Estudio Prefactibilidad Produccion Comercializacion Arandanos
UNIVERSIDAD DE MAGALLANES · 2007-09-13 · usado en la generación de energía eléctrica ya sea...
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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERÍA DEPARTAMENTO DE QUÍMICA “ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICO- ECONÓMICO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA, QUE UTILIZA CARBÓN COMO MATERIA PRIMA” MARÍA LUISA OYARZÚN LLAIQUEL RODRIGO ANDRÉS MORA PAREDES 2004
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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE QUÍMICA
“ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICO-
ECONÓMICO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA,
QUE UTILIZA CARBÓN COMO MATERIA PRIMA”
MARÍA LUISA OYARZÚN LLAIQUEL
RODRIGO ANDRÉS MORA PAREDES
2004
UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERÍA
DEPARTAMENTO DE QUÍMICA
“ESTUDIO DE PREFACTIBILIDAD TÉCNICO-
ECONÓMICO DE UNA CENTRAL TERMOELÉCTRICA,
QUE UTILIZA CARBÓN COMO MATERIA PRIMA”
PROFESOR GUIA : NESTOR MUÑOZ
COREFERENTE : GABRIELA FAUNDEZ
“Trabajo de Titulación presentado en conformidad
a los requisitos para obtener el título de Ingeniero
de Ejecución Químico, mención Industria y
Medio Ambiente”.
MARÍA LUISA OYARZÚN LLAIQUEL
RODRIGO ANDRÉS MORA PAREDES
2004
Nuestros agradecimientos a:
Ing. Ejecución en Química, Ingeniero Civil Industrial Néstor Muñoz por su dedicación y
constante preocupación por nuestro trabajo. Y a todos nuestro profesores, que al pasar de los
años nos formaron tanto técnicamente como éticamente.
Maria Luisa Oyarzun, Rodrigo Mora
A mis padres, hermana, esposo e hija por la confianza y apoyo brindado en los momentos
difíciles de mi carrera.
Maria Luisa Oyarzun
A mi padre por el esfuerzo hecho, a mi madre por el apoyo a mis hermanos por la
preocupación y a Paula por su constante preocupación y apoyo.
Rodrigo Mora
i
Resumen
Como consecuencia de la disminución, a futuro, del recurso gas en Punta Arenas es
necesario evaluar las posibles alternativas de sustentabilidad energética. Energía requerida ya sea
por el sector urbano como por el sector industrial. Siempre ha sido una posibilidad latente las
reservas carboníferas existentes en la XII región, quizás en las cuales aun no se habían enfocado
las miradas debido a la existencia de un combustible más limpio y más cómodo de trabajar, como
lo es el gas natural. El recurso carbón, en el futuro, será la fuente energética disponible en gran
abundancia en nuestra región. En primer lugar se indican fuentes y características de este recurso
en la región y las tecnologías existentes para la generación de electricidad. Las prospecciones
acerca de los yacimientos carboníferos existentes en la zona arrojan como resultado la posible
existencia de 4850 millones de toneladas métricas de carbón subituminoso el cual puede ser
usado en la generación de energía eléctrica ya sea gasificándolo o usándolo como combustible
para generar vapor. Antiguamente el carbón no tenia una muy buena reputación, debido a los
contaminantes que produce, ya sea gasificándolo como quemándolo en una central térmica de
combustión. Sin embargo esta mala reputación del carbón ha cambiado debido a las nuevas
tecnologías existentes, en el tratamiento de efluentes gaseosos, y de residuos sólidos. Así,
cualquiera sea la alternativa que se escoja, esta se acogerá a las normas medio ambientales
vigentes en nuestro país.
La concepción del presente trabajo es el estudio de un anteproyecto de prefactibilidad técnico-
económica de una central termoeléctrica a carbón en la XII región
En este estudio de prefactibilidad se evaluaron dos alternativas:
1. Una central térmica de gasificación
2. Una central térmica de combustión basada en la generación de vapor producido
por la combustión del carbón.
Ambas alternativas se evaluaron bajo los supuestos de vender solo el 60% de la
capacidad total de generación y que solo se considera la proyección del consumo domiciliario ya
ii
que no hay antecedentes de industrias que quieran operar en nuestra región, y que tengan un
consumo significativo.
La central térmica de gasificación transforma el carbón en gas el cual mueve
turbogeneradores a gas, en cambio en la central térmica de combustión el carbón es usado en la
generación de vapor para mover turbogeneradores a vapor.
La ubicación del proyecto se situó en las cercanías de la mina Pecket, la cual se
encuentra activa actualmente. La elección de esta ubicación se debe al ahorro de los costos de
transporte del carbón, los cuales encarecen aun más el proyecto.
Para dicha evaluación se efectuó un diseño preliminar basado en una central térmica de
120 MW de potencia instalada usando como referencia centrales que trabajan con carbones
subituminosos similares a los existentes en nuestra región, además, uno de los aspectos
importantes dentro del diseño de la central térmica es el sistema de producción de agua para
calderas el cual también fue evaluado. Las dos alternativas de proyecto fueron evaluados con
métodos convencionales, usando como indicadores el Valor Actualizado Neto, la Tasa Interna de
Retorno y posteriormente se sensibilizó ambos proyectos respecto al precio de la materia prima y
respecto al posible precio de venta. Cabe destacar que los métodos usados parta la determinación
de la inversión inicial están sujetos a margen de error por lo cual las centrales podrían estar sobre
el precio real.
Para la central de gasificación se requiere una inversión inicial de 359.69 MMUSD y la
evaluación arrojó un Van de 31 MMUSD y una TIR de 16.6%. El análisis de sensibilidad para
este proyecto nos muestra lo sensible que puede llegar a ser si variamos el precio de venta del
kWh.
La central térmica de combustión requiere una inversión inicial de 289.52 MMUSD y
como resultado de su evaluación arrojo un VAN de 24.06 MMUSD y una TIR de 16.52% esta
resultó ser menos sensible a la variación del precio de venta. Es importante destacar que ambos
proyectos no son muy sensibles al precio del carbón.
iii
De acuerdo a estos resultados se puede concluir que el proyecto de la Central Térmica
de Combustión es más sólido y más barato que la Central Térmica de Gasificación, ya que el
precio mínimo del kWh en la central térmica de combustión es mucho menor al de la central
térmica de gasificación. Debido a que el precio del kWh de la central térmica de gasificación es
mayor, el VAN de esta central es ligeramente mayor
iv
Índice
1. Introducción……………………………………………………………………………… 1
1.1. Objetivos…………………………………………………………………………… 2
1.2. Generalidades………………………………………………………………………. 2
2. Carbón de Magallanes……………………………………………………………………. 4
2.1. Historia……………………………………………………………........................... 5
2.4. Mineralización……………………………………………………………………… 6
2.3 .Geología……………………………………………………………………………. 6
2.2. Ubicación…………………………………………………………………………… 8
2.5. Cubicación………………………………………………………………………….. 10
2.6. Características y Propiedades del Carbón de Magallanes…………………………. 11
2.6.1. Península de Brunswick……………………………………………………… 11
2.6.2. Otras Localidades……………………………………………………………. 14
3. Análisis del Carbón………………………………………………………………………. 17
3.1. Análisis Inmediato…………………………………………………………………. 18
3.2. Análisis Elemental…………………………………………………………………. 20
3.3. Propiedades Físicas y Mecánicas del Carbón……………………………………… 21
4. Centrales Termoeléctricas a Vapor………………………………………………………. 23
4.1. Disposición General de la Central Térmica a Vapor………………………………. 24
4.1.1. Circuito del Combustible…………………………………………………….. 25
4.1.1.1. Transporte de Combustible……………………………………….. …. 25
4.1.1.2. Pulverización del Carbón……………………………………………... 25
4.1.1.3. Combustión…………………………………………………………… 26
4.1.1.4. Transporte de Ceniza…………………………………………………. 26
4.1.2. Circuito del Aire del Combustible…………………………………………… 27
4.1.3. Circuito del Vapor……………………………………………………………. 28
4.1.4. Circuito del Agua de Refrigeración………………………………………….. 29
v
4.1.5. Circuito Eléctrico……………………………………………………………. 30
4.1.6. Circuitos Auxiliares…………………………………………………………. 30
4.1.6.1. Circuito de Tratamiento del Agua de Aportación…………………….. 31
4.1.6.2. Circuito de Agua de Refrigeración……………………………………. 31
4.1.6.3. Circuito de Lubricación……………………………………………….. 31
4.1.6.4. Circuito de Mando…………………………………………………….. 32
5. Central de Gasificación de Carbón….......................……………………………………. 33
5.1. Química de la Gasificación……………………………………………………….. 34
5.2. Tecnologías de Gasificación del Carbón………………………………………..... 35
5.2.1. Gasificación Lurgi a Presión……………………………………………….. 36
5.2.2. Proceso Texaco…………………………………………………………….. 40
5.2.3. Proceso KWR (Kellogg/Rust/Westinghouse)................................................ 43
5.2.4. Gasificación Subterránea de Carbón (GSC)……………………………….. 45
5.3. Aplicaciones de la Gasificación de Carbón……………………………………... 48
5.3.1. Gasificación Integrada al Ciclo Combinado (GICC)……………………… 49
6. Estudio de Mercado……………………………………………………………………. 51
6.1. Definición del Producto………………………………………………………….. 52
6.2. Análisis de la Demanda………………………………………………………….. 52
6.3. Análisis de la Oferta……………………………………………………………… 53
6.4. Análisis de Precios……………………………………………………………….. 54
6.4.1. Precio de la Energía………………………………………………………… 55
6.4.2. Nivel de Precios del Sistema Eléctrico de Punta Arenas…………………... 56
7. Estudio Técnico…………………………………………………………………………. 58
7.1. Tamaño y Localización de la Planta……………………………………………… 59
7.2. Ingeniería del Proyecto…………………………………………………………… 59
7.2.1. Propiedades del Combustible………………………………………………. 60
7.2.2. Central Térmica de Combustión…………………………………………….. 60
vi
7.2.2.1. Preparación del Carbón……………………………………………….. 60
7.2.2.2. Generación de Vapor…………………………………………………. 61
7.2.2.3. Generación de Electricidad…………………………………………... 62
7.2.2.4. Sistema de Manejo y Extracción de Cenizas…………………………. 62
7.2.2.5. Planta de Tratamiento del Agua de Aportación……………………… 62
7.2.3. Central Térmica de Gasificación…………………………………………… 65
7.2.3.1. Sistema Preparación del Carbón……………………………………… 65
7.2.3.2. Isla de Gasificación…………………………………………………… 65
7.2.3.3. Generación de Electricidad…………………………………………… 69
7.2.3.4. Unidad de Fraccionamiento de Aire………………………………….. 69
7.2.3.5. Planta de Tratamiento del Agua de Aportación……………………… 70
8. Identificación de los Costos y Beneficios del Proyecto………………………………… 71
8.1. Inversiones del Proyecto…………………………………………………………. 72
8.1.1. Costo de las Inversiones para la Central de Combustión…………………… 73
8.1.2. Costo de las Inversiones para la Central de Gasificación…………………… 76
8.2. Costos de Producción…………………………………………………………….. 79
8.2.1. Costos de Producción de la Central de Combustión……………………….. 80
8.2.2. Costos de Producción de la Central de Gasificación…….………………… 82
8.3. Beneficios del Proyecto…………………………………………………………. 84
8.4. Determinación del tiempo Optimo………………………………………………. 84
8.4.1. Aumento de los Costos de producción.……………………………………. 84
9. Evaluación Económica………………….………………………………………………. 85
9.1. Determinación del precio medio de venta……………………………………… 86
9.2. Cálculo de VAN y TIR (Central Térmica de Combustión)……………………… 87
9.3. Análisis de Sensibilidad (Central Térmica de Combustión)…………………….. 89
9.4. Cálculo de VAN y TIR (Central Térmica de Gasificación)……………………… 91
9.5. Análisis de Sensibilidad (Central Térmica de Gasificación)…………………….. 92
vii
9.6. Comparación de Resultados……………………………………………………… 93
10. Conclusiones…………………………………………………………………………… 94
Bibliografía………………………………………………………………………………… 99
Anexos…………………………………………………………………………………….. 100
1
Capítulo 1
Introducción
2
1. Introducción
1.1 Objetivos
El principal objetivo de este estudio, es el análisis de una alternativa real y efectiva de la
utilización del carbón subituminoso de Pecket para la producción de energía eléctrica,
considerando que nuestra región posee las mayores reservas carboníferas del país. El análisis
pretende establecer la prefactibilidad técnico-económica tanto para una central termoeléctrica
basada en la combustión como en la gasificación del carbón.
1.2. Generalidades
Actualmente la energía, como tópico, es prioritaria en la conciencia de diplomáticos y
políticos (debido a la disminución de los recursos) y estos factores continuarán siendo de gran
incidencia en los proyectos que se llevarán a cabo dentro de nuestra región. Parece innegable, que
se han desperdiciado cantidades significativas de energía y que ahora resulta necesario tomar
medidas razonables para su conservación, pero también en contraste parece innegable que la
pasada abundancia de energía relativamente barata, ha apuntalado el liderazgo industrial,
económico y tecnológico de las naciones desarrolladas. Si todas las fuentes de energía no
convencionales que se han propuesto con seriedad fueran ahora una realidad, el problema sería
encontrar formas de usar la energía en vez de conservarla. Sobra decir que se necesitarán muchos
años para encontrar maneras prácticas y económicas para perfeccionar una serie de métodos para
aprovechar la energía no convencional.
A través de esta evaluación se hizo evidente hacia donde apuntarán las miradas cuando
el recurso gas natural se vea disminuido. El carbón, como combustible convencional, había
perdido su liderazgo debido a la explotación de recursos y energías más limpias y económicas,
3
pero con el descubrimiento de nuevas tecnologías para disminuir las emisiones de CO2, H2S y
material particulado, las miradas se vuelcan a los recursos más abundantes como lo es este
combustible.
En la búsqueda de alternativas de termogeneración eléctrica aparecieron como
potenciales alternativas, la generación de vapor combustionando carbón y la gasificación del
carbón asociada a un sistema de generación de vapor. A cada una de estas tecnologías vienen
unidos modernos sistemas de tratamiento de emisiones y material particulado, de tal manera de
cumplir con la normativa legal y medio ambiental vigente. Uno de los más importantes
parámetros a evaluar es el suministro de agua para la central y su tratamiento, ya que este
elemento es de suma importancia tanto en la gasificación, (como agua de enfriamiento y de
“slurry”) como en la central térmica de combustión (como agua de calderas para los ciclos de
vapor). De esta manera se enfocó el estudio, primero en un diseño preliminar de las dos centrales,
y en su posterior evaluación, eligiendo las tecnologías más conocidas y usadas a nivel mundial, y
de esta manera poder apreciar la viabilidad del proyecto a 15 años como plazo.
Los parámetros analizados en la evaluación fueron:
1. Fuentes
2. Mercado
3. Tecnología
Para las fuentes del recurso, se estudiaron los yacimientos y se trató de hacer una
cuantificación del carbón existente en la zona; cabe recalcar que el estudio de las fuentes solo es
un resumen de estudios anteriores a este trabajo. En el análisis de mercado se realizó un estudio
de la demanda, y se proyectó ésta, en un margen de tiempo determinado. La tecnología se analizó
desde el punto de vista costos, y de impacto ambiental. De esta manera, y conforme a un
exhaustivo análisis de estos factores fue posible evaluar económicamente ambas alternativas.
4
Capítulo 2
Carbón de Magallanes
5
2. Carbón de Magallanes
2.1. Historia
En 1584 Pedro Sarmiento de Gamboa descubre el carbón, el cual es redescubierto con
posterioridad por Bernardo Phillipi (1843).
