaria al pan para su consumo final.

Un paso intermedio consiste en rociar el pan con un producto químico (sorbato de

sodio) que impide la formación de hongos.

El siguiente paso consiste en hacer pasar el producto por unos cuartos de

enfriamiento en el cual uno es de ventilación natural y el otro consiste en un cuarto

conformado por un ventilador y el equipo de enfriamiento, los cuales reducen la

temperatura del pan.

EL proceso final se lleva acabo en la sección de empacado el en el cual una serie

de brazos colocan el pan en una banda transportadora y una serie de cuchillas

cortan el pan, los cuales finalmente son empacados y llevados a la sección de

transporte para su posterior distribución, el pan empacado es distribuido lo mas

rápido posible.




ANEXO B. FACTURAS




ANEXO C. INFRAESTRUCTURA CONVERSIÓN A GAS




ANEXO D. CATALOGO PLANTA CATERPILLAR




ANEXO E. CATALOGO PLANTA CUMMINS




ANEXO F. CATALOGO PLANTA WAUKESHA




ANEXO G. FLUJO DE FONDOS

Rubros (Caterpillar- Sin Financiamiento) 2004-Sem1

2004-Sem2

2005-Sem1

2005-Sem2

2006-Sem1

2006-Sem2

2007-Sem1

2007-Sem2

2008-Sem1

2008-Sem2

Costos de generación de energía

CON COGENERACION

Costo de combustible 203.2 203.2 209.7 209.7 210.7 210.7 206.8 206.8 206.0 206.0

O&M fijo 15.2 15.2 15.7 15.7 15.8 15.8 15.5 15.5 15.4 15.4

O&M variables 35.6 35.6 36.7 36.7 36.9 36.9 36.2 36.2 36.0 36.0

Personal 15.2 15.2 15.7 15.7 15.8 15.8 15.5 15.5 15.4 15.4

Consumibles y materiales 20.3 20.3 21.0 21.0 21.1 21.1 20.7 20.7 20.6 20.6 Mantenimiento mayor (Overhaul) 12183.8

Operación y mantenimiento 50.8 50.8 52.4 52.4 52.7 52.7 51.7 51.7 12235.3 51.5 Compras de energía 0 0 0 0 0 0 0 0 26630.9 0

Costo total con cogeneración 254.0 254.0 262.2 262.2 263.4 263.4 258.5 258.5 39072.3 257.5 SIN COGENERACION

Compras de energía 30174.5 31153.6 32164.6 33208.3 34285.9 35398.5 36547.2 37733.1 38957.6 40221.7


O&M fijo 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

O&M variables 11039.7 11039.7 13827.8 13827.8 14203.3 14203.3 15282.9 15282.9 16484.5 16484.5

Personal 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

Consumibles y materiales 6308.4 6308.4 7901.6 7901.6 8116.2 8116.2 8733.1 8733.1 9419.7 9419.7

Operación y mantenimiento 15771.0 15771.0 19754.0 19754.0 20290.5 20290.5 21832.7 21832.7 23549.3 23549.3

Costo total sin cogeneración 109029.7 110008.8 130934.7 131978.5 135738.2 136850.8 145710.7 146896.6 156703.9 157968.1 Depreciación 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864

GANANCIAS NETAS GRAVABLES 94978.5 95957.6 116875.4 117919.1 121677.6 122790.2 131655.0 132841.0 103834.5 143913.4

Impuestos 33242.5 33585.2 40906.4 41271.7 42587.2 42976.6 46079.3 46494.3 36342.1 50369.7

