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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERIA Departamento de Ingeniería Mecánica EVALUACION DE PROYECTO: “REEMPLAZO DE BOMBAS BSB EN SISTEMAS DE RECIRCULACION DE TRIETILEN GLICOL PARA DESHIDRATACION POR ABSORCION DEL GAS NATURAL” Trabajo de titulación para optar al título de Ingeniero Mecánico Industrial Roderick Palomino Contreras Profesor guía: Arturo Kunstmann Punta Arenas, Chile 2012
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UNIVERSIDAD DE MAGALLANES FACULTAD DE INGENIERIA
Departamento de Ingeniería Mecánica
EVALUACION DE PROYECTO: “REEMPLAZO DE BOMBAS BSB EN
SISTEMAS DE RECIRCULACION DE TRIETILEN GLICOL PARA DESHIDRATACION POR ABSORCION DEL GAS NATURAL”
Trabajo de titulación para optar al título de Ingeniero Mecánico Industrial
Roderick Palomino Contreras
Profesor guía: Arturo Kunstmann
Punta Arenas, Chile
2012
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RESUMEN Actualmente, existen diez instalaciones deshidratadoras de trietilén glicol, con
su respectiva zona o área de regeneración de glicol (conjunto unidad
regeneradora de glicol - bomba neumática BS&B), operando alejadas de la red
eléctrica convencional en Tierra del Fuego, con un consumo de gas de 2.661
(m3/día), por cada una de estas bombas. Una de estas instalaciones es Central
N°4 de Chañarcillo, central de flujo, la cual se encuentra a seis kilómetros de la
red de distribución de energía eléctrica más cercana. En esta central, opera las
veinticuatro horas del día una unidad regeneradora de glicol - bomba BS&B. Al
ser esta bomba neumática y de desplazamiento positivo, utiliza como fuente
motriz gas combustible, con un consumo promedio de 2.661 (m3/día), según
condiciones actuales de flujo de gas. Este gas combustible, luego de ser
utilizado para impulsar la bomba, es venteado directamente a la atmósfera, lo
cual resulta un evidente desperdicio de energía y un daño ambiental
considerable.
Este trabajo, consiste en realizar una evaluación de proyecto a nivel de pre
inversión, denominado “Reemplazo de bombas BSB en sistemas de
recirculación de trietilén glicol para deshidratación por absorción del gas
natural”, el cual comienza definiendo un proyecto como un conjunto de acciones
o tareas que se realizan para enfrentar un problema; y su evaluación, como un
proceso, que tiene como objetivo saber si es conveniente o no realizar una
inversión en el proyecto. Luego, comenzando por las etapas de evaluación, se
identifica y diagnostica el problema, descrito de manera general en el primer
párrafo de este resumen, y se proporciona la idea de proyecto (solución al
“problema”), consistente en reemplazar la bomba BS&B por una bomba distinta,
accionada por motor eléctrico, a instalar de manera paralela a la existente;
además de presentar las posibles soluciones técnicas para energizar este
3
motor. Las alternativas técnicas son las siguientes: alternativa #1, consiste en
suministro eléctrico con generador a gas, la alternativa #2, consiste en
suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas, la
alternativa #3, consiste en el suministro eléctrico convencional, es decir,
mediante la construcción del tendido eléctrico desde la fuente más cercana (6
km), y finalmente, la alternativa #4, que consiste en un suministro eléctrico por
un sistema híbrido solar fotovoltaico – generador a gas.
Posteriormente, se realizó el estudio de pre inversión, compuesto por tres sub
etapas (estudio de perfil, pre factibilidad y factibilidad). En la sub etapa de
estudio de perfil, se analizaron cualitativamente las cuatro alternativas técnicas
y se abandonaron las alternativas #3 y #4. La Alternativa #3 se abandonó
debido a posibles problemas legales – ambientales y a la posible alta inversión
inicial. La Alternativa #4 se abandonó debido a la alta demanda de superficie
que requiere esta tecnología, el bajo nivel de radiación solar en la región, su
bajo rendimiento y sus elevados costos, tanto de paneles como del sistema de
acumulación de energía, según información captada de fuentes secundarias. En
la sub etapa de pre factibilidad se analizaron cuantitativamente a grandes
rasgos tres alternativas técnicas y se demostró que la alternativa #3 (que se
había descartado en el estudio anterior), había sido bien eliminada ya que se
requiere una inversión inicial de más de $200.000.000, además de problemas
legales y ambientales manifestados en el estudio anterior. En la sub etapa de
factibilidad se analizaron detalladamente las alternativas #1 y #2, bajo un
estudio técnico - económico, obteniendo los siguientes resultados:
Estudio técnico: Alternativa #1, se requiere un generador a gas de 15 (kVA).
Para la alternativa #2, se requieren cuatro aerogeneradores Evance 5 (kW), 32
baterías de 220 (Ah), más los elementos propios de esta tecnología y el
generador a gas de 15 (kVA), en modo auxiliar.
4
Estudio económico 1 (bajo recursos propios): Alternativa #1, corresponde a un
VAN de $121.534.179, y una TIR de 70,69%. Alternativa #2, corresponde a un
VAN de $36.351.762, y una TIR de 14,58%, con un valor del precio del gas
igual a 1,412 (US$/MMBtu), y una TREMA igual al 10%.