En 1868 el gobierno llama a licitación para la concesión por 20 años del carbón del río
de las Minas y comienza a operar la Sociedad Carbonífera de Magallanes que explota la Mina
Loreto. Esta Sociedad construye un muelle, trae un ferrocarril y lanchas de fierro, sin embargo,
en 1875 se cierra la mina debido a la deficiente calidad de los carbones.
En 1881 se forma una sociedad para explotar la Mina Marta del seno Skyring, la que
deja de operar por motivos similares a los de Mina Loreto.
En 1903 adquiere Mina Loreto el Sr. Agustín Ross y comienza a operar nuevamente un
ferrocarril. En 1905 la mina es comprada por la Sociedad Menéndez Behety y en 1910 el carbón
comienza a ser utilizado para generar electricidad para Punta Arenas, con lo cual se produce un
auge en la producción de este mineral.
En 1943 se alcanza la máxima producción regional y se exporta carbón a Buenos Aires.
Este año también, marca el inicio de la declinación de la producción de carbón, por diversas
causas, entre las que se destaca la apertura de la Mina Río Turbio.
A partir de 1944 CORFO comienza a estudiar el carbón de Magallanes y en 1972 se
propone un proyecto de prospección de carbones, cuya ejecución fue encomendada a ENAP a
partir de 1974. En 1976 se crea el Comité de Carbones Subituminosos de CORFO, que maneja
todo lo relacionado con los carbones de Magallanes, posteriormente toda esta actividad pasó a
manos de la Comisión Nacional de Energía.
6
2.2. Mineralización
Se reconocen tres tipos de carbón en la región de Magallanes, de los cuales sólo los carbones
Subituminosos tienen carácter comercial en la actualidad:
Carbones Bituminosos: Son delgadas guías y lentes de carbón intercalados en areniscas
del Cretácico Superior que se exponen en Cerro Cazador (Fm Dorotea) y Bahía Tekenika (Isla
Hoste, Fm Tekenika). No hay análisis de ellos, pero por su constitución mineralógica deben
clasificarse como bituminosos.
Lignitos: Son capas de carbón contenidas en estratos de la Fm Filaret, Fin El Salto y
parte inferior de Fm Palomares. Han sido descritas en Río Cóndor, Filaret, China Creek, Río
Oscar y Río Penitente. Se han observado en superficie mantos de hasta 4m y en subsuperficie se
han registrado mantos de mayor espesor. No se disponen de análisis de estos carbones pero sus
características físicas y mineralógicas sugieren un grado inferior al de Fm Loreto. Son carbones
muy arcillosos y no tienen importancia comercial por el momento.
Carbones Subituminosos: A este grupo pertenecen los mantos de carbón de edad
Terciario Inferior y Mioceno Inferior que se extienden desde el NW de Tierra del Fuego a Ultima
Esperanza. Se disponen en una extensa franja paralela a la Cordillera.
2.3. Geología
Los carbones bituminosos se encuentran en delgadas guías en areniscas del Cretácico
Superior (Fm* Dorotea y Fm Tekenika). Los lignitos se exponen en rocas sedimentarias y
volcánicas del Terciario Superior de Tierra del Fuego y Brunswick (Fm Palomares, Fm El Salto y
Fm Filaret).
Los carbones Subituminosos forman parte de unidades sedimentarias del Terciario
Inferior y Mioceno Inferior (Fm Tres Brazos y Fm Loreto). La Fm Loreto se expone dentro en
una faja de afloramientos con carbones, desde Porvenir a Cerro Dorotea (Natales) y está
7
compuesta principalmente areniscas con intercalaciones de arcillolitas y mantos de carbón
discontinuos.
En la vecindad de la ciudad de Punta Arenas se le ha dividido en los miembros Ciervos,
Lynch y Loreto con Carbón. El espesor de la unidad es variable, con un valor medio de 800m. La
formación subyacente a Loreto es Leña Dura, la que consiste en arcillolitas gris claro a medio,
con un espesor que varia entre 170 y 640 m. Sobre yaciente a Loreto se dispone la Fm El salto,
compuesta de areniscas y conglomerados con intercalaciones de arcillolitas verdosas
continentales, el espesor varía entre 670 y 750 m.
Fm*: formación
8
2.4. Ubicación
Carbones bituminosos: Cerro Cazador (Ultima Esperanza) y Bahía Tekenika (isla Hoste).
Carbones Subituminosos: En isla Riesco se han reconocido afloramientos en los sectores de río
Picot, Chorrillo de La Limpia, y Chorrillo de la Manga. También en río de Las Minas, Pecket,
Dorotea, Rubens, norte de seno Skyring, costa norte de isla Riesco y valle del río del Oro.
Lignito: Filaret, China Creek, río Oscar, río Penitente, río Cóndor.
Figura 2.1. Áreas de interés carbonífero de la región de Magallanes.
9
Los carbones más antiguos del Terciario Inferior aparecen en la Fm Tres Brazos en Isla
Riesco (Río Picot, Chorrillo de La Limpia y Chorrillo de La Manga), en lentes de 0,6 a linde
carbón arcilloso y son considerados no comerciales.
Los carbones comerciales se encuentran en la Fm Loreto del Mioceno Inferior o en
unidades estratigráficas correlacionadas. La potencia de los mantos varía entre 0,6 y 12m y el
número entre 1 y 9. Los mayores espesores están en Chorrillo el Triángulo (Estancia Invierno, al
sur de isla Riesco) con 12m, en Río Vaquería con 8m y Chorrillo del Carbón (río Rubens) con
8,4m. En general se piensa que la calidad de este carbón mejora de sur a norte debido a que en
este sentido el carbón es más antiguo, también influye el ambiente de depositación del carbón y
procesos posteriores (presión de sobrecarga y grado geotérmico).
En dos áreas se centró el interés del Comité de Carbones Subituminosos de CORFO:
Dorotea y Pecket.
Dorotea: En este sector se exponen sedimentos marinos costeros, en cuya sección
superior afloran tres mantos de carbón: Dorotea, A y B, separados por espesores variables entre 8
y 15m de arcillolitas. Estos mantos tienen, respectivamente, los siguientes espesores: 1,2 a 2m;
0,7 a 2,2m y 0,5 a 2m. En la secuencia basal de esta unidad se desarrollan otros dos mantos de
espesores 1,8 a 2,6m y 1 a 7,5m, sin embargo, estos últimos solo representan un 20% de la
reserva. Generalmente se ha señalado que el carbón de Dorotea es subituminoso, sin embargo,
CCS—CORFO (1980) sugiere que se trataría de carbones bituminosos.
Pecket: Se exponen areniscas, lutitas y arcillolitas con intercalaciones de carbón,
cubiertas por depósitos glaciales. Se han reconocido trece mantos de carbón pero solo dos de
ellos (los denominados 5 y 6) fueron explotados, estos mantos presentaban un espesor promedio
de 4 m y en algunas zonas se formaban un manto de 8 m. Actualmente la explotacion del
yacimiento esta a cargo de INGESUR, la cual realiza la extracción en los mantos superficiales de
la mina (1 y 2).
10
2.5. Cubicación
Las reservas posibles totales para la Región de Magallanes son del orden de 5.000
millones de toneladas. A continuación se señalan las reservas estimadas por diversos autores:
Tabla 2.1. Reservas en Península de Brunswick expresadas en millones
de toneladas.
Reservas posibles 3.220
Reservas probables y potenciales 600
Tabla 2.2. Reservas en Isla Riesco, expresada en millones de
Toneladas
En este sector existe el 70% de las reservas carboníferas de Magallanes
Reserva posible: reservas totales medidas
Reserva probable : reservas que se podrían explotar
Reservas estimadas
Reservas posibles 515
Reservas probables en Dorotea 25
Tabla 2.3. Reservas en sector Rubens-Dorotea, expresada en millones de toneladas.
Reservas posibles 1.115
Reservas probables 300
Reservas probadas Pecket 300
Reservas probadas Pecket (mantos 5 y 6) 116
11
2.6. Características y Propiedades generales del Carbón de Magallanes
Los carbones Subituminosos de megallanes tienen un poder calorífico de 4.200 a 5.200
Kcal./Kg. (los de Arauco presentan 7.300), (1)(CORFO, 1977).
2.6.1. Península Brunswick
En la siguiente tabla se muestra las características del carbón en el sector de Pecket en los mantos
5 y 6.
Tabla 2.4. Rangos de calidad en el sector Pecket (1)(CORFO, 1981)
Sin embargo, la información actual indica que el poder calorífico de los mantos 1 y 2 varía entre
3.500 y 3.800 Kcal/Kg
Poder calorífico 5.300-5.900 Kcal./Kg.
Poder calorífico bruto 4.100-4.800 Kcal./Kg.
Volátiles > 31%
Cenizas 13-15%
Humedad 18-20%
Azufre 0,5-1%
Vitrinita(en volumen) 70-80%
Reflectividad sobre vitrinita 0,3-0,36%
Dureza (HGI) 37-45
12
Tabla 2.5. Rangos promedios de calidad en el sector Pecket (1) (CORFO, 1984).
Tabla 2.6. Rangos promedios de parámetros de calidad sector Pecket (COCAR, 1984).
Análisis Inmediato Como Determinado Como Recibido
Humedad 13 a 18% 20 a 25%
Cenizas 12 a 23% 11 a 22%
Volátiles 33 a 37% 30 a 34%
Carbono Fijo 32 a 36% 29 a 33%
Poder calorífico 4.200 Kcal./Kg.
Humedad 24%
Cenizas 17%
Análisis Elemental En Base Seca
Carbono 58 a 62%
Hidrógeno 4,1 a 4,6%
Azufre 0,1 a 0,8%
Nitrógeno 0,65 a 0,8%
Carbono 14 a 23%
Oxígeno 16 a 19%
HGI 40 a 50%
13
Tabla 2.7. Análisis de Cenizas (muestras COCAR).
Tabla 2.8. Temperatura de Fusión de Cenizas (muestras CORFO).
Na2O 2,7 %
K2O 0,4 %
CaO 14,2 %
Fe2O3 5,9 %
MgO 1,8 %
Al2O3 25 %
TiO2 1,2 %
SiO2 40,5 %
Atmósfera Oxidante ºC Atmósfera Reductora ºC
Deformación Inicial 1185 1125
Temperatura Hemisférica 1310 1260
Temperatura de Fluidez 1350 1315
14
2.6.2. Características del carbón en otras localidades
Tabla 2.9. Parámetros de calidad Estancia Invierno-Isla Riesco (CCS—CORFO, 1980).
Análisis carbón limpio Análisis Mixto
Poder cal bruto sup. 5262 Kcal. /Kg. 3369 Kcal. /Kg.
Humedad 15,3% 9,85%
Cenizas 10,49% 38,85%
Carbón fijo 37,36% -
Volátil 36,4% -
Azufre 0,4% 0,3%
Índice de hinchamiento 0 -
Índice de dureza 48,8% 49,6%
Oxígeno 18,87% -
Hidrógeno 4,76% -
Carbono 62,65% -
Nitrógeno 0,86% -
15
Tabla 2.10. Parámetros de calidad Sector Dorotea (1)(CORFO, 1980).
Análisis carbón limpio Análisis Mixto
Poder cal bruto sup. 6841,33 Kcal. /Kg. 3990 Kcal. /Kg.
Humedad 4,79% 4,41%
Cenizas 15,29% 42,76%
Carbón fijo 38,43% -
Volátil 41,49% -
Azufre 0,45% 0,24%
Índice de hinchamiento 1 -
Índice de dureza 45 -
Oxígeno 10,29% -
Hidrógeno 4,77% -
Carbono 67,44% -
Nitrógeno 1,03% -
16
Tabla 2.11. Otros análisis sector Dorotea.
En el manto inferior el análisis corresponde a carbón sin depurar, mientras en los otros
mantos se trata de carbón depurado en mesas concentradoras (1)(CORFO, 1979).
Manto inf. Manto sup. Manto Dorotea
Humedad 9,7% 6,6% 7%
Volátil 27,9% 34% 35%
Carbón fijo 39,4% 44% 45%
Cenizas 22,9% 15,4% 11%
Azufre total 0,51% 0,35% 1,1%
Poder calorífico superior 4.911 Kcal./Kg. 6.184 Kcal./Kg. 6.300
Coke 34,4% 59,4% 56%
17
Capítulo 3
Análisis del Carbón
18
3. Análisis de Carbón
3.1. Análisis Inmediato
El análisis inmediato del carbón es la forma más simple y común para su evaluación; es
un test bastante fácil y se puede ejecutar con equipamiento básico de laboratorio. Las
características que se obtienen son:
a) Humedad Total
b) Humedad secada al aire (inherente)
c) Materia Volátil
d) Cenizas
e) Carbono Fijo
La humedad total es la suma de la humedad superficial e inherente. La primera
corresponde al agua externa sostenida como película sobre la superficie del carbón y es
importante en el manejo del combustible, pues si su contenido es alto (>12%) ocasiona problemas
en tolvas y sistema de transporte, y a bajas temperaturas se congela y actúa como adhesivo,
provocando problemas de manejo del carbón. Por otra parte, si el contenido es bajo ocasiona
problemas ambientales debido al polvo, además de aumentar el riesgo de incendio por la
combustión espontánea. La humedad inherente es aquella que se encuentra encerrada en los
espacios libres de las partículas de carbón y esta influye directamente sobre la ignición y
combustión, ya que antes de liberar el material combustible debe evaporarse el agua desde el
interior de la partícula; además contribuye al flujo global de gas (en forma de vapor) incidiendo
en la operación de los ventiladores que mueven el aire, el flujo de gas y el carbón pulverizado.
19
La materia volátil indica en forma aproximada la reactividad, facilidad de encendido y
estabilidad de llama de un carbón; de esta manera a mayor cantidad de materia volátil, mayor
velocidad de encendido y por lo tanto llamas mas largas, lo que implica mayores volúmenes de
hogar y adecuada distribución del aire para alcanzar mayor eficiencia en los quemadores.
La ceniza es el residuo permanente que sigue de la combustión completa de la materia
orgánica y la oxidación de la materia mineral presente. Un alto contenido de cenizas presenta una
serie de inconvenientes para el funcionamiento de una central:
a) Indica bajos valores de poder calorífico (baja calidad del carbón).
b) Retarda y complica el encendido de la partícula.
c) Produce corrosión e impacto erosivo en molinos, quemadores y tubos de caldera.
d) Disminuye el rendimiento de los dispositivos de control de cenizas.
e) Disminuye el rendimiento de la caldera por incrustaciones.
El contenido de carbono fijo es determinado por diferencia entre carbón seco y la suma
de humedad inherente, materia volátil y cenizas. La ASTM (American Society for Testing and
Materials) utiliza este valor para la clasificación de carbón de acuerdo al rango.
20
3.2. Análisis Elemental
Este análisis involucra la determinación elemental de la fracción orgánica del carbón.
Carbono e Hidrógeno aparecen principalmente como componentes de hidrocarburos
complejos, así como también en carbonatos inorgánicos.
El Nitrógeno se presenta en cantidades de 0,5-2,5% y se encuentra mayormente en
hidrocarburos aromáticos y sin duda la mayor complicación es su conversión a NOx.
El Azufre se presenta en casi todos los carbones, desde cantidades trazas hasta alrededor
de 6%. Su presencia puede ocasionar los siguientes problemas en una central térmica
convencional:
a) Durante la combustión el S se oxida formando SO2, que es emitido por la
chimenea y constituye un problema medioambiental.
b) Puede formar sulfatos alcalinos que aumentan la tendencia a la corrosión en las
superficies de transferencia de calor
c) Si se alcanza el punto de rocío de los gases de combustión, el SO3 se combina con
el vapor de agua condensando para producir ácido sulfúrico el que causa severa
corrosión en la sección de enfriamiento de la central, particularmente en ductos de
gas y sistemas de tratamiento.
d) En su forma de pirita (FeS2) afecta el funcionamiento de los molinos dado que se
trata de un componente muy duro.