UTILIDAD NETA 61736.0 62372.5 75969.0 76647.4 79090.5 79813.6 85575.8 86346.6 67492.4 93543.7

Depreciación 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864

Inversión -87782.57 -87783

FLUJO DE FONDOS NETO -87782.57 -87783 75533.2 76169.6 89766.2 90444.6 92887.6 93610.8 99373.0 100143.8 81289.6 107340.9

2009-Sem1

2009-Sem2

2010-Sem1

2010-Sem2

2011-Sem1

2011-Sem2

2012-Sem1

2012-Sem2

2013-Sem1

2013-Sem2

2014-Sem1

2014-Sem2

205.1 205.1 204.4 204.4 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1

15.4 15.4 15.3 15.3 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4

35.9 35.9 35.8 35.8 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9

15.4 15.4 15.3 15.3 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4

20.5 20.5 20.4 20.4 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5

24367.7

51.3 51.3 51.1 51.1 51.3 51.3 24419.0 51.3 51.3 51.3 51.3 51.3

0.0 0 0 0 0 0 35572.1 0.0 0 0 0 0

256.4 256.4 255.5 255.5 256.4 256.4 60196.1 256.4 256.4 256.4 256.4 256.4

41526.9 42874.5 44265.7 45702.2 47185.2 48716.4 50297.2 51929.4 53614.5 55354.3 57150.5 59005.0

103477.3 103477.3 113991.4 113991.4 115761.6 115761.6 127563.1 127563.1 142261.2 142261.2 148162.0 148162.0

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

18108.5 18108.5 19948.5 19948.5 20258.3 20258.3 22323.5 22323.5 24895.7 24895.7 25928.3 25928.3

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

10347.7 10347.7 11399.1 11399.1 11576.2 11576.2 12756.3 12756.3 14226.1 14226.1 14816.2 14816.2

25869.3 25869.3 28497.8 28497.8 28940.4 28940.4 31890.8 31890.8 35565.3 35565.3 37040.5 37040.5

170873.6 172221.2 186755.0 188191.4 191887.2 193418.4 209751.0 211383.2 231441.0 233180.8 242353.0 244207.5

170617.2 171964.8 186499.5 187935.9 191630.8 193162.0 149554.9 211126.8 231184.6 232924.4 242096.6 243951.1

59716.0 60187.7 65274.8 65777.6 67070.8 67606.7 52344.2 73894.4 80914.6 81523.6 84733.8 85382.9

110901.2 111777.1 121224.7 122158.3 124560.0 125555.3 97210.7 137232.4 150270.0 151400.9 157362.8 158568.2

110901.2 111777.1 121224.7 122158.3 124560.0 125555.3 97210.7 137232.4 150270.0 151400.9 157362.8 158568.2

Rubros (Caterpillar – Con Financiamiento) 2004-Sem1

2004-Sem2

2005-Sem1

2005-Sem2

2006-Sem1

2006-Sem2

2007-Sem1

2007-Sem2

2008-Sem1

2008-Sem2


CON COGENERACION


O&M fijo 15.2 15.2 15.7 15.7 15.8 15.8 15.5 15.5 15.4 15.4

O&M variables 35.6 35.6 36.7 36.7 36.9 36.9 36.2 36.2 36.0 36.0

Personal 15.2 15.2 15.7 15.7 15.8 15.8 15.5 15.5 15.4 15.4






O&M fijo 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

O&M variables 11039.7 11039.7 13827.8 13827.8 14203.3 14203.3 15282.9 15282.9 16484.5 16484.5

Personal 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8




Intereses créditos recibidos 7022.61 7022.61 6019.38 6019.38 5016.15 5016.15 4012.92 4012.92 3009.69 3009.69


Impuestos 30784.6 31127.3 38799.6 39164.9 40831.5 41220.9 44674.7 45089.8 35288.7 49316.3

UTILIDAD NETA 57171.3 57807.8 72056.4 72734.8 75830.0 76553.1 82967.4 83738.2 65536.1 91587.4

Depreciación 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864 13797.1864

Inversión 87782.6 87782.6

Crédito recibido 70226.1 70226.1

Amortizaciones 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29 10032.29

FLUJO DE FONDOS NETO -17556.5 -17556.5 60936.2 61572.7 75821.3 76499.7 79594.9 80318.0 86732.3 87503.1 69301.0 95352.3

2009-Sem1

2009-Sem2

2010-Sem1

2010-Sem2

2011-Sem1

2011-Sem2

2012-Sem1

2012-Sem2

2013-Sem1

2013-Sem2

2014-Sem1

2014-Sem2

205.1 205.1 204.4 204.4 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1 205.1