El oxígeno se determina tradicionalmente por diferencia, restando la suma de los
elementos medidos (C+H+N+S) a 100%.
21
3.3. Propiedades Físicas y Mecánicas del Carbón
La evaluación comercial del carbón también considera estos datos. Entre estos test
destacan el HGI, el FSI, el AFT y el más importante, el Poder Calorífico.
El HGI (hardgrove grindabillity index) o índice de dureza provee la dureza relativa o
facilidad de pulverización del carbón. Tradicionalmente se usa para predice el diseño y
requerimientos energéticos de molinos, como también el tamaño de partícula producido.
Carbones con alto HGI son suaves y fáciles de moler.
El FSI (free swelling index) o índice de hinchamiento libre se usa para indicar las
características aglomerantes cuando el carbón es calentado, y su conocimiento se utiliza para
evitar problemas de aglomeración en los sistema de alimentación de combustible.
El AFT (ash fusion test) o test de fusión de cenizas mide el comportamiento de fusión,
es decir, predecir su tendencia a formar escoria (slagg) ya que a temperaturas altas (como las de
la caldera) puede ser un factor crítico para la selección de carbones.
El Poder Calorífico es el índice más importante para el uso del carbón en centrales
térmicas, y se define como la cantidad de calor generada por la combustión completa de una
unidad de masa de dicho combustible a una temperatura y presión de referencia (15,6°C y 762
mmHg). Los test de laboratorio entregan el poder calorífico bruto(o superior), que es la cantidad
total de energía entregada por el carbón, incluido el calor latente de condensación del vapor
formado en el proceso. En la práctica, el vapor de agua y otros compuestos pueden escapar
directamente a la atmósfera sin haber condensado y el calor emitido recuperado se conoce como
valor calorífico neto (o inferior).
22
El poder calorífico de un combustible puede determinarse mediante el uso de un
calorímetro o por cálculo usando la ecuación siguiente (1):
PC (kcal/kg) = 8148*C + 34720*(H –O/8) + 22685*S (1)
Donde C,H,O y S se expresan en % en peso arrojados del análisis elemental.
Este valor difiere significativamente del PCB ( Poder Calorífico Bruto) en carbones con
porcentajes altos de humedad (lignitos, por ejemplo), pues la principal diferencia entre ambos
valores corresponde al calor latente de evaporación del agua. El valor calorífico neto se puede
calcular a partir del valor bruto estándar, basado en factores como la humedad, y contenidos de
azufre y cloro. Un ejemplo de fórmula de conversión que relaciona ambos valores es:
Qn = Qg – 0,212*H – 0,0008*O – 0,0245*M (MJ/Kg). (2)
Donde Qn = valor calorífico neto (PCI)
Qg = valor calorífico bruto (PCB)
H = hidrógeno (% peso)
O = oxígeno (% peso)
M = humedad (% peso)
23
Capítulo 4
Centrales Termoeléctricas a Vapor
24
4. Centrales Termoeléctricas a Vapor
Una central térmica de vapor es una instalación que produce energía eléctrica, a partir
de la combustión de carbón, fuel-oil o gas en una caldera, en la cual se produce vapor que hace
girar los álabes de una turbina cuyo eje rotor gira solidariamente con el de un generador eléctrico.
Figura 4.1. Esquema simplificado de una central térmica a vapor.
4.1. Disposición General de la Central Térmica de Vapor
En la central termoeléctrica de vapor típica se distinguen siempre cinco circuitos que
son:
a) Circuito de combustible.
b) Circuito del vapor.
c) Circuito del agua de refrigeración.
d) Circuito eléctrico.
e) Circuitos auxiliares.
25
4.1.1. Circuito del combustible
Este circuito difiere sobre todo en su primera parte, dependiendo del combustible utilizado.
Consideraremos una central que utiliza carbón pulverizado, que es el combustible que se
considera en la evaluación de este proyecto.
4.1.1.1. Transporte de combustible
El carbón es depositado en pilas en el parque de carbón, situado en la inmediata
cercanía de la sala de calderas. Luego el carbón almacenado es sacado y llevado sobre cintas
transportadoras hasta la casa de trituración, donde se reduce considerablemente el tamaño de los
trozos demasiado grandes. Para eliminar los trozos de hierro que generalmente se mezclan con el
carbón durante la extracción y el transporte, el carbón es pasado por un separador magnético.
Un sistema de cinta transportadora traslada el carbón hasta una tolva, ubicada delante de
la caldera, cuya capacidad debe ser tal de poder alimentar a la caldera varias horas a plena carga,
es decir, debe existir una cierta reserva de carbón (en la tolva) como para lograr cierta autonomía
de funcionamiento frente a fallas transitorias en el sistema de transporte de carbón desde la playa
de depósito.
4.1.1.2. Pulverización del carbón
Antes de introducirlo en la caldera, se somete el carbón al procedimiento de
pulverización, con lo cual se mejora su combustión y aumenta el rendimiento de la caldera. Si se
trata de una central termoeléctrica con pulverización individual, de la tolva el carbón es enviado
por medio de un sistema de transporte a un molino pulverizador, puesto al lado del cenicero de la
26
caldera. En el molino el carbón es pulverizado y parcialmente secado por una parte del aire
caliente que es impulsado por el ventilador de tiro forzado.
4.1.1.3. Combustión
Del molino pulverizador el carbón reducido a polvo muy fino es impulsado a los
quemadores que están convenientemente distribuidos en el hogar de la caldera. En la cámara de
combustión, donde reina una temperatura muy alta, el carbón se enciende y quema utilizando
para ello la parte restante del aire proveniente del precalentador de aire e impulsado por el
ventilador de tiro forzado.
4.1.1.4. Transporte de la ceniza
La ceniza cae en la parte inferior de la cámara de combustión, que tiene la forma de
embudo, y de ahí deriva a zanjas, donde una corriente de agua la arrastra a un depósito.
El hollín que se separa en los conductos de las calderas y en el deshollinador
electrostático, es llevado también hidráulicamente al depósito de cenizas. Luego, una grúa saca
la ceniza del depósito (puede ser un pozo) y la carga en camiones o vagones para transportarla al
exterior de la central.
27
4.1.2. Circuito del aire de combustión.
El aire de combustión es enviado al hogar de las calderas por medio del ventilador de
tiro forzado pasa a través del precalentador de aire aprovechando parte del calor que contienen
los gases antes de pasar a la chimenea.
Una parte de este aire caliente, llamado “aire primario” , sirve para secar el carbón en el
molino y para la inyección del carbón pulverizado en la cámara de combustión, mientras que la
parte restante del aire, llamado “aire secundario” se suministra alrededor de los quemadores para
lograr un contacto íntimo con las partículas del carbón. Así, se obtienen una combustión rápida y
una menor cantidad de productos no quemados.
Los productos de la combustión atraviesan la caldera transmitiendo su calor a los tubos
hervidores, al sobrecalentador y al precalentador de aire. Finalmente son aspirados por el
ventilador de tiro inducido y enviados a través de conductos de humo a la chimenea y por ella a
la atmósfera.
Figura 4.2. Circuitos principales de una central térmica a carbón.
28
4.1.3. Circuito de Agua y Vapor.
La alimentación de agua para calderas pasa por un economizador y luego al domo
superior de la caldera donde el calor del hogar de la caldera transforma el agua en vapor.
En la central de condensación el vapor descargado por la turbina es condensado en el
condensador de superficie por medio del agua de circulación. El condensado es aspirado por la
bomba de extracción y enviado al desaireador. Del desaireador el condensado fluye a la bomba
de alimentación que manda el agua a la caldera. El agua de alimentación se evapora en la caldera
y el vapor producido vuelve a la turbina, completando así el circuito cerrado de vapor-agua
blanda.
Una parte del fluido se extravía por las inevitables pérdidas debidas a los prensaestopas
de la turbina, a la purga de las calderas, al soplido de las válvulas de seguridad de la caldera y del
sobrecalentador, etc. Por lo tanto, esta pérdida de agua y vapor tiene que ser sustituida por una
cantidad correspondiente de agua suplementaria.
Dado que el agua que se puede obtener en estado natural contiene impurezas que
afectan el rendimiento y la seguridad de funcionamiento de la caldera, el agua suplementaria o de
reposición, que puede ser agua de mar, o de río o de pozo, debe ser tratada previamente en una
planta de ablandamiento.
Una bomba impulsa el agua de reposición al desaireador insertado en el circuito del agua de
alimentación.
29
Figura 4.3. Central Térmica Convencional.
4.1.4. Circuito del agua de refrigeración
La refrigeración de los condensadores exige la utilización de una cantidad considerable
de agua fría (agua dura). En la instalación la refrigeración del condensador se efectúa en circuito
cerrado. El agua de refrigeración que se calienta en el condensador al condensar el vapor
descargado por la turbina, es enfriada a su vez en la torre de refrigeración y luego impulsada por
la bomba de circulación.
30
4.1.5. Circuito eléctrico
La energía eléctrica es producida en los generadores eléctricos, accionados por las
turbinas de vapor. En casi todas las centrales modernas se produce corriente alterna trifásica y a
ella nos referiremos de aquí en adelante. Desde los generadores sincrónicos la corriente eléctrica
se lleva a transformadores elevadores apropiados, donde se eleva la tensión hasta valores
correspondientes a sub-transmisión o transmisión, según sea el caso. Los transformadores pueden
alojarse en locales especiales o, en el mismo pabellón de distribución que, por lo general, está
completamente separado de la sala de máquinas; esta separación viene impuesta, en la mayoría de
las veces, por la exigencia de que en este pabellón debe haber suficiente luz natural y de que los
aparatos, transformadores, etc., puedan inspeccionarse fácilmente y montarse y desmontarse
cuando sea necesario; también hay que contar de antemano con espacio suficiente para poder
instalar las canalizaciones.
Las centrales termoeléctricas de vapor necesitan, generalmente, un suministro bastante
elevado de potencia y energía eléctrica.
4.1.6. Circuitos auxiliares
Los circuitos auxiliares de una central termoeléctrica de vapor son muy numerosos; ya
hemos hablado de los circuitos de tratamiento del combustible, del circuito de aire de combustión
y del circuito de eliminación de cenizas y escorias. Otros de los más importantes, son:
31
4.1.6.1 Circuito de tratamiento del agua de alimentación
Por lo general, el agua que ha de alimentar el generador de vapor, debe tratarse previamente para
eliminar las sales, los carbonatos y bicarbonatos que provocarían corrosión y/o incrustaciones en
la tubería de la caldera.
4.1.6.2. Circuito de agua de refrigeración
En las centrales termoeléctricas de vapor se necesita agua fría no sólo para alimentar el
condensador, sino también para enfriar otros dispositivos (intercambiadores agua-aceite, agua-
aire, etc.). Por lo tanto, el circuito de refrigeración ha de tener en cuenta, además de las
necesidades de agua fría para la condensación, las demás circunstancias que pueden presentarse
frente a cada diseño.
4.1.6.3. Circuito de lubricación
Para la lubricación de cojinetes en las máquinas motrices, generadores, bombas,
motores, etc. suele ser conveniente centralizar el servicio correspondiente, con depósitos y
tuberías adecuados, recuperando además el lubricante a la salida de las máquinas, por medio de
instalaciones depuradoras y filtros.
32
4.1.6.4. Circuitos de mando
Para el complejo funcionamiento de una central termoeléctrica de vapor, son necesarios
diversos circuitos para el mando de las máquinas y dispositivos de la misma. Estos circuitos
pueden ser:
a) Circuitos oleohidráulicos para accionamiento de los servomotores de mando y regulación de
las máquinas motrices.
b) Circuitos eléctricos, generalmente de corriente continua suministrada por una batería de
acumuladores, para el mando de disyuntores, seccionadores, contactores, relés, etc.
c) Circuitos neumáticos para mando de interruptores de potencia, reguladores de máquinas
motrices, etc.
33
Capítulo 5
Central de Gasificación de Carbón
34
5. Gasificación del Carbón
5.1. Química de la Gasificación del Carbón
Consiste en la conversión en gas de los componentes orgánicos del carbón,
utilizando oxígeno y/o vapor de agua como reaccionantes. La reacción tiene lugar entre 800°C y
2000°C, obteniéndose una mezcla que contiene cantidades variables de H2, CO, CO2 y
eventualmente CH4, si existe una etapa final de metanación. Las principales reacciones para este
proceso son:
a) Gasificación con oxígeno o aire (combustión parcial)
C + ½ O2 CO ∆H = -123,1 kJ/mol
b) Combustión con oxígeno
C + O2 CO2 ∆H = -405,9 kJ/mol
c) Gasificación con dióxido de carbono (reacción de Boudouard)
C + CO2 2CO ∆H = -159,7 kJ/mol
d) Gasificación con vapor (obtención de gas de síntesis)
C + H2O CO + H2 ∆H = 118,9 kJ/mol
e) Gasificación con Hidrógeno
C + 2H2 CH4 ∆H = -87,4 kJ/mol
f) Ajuste de la relación H2/CO mediante la reacción de intercambio del vapor
H2O + CO H2 + CO2 ∆H = -40,9 kJ/mol
35
g) Reacción de metanación en presencia de catalizadores
CO + 3H2 H2O + CH4 ∆H = -206, 3 kJ/mol
Por las condiciones reductoras en que se produce la gasificación, el azufre del carbón
no se convierte en SO2, sino en H2S y COS. Estas especies contaminantes se pueden eliminar con
facilidad mediante procesos de lavado con agua y absorción con disolventes, obteniéndose así un
gas de síntesis limpio.
5.2. Tecnologías de Gasificación del Carbón.
Existen un gran número de sistemas de gasificación, pero en función del régimen de
flujo se puede hablar de tres tipos de reactores:
a) Lecho Fijo; el carbón se alimenta por la parte superior del reactor, y desciende
lentamente reaccionando con los gases que fluyen en contracorriente a través del lecho.
Las cenizas pueden extraerse secas o fundidas. El gas producido tiene baja temperatura
(450-500°C), y contiene cantidades importantes de aceites y alquitranes.
b) Lecho Fluidizado; las partículas de combustible se introducen en un flujo ascendente de
gas, en el que se encuentran suspendidas mientras se produce la reacción.
c) Lecho Arrastrado; el carbón y los agentes gasificantes fluyen en la misma dirección y la
alimentación del carbón puede ser seca (con nitrógeno) o húmeda (en mezcla con agua).
La temperatura de operación es muy elevada (1200-1600°C), y las cenizas se extraen
fundidas por la parte inferior.
36
5.2.1 Gasificación Lurgi a Presión.
Consiste en la gasificación en contracorriente y a presión del carbón pulverizado con
vapor y oxígeno en un reactor de lecho fijo. (Véase Figura 5.1).
Figura 5.1. Gasificador Lurgi.
Los principales dispositivos son:
a) Cámara cerrada para alimentar continuamente carbón al reactor
b) El distribuidor de carbón
c) Enrejado giratorio, el cual introduce el agente gasificador(vapor/O2) y a su vez elimina la
ceniza
d) Separador en el que se enfría el gas y lo lava antes de pasar a la caldera de recuperación
37
El funcionamiento del proceso de gasificación aparece en la figura 5.2 y el primer
paso consiste en el precalentamiento y secado del carbón. A medida que el carbón gravita hacia
abajo y es calentado comienza la devolatización, y a partir de una temperatura de 600 a 750 ºC
prosigue la devolatización por gasificación del tostado resultante. La interacción entre la
devolatización y la gasificación constituye un factor determinante en la cinética del proceso.
Figura 5.2. Esquema del proceso de gasificación Lurgi
El tiempo mínimo de permanencia de una partícula de carbón para obtener un buen
resultado en cuanto a la reacción, al nivel deseado de temperatura de 750 a 870ºC, es de
aproximadamente una hora.
El gas crudo sale del gasificador a temperaturas entre 350 y 600ºC dependiendo del tipo
del carbón utilizado. Este gas contiene productos de la carbonización, tales como alquitrán,
petróleo, nafta, fenoles, vestigios de carbón y polvo de ceniza por lo cual pasa a un
enfriador/separador.
38
Luego el gas pasa a la caldera de calor de recuperación, en la cual la temperatura del gas
cae a unos 20-30ºC; el condensado retorna al separador donde la suspensión de alquitrán y polvo
son enviados a otra unidad desde la cual son recirculados al gasificador. A continuación se
presentan una serie de datos técnicos del proceso de gasificación Lurgi.
Tabla 5.1. Composición del gas crudo para proceso Lurgi, base seca,
s/alquitrán. (2) (Coal Gasification, 1981).
Componente %volumen
H2 36-40%
CO 18-25 %
CO2 27-32 %
CH4 9-10 %
Poder Calorífico(Kcal./m3 (iN)) 2830
39
Tabla 5.2.Parámetros técnicos para gasificación Lurgi. (2)(Coal Gasification, 1981).
Eficiencias
Eficiencia Conv. Carbón 99 %
Eficiencia Gasificación 75-85 %
Eficiencia Térmica 68-70 %
Requerimientos
Oxígeno 220-230 m3(iN)/ton carbón
0,15 m3(iN)/m3 gas crudo
Vapor 1-1,4 ton/ton carbón
Carbón 0,63 Kg/m3(iN) gas crudo
Razón vapor/O2 5,8 Kg./m3(iN)
Producto
Gas 1400-1700 m3(iN)/ton carbón
Gasificación
Presión 20-30 bar
Temperatura 760-870 °C
Temp. Gas 370-600 °C
Tamaño de partícula 6,0-40 mm
40
5.2.2 Proceso Texaco
Se trata de un proceso de gasificación con oxígeno en lecho arrastrado con una presión
de 30 bar y temperaturas entre 1250-1450ºC, con la cámara de reacción envuelta en paredes de
ladrillos refractarios.
La alimentación de carbón es de tipo húmeda, en mezcla con agua, y se realiza a través
de quemadores situados en la parte superior del reactor. La escoria se separa fundida por el fondo
del gasificador. El enfriamiento y purificación del gas se realiza en dos etapas sucesivas:
a) De 1400 a 700ºC, en un enfriador radiante
b) De 700 a 450ºC, en dos intercambiadores conectivos.
No se realiza filtración de gas, sino que pasa directamente a un lavado húmedo, en el que
se separan cloruros, amoniaco y partículas. La corriente producida se envía a una unidad de
tratamiento de agua para su recirculación. El esquema de este proceso puede apreciarse en la
figura 5.3.
Figura. 5.3. Proceso Texaco para gasificación de carbón
41
Tabla 5.3. Composición media del gas de síntesis obtenido a partir de
Carbón subituminoso. (2)(Coal Gasification, 1981).
Componente %volumen
H2 33.6%
CO 37.3 %
CO2 27.2 %
CH4 1.9 %
Poder Calorífico(Kcal./m3 (iN)) 2650
42
Tabla 5.4. Parámetros técnicos para gasificación Texaco.(2)(Coal Gasification, 1981).
Eficiencias
Eficiencia Conv. Carbón 90-98 %
Eficiencia Gasificación 75-85 %
Eficiencia Térmica 85 %
Requerimientos
Oxígeno 585 m3(iN)/ton carbón
Vapor 0,7 ton/ton carbón
Carbón 0,50 Kg/m3(iN) gas crudo
Razón vapor/O2 1,1 Kg./m3(iN)
Producto
Gas 1800-2200 m3(iN)/ton carbón
Gasificación
Presión 80 bar
Temperatura 1400 °C
Tamaño de partícula <0,75 mm
43
5.2.3 Proceso KWR (Kellogg/Rust/Westinghouse)
El reactor KWR es un gasificador de lecho fluidizado y corresponde a un recipiente
cuyo diámetro superior es mayor que el del fondo (ver figura 5.4) y que a su vez está acoplado a
un tubo central de alimentación por el que se introduce el carbón, caliza y aire. Los sólidos son
transportados neumáticamente al tubo de alimentación donde se mezclan con el aire. Así el
carbón rápidamente devolatilizado entra al lecho del gasificador. La combustión en el inyector
proporciona el calor necesario para devolatilización, gasificación y reacciones de desulfurización.
Figura 5.4. Esquema de un gasificador KWR.
44
Cabe destacar que la presencia de caliza (CaCO3) es fundamental para remover parte del
H2S:
CaCO3 CaO + CO2
CaO + H2S CaS + H2O
El gas producido pasa a un ciclón para remover en su totalidad la presencia de sólidos,
los que retornan al reactor, mientras el gas pasa a través de un enfriador y luego va a un sistema
de limpieza final de S que incluye:
Un desulfurizador, donde se utiliza óxido de zinc para la remoción del sulfuro de hidrógeno
ZnO + H2S ZnO+ H2O
Tabla 5.5. Composición media del gas(s/H2S) para el proceso KWR. (3)(Piñon Pine IGCC Power
Project A DOE Assessment,2002).
Componente % volumen
H2 14.5
CO 23,9
CO2 5,5
CH4 1,4
Otros 54,7
Poder Calorífico(Kcal./m3) 1150
45
5.2.4 Gasificación Subterránea de Carbón (GSC)
Consiste en la combustión incompleta del carbón in situ mediante la inyección de aire o
vapor más oxígeno para mantener las reacciones de gasificación. La gasificación in situ presenta
cuatro ventajas potenciales:
a) El producto puede resultar más barato debido a la menor inversión en capital.
b) El daño ambiental puede ser menor.
c) Se evitan riesgos a los mineros.
d) Puede ser posible utilizar recursos carboníferos que se encuentra a profundidades
demasiado grandes para que las operaciones de explotación por mina profunda
convencional, resulten económicamente atractivas.
Figura 5.5. Esquema general de la gasificación subterránea de carbón.
En este procedimiento se requiere la creación de una zona permeable de reacción
dentro de la veta, lo que se logra aplicando un conjunto de explosivos químicos para fracturar
el carbón lo que permite una mezcla íntima con el vapor y oxígeno. El acceso al reactor in
situ se lleva a cabo a través de pozos de recogida, perforados hasta la parte baja del carbón
46
fracturado. El oxígeno se inyecta preferentemente al aire y después de que una zona adecuada
de combustión ha quedado determinada, el O2 se sustituye por una mezcla adecuada de vapor
/ oxígeno.
Figura 5.6. Concepto creado por Gary-Higgins para la gasificación
subterránea de carbón.
Las instalaciones en superficie incluyen plantas de oxígeno, de agua y tratamiento
del gas. Este concepto de gasificación subterránea se muestra en la figura 5.6.
La tabla 5.6 entrega la composición tipo y poder calorífico del gas producido a partir
de carbón subituminoso en función del inyectante utilizado.
47
Componente Aire Vapor/O2
CO 15 23,5
CO2 12 32,5
H2 17 37,5
CH4 3 5,5
N2 51 ------
Otros 2 1
PCV, Kcal./m3 1360 2415
Tabla 5.6. Composición típica de producto en %V para gasificación in situ de
carbones Subituminosos,base seca .(4) (Synthetic Fuels, 1982).
Aire Vapor/O2
Presión, Mpa 0,3 0,3
Tº Gas Salida, ºC 340 340
Vapor/O2, kg/kg ------ 0,84
Oxidante, kg/GJ gas 145 27
Eficiencia gas, % 80 80
Tabla 5.7. Condiciones de operación de gasificación in situ para carbones
subituminosos con inyección de aire y vapor/O2 . (4)(Synthetic Fuels, 1982).
48
5.3. Aplicaciones de la Gasificación de Carbón
Como ya sabemos la gasificación proporciona un gas combustible de poder
calorífico medio, también denominado gas de síntesis (CO + H2) que por su facilidad de
transporte, presión, composición y contenido energético presenta múltiples aplicaciones. Es
por tanto un proceso intermedio, en el que se confiere valor añadido a la materia prima
utilizada, habilitándola para ser empleada en la obtención de diferentes productos. Ver figura
5.7.
Figura 5.7. Flexibilidad y versatilidad de la gasificación.
* GICC: Gasificación Integrada al Ciclo Combinado
**SNG: Sustitute Natural Gas
CO + H2 A partir de Carbón
Reacción de Intercambio CO + H2O ----- CO2 + H2
CH4/SNG**
Metanol
Plásticos
Hidrógeno Monóxido de Carbono
Amoniaco
Electricidad GICC *
49
5.3.1 Gasificación Integrada al Ciclo Combinado (GICC)
Consiste el la utilización de gas de síntesis para operar un sistema combinado de
turbinas de gas con turbinas de vapor para la producción de energía (figura 5.8).
Figura 5.8. Esquema simplificado de una central GICC.
Las principales unidades de una central GICC son:
Planta de Fraccionamiento de Aire.
Donde se produce oxígeno con una pureza de 95% y N2 de alta pureza que puede ser
utilizado para el transporte del combustible, y un N2 de menor pureza, que se emplea en ciclo
combinado para reducir las emisiones de NOx.
50
Isla de Gasificación
Los principales sistemas de la Isla de Gasificación son:
a) Parque de carbón y Sistema de Preparación del Combustible
b) Cámara de Reacción
c) Sistema de Enfriamiento de Gas Producto
d) Sistema de limpieza de gas, que comúnmente consiste en un reactor de hidrólisis de COS
y una torre para la absorción de H2S
Ciclo combinado
Consiste en la combinación de turbinas de gas con turbinas de vapor. En este proceso
las altas temperaturas de los gases de la TG se aprovechan mediante una caldera de recuperación
(HRSG, heat recovery steam generator) para generar el vapor de agua que se expande en la
turbina de vapor. Se conjugan así las ventajas de los ciclos termodinámicos de gas y vapor, ya
que se logra una alta temperatura de absorción en el ciclo de la turbina de gas y una baja
temperatura de cesión en el ciclo del vapor, logrando elevar el rendimiento hasta valores
superiores al 55%.
La tecnología GICC presenta eficiencias superiores al resto de tecnologías comerciales
de generación eléctrica a partir del carbón, además lleva aparejado de forma indirecta importantes
beneficios medioambientales: baja emisión de CO2 y otros contaminantes por kWh.
51
Capítulo 6
Estudio de Mercado
52
6. Estudio de Mercado
6.1 Definición del Producto
El producto a analizar es energía eléctrica y sus unidades son kWh.
6.2 Análisis de la Demanda
Para conocer el comportamiento de la demanda recurrimos a la información
proporcionada por la Comisión Nacional de Energía, cuya proyección para el Sistema Eléctrico
de Magallanes (SEM), según el Informe Técnico de octubre 2003, es la siguiente:
Tabla 6.1. Previsión de consumos brutos y demandas máximas del SEM.
La proyección de energía y potencia para el sistema eléctrico de Punta Arenas la entrega
la Comisión Nacional de energía. La correlación de la proyección de Previsión de Consumos Brutos para
Punta Arenas, viene dada por la ecuación (1) :
(1) Y (GWh) = 8.614X - 17088
De igual manera la correlación de la proyección para las demandas máximas para Punta Arenas viene dada
por la ecuación (2):
(2) Y (MW) = 1.1715X – 2314.7
Sistema Punta Arenas Puerto Natales Puerto Porvenir
Año Energía,
GWh
Potencia,
MW
Energía,
GWh
Potencia,
MW
Energía,
GWh
Potencia,
MW
2003 165,744 31,784 16,099 3,185 9,076 2,253
2004 174,144 32,935 17,109 3,309 9,529 2,366
2005 182,972 34,127 18,182 3,438 10,005 2,485
53
6.3 Análisis de la Oferta
En nuestra región la totalidad de la generación y distribución de energía eléctrica esta a
cargo de la empresa EDELMAG S.A. Su producción se basa en unidades termoeléctricas, en
Punta Arenas, Puerto Natales y Puerto Porvenir, cuya potencia total instalada al año 2002 era de
64,50 MW. Los antecedentes de la operación real del SEM se muestran el la figura 6.3.
Antecedentes de Operación del SEM
20
30
40
50
60
70
1998 1999 2000 2001 2002
Periodo
Pote
ncia
, MW
Capacidad Instalada, MW Demanda Máxima, MW
Figura 6.3. Antecedentes de operación real del SEM.
Con respecto a la comuna de Pta. Arenas, Edelmag S.A. cuenta con dos sub-estaciones
generadoras, una en la ciudad y la otra en el sector de Tres Puentes cuyo detalle se muestra en la
tabla 6.2.
54
Tabla 6.2. Características Técnicas de las Unidades Generadoras del Sistema
Eléctrico de Punta Arenas. (CNE, 2003).
Cabe destacar que en octubre del 2003 Edelmag S.A. incorporó en Tres Puentes una
nueva turbina de gas marca Solar de 13,7 MW, complementada con una disminución de las horas
de uso de TG Hitachi, destinada a prolongar su vida útil.
6.4 Análisis de Precios
Esta sección tiene como finalidad establecer el posible precio de venta de la energía. De
la página www.cne.cl , de la Comisión Nacional de Energía, se obtienen las bases,
procedimientos y normas a que deben ajustarse las tarifas máximas que pueden cobrar las
empresas eléctricas de servicio público, como asimismo las disposiciones legales referentes a
energía eléctrica, su producción, distribución y concesiones.
Central Unidad Generadora Cantidad Tipo Potencia(MW)
Tres Puentes TG Hitachi 1 GN 24
TG Solar 1 GN 10
MD Caterpillar 2 Diesel 2,92
MD Caterpilla 1 Diesel 1,5
MG Caterpillar 1 GN 2,72
Punta Arenas TG General Electric 1 GN 6,5
TG General Electric 1 GN 6,7
MD Sulzer 3 Diesel 4,2
Total 58,54
55
El segundo paso consiste en estudiar las tarifas actuales que los clientes de Edelmag S.A
están cancelando. Todo este análisis está referido únicamente a la generación de energía.
6.4.1 Precio de la Energía
La legislación vigente establece como premisa básica que las tarifas deben representar
los costos reales de generación, transmisión y distribución. Los precios a nivel de generación-
transporte se denominan Precios de Nudo.
Los precios de nudo se fijan semestralmente, en los meses de abril y octubre de cada
año. Su determinación es efectuada por la Comisión Nacional de Energía (CNE), quien a través
de un Informe Técnico comunica sus resultados al Ministerio de Economía, Fomento y
Reconstrucción, el cual procede a su fijación, mediante un Decreto publicado en el Diario Oficial.
Estos precios corresponden al costo marginal de suministro, que está constituido por precio
básico de la energía y la potencia de punta.
a) Precio Básico de la Energía ($/kWh), que corresponde al promedio en el tiempo de los
costos marginales de energía del sistema eléctrico operando a mínimo costo actualizado
de operación y de racionamiento, durante el período de estudio.
b) Precio Básico de la Potencia de Punta ($/kW/mes), que es el costo marginal anual de
incrementar la capacidad instalada del sistema eléctrico considerando las unidades
generadoras más económicas, determinadas para suministrar potencia adicional durante
las horas de demanda máxima anual del sistema eléctrico, incrementado en un porcentaje
igual al margen de reserva de potencia teórico del sistema eléctrico.
56
Potencia de Punta (USD/kW/mes) = CI (USD/KW) * rt,r + CF(USD/kW/mes) (3)
CI: Costo de instalación, incrementado en un 4,88%.
rt,r: Factor de recuperación de capital ( igual a 0,010484).