15.4 15.4 15.3 15.3 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4

35.9 35.9 35.8 35.8 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9 35.9

15.4 15.4 15.3 15.3 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4 15.4

20.5 20.5 20.4 20.4 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5 20.5

24367.7

51.3 51.3 51.1 51.1 51.3 51.3 24419.0 51.3 51.3 51.3 51.3 51.3

0.0 0 0 0 0 0 35572.1 0.0 0 0 0 0

256.4 256.4 255.5 255.5 256.4 256.4 60196.1 256.4 256.4 256.4 256.4 256.4

41526.9 42874.5 44265.7 45702.2 47185.2 48716.4 50297.2 51929.4 53614.5 55354.3 57150.5 59005.0

103477.3 103477.3 113991.4 113991.4 115761.6 115761.6 127563.1 127563.1 142261.2 142261.2 148162.0 148162.0

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

18108.5 18108.5 19948.5 19948.5 20258.3 20258.3 22323.5 22323.5 24895.7 24895.7 25928.3 25928.3

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

10347.7 10347.7 11399.1 11399.1 11576.2 11576.2 12756.3 12756.3 14226.1 14226.1 14816.2 14816.2

25869.3 25869.3 28497.8 28497.8 28940.4 28940.4 31890.8 31890.8 35565.3 35565.3 37040.5 37040.5

170873.6 172221.2 186755.0 188191.4 191887.2 193418.4 209751.0 211383.2 231441.0 233180.8 242353.0 244207.5

2006.46 2006.46 1003.23 1003.23

168610.8 169958.3 185496.2 186932.7 191630.8 193162.0 149554.9 211126.8 231184.6 232924.4 242096.6 243951.1

59013.8 59485.4 64923.7 65426.4 67070.8 67606.7 52344.2 73894.4 80914.6 81523.6 84733.8 85382.9

109597.0 110472.9 120572.6 121506.2 124560.0 125555.3 97210.7 137232.4 150270.0 151400.9 157362.8 158568.2

99564.7 100440.6 110540.3 111473.9 124560.0 125555.3 97210.7 137232.4 150270.0 151400.9 157362.8 158568.2

Rubros (Cummins – Sin Financiamiento) 2004-Sem1

2004-Sem2

2005-Sem1

2005-Sem2

2006-Sem1

2006-Sem2

2007-Sem1

2007-Sem2

2008-Sem1

2008-Sem2


CON COGENERACION


O&M fijo 15.7 15.7 16.2 16.2 16.2 16.2 15.9 15.9 15.9 15.9

O&M variables 36.5 36.5 37.7 37.7 37.9 37.9 37.2 37.2 37.0 37.0

Personal 15.7 15.7 16.2 16.2 16.2 16.2 15.9 15.9 15.9 15.9






O&M fijo 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

O&M variables 11039.7 11039.7 13827.8 13827.8 14203.3 14203.3 15282.9 15282.9 16484.5 16484.5

Personal 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8





Impuestos 33070.0 33412.7 40733.8 41099.1 42414.6 42804.0 45906.7 46321.8 36169.5 50197.2

UTILIDAD NETA 61415.6 62052.1 75648.5 76326.9 78769.9 79493.1 85255.3 86026.2 67172.0 93223.3

Depreciación 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043

Inversión -90873.76 -90874


2009-Sem1

2009-Sem2

2010-Sem1

2010-Sem2

2011-Sem1

2011-Sem2

2012-Sem1

2012-Sem2

2013-Sem1

2013-Sem2

2014-Sem1

2014-Sem2

210.8 210.8 210.1 210.1 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8

15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8

36.9 36.9 36.8 36.8 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9

15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8

21.1 21.1 21.0 21.0 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1

24367.7

52.7 52.7 52.5 52.5 52.7 52.7 24420.4 52.7 52.7 52.7 52.7 52.7

0.0 0 0 0 0 0 35572.1 0.0 0 0 0 0

263.5 263.5 262.6 262.6 263.5 263.5 60203.2 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5

41526.9 42874.5 44265.7 45702.2 47185.2 48716.4 50297.2 51929.4 53614.5 55354.3 57150.5 59005.0