CF: Costo fijo de operación.
6.4.2 Nivel de Precios del Sistema Eléctrico de Punta Arenas
De acuerdo al informe técnico de Octubre de 2003 para el sistema eléctrico de Punta
Arenas se tienen los siguientes valores:
Precio básico de la Energía = 25,188 $/kWh
Precio básico de la Potencia = 6.159 $/kW/mes
Precio Medio = 40,74 $/kWh
Una vez establecidos los precios básicos de energía y potencia se procede a la
indexación, que consiste en aplicar una serie de factores (precio medio del dólar, precio del
combustible, índice de remuneraciones, entre otros) para obtener las tarifas que el usuario
debe cancelar (Ver Anexos A2)
57
Según lo publicado en www.edelmag.cl los valores tarifarios vigentes en julio de
2004 corresponden a:
Precio de la Energía = 72,53 $/kWh
Precio de Potencia = 13.026,64 $/kW/mes
Como podemos notar, el incremento para la energía y potencia son de un 187,95 %
y 111,5% respectivamente, con respecto a los precios básicos fijados.
58
Capítulo 7
Estudio Técnico
59
7. Estudio Técnico
7.1 Tamaño y Localización de la Planta
La central termoeléctrica ocupará un área aproximada de 4 hectáreas, teniendo una
potencia instalada de 120 MW. La elección del tamaño se hizo en base al crecimiento de la
demanda futura, suponiendo un consumo de 72 MW según la proyección de consumo
domiciliario.
La ubicación física de la planta se encuentra en las cercanías de la mina Pecket, decisión
respaldada por dos factores preponderantes:
a) Disminución de los costos asociados al transporte de la materia prima.
b) Disminución del tamaño de las bombas de agua de mar y el pipping necesario en la planta
de tratamiento de agua.
7.2 Ingeniería del Proyecto
Aquí se describen los aspectos técnicos más importantes como lo son el proceso o
tecnología empleados y flujo de materiales para la producción de energía, considerando dos
alternativas de generación. La primera corresponde a la instalación de una central termoeléctrica
convencional (de combustión de carbón), y la segunda a una central de gasificación integrada al
ciclo combinado.
60
7.2.1 Propiedades del Combustible
Para ambos casos las propiedades medias del carbón alimentado son las siguientes:
Componente %W/W
Humedad 22,0
Carbono 43,3
Hidrógeno 3,2
Nitrógeno 0,61
Oxígeno 13,3
Ceniza 17,0
Azufre 0,6
PC medio, Kcal./Kg. 3.500-3.800
Tabla 7.1. Propiedades del carbón alimentado a la central. (Sección 2.6).
7.2.2 Central Térmica de Combustión
7.2.2.1 Preparación del Carbón
Como primera etapa el combustible se recibirá y apilará en las canchas de acopio ya sea
usando máquinas o camiones. La alimentación de carbón será de 54 ton/hr, las cuales pasarán
por un sistema de combustión directa, en el cual un molino pulverizador preparará y mediante
un sistema neumático, se entregará el carbón a los bloques de producción de vapor.
61
7.2.2.2 Generación de Vapor
Para operar al 100% de carga la central termoeléctrica, se requierirá de una producción
de vapor de media presión, de 435 ton/hr. En este caso se optó por una distribución en bloques
del ciclo de vapor, es decir, tres generadores(o calderas) dispuestos en paralelo para así dar mayor
flexibilidad a la producción. Cada bloque consta de:
a) Hogar
b) Economizador
c) Generador
d) Sobrecalentador
Los flujos máximos de alimentación y producción de cada bloque se muestran en la
tabla 7.2
.
Tabla 7.2. Parámetros medios de operación de cada Generador.
Carbón ton/hr 18,0
Agua de Aportación ton/hr 145
Producción de Vapor ton/hr 138
Temperatura Vapor °C 250
Presión Vapor Kg./cm2 30
Rendimiento Generador % 95
Purga Caldera ton/hr 4
62
7.2.2.3 Generación de Electricidad
El vapor producido es inyectado a dos turbogeneradores de condensación de 40 MW
c/u y a un turbogenerador de extracción de igual capacidad. El condensado obtenido de los dos
primeros retorna al ciclo del agua de aportación (alimentación) y por ende a los generadores de
vapor; el que se retira de la turbina de extracción se envía a la planta de tratamiento de agua.
7.2.2.4 Sistema de Manejo y Extracción de Cenizas
El carbón posee un 17% de materia inerte, lo que corresponde a un total de 9,18 ton/hr.
En cada bloque se consideró un precipitador electrostático para eliminar 2,45 ton/hr de ceniza
volante. La producción ceniza de fondo (escoria) es de 0,62 ton/hr para cada bloque. El manejo
de estos residuos se apegará a la legislación medioambiental vigente.
7.2.2.5 Planta de Tratamiento del Agua de Aportación
El agua para la producción de vapor se captará desde el mar a la cual se le inyectará
hipoclorito de sodio (HClO) para evitar la formación de vida marina al interior de las líneas.
Luego pasará a una piscina de donde es bombeada hacia las desalinizadoras. Éstas producirán
agua desalinizada, mediante un “flasheo” multi-etapa del agua de mar, y posteriormente será
almacenada en un estanque de 5000 mt3. Desde estos estanques será bombeada hacia la planta de
desmineralización, donde el agua pasará por unidades desmineralizadoras formadas por resinas
de intercambio catiónico y aniónico, y de igual manera será almacenada en un estanque de 500
mt3. La calidad necesaria del agua de caldera se muestra en la siguiente tabla:
63
Tabla 7.3. Parámetros de calidad para el agua de los generadores de vapor. (Methanex Chile).
Luego el agua será enviada al desaireador, donde se producirá la separación del oxígeno
vía mecánica; este método se complementará con un producto químico secuestrante de oxígeno.
Antes de enviar el agua a las calderas, será necesaria la inyección de químicos para favorecer la
formación de lodos, y para proteger las líneas del condensado.
Sección
Cantidad
Capacidad
Unidades
Bombas de Agua de Mar
1 1500 m3/hr
Unidad Desalinizadora.
3 150 m3/hr
Estanque Agua Disal.
1 5000 m3
Unidad Desmineralizadora
3 150 m3/hr
Estanque Agua Demin.
1 5000 m3
Tabla 7.4. Producción de Agua de Aportación.
pH
Conductividad
PO4
Fe total
9,0 – 10,0
≤ 60μS/cm
0,5 – 0,8 ppm
≤ 0,5 ppm
64
Figura 7.1. Diagrama General y Ciclo Térmico de la Central termoeléctrica a Vapor
65
7.2.3 Central Térmica de Gasificación
El diseño preliminar de este proyecto está basado en la utilización de la gasificación
Texaco, y el empleo del gas de síntesis producido, para la generación de electricidad por medio
de un sistema combinado de turbinas de gas y vapor. Se eligió esta tecnología por ser una de las
más usadas a nivel mundial, como también por ser más económica ya que se evita la compra de
generadores de vapor. La central consta de cinco sistemas que se describen a continuación.
7.2.3.1 Sistema de Preparación de Carbón
Aquí se incluyen el parque de carbón, cintas transportadoras, molinos, tolvas de
almacenamiento y los equipos para la preparación de la mezcla carbón/agua.
7.2.3.2 Isla de Gasificación
Consta de las siguientes etapas:
• Gasificador Texaco; formado por la cámara de reacción, el enfriador y separador de
gas (scrubber), que lleva la temperatura de 1300° a 217°C y elimina partículas sólidas
respectivamente.
• Extracción de escorias; éstas salen del Gasificador en estado fluido, se enfrían y
trituran para así poder almacenarla. Para este caso la producción es de 7,65 ton/hr.
66
• Desulfurización; la separación de los compuestos de azufre se realiza en un reactor de
hidrólisis según la siguiente reacción:
a) (COS + H2O H2S + CO2 y HCN + 2H2O NH3 + HCOOH)
y en una columna de absorción con MDEA (metildietanolamina), que captura selectivamente
el H2S. La solución de MDEA se regenera en una segunda columna en la que se separa el gas
ácido.
• Recuperacion de Azufre; se realiza en una planta Claus, para la conversión del H2S
procedente de la etapa anterior, en azufre elemental:
(3H2S + 3/2O2 3H2O + 3S).
• Preparación del gas limpio; antes de su combustión en la turbina de gas, el gas limpio
debe someterse a un proceso de saturación con agua y mezcla con N2, para reducir la
formación de NOx en la combustión.
A continuación se entregan los parámetros más importantes para el diseño preliminar y
el diagrama general del proceso para la Central Térmica de Gasificación.
67
Tabla 7.5. Datos de diseño para la central térmica de Gasificación.
Condiciones del Gasificador
Carbón ton/hr 30
Agua ton/hr 20
Mezcla %W/carbón 60
Oxígeno m3/hr 17.369
Presión Psia 615
Temperatura °C 1.300
Producción Gas Síntesis
Producción m3/hr 59.382,7
Temperatura °C 218
Poder Calorífico Kcal/m3 2650
68
69
7.2.3.3 Generación de Electricidad
Está conformado por un grupo de dos turbinas de gas de ciclo cerrado, de 40 MW cada
una, dispuestas en paralelo, y una turbina de vapor de igual capacidad, donde los gases calientes
provenientes de las TG se usan para la generación del vapor en una HRGS. (Heat Recovery
Steam Generator)
7.2.3.4 Unidad de Fraccionamiento de Aire
El aire necesario para el proceso se extrae del compresor de la turbina de gas, y es
previamente enfriado con el N2 residual y agua, llegando a la planta de aire.
Figura. 7.3. Esquema y productos de la planta de Fraccionamiento de aire.
Luego pasa al sistema de enfriamiento y posteriormente mediante adsorción con
tamices moleculares se eliminan las impurezas (agua, CO2, hidrocarburos). El aire que deja la
unidad purificadora se enfría en intercambiadores de calor criogénicos e ingresa a una doble
columna de destilación, en la cual se realiza el fraccionamiento.
70
7.2.3.5 Planta de Tratamiento del Agua de Aportación
La central térmica de gasificación requiere de agua blanda, tanto para la preparación de
la mezcla carbón-agua que ingresa al reactor, como para la producción de vapor en las etapas de
enfriamiento del gas de síntesis. Una parte de este vapor es enviado al ciclo combinado y la otra
a la unidad desalinizadora. El tratamiento es el descrito en la sección 7.2.2.5 de este capítulo, con
la diferencia de que los flujos de producción en las secciones de desalinización y
desmineralización son menores.
Sección Cantidad Capacidad Unidades
Bombas de Agua de Mar 2 5000 m3/hr
Unidad Desalinizadora. 1 50 m3/hr
Estanque Agua Disal. 1 500 m3
Unidad Desmineralizadora 1 50 m3/hr
Estanque Agua Demin. 1 5000 m3
Tabla 7.6. Producción de Agua de Aportación para CTG.
71
Capítulo 8
Identificación de los Costos
y Beneficios del Proyecto
72
8. Costos del Proyecto
En el presente capítulo se muestran los costos más relevantes del proyecto, tanto como
para una central de combustión, como para la central de gasificación. Estos costos están
conformados por las inversiones de la construcción de las centrales además de los costos anuales
de operación evaluados en el horizonte del proyecto. Los beneficios se han considerado bajo el
supuesto de 72MW de potencia, vendidos.
8.1 Inversiones
Estas corresponden al desembolso que debe hacerse al inicio, y en este caso una sola
vez durante toda la vida del proyecto.
La inversión inicial de la central de Combustión asciende a 289.52 MMUSD.
De la misma manera, la inversión inicial para la central de Gasificación es de 359,691 MMUSD.
En las tablas aparecen las inversiones y el detalle cuando corresponde, está indicado al
pie de cada tabla.
73
8.1.1 Costo de las Inversiones para la Central de Combustión
Para determinar el costo de inversión de esta central se recurrió a la información
proporcionada por la revista (5)PETC Review, en la cual se entrega el precio de una central de
558 MW. Aplicando la ecuación de Williams primero, y actualizando los valores obtenidos con el
índice de Marshall & Swift después, establecimos los costos de inversión para la central de 120
MW de este anteproyecto.
Ítems
Valor
Activos Fijos (1) Capital de Trabajo (2) Puesta en Marcha (3)
227.075
56,769
5,677
Inversión Total
289.521
Tabla 8.1. Costo Total de Inversión para la Central de Combustión. (MMUSD, Marzo 2004).
(1) Detalle en la tabla 8.2. Pág. 75.
(2) Calculado en base a una estimación del 20% del total del Activo Fijo.
(3) Calculado en base a una estimación del 2,5% del total del Activo Fijo.
74
Ítems
Valor
Precio de la Central (1) Planta Tratamiento de Agua (1) Construcción/Edificios (2) Terrenos (2) Ingeniería/Supervisión (2) Contingencias (2)
106.21
27,365
39,589
7,918
17,947
26,921
Total Activo Fijo
224,338
Tabla 8.2. Detalle de los Activos Fijos para la Central de Combustión. (MMUSD, Marzo 2004)
(1) Detalle en la tabla 8.3. Pág. 75.
(2) Fuente: Timmerhaus & Peters. Valores obtenidos como porcentaje del costo total de los
equipos.
75
Tabla 8.3. Detalle Central Termoeléctrica de Combustión y Planta de Tratamiento de Agua.
(MMUSD, Marzo 2004).
(1) Fuente: PETC Review. (*) Dpto. Técnico Methanex Chile.1988.
.
Ítems
Cantidad
Valor Unitario
Valor Total
Central de Combustión (1)
Sistema Manejo de Carbón
Transporte de Carbón
Torre de Enfriamiento
Equipos Eléctricos
Instrumentación & Control
Instalación de los Equipos
Turbinas de Vapor (40 MW)
Generador de Vapor (*)
Recuperador de Vapor
Precipitador Electrostático
Lineas de Alta Tension
TOTAL
Planta de Agua
Desaireador
Tanques Almacenamiento (5000 m3)
Tanque Almacenamiento (60 m3)
Unidad Desmineralizadora
Unidad Desalinizadora
Bomba Agua de Mar(500 m3/hr c/u)
Unidad de Electroclorinación
1
1
1
1
1
1
3
3
3
3
50Km
1
2
1
3
3
2
1
5,699
3,732
6,193
13,535
3,068
13,617
11,414
3,102
2,104
3,185
0,776
0.600
0,098
2,787
4,966
0,089
0,823
5,699
3,732
6,193
13,535
3,068
13,617
34,242
9,306
6,312
9,554
0.950
106.21
0,776
1.200
0,098
2,787
14,899
0,178
0,823
Total Actualizado
Planta de Agua
27,365
Total
Costos
Equipos
133.575
76
8.1.2 Costo de las Inversiones para la Central de Gasificación
Para esta sección se utilizó la misma metodología aplicada en la sección anterior. Con la
información proporcionada por el paper “Texaco Gasifier IGCC Base Cases” (2000) encontrado
en la página www.netl.doe.gov, en el cual se detallan los costos de inversión y de operación para
una central de gasificación integrada al ciclo combinado de 383 MW, logramos establecer la
estimación para la central GICC de 120MW.
Ítems
Valor
Activos Fijos (1) Capital de Trabajo (2) Puesta en Marcha (3)
292.43
58.487
8,773
Inversión Total
359.693
Tabla 8.4. Costo total de inversión. (MMUSD, Marzo 2004)
(1) Detalle en la tabla 8.5. Pág. 77
(2) Calculado en base a una estimación del 20% del total del Activo Fijo.
(3) Calculado en base al 2,5% del Activo Fijo, referencia tomada de “Texaco Gasifier IGCC
Base Cases”.
77
Ítems
Valor
Central de Gasificación (1)
Planta de Agua (2)
Pipping (3)
Construcción/Edificios (3)
Instrumentación y Control (3)
Sistema Eléctrico (3)
Terrenos (4)
Ingeniería/Supervisión (3)
Contingencias (3)
151,215
13.490
12,467
8,202
4,921
14,764
9,842
21,424
32,136
Total Activo Fijo
268.875
Tabla 8.5. Detalle de los Activos Fijos para la Central de Gasificación. (MMUSD, Marzo 2004)
(1) Detalle en la tabla 8.6. Pág. 78.
(2) Detalle en la tabla 8.6. Pág. 78.
(3) Fuente: “Texaco Gasifier IGCC Base Cases”. Valores obtenidos como porcentaje del
costo total de los equipos.
(4) Fuente: Timmerhaus & Peters. Valor obtenido como porcentaje (6%) del costo total de los
equipos.
78
Tabla 8.6. Detalle de la planta de GICC y de Tratamiento del Agua de Aportación. (MMUSD; Marzo
2004).
(1) Fuente: “Texaco Gasifier IGCC Base Cases”. (*) Estos datos se sacaron del documento
“Co-production of Hidrogen, Electricity and CO2 from Coal using Commercially-Ready
Technology”.
Ítems
Cantidad
Valor Unitario
Valor Total
Central de Gasificación (1)
Preparación de Carbón
Planta de Oxígeno
Reactor Texaco
Enfriamiento y saturación del Gas
Desulfurización MDEA
Recuperación de Azufre
HRSG + Turbina de Vapor (*)
Turbina de Gas (*)
Líneas de Alta Tensión
TOTAL
Planta de Agua
Desaireador
Tanques Almacenamiento (5000 m3)
Tanque Almacenamiento (60 m3)
Unidad Desmineralizadora
Unidad Desalinizadora
Bomba Agua de Mar
Unidad de Electroclorinación
1
1
1
1
1
1
1
2
50Km
1
2
1
3
3
2
1
14,345
27,564
16,926
8,999
2,777
5,217
32,214
21,637
0,776
0.600
0,098
2,185
4,966
0,089
0,823
14,245
27,564
16,926
8,999
2,777
5,217
32,214
43,274
0.950
152.215
0,776
1.200
0,098
2,787
14,889
0,178
0,823
Total
Actualizado
Planta de Agua
27.365
Total
Costos
Equipos
179.58
79
8.2 Costos de Producción
Corresponden a aquellos gastos que la empresa debe realizar para la elaboración del
producto, y su determinación corresponde fundamentalmente a los costos variables y fijos de
producción. Entre los primeros se encuentran los costos asociados a materia prima (carbón),
reactivos, mantención & operación, remuneraciones, entre otros, y en los costos fijos tenemos la
depreciación y los impuestos.
Una vez calculados los costos variables anuales de producción, y considerando un 100%
en la capacidad de la planta, obtenemos el costo variable unitario para cada caso.
Ítems
Costo Variable Unitario, USD/kWh
Central Termoeléctrica de Gasificación (1)
0,15116
Central Termoeléctrica de Combustión (2)
0,11639
Tabla 8.7. Costo Variable Unitario de Producción para una Central de 120 MW.
(1) Detalle Tabla 8.8.Pág. 80.
(2) Detalle Tabla 8.11. Pág. 82.
80
8.2.1 Costos de Producción de la Central de Combustión.
Ítems
Valor
Costos Variables Carbón (1) Mantención & Operación (2) Laboratorio & Investigación (2) Remuneraciones (3) Operating Supplies (4)
12.925
4,544
2,271
0,516
0,052
Total Costos Variables
20.305
Tabla 8.8. Identificación de los Costos Variables de Producción para la central Termoeléctrica de
Combustión. (MMUSD/año).
(1) Fuente: “Fijación de Precio de Nudo del Sistema Interconectado del Norte Grande”. CNE.
Abril 2004. Precio del carbón: 15,0 USD/ton.
(2) Estimación en base a un porcentaje del total de la inversión, 2% para M&O y 1% para
L&I.
(3) Las remuneraciones se calcularon según una planilla hecha a criterio personal.
(4) Correspondiente al 10% de las Remuneraciones.
81
Items
Valor
Depreciación (1) Impuestos (2)
6.011
--------
Tabla 8.9. Costos Fijos de Producción para la Central Térmica de Combustión.
(1) Detalle en tabla 8.10.
(2) Se consideró un 15% de impuesto a la utilidad bruta.
Depreciación
Valor Residual* Vida útil (años) Valor
Lineal
13,357 20 6.011
Tabla 8.10. Depreciación. (MMUSD, Marzo 2004).
(*) Valor Residual = 10% Valor de la Planta
82
8.2.2 Costos de Producción de la Central de Gasificación.
Ítems
Valor
Costos Variables Carbón (1) MDEA (2) Catalizador de Claus (2) Manejo de Residuos (2) Mantención & Operación (3) Laboratorio & Investigación (3) Remuneraciones (4) Operating Supplies (5)
7.055
0,401
0,003
0,800
14.622
2,924
0,516
0,052
Total Costos Variables
26.372
Tabla 8.11. Identificación de los Costos Variables de Producción para la central Termoeléctrica de
Gasificación. (MMUSD/año).
(1) Fuente: “Fijación de Precio de Nudo del Sistema Interconectado del Norte Grande”. CNE.
Abril 2004. Precio del carbón: 15,0 USD/ton.
(2) “Texaco Gasifier IGCC Base Cases”
(3) Fuente: Coldest.xls
(4) , (5) : se utilizó la misma planilla de la central térmica de combustión.
83
Items
Valor
Depreciación (1) Impuestos (2)
10.528
--------
Tabla 8.12. Costos Fijos de Producción para la Central Térmica de Gasificación.
(3) Detalle en tabla 8.13.
(4) Se consideró un 15% de impuesto a la utilidad bruta.
Depreciación
Valor Residual*
Vida útil (años)
Valor
Lineal
23.395 20 10.528
Tabla 8.13. Depreciación. (MMUSD, Marzo 2004).
(*) Valor Residual = 10% Valor de la Planta
84
8.3 Beneficios del Proyecto
Los beneficios del proyecto se obtienen multiplicando la cantidad de kWh vendidos, por
el precio del kWh. Para cualquiera sea la alternativa que se elija ejecutar, se hizo un análisis de la
demanda actual y pasada y ésta se proyectó en el horizonte de cada alternativa. Además se
consideró la posible puesta en marcha de otras industrias a las cuales se les puede suministrar
energía eléctrica, lo que es un significativo aumento en la cantidad de energía vendida. De esta
manera y con estas consideraciones la central térmica funcionará a una capacidad del 100% de
carga.
8.4 Determinación del Tiempo Optimo
Definiremos como tiempo optimo el año en el cual seria mas conveniente ejecutar el
proyecto. Para determinar el tiempo optimo será necesario considerar dos factores importantes:
• El aumento de los costos de operación de la empresa EDELMAG.
• La demanda proyectada debe ser igual o mayor a lo que se espera vender.
8.4.1 Aumento de los Costos de Producción
Una manera de determinar el tiempo optimo de ejecución del proyecto es analizando los
costos de operación de la empresa EDELMAG. Si sus costos de operación son mayores o iguales
a los de la central térmica de combustión de carbón, el precio del kWh será mayor o igual al
precio del kWh producido por la central térmica de combustión, así también para la central
térmica de gasificación. Como consecuencia, seria factible ejecutar el proyecto en ese periodo.
Para determinar el año de ejecución del proyecto, usando el aumento de los costos de producción
como método, es necesario hacer el siguiente supuesto, que el precio del gas natural a industrias
aumentara en un 2% anual. Este supuesto se basa en el estudio del aumento del precio de gas
domiciliario, que varia entre un 8% y un 10%.
85
De esta manera se supone que en el año 2037 los costos de producción de la empresa EDELMAG
serán mayores que los costos de producción de la central térmica de combustión de carbón.
8.4.1 Proyección de la Demanda
Según las proyecciones de la demanda entregada por la CNE el consumo domiciliario
alcanzara en el año 2037 un valor de 72 MW de potencia. Lo cual nos deja una estación de
respaldo para cualquier eventualidad. Cabe señalar que no se considero consumo industrial ya
que las grandes industrias poseen sus propios sistemas de generación.
8.5 Disposiciones Medioambientales
Las disposiciones medioambientales son un punto importante en la evaluación de un
proyecto como este, y es de suma importancia que se acoja a las normativas medioambientales
vigentes de nuestro país. Es por eso que el proyecto se sometería al sistema de Estudio de
Impacto Ambiental ya sea por:
• La disposición de residuos sólidos
• Emisión de contaminantes atmosféricos tales como NOx, SOx y CO2
• Tratamiento de Residuos Industriales Líquidos
Para los dos primeras no tenemos una normativa vigente en nuestro país, pero el sistema
permite trabajar con una norma internacional donde las condiciones geográficas y climáticas se
asemejen a las condiciones del proyecto.
86
Capítulo 9
Evaluación Económica
87
9. Evaluación Económica del Proyecto
La evaluación económica de ambos proyectos se divide en los siguientes puntos:
a) Determinación del precio medio de venta (USD/kWh).
b) Cálculo del valor actualizado neto (VAN) y de la tasa interna de retorno (TIR)
para establecer la conveniencia de efectuar el proyecto.
c) Análisis de Sensibilidad, realizado con la variación del precio de la materia prima
y la variación en el precio de venta.
d) Comparación de los resultados de la evaluación para ambas centrales térmicas.
La planilla de cálculo realizada usó como consideración general cubrir la inversión
inicial con capitales propios.
9.1. Determinación del Precio Medio de Venta
Para la determinación del precio mínimo se utilizó el criterio entregado por la
Comisión Nacional de Energía (sección 6.4.1, ec. 3), lo que nos permite hacer una
aproximación del precio básico de energía y potencia de punta. De esta manera podemos
establecer un valor básico medio, y a partir de este establecer un valor USD/kWh medio de
venta, el cual considera precio de energía y de potencia de punta. El resultado se presenta en
la siguiente tabla:
88
Costo Marginal (USD/kWh)
0,116392
Costo de Inversión (USD/Kw)
2530.41
Costo Fijo de Operación (USD/Kw/mes)
10,67
Rt,r
0,010484
Costo Marginal de Potencia (USD/Kw/mes)
46,5
Precio Medio de Venta (USD/kWh)
0,6
Tabla 9.1. Precio medio de venta calculado en base a Central de Combustión. (Marzo 2004).
Por otra parte, el precio medio de venta para la central de Gasificación igualmente se
aproxima a 0,75 USD/kWh. Ver detalle en anexo A, ítem 4.
89
9.2. Cálculo del VAN y de la TIR ( Central Térmica de Combustión) Se utilizó una tasa de descuento de un 15% anual, y un horizonte de evaluación de
15 años y un 60% de venta en los cuadros de flujo de caja, y mediante el empleo de una
planilla de cálculo, se estableció el VAN y la TIR. A continuación se presenta un resumen del
flujo de caja para el proyecto.
Periodo
Inversiones
Ingresos
Egresos
Utilidad Bruta Flujo Neto
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
10
11
12
13
14
15
-289.52
---------
62.81
65.91
69.00
72.11
75.21
78.31
81.41
84.51
87.61
90.71
93.81
96.92
100.02
103.12
106.22
-----------
12.18
12.78
13.39
13.99
14.59
15.19
15.79
16.39
16.99
17.59
18.2
18.80
19.40
20.0
20.61
----------
50.62
53.12
55.62
58.12
60.62
63.12
65.62
68.12
70.62
73.12
75.62
78.12
80.61
83.11
85.61
-289.52
43.93
46.05
48.18
50.30
52.42
54.55
56.68
58.80
60.93
63.05
65.18
67.30
69.42
71.55
73.67
VAN (15%), MMUSD
TIR (%)
24.06 16.52
Tabla 9.2. Cuadro resumen Flujo de Caja. (MMUSD, Marzo del 2004).
90
9.3. Análisis de Sensibilidad (Central Térmica de Combustión).
Se consideró importante conocer la variación que sufre el proyecto si se altera el
precio de la materia prima. En la figura 9.1 se muestra la dependencia del VAN en función de
la variación del precio de la materia prima.
Analisis de sensibilidad respecto del precio del carbon
05
1015202530
30 32 34 36 38 40 42
Precio USD/Ton
V.A
.N (M
MU
SD)
Figura 9.1. Variación del VAN frente al costo de la materia prima (carbón).
De igual forma se evaluó la variación que sufre el proyecto si se altera el precio de
venta. En la figura 9.2. se aprecia la variación Valor Actualizado Neto frente a los cambios en el
precio del kWh.
91
Analisis de sensibilidad frente a la variacion del precio de venta
-100
-50
0
50
100
0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 0,75
Precio (USD/kWh)
V.A
.N (M
MU
SD)
Figura 9.2. Variación del VAN frente al precio de venta.
92
9.4. Cálculo del VAN y de la TIR (Central Térmica de Gasificación).
Aplicando el mismo criterio y metodología de evaluación, se obtuvieron los siguientes
resultados.
Tabla 9.3. Cuadro resumen Flujo de Caja. (MMUSD, Marzo del 2004)
Periodo
Inversiones
Ingresos
Egresos
Utilidad Bruta Flujo Neto
0 1 2 3 4 5 6 7 8 9
10
11
12
13
14
15
-359.693
---------
78.51
82.38
86.26
90.13
94.01
27.89
101.76
105.64
109.52
113.40
117.27
121.14
125.02
128.90
132.77
-----------
15.82
16.6
17.38
18.17
18.95
19.73
20.51
21.29
22.07
22.85
23.64
24.42
25.19
25.98
26.76
----------
62.68
65.68
68.87
71.97
75.06
78.16
81.25
84.35
87.44
90.54
93.63
96.73
99.82
102.92
106.01
-359.693
54.86
57.49
68.12
62.75
65.38
68.01
70.64
73.27
75.91
78.53
81.17
83.80
86.43
89.06
91.69
VAN (15%), MMUSD
TIR (%)
31 16.6
93
9.5. Análisis de Sensibilidad (Central Térmica de Gasificación). Al igual que en caso anterior el análisis se hizo en base a la variación del VAN, respecto
de los cambios en el costo de la materia prima y el precio de venta.
Variacion del precio del Carbon
05
101520253035
30 32 34 36 38 40 42 44
Precio (USD/Ton)
V.A
.N (M
MU
SD)
Figura 9.3. Variación del VAN frente al costo de la materia prima (carbón)
Variacion del Precio de Venta
-150
-100
-50
0
50
100
0,5 0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,8
Precio (USD/kWh)
V.A
.N (M
MU
SD)
Figura 9.4. Variación del VAN frente al precio de venta.
94
9.6. Comparación de los resultados
En la tabla 9.4 se muestran los valores de inversión y los arrojados por el flujo caja, de
ambos proyectos.
Central de Gasificación
Central de Combustión
Inversión Inicial (MMUSD)
359.69 289.521
Costo Variable (USD/kWh) 0,1512 0, 1164
Precio del kWh (USD)
0,7463 0,5947
VAN (MMUSD)
31 24.06
TIR (%)
16.62 16.52
Precio Mínimo (USD/kWh)
0,7010 0,56225
Tabla 9.4. Resumen y comparación de resultados de ambas alternativas de generación.
95
Capítulo 10
Conclusiones
96
10. Conclusiones
Resulta sumamente interesante apreciar las inmensas reservas carboníferas, y por lo tanto el
inmenso potencial energético presente en nuestra región. Este hecho disminuye la
dependencia excesiva al recurso gas natural (proveniente desde Argentina) que se presentaría
en el futuro, ya que el precio del gas podría aumentar de manera impredecible.