103477.3 103477.3 113991.4 113991.4 115761.6 115761.6 127563.1 127563.1 142261.2 142261.2 148162.0 148162.0

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

18108.5 18108.5 19948.5 19948.5 20258.3 20258.3 22323.5 22323.5 24895.7 24895.7 25928.3 25928.3

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

10347.7 10347.7 11399.1 11399.1 11576.2 11576.2 12756.3 12756.3 14226.1 14226.1 14816.2 14816.2

25869.3 25869.3 28497.8 28497.8 28940.4 28940.4 31890.8 31890.8 35565.3 35565.3 37040.5 37040.5

170873.6 172221.2 186755.0 188191.4 191887.2 193418.4 209751.0 211383.2 231441.0 233180.8 242353.0 244207.5

170610.1 171957.7 186492.4 187928.8 191623.7 193154.9 149547.8 211119.7 231177.5 232917.3 242089.5 243944.0

59713.5 60185.2 65272.3 65775.1 67068.3 67604.2 52341.7 73891.9 80912.1 81521.1 84731.3 85380.4

110896.6 111772.5 121220.0 122153.7 124555.4 125550.7 97206.1 137227.8 150265.4 151396.3 157358.2 158563.6

110896.6 111772.5 121220.0 122153.7 124555.4 125550.7 97206.1 137227.8 150265.4 151396.3 157358.2 158563.6

Rubros (Cummins - Con Financiamiento) 2004-Sem1

2004-Sem2

2005-Sem1

2005-Sem2

2006-Sem1

2006-Sem2

2007-Sem1

2007-Sem2

2008-Sem1

2008-Sem2

Costos de generación de energía CON COGENERACION


O&M fijo 15.7 15.7 16.2 16.2 16.2 16.2 15.9 15.9 15.9 15.9

O&M variables 36.5 36.5 37.7 37.7 37.9 37.9 37.2 37.2 37.0 37.0

Personal 15.7 15.7 16.2 16.2 16.2 16.2 15.9 15.9 15.9 15.9






O&M fijo 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

O&M variables 11039.7 11039.7 13827.8 13827.8 14203.3 14203.3 15282.9 15282.9 16484.5 16484.5

Personal 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8






Impuestos 30525.5 30868.2 38552.8 38918.1 40597.1 40986.5 44452.7 44867.8 35079.0 49106.7

UTILIDAD NETA 56690.2 57326.6 71598.1 72276.5 75394.6 76117.8 82555.1 83325.9 65146.8 91198.1

Depreciación 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043 14283.043

Inversión 90873.8 90873.8


Amortizaciones 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57 10385.57


2009-Sem1

2009-Sem2

2010-Sem1

2010-Sem2

2011-Sem1

2011-Sem2

2012-Sem1

2012-Sem2

2013-Sem1

2013-Sem2

2014-Sem1

2014-Sem2

210.8 210.8 210.1 210.1 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8 210.8

15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8

36.9 36.9 36.8 36.8 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9 36.9

15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8 15.8

21.1 21.1 21.0 21.0 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1 21.1

24367.7

52.7 52.7 52.5 52.5 52.7 52.7 24420.4 52.7 52.7 52.7 52.7 52.7

0.0 0 0 0 0 0 35572.1 0.0 0 0 0 0

263.5 263.5 262.6 262.6 263.5 263.5 60203.2 263.5 263.5 263.5 263.5 263.5

41526.9 42874.5 44265.7 45702.2 47185.2 48716.4 50297.2 51929.4 53614.5 55354.3 57150.5 59005.0

103477.3 103477.3 113991.4 113991.4 115761.6 115761.6 127563.1 127563.1 142261.2 142261.2 148162.0 148162.0

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

18108.5 18108.5 19948.5 19948.5 20258.3 20258.3 22323.5 22323.5 24895.7 24895.7 25928.3 25928.3

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

10347.7 10347.7 11399.1 11399.1 11576.2 11576.2 12756.3 12756.3 14226.1 14226.1 14816.2 14816.2

25869.3 25869.3 28497.8 28497.8 28940.4 28940.4 31890.8 31890.8 35565.3 35565.3 37040.5 37040.5

170873.6 172221.2 186755.0 188191.4 191887.2 193418.4 209751.0 211383.2 231441.0 233180.8 242353.0 244207.5

2077.11 2077.11 1038.56 1038.56 168533.0 169880.5 185453.8 186890.2 191623.7 193154.9 149547.8 211119.7 231177.5 232917.3 242089.5 243944.0

58986.5 59458.2 64908.8 65411.6 67068.3 67604.2 52341.7 73891.9 80912.1 81521.1 84731.3 85380.4

109546.4 110422.3 120545.0 121478.7 124555.4 125550.7 97206.1 137227.8 150265.4 151396.3 157358.2 158563.6

99160.9 100036.8 110159.4 111093.1 124555.4 125550.7 97206.1 137227.8 150265.4 151396.3 157358.2 158563.6

Rubros (Waukesha- Sin Financiamiento) 2004-Sem1

2004-Sem2

2005-Sem1

2005-Sem2

2006-Sem1

2006-Sem2

2007-Sem1

2007-Sem2

2008-Sem1

2008-Sem2


CON COGENERACION


O&M fijo 17.0 17.0 17.5 17.5 17.6 17.6 17.3 17.3 17.2 17.2

O&M variables 39.6 39.6 40.8 40.8 41.0 41.0 40.3 40.3 40.1 40.1

Personal 17.0 17.0 17.5 17.5 17.6 17.6 17.3 17.3 17.2 17.2






O&M fijo 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

O&M variables 11039.7 11039.7 13827.8 13827.8 14203.3 14203.3 15282.9 15282.9 16484.5 16484.5

Personal 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8





Impuestos 28684.7 29027.4 36348.3 36713.6 38029.0 38418.4 41521.3 41936.4 31784.2 45811.8

UTILIDAD NETA 53271.6 53908.1 67504.0 68182.4 70625.4 71348.5 77111.0 77881.9 59027.8 85079.1

Depreciación 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793

Inversión -170452.48 -170452


2009-Sem1

2009-Sem2

2010-Sem1

2010-Sem2

2011-Sem1

2011-Sem2

2012-Sem1

2012-Sem2

2013-Sem1

2013-Sem2

2014-Sem1

2014-Sem2

228.2 228.2 227.4 227.4 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2

17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1

39.9 39.9 39.8 39.8 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9

17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1

22.8 22.8 22.7 22.7 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8

24367.7

57.0 57.0 56.8 56.8 57.0 57.0 24424.7 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0

0.0 0 0 0 0 0 35572.1 0.0 0 0 0 0

285.2 285.2 284.2 284.2 285.2 285.2 60224.9 285.2 285.2 285.2 285.2 285.2

41526.9 42874.5 44265.7 45702.2 47185.2 48716.4 50297.2 51929.4 53614.5 55354.3 57150.5 59005.0

103477.3 103477.3 113991.4 113991.4 115761.6 115761.6 127563.1 127563.1 142261.2 142261.2 148162.0 148162.0

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

18108.5 18108.5 19948.5 19948.5 20258.3 20258.3 22323.5 22323.5 24895.7 24895.7 25928.3 25928.3

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

10347.7 10347.7 11399.1 11399.1 11576.2 11576.2 12756.3 12756.3 14226.1 14226.1 14816.2 14816.2

25869.3 25869.3 28497.8 28497.8 28940.4 28940.4 31890.8 31890.8 35565.3 35565.3 37040.5 37040.5

170873.6 172221.2 186755.0 188191.4 191887.2 193418.4 209751.0 211383.2 231441.0 233180.8 242353.0 244207.5

170588.4 171935.9 186470.7 187907.2 191602.0 193133.2 149526.1 211098.0 231155.8 232895.6 242067.8 243922.3

59705.9 60177.6 65264.8 65767.5 67060.7 67596.6 52334.1 73884.3 80904.5 81513.5 84723.7 85372.8

110882.4 111758.4 121206.0 122139.7 124541.3 125536.6 97192.0 137213.7 150251.3 151382.1 157344.0 158549.5