Si bien es cierto que el uso del carbón en centrales termoeléctricas convencionales está
fuertemente condicionado por los aspectos medioambientales, no deja de ser una alternativa
“real” para la generación de energía eléctrica.
Uno de los aspectos más destacados de la tecnología GICC es su flexibilidad para manejar
una gran variedad de combustibles. Además del carbón, la lista de posibles combustibles
incluye coque de petróleo, combustibles líquidos pesados de refinería, biomasa, residuos
sólidos urbanos (RSU), neumáticos, plástico y fangos de depuradora.
Considerando los resultados obtenidos en la evaluación de ambas alternativas, se puede decir
que la opción de la combustión del carbón resulta más rentable que la gasificación, ya que el
VAN para la primera es de 24.06 MMUSD y de 31 MMUSD para el segundo caso. Esta
ventaja también puede apreciarse observando los resultados de la TIR, que corresponden a
16.52% y 16.62% respectivamente.
Del análisis de sensibilidad se desprende la central de combustión es mas flexible si varia el
precio del carbón, no así la central térmica de gasificación lo cual condiciona la ejecución de
este proyecto.
97
Lo contrario ocurre con la variación del precio de venta, que incide significativamente en la
rentabilidad, razón por la cual se convierte en un factor de suma importancia para la
realización de este proyecto; este valor es afectado por el factor de carga de la planta, ya que a
menor carga podríamos tener un precio de venta mayor.
La central de gasificación es mucho más sensible al precio de venta que la central de
combustión. Esto implica trabajar dentro de una margen de valores calculados del precio de
venta del kWh si se eligiera esta alternativa.
En la actualidad no es preocupante, en el diseño de estas plantas, el tratamiento de efluentes
producidos, ya que las tecnologías disponibles optimizan un estricto cuidado y preocupación
por el entorno. El proyecto se acoge al sistema de evaluación de impacto ambiental,
basándose en una norma alemana de montaje y operación de este tipo de plantas.
Con respecto a la situación actual, es apreciable que en las centrales evaluadas el costo del
kWh es mayor que el costo ofrecido por Edelmag S.A, pero sabemos está presente la
incertidumbre en el precio del gas natural a medida que se agotan las reservas de este
combustible, lo que haría factible de considerar cualquiera de las dos alternativas presentadas
en este trabajo.
Comparando los valores arrojados en el estudio, resulta más factible enfocarse en la central de
combustión ya que su inversión inicial es menor, el precio de venta es mas flexible, tiene un
mayor VAN y una TIR más alta.
98
Bibliografía.
1) Secretaria Regional Ministerial de Energía. “Carbón para el Progreso”.
2) Graham & Trotman. “Coal Gasification”. 2da. Edición, Londres. (1981).
3) PETC Review. “The Future of HIPPS”. A publication of the Pittsburgh Energy Technology
Center. Issue 9. Fall 1993.
4) Probstein Ronald & R. Hicks Edwin. “Synthetic Fuels”. 1ra. Edicion. Editorial McGraw-
Hill, USA. (1982).
5) Baca Urbina Gabriel “Evaluación de Proyectos”. 3ra. Edición, Editorial McGraw-Hill,
México. (1995).
6) Considine Douglas M. “Tecnología del Carbón”. 1ra. Edición, Publicaciones Marcombo
S.A, México. (1986).
7) Economics Indicador. Chemical Engineering, volumen 11, número 5, página 74. (2000).
8) Economics Indicator. Chemical Engineering, volumen 100, número 6, página 178. (1993).
9) Economics Indicator. Chemical Engineering, volumen 106, número 8, página 150. (1999).
10) Henry J.Glynn & Heinke Gary W. “Ingeniería Ambiental”. 2da. Edición. Publicado por
Prentice Han. México. (1999).
11) Hidrocarbon Processing, número 4, página 94. (1971).
12) Jiménez Carlos. “El Complejo IGCC Petronor”. Ingeniería Química, año XXXI, número
357, página 153. (1999).
13) Meseguer & Alcaraz. “Gasificación Industrial del Carbón: Gasificación Subterránea y
en Baño de Sales Fundidas”. Energía, Año XII, número 4, páginas 125-128. (1987).
14) Skorupska Nina M. “Coal Specifications-impact on Power Station Perfomance”. IEA Coal
Research, London. (1993).
15) Timmerhaus & Peters. “Plant Design and Economics for Chemical Engineers”. 3ra.
Edición. Editorial McGraw-Hill. (1980).
99
16) W. H. Severns, H. E. Degler, J. C. Miles. “Energía mediante Vapor, Aire o Gas”. 5ta.
Edición. Editorial Reverté, Barcelona. (1961).
17) Zomosa Abdón. “Manual de Proyectos de Ingeniería Química”. (1984).
18) www.babcock.com
19) www.browser.cedec-sing.cl
20) www.business.cl
21) www.carbonífera.cl
22) www.catamutún.cl
23) www.cne.cl
24) www.edelmag.cl
25) www.elcogas.es
26) www.fao.org
27) www.guacolda.cl
28) www.netl.doe.com
29) www.profesorlinea.cl
30) www.thales.cica.es
100
Anexo A
Cálculos
101
1. Flujo de Materiales
1.1 Cálculo para el análisis de carbón alimentado
Las propiedades medias del combustible alimentado se calculan en base a los análisis
inmediato y elemental.
a) Tomamos los valores medios de la tabla 1.5 y 1.6 y luego calculamos el % en base seca,
s/cenizas:
Tabla A.1. Parámetros medios de calidad.
Tabla A.2. Parámetros medios de calidad, base seca y base seca s/ ceniza.
Análisis Inmediato % W/W
Humedad 22
Cenizas 17
M. volátil 32
Carbono Fijo 29
Análisis Elemental % En b.s. % b.s., s/cenizas
Carbono 60 72,3
Hidrógeno 4,2 5,1
Azufre 0,4 0,5
Nitrógeno 0,6 0,7
Oxígeno 17,8 21,4
Cenizas 17 -------
Total s/cenizas 83 -------
102
b) Ahora incluimos humedad y cenizas además de multiplicar los valores obtenidos en la
tabla anterior por el factor (100 - %humedad - % cenizas) /100 = (100 – 22 – 17) /100 =
0,61
Tabla A.3. Composición media del carbón que ingresa a la central.
Componente % W/W
Humedad 22
Carbono 44,1
Hidrógeno 3,1
Nitrógeno 0,4
Oxígeno 13,0
Cenizas 17,0
Azufre 0,3
103
1.2 Cálculos para la Central Térmica de Combustión.
a) Cantidad de Materia Prima (carbón) para una potencia de 120 MW.
Mc: Masa de Carbón, en ton/hr
P : Potencia, en W
Fc : Factor de Capacidad, 60%
Pc : poder Calorífico del combustible, en Kcal./Kg.
η : rendimiento de la caldera, 33%
Por lo tanto,
Mc = (120*106) * 0,86 * 0,6 = 49,4 ton/hr 3.800 * 0,33 * 1000
Además si consideramos una eficiencia del 90% para el generador de vapor, se requieren
entonces:
Mc = 49,0/0,90 = 54,4 ton/hr de carbón.
Mc = P * 0,86 * fc
Pc *η * 1000
104
b) Cantidad de Agua de Aportación y Capacidad de Producción de Vapor
Q : Producción del Generador, Kcal./hr.
Ms: vapor producido, en Kg/hr.
H : Entalpía del 1 kg de vapor a la presión y título temperatura observados,
Kcal/kg.
Hf: Entalpía del líquido de 1 kg de agua de alimentación en las condiciones que
llega a la caldera.
Pc: Poder Calorífico del combustible, Kcal/Kg.
Mc: Masa de Carbón, ton/hr.
Nosotros asumimos vapor saturado de media presión (30 kg/cm2). Con esta información
ingresamos a la tabla de vapor y determinamos las entalpías correspondientes. Por lo tanto,
Q = 206.720.000 (kcal/hr) = Ms * (430 + 0,97*337,6 – 259,3) (kcal/kg)
Ms = 414.957 kg/hr = 415 ton/hr de vapor
Además si consideramos una eficiencia del 95% para el generador de vapor, se requieren
entonces:
M H2O = 415/0,95 = 437 m3/hr
Q = Mc*Pc*103 = Ms * (H – Hf) Kcal/hr
105
1.3 Cálculos para la Central Térmica de Gasificación
a) Materia Prima para 120 MW
Se asume una central que opera con un sistema combinado de turbinas de gas (2 de 40
MW) y vapor (1 de 40 MW). Por lo tanto es necesario realizar los cálculos para una
potencia de 80 MW
Qgs: Caudal de gas de síntesis, en m3/hr.
P : Potencia, en W.
Fc : Factor de Capacidad, 80%.
Pc : Poder Calorífico del gas, en Kcal./m3. Tabla 5.3, página ...
η : rendimiento, 35%
Por lo tanto,
Qgs = (80 * 106) * 0,86 * 0,8 = 59.342,31 m3/hr 2650 * 0,35
Finalmente según tabla 5.4,
Mc = 59.342,31 (m3/hr) = 30 ton/hr 2.000 (m3/toncarbón)
Mc : Masa de Carbón, en ton/hr
Qgs = P * 0,86 * fc
Pc *η
106
1.4 Cálculos para la Central Térmica de Combustión
Para determinar los precios de la central termica de combustión se uso como base de calculo los
precios de una central de combustión de mayor capacidad de 558MW, según la siguiente
ecuación:
P2 = P1*(Cap2/Cap1)^0.6
Donde:
P2: Precio de la central de 120 MW
P1: Precio de la central de 558MW
Cap 2: 120MW
Cap 1: 558MW
Ej: P2 = 13.255*(120/558)^0.6
P2 = 5.271 Es necesario aclarar que este método induce un error de aproximadamente un 15% por lo cual
todos los flujos de caja arrastrarían este error inicial, lo cual muestra que los cálculos de las
evaluaciones económicas son aproximados.
107
2. Determinación del Precio Medio de Venta.
La determinación de este valor, se hace en base a lo descrito en el capítulo 6. Se calcula un
valor medio entre energía y potencia. En primer lugar se realiza el cálculo de los valores básicos
y luego se incrementa su valor de acuerdo a lo señalado en la sección 6.1.1, para finalmente sacar
un precio medio de venta.
a) Precio básico de energía = 0,07888 USD/kWh, correspondiente al costo variable de
producción.
b) Precio de la Potencia, según la ecuación 3 :
Potencia de Punta (USD/kW/mes) = CI (USD/kW) * rt,r + CF(USD/kW/mes) (3)
Donde
CI = 1,0488*(Inversión total/ kW instalados)
CI =1,0488*(286.031.000 USD/ 120.000 kW)
CI = 2.512,21 USD/kW
rt,r = 0,010484
CF = 15.363.000 USD, valor aproximado correspondiente al impuesto
CF = 10,67 USD/kW/mes
Por lo tanto el precio básico de la potencia incrementado en un 25% es,
Potencia de Punta(USD/kW/mes) = ((2.512,21* 0,010484) + 10,67)*1.25
Potencia de Punta (USD/kW/mes) = 46,26
CF = 15.363.000 USD Año
*Año
12 meses *
1120.000kW
108
Precio venta (USD/kWh) = ((0,11639 * 4) + 0,2) USD
kWh+
(46,26*2) 30*24
USD
kWh
Para el valor medio de venta se consideran ambos resultados con un incremento del
trescientos por ciento para el valor de la energía y un doscientos por ciento para el de la potencia,
además de un cargo adicional por energía de invierno igual a 0,2 USD/kWh.
Para la central térmica de gasificación se procedió de manera similar y el resultado es de
0,74632 USD/kWh.
Precio venta (USD/kWh) = 0,59473 USD/kWh
109
3. Evaluación Económica
Los cálculos de VAN y TIR para ambos proyectos se realizaron utilizando una planilla
de cálculo (Microsoft Office Excel), la cual entrega en forma inmediata estos valores. Los
gráficos de TIR y el detalle de los flujos de caja se presentan a continuación:
TIR
-200,00
-150,00
-100,00
-50,00
-
50,00
15% 25% 35% 45% 55% 65% 75%
TASA DE DESCUENTO
VAN
(MM
USD
)
TIR Central Térmica de Combustión.
TIR
-320
-270
-220
-170
-120
-70
-20
30
80
130
180
15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55%
TASA DESCUENTO
VAN
TIR Central Térmica de Gasificación.