110882.4 111758.4 121206.0 122139.7 124541.3 125536.6 97192.0 137213.7 150251.3 151382.1 157344.0 158549.5

Rubros (Waukesha –Con Financiamiento) 2004-Sem1

2004-Sem2

2005-Sem1

2005-Sem2

2006-Sem1

2006-Sem2

2007-Sem1

2007-Sem2

2008-Sem1

2008-Sem2


CON COGENERACION


O&M fijo 17.0 17.0 17.5 17.5 17.6 17.6 17.3 17.3 17.2 17.2

O&M variables 39.6 39.6 40.8 40.8 41.0 41.0 40.3 40.3 40.1 40.1

Personal 17.0 17.0 17.5 17.5 17.6 17.6 17.3 17.3 17.2 17.2






O&M fijo 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8

O&M variables 11039.7 11039.7 13827.8 13827.8 14203.3 14203.3 15282.9 15282.9 16484.5 16484.5

Personal 4731.3 4731.3 5926.2 5926.2 6087.1 6087.1 6549.8 6549.8 7064.8 7064.8






Impuestos 23912.0 24254.7 32257.4 32622.7 34620.0 35009.4 38794.1 39209.2 29738.7 43766.4

UTILIDAD NETA 44408.1 45044.5 59906.7 60585.1 64294.3 65017.4 72046.2 72817.0 55229.1 81280.4

Depreciación 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793 26790.793

Inversión 170452.5 170452.5


Amortizaciones 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28 19480.28


2009-Sem1

2009-Sem2

2010-Sem1

2010-Sem2

2011-Sem1

2011-Sem2

2012-Sem1

2012-Sem2

2013-Sem1

2013-Sem2

2014-Sem1

2014-Sem2

228.2 228.2 227.4 227.4 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2 228.2

17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1

39.9 39.9 39.8 39.8 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9 39.9

17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1 17.1

22.8 22.8 22.7 22.7 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8 22.8

24367.7

57.0 57.0 56.8 56.8 57.0 57.0 24424.7 57.0 57.0 57.0 57.0 57.0

0.0 0 0 0 0 0 35572.1 0.0 0 0 0 0

285.2 285.2 284.2 284.2 285.2 285.2 60224.9 285.2 285.2 285.2 285.2 285.2

41526.9 42874.5 44265.7 45702.2 47185.2 48716.4 50297.2 51929.4 53614.5 55354.3 57150.5 59005.0

103477.3 103477.3 113991.4 113991.4 115761.6 115761.6 127563.1 127563.1 142261.2 142261.2 148162.0 148162.0

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

18108.5 18108.5 19948.5 19948.5 20258.3 20258.3 22323.5 22323.5 24895.7 24895.7 25928.3 25928.3

7760.8 7760.8 8549.4 8549.4 8682.1 8682.1 9567.2 9567.2 10669.6 10669.6 11112.1 11112.1

10347.7 10347.7 11399.1 11399.1 11576.2 11576.2 12756.3 12756.3 14226.1 14226.1 14816.2 14816.2

25869.3 25869.3 28497.8 28497.8 28940.4 28940.4 31890.8 31890.8 35565.3 35565.3 37040.5 37040.5

170873.6 172221.2 186755.0 188191.4 191887.2 193418.4 209751.0 211383.2 231441.0 233180.8 242353.0 244207.5

3896.06 3896.06 1948.03 1948.03

166692.3 168039.9 184522.7 185959.1 191602.0 193133.2 149526.1 211098.0 231155.8 232895.6 242067.8 243922.3

58342.3 58814.0 64582.9 65085.7 67060.7 67596.6 52334.1 73884.3 80904.5 81513.5 84723.7 85372.8

108350.0 109225.9 119939.8 120873.4 124541.3 125536.6 97192.0 137213.7 150251.3 151382.1 157344.0 158549.5

88869.7 89745.6 100459.5 101393.1 124541.3 125536.6 97192.0 137213.7 150251.3 151382.1 157344.0 158549.5




ANEXO H. UBICACIÓN GRUPO

ELECTROGENO EN PLANTA FISICA COMAPAN S.A.

Estudio de viabilidad para un sistema energético de ...

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