110
111
EVALUACIÓN ECONÓMICA CENTRAL TÉRMIC
1.- Párametros Generales
Carbón 54,4Agua 437Producción de Vapor 415(sat.,30 kg/cm2)
2.- Estimación del Costo de Capital Fijo (datos año 1996)
Sistema de Manejo de Carbón, MWTransporte de Carbón, MWTorre de enfriamiento, MWEquipos Eléctricos, MWInstrumentación y Control, MWInstalación de Equipos, MWTurbinas(3/40), MWGenerador de Vapor,ton/hrRecuperador de CalorPrecipitador Electrostático, MWLineas de alta tension (50 Km)
3.- Planta Tratamiento de Agua
DesaireadorTanque Agua DesalinizadaPolisher (150m3/hr)Tanque Agua Desmineralizada Tanque Agua PotablePlanta Desalinizadora(3 unidades)Planta ElectroclorinaciónBomba Agua de Mar
Total(MMUSD)Total Actualizado(MMUSD)
4.- Estimación Inversión Inicial
EquiposCostos Directos Construcción
TerrenoTotal(MMUSD)
Ingeniería/SupervisiónCostos Indirectos Contingencias
Total(MMUSD)
Capital Fijo 227,075Capital de Trabajo 56,769Puesta en Marcha 5,677Inversión Total 289,521(MMUSD)
CA DE COMBUSTIÓN
ton/hr M&S 1123,6 1039,2m3/hr Año 2003 1996ton/hr
Capacidad Precio(MMUSD) Cantidad Capacidad(MW) Precio(MMUSD) Actualizado558,0 13,255 1 120 5,271 5,699558,0 8,680 1 120 3,452 3,732278,9 9,500 1 120 5,727 6,193558,0 31,479 1 120 12,518 13,535558,0 7,135 1 120 2,837 3,068558,0 31,670 1 120 12,594 13,617278,9 33,850 3 40 31,670 34,24260,0 3,000 3 40 7,056 9,306278,9 6,240 3 40 5,838 6,312278,9 9,445 3 40 8,837 9,554
0,950Total(MMUSD) 95,802 106,209
Precio(MMUSD)0,7660,6002,7870,6000,098
14,8990,8230,178
20,75027,365
133,57440,072 30% costo Equipos
8,014 6% costo Equipos181,66018,166 10% de cd27,249 15% de cd45,415
cd+ci25% de cf
8521988
Sistema de Manejo de Carbón SMC 5,699 4,8%Transporte de Carbón TC 3,732 3,1%Torre de enfriamiento TE 6,193 5,2%Equipos Eléctricos EE 13,535 11,4%Instrumentación y Control I&C 3,068 2,6%Turbina Vapor TV 34,242 28,8%Generador de Vapor GV 9,306 7,8%Recuperador de Calor RC 6,312 5,3%Precipitador Electrostático PPE 9,554 8,0%Planta de Agua PTA 27,365 23,0%
Total 119,006 100,0%
Perfil de Invers
4,8%3,1%
5,2%2,6%
28,
11,4%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
35%
SMC TC TE EE I&C T
% d
el c
osto
tota
l de
los
equi
pos
nversión
28,8%
7,8%5,3%
8,0%
23,0%
TV GV RC PPE PTA
COSTO TOTAL DE PRODUCCIÓN
Producción 174.456.000 kWh/año
CarbónReactivos
Costos Directos Mantención/reparacionesLaboratorio, investigacion SueldosOperating SuppliesTotal, MMUSD/añoCosto Unitario, USD/kWh
Depreciacion 133,574Costos Indirectos lineal (MMUSD) $ 6,011
Impuestos 15% de lo
Carbón 12,925Reactivos 0,000M&O 4,542L&I 2,271Sueldos 0,516Operating Supplies 0,052
Costo Unitario Consumo Anual MMUSD/aaño30 UDS/ton 430848 ton/año 12,925
02,0% 4,5421,0% 2,271
0,5160,05220,305
0,116392
os ingresos
DISTRIBUCIÓN
0,0%
22,4%
11,2%2,5%
0,3
Carbón Reactivos M&O
CIÓN COSTOS VARIABLES
63,7%
2,5%0,3%
M&O L&I Sueldos Operating Supplies
DETERMINACION DEL PRECIO DE VENTA( de acuerdo a la
Costo Unit, de Producción, usd/kWh 0,116392058
Costo Marginal de la Potencia = Ci*rt,r + Cf ObservacionesCi (costo inversion),USD/kW 2.530,41 el costo de inversion se increCf (costo fijo operación), usd/kW/mes 10,67 15% utilidades. Se asume e rt,r 0,010484Costo Mg Pot, usd/kW/mes 46,50 el CMg pot se incrementa en
Precio de Venta, usd/kWh 0,59473
a CNE)
ementa en un 4,88% 0,7 usd/kWh* produccion(kwh/año)
n 25%
FLUJO DE CAJA DE PROYECTO
0 1 2 3 42004 2005 2006 2007
Precio, USD/kWh 0,60000 0,60000 0,60000 0,60000Cantidad, kWh/año 104.673.600 109.842.000 115.010.400 120.178.800 Ingreso, USD/año 62.804.160 65.905.200 69.006.240 72.107.280
Costos Unitario,USD/kWh 0,11639 0,11639 0,11639 0,11639Costo Operación, USD/año 12.183.176 12.784.736 13.386.297 13.987.858
Utilidad Bruta, USD/año 50.620.984 53.120.464 55.619.943 58.119.422 Depreciacion, USD/año 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 Ut. Afecta Imp. USD/año 44.610.173 47.109.652 49.609.131 52.108.611 Impuesto (15%) 6.691.526 7.066.448 7.441.370 7.816.292 Ut. Despues Imp. USD/año 37.918.647 40.043.204 42.167.762 44.292.319 Depreciacion, USD/año 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 Flujo Neto, USD/año 43.929.458 46.054.016 48.178.573 50.303.130
Inversion, Usd/año 289.520.750- 43.929.458 46.054.016 48.178.573 50.303.130 Precio Minimo de venta 0,582900
289,521
TASA DESC.(%) VAN(MMUSD)15,0% 24,06 20,0% 45- 30,0% 125- 40,0% 168- 50,0% 194- 60,0% 211- 70,0% 222- 80,0% 231- 90,0% 238-
TIR 16,5254946%
-200,00
-150,00
-100,00
-50,00
-
50,00
15% 25%
VAN
(MM
USD
)
5 6 7 8 9 10 112008 2009 2010 2011 2012 2013 2014
0,60000 0,60000 0,60000 0,60000 0,60000 0,60000 0,60000125.347.200 130.515.600 135.684.000 140.852.400 146.020.800 151.189.200 156.357.600
75.208.320 78.309.360 81.410.400 84.511.440 87.612.480 90.713.520 93.814.560
0,11639 0,11639 0,11639 0,11639 0,11639 0,11639 0,1163914.589.419 15.190.979 15.792.540 16.394.101 16.995.661 17.597.222 18.198.783
60.618.901 63.118.381 65.617.860 68.117.339 70.616.819 73.116.298 75.615.777 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811
54.608.090 57.107.569 59.607.049 62.106.528 64.606.007 67.105.486 69.604.966 8.191.213 8.566.135 8.941.057 9.315.979 9.690.901 10.065.823 10.440.745
46.416.876 48.541.434 50.665.991 52.790.549 54.915.106 57.039.663 59.164.221 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811
52.427.688 54.552.245 56.676.803 58.801.360 60.925.917 63.050.475 65.175.032
52.427.688 54.552.245 56.676.803 58.801.360 60.925.917 63.050.475 65.175.032
TIR
25% 35% 45% 55% 65% 75%
TASA DE DESCUENTO
1000
12 13 14 152015 2016 2017 2018 Ingresos Egresos
0,60000 0,60000 0,60000 0,60000161.526.000 166.694.400 171.862.800 177.031.200 62,80
96.915.600 100.016.640 103.117.680 106.218.720 66 69.006
0,11639 0,11639 0,11639 0,11639 72.107 18.800.344 19.401.904 20.003.465 20.605.026 75.208
78.309 78.115.256 80.614.736 83.114.215 85.613.694 81.410
6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 84.511 72.104.445 74.603.924 77.103.404 79.602.883 87.612 10.815.667 11.190.589 11.565.511 11.940.432 90.714 61.288.778 63.413.336 65.537.893 67.662.450 93.815
6.010.811 6.010.811 6.010.811 6.010.811 96.916 67.299.590 69.424.147 71.548.704 73.673.262 100.017
103.118 67.299.590 69.424.147 71.548.704 73.673.262 106.219
U.B FN
ANÁLISIS DE SENSIBILIDAD
1.- Variación del Precio de la Materia Prima
Precio, USD/ton V.A.N (MMUSD)30 24,0632 20,934 17,836 14,638 11,540 8,342 5,2
2.- Variación del Precio de Venta, USD/kWh
Precio, USD/kWh V.A.N (MMUSD)0,7 87,80,65 55,90,6 24,10,55 -7,80,5 -39,70,45 -71,6
Analisis de sensib
05
1015202530
30 32 34
V.A
.N (M
MU
SD)
Analisis de sen
-100
-50
0
50
100
0,5 0,55
V.A
.N (M
MU
SD)
-60
-40
-20
0
20
40
60
80
100
0,3VA
N, M
MU
SD
ensibilidad respecto del precio del carbon
34 36 38 40 42
Precio USD/Ton
e sensibilidad frente a la variacion del precio de venta
0,55 0,6 0,65 0,7 0,75
Precio (USD/kWh)
-80
Variación del Precio de la Energía
0,35 0,4 0,45 0,5 0,55 0,6
Precio de Venta, USD/kWh
EVALUACIÓN ECONÓMICA PARA CENTRAL TÉRMICA DE GASIFICACIÓN
1.- Cálculo de Materias Primas
Para una Pot. De 80 MW (2 TG)157.364.150,48 Kcal./hr
Producción de Gas de Síntesis59.382,70 m3/hr
Cantidad de Carbón30 ton/hr
Consumo de Agua20 ton/hr(m3/hr)
Consumo de Oxígeno17.369 m3/hr
2.- Estimación del Costo de la Planta(datos año 2000)
Capacidad Precio(MMUSD) Capacidad 2 Precio 2(MMUSD)Preparación Carbón 383 27,7 120 13,806 Planta de Oxígeno 383 53,6 120 26,715 Gasificador Texaco 383 32,914 120 16,405 Gas Cooling/Gas Sat 383 17,5 120 8,722 Desulfurización MDEA 383 5,4 120 2,691 Recuperación S/Claus 383 10,145 120 5,056 HRSG+Turbina Vapor(*) 200 94,7 40 32,214 Turbinas de Gas,MW (*) 67,1 30,6 40 43,274 Tendido Alta tension
Total
(*) dato año 2003
3.- Estimación del Costo de la Planta de Agua(datos año 1988)
MMUSDUSDDesaireador 0,776 Tanque Demin. 0,600 Polisher 2,185 Tanque Disal. 0,350 Tanque Agua Potable 0,600 Unidad Disal. 14,899 Bombas Agua de Mar 0,178 Unid. Electroclor.. 0,823
Total 20,410 Total Actualizado 26,92
4.- Estimación de Inversión Total
Total Equipos 179,132 Piping 13,614 7,6% de Total Eq. Inst.
Costos Directos Construcción/Edificios 8,957 5% de Total Eq. Inst.Instrumentacion&Control 5,374 3% de Total Eq. Inst.Sistema Eléctrico 16,122 9% de Total Eq. Inst.Terreno 10,748 6% de Total Eq. Inst.Total 233,947 Ingenieria/supervision 23,395 10% de cd
Costos Indirectos Contingencias 35,092 15% de cdTotal 58,487
Capital Fijo(cd+ci) 292,433 Capital Trabajo(20%cf) 58,487 Puesta en Marcha(2%pi) 8,773
I nversión Total, MMUSD 359,693
M&S 1089 852 1123,6Año 2000 1988 2003
Actualizado14,24527,56416,9268,999 2,7775,217
32,21443,2741,000
152,215
Preparación Carbón PC 14,245 8,00%Planta de Oxígeno PO 27,564 15,47%Gasificador Texaco GT 16,926 9,50%Gas Cooling/Gas Sat GC/GS 8,999 5,05%Desulfurización MDEA MDEA 2,777 1,56%Recuperación S/Claus CLAUS 5,217 2,93%HRSG+Turbina Vapor(*) TV 32,214 18,08%
Perfil de
9,5%
15,5%
8,0%
5,1%
0%
5%
10%
15%
20%
25%
30%
PC PO GT GC/GS
Turbinas de Gas,MW (*) TG 43,274 24,29%Planta Tratamiento Agua PTA 26,92 15,11%
178,132 100,00%
fil de Inversión
%
1,6%
2,9%
18,1%
24,3%
15,
GS MDEA CLAUS TV TG PT
15,1%
PTA
COSTO TOTAL DE PRODUCCIÓN
Producción 174.456.000 kWh/año
Costo UnitariCarbón 30MDEA * 3
Costos Directos Catalizador Claus * 950Menejo de Residuos* 20
de Operación Mantención/reparacionesLaboratorio, investigacion RemuneracionesOperating Supplies
Depreciacion 10,528$ Costos indirectos de lineal
Operación Impuesto a los ingresos 15,0%
MMUSD/añoCarbón 7,055 MDEA 0,401
Catalizador Claus 0,003Manejo de Residuos 0,800
M&O 14,622L&I 2,924
Remuneraciones 0,516 Operating Supplies 0,052
io Consumo Anual MMUSD/añoUSD/ton 235155 Ton/año 7,055 USD/lb 133650 lb/año 0,401
USD/ton 3 ton/año 0,003USD/ton 39976 Ton/año 0,800
5% 14,6221% 2,924
0,5160,052
Total MMUSD/año 26,372 Costo Unitario, USD/kWh 0,15116
DISTRIBUCION DE CO
26,8%
1,5%
0,0%
3,0%
11,1%2,0%
0,2%
Carbón MDEAM&O L&I
DE COSTOS VARIABLES
55,4%
Catalizador Claus Manejo de ResiduosRemuneraciones Operating Supplies
DETERMINACION DEL PRECIO DE VENTA( de acuerdo a la CN
Costo Unit, de Producción, usd/kWh 0,151164668
Costo Marginal de la Potencia = Ci*rt,r + Cf ObservacionesCi (costo inversion),USD/kW 2.997,44 el costo de inversion se increCf (costo fijo operación), usd/kW/mes 9,374 15% utilidades. Se asume e rt,r 0,010484Costo Mg Pot, usd/kW/mes 51,00 el CMg pot se incrementa en
Precio de Venta, usd/kWh 0,74632 se considera el cargo por en
CNE)
ementa en un 4,88% 0,7 usd/kWh* produccion(kwh/año)
n 25%
ergia de invierno= 0,2 usd/kWh
FLUJO DE CAJA DE PROYECTO
0 1 2 32004 2005 2006
Precio, USD/kWh 0,75 0,75 0,75Cantidad, kWh/año 104.673.600 109.842.000 115.010.400 Ingreso, USD/año 78.505.200 82.381.500 86.257.800
Costos Unitario,USD/kWh 0,15116 0,15116 0,15116Costo Total Operación, USD/año 15.822.950 16.604.229 17.385.509
Utilidad Bruta, USD/año 62.682.250 65.777.271 68.872.291 Depreciacion, USD/año 10.527.594 10.527.594 10.527.594 Ut. Afecta Imp. USD/año 52.154.656 55.249.676 58.344.697 Impuesto (15%) 7.823.198 8.287.451 8.751.705 Ut. Despues Imp. USD/año 44.331.458 46.962.225 49.592.992 Depreciacion, USD/año 10.527.594 10.527.594 10.527.594 Flujo Neto, USD/año 54.859.052 57.489.819 60.120.587
Inversion, Usd/año 359.692.797- 54.859.052 57.489.819 60.120.587
TASA DESC.(%) VAN(MMUSD)15,0% 31 20,0% 55- 25,0% 113- 30,0% 154- 35,0% 185- 40,0% 208- 45,0% 226- 50,0% 240- 55,0% 252-
TIR 16,60%
-320
-270
-220
-170
-120
-70
-20
30
80
130
180
15%VA
N
4 5 6 7 8 9 102007 2008 2009 2010 2011 2012 20130,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75 0,75
120.178.800 125.347.200 130.515.600 135.684.000 140.852.400 146.020.800 151.189.200 90.134.100 94.010.400 97.886.700 101.763.000 105.639.300 109.515.600 113.391.900
0,15116 0,15116 0,15116 0,15116 0,15116 0,15116 0,1511618.166.788 18.948.068 19.729.347 20.510.627 21.291.906 22.073.186 22.854.465
71.967.312 75.062.332 78.157.353 81.252.373 84.347.394 87.442.414 90.537.435 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 61.439.718 64.534.738 67.629.759 70.724.779 73.819.800 76.914.820 80.009.841
9.215.958 9.680.211 10.144.464 10.608.717 11.072.970 11.537.223 12.001.476 52.223.760 54.854.527 57.485.295 60.116.062 62.746.830 65.377.597 68.008.365 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 62.751.354 65.382.121 68.012.889 70.643.656 73.274.424 75.905.191 78.535.959
62.751.354 65.382.121 68.012.889 70.643.656 73.274.424 75.905.191 78.535.959
TIR
320
270
220
170
120
-70
-20
30
80
130
180
15% 20% 25% 30% 35% 40% 45% 50% 55%
TASA DESCUENTO
11 12 13 14 152014 2015 2016 2017 20180,75 0,75 0,75 0,75 0,75
156.357.600 161.526.000 166.694.400 171.862.800 177.031.200 117.268.200 121.144.500 125.020.800 128.897.100 132.773.400
0,15116 0,15116 0,15116 0,15116 0,1511623.635.745 24.417.024 25.198.304 25.979.583 26.760.863
93.632.455 96.727.476 99.822.496 102.917.517 106.012.537 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 83.104.861 86.199.882 89.294.902 92.389.923 95.484.943 12.465.729 12.929.982 13.394.235 13.858.488 14.322.742 70.639.132 73.269.900 75.900.667 78.531.434 81.162.202 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 10.527.594 81.166.726 83.797.494 86.428.261 89.059.028 91.689.796
81.166.726 83.797.494 86.428.261 89.059.028 91.689.796
1,- VARIACION DEL PRECIO DE LA MATERIA PRIMA
Precio, USD/kWh V.A.N (MMUSD)30 3132 3034 2836 2638 2440 2242 20
2,- VARIACION DEL PRECIO DE VENTA, USD/kWh
Precio, USD/kWh V.A.N (MMUSD)0,8 63
0,75 310,7 -1
0,65 -320,6 -64
0,55 -960,5 -128
Var
05
101520253035
30 32
V.A
.N (M
MU
SD)
Va
-150
-100
-50
0
50
100
0,5 0,55
V.A
.N (M
MU
SD)
Variacion del precio del Carbon
32 34 36 38 40 42 44
Precio (USD/Ton)
Variacion del Precio de Venta
0,55 0,6 0,65 0,7 0,75 0,8
Precio (USD/kWh)