Estudio económico 2 (bajo recursos provenientes de un préstamo bancario):
Alternativa #1, corresponde a un VAN de $128.779.373, y una TIR de
1288,42%. Alternativa #2, corresponde a un VAN de $71.562.009, y una TIR de
174,56%, con un valor del precio del gas igual a 1,412 (US$/MMBtu), y una
TREMA igual al 10%.
Por lo que ambas alternativas técnicas, ya sea como proyecto puro o financiado
100%, resultan mejores a la situación del “caso base”, tanto financieramente
como ambientalmente.
Finalmente, bajo análisis de sensibilidad se confirmó que bajo cualquier valor
del precio del gas, se mantiene siempre que el VANALT#1>VANALT#2, y
TIRALT#1>TIRALT#2, por lo que se decide que la mejor alternativa técnica de
implementación es la que utiliza un generador a gas para suministro eléctrico
del motor de la nueva bomba a instalar, como proyecto financiado.
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TABLA DE CONTENIDO
RESUMEN........................................................................................................................2 INDICE DE FIGURAS.....................................................................................................9 INDICE DE TABLAS .....................................................................................................12 NOMENCLATURA ........................................................................................................14 1. INTRODUCCION ......................................................................................................17
1.1 Introducción. ........................................................................................................17 1.1.1 Antecedentes ...............................................................................................18
1.2 Objetivo general. .................................................................................................20 1.3 Objetivos específicos. ........................................................................................20 1.4 Estructura del texto. ...........................................................................................21
2. FUNDAMENTACION TEORICA. ...........................................................................23 2.1 Proyecto. ..............................................................................................................23 2.2 Evaluación de proyecto. ....................................................................................24 2.3 Tipos de Proyectos.............................................................................................25 2.4 Alcances del estudio de proyecto como proceso. .........................................27 2.5 Estudio de factibilidad. .......................................................................................29
2.5.1 Estudio técnico. ...........................................................................................29 2.5.2 Estudio legal.................................................................................................30 2.5.3 Estudio ambiental........................................................................................30 2.5.4 Estudio financiero. .......................................................................................30 2.5.4.1 Valor actual neto. .....................................................................................31 2.5.4.2 Tasa interna de retorno...........................................................................32 2.5.4.3 Análisis de sensibilidad. ..........................................................................33
2.6 Consideraciones para el estudio de este proyecto. ......................................34 2.7 Energía eólica. ....................................................................................................36
2.8.1 El viento. .......................................................................................................37 2.8.1.1 Variación de la velocidad del viento con la altura respecto al suelo...................................................................................................................................37 2.8.1.2 Dirección del viento. ................................................................................40
6
2.8.2 Parámetros de aprovechamiento de la energía del viento. ..................41 2.8.2.1 Potencia eólica disponible: potencial eólico, [14 - 17]. ......................41 2.8.2.2 Potencia eólica aprovechable (potencia en el rotor), [14 - 20]. ........43 2.8.2.3 Representación gráfica de la potencia del aerogenerador de eje horizontal. ...............................................................................................................45 2.8.2.4 Representación estadística del viento..................................................46
2.9 Parámetros de dimensionamiento de un sistema eólico..............................47 2.9.1 Parámetros de caracterización del potencial eólico. .............................48 2.9.2 Producción de energía de un aerogenerador. ........................................53 2.9.3 Factor de capacidad y horas equivalentes de un aerogenerador. ......55 2.9.4 Parámetros de dimensionamiento de baterías.......................................55
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y PROPUESTAS DE SOLUCION. .....57 3.1 Presentación del problema (caso base). ........................................................58 3.2 Diagnóstico del problema. .................................................................................66 3.3 Presentación de la idea o solución. .................................................................68
3.3.1 Presentación de alternativas técnicas de solución. ...............................71 4. EVALUACION TECNICA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS. .....................76
4.1 Estudio de perfil. .................................................................................................76 4.1.1 Descripción de la situación “sin proyecto”...............................................76 4.1.2 Análisis de alternativas técnicas de solución..........................................78 4.1.2.1 Conclusión. ...............................................................................................81
4.2 Estudio de pre factibilidad. ................................................................................82 4.2.1 Alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas. ....................82 4.2.1.1 Inversión. ...................................................................................................82 4.2.1.2 Costos de operación................................................................................82 4.2.1.3 Ingresos. ....................................................................................................83 4.2.2 Alternativa #2, suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas. ...................................................................................................83 4.2.2.1 Inversión. ...................................................................................................83 4.2.2.2 Costos de operación................................................................................83 4.2.2.3 Ingresos. ....................................................................................................84 4.2.3 Alternativa #3, suministro eléctrico convencional. .................................84 4.2.3.1 Inversión. ...................................................................................................84
7
4.2.3.2 Costos de operación................................................................................85 4.2.3.3 Ingresos. ....................................................................................................85 4.2.4 Conclusión. ...................................................................................................85
4.3 Estudio de factibilidad. .......................................................................................86 4.3.1 Estudio técnico Alternativa #1. ..................................................................86 4.3.2 Estudio técnico Alternativa #2. ..................................................................89 4.3.2.1 Análisis de la energía anual disponible. ...............................................91 4.3.2.2 Frecuencias relativas y distribución de Weibull anual. ......................92 4.3.2.3 Frecuencia relativa acumulada “menor o igual que”. .........................93 4.3.2.4 Rosa de los vientos. ................................................................................94 4.3.2.5 Comportamiento diario mensual de la intensidad del viento y potencial eólico. .....................................................................................................95 4.3.2.6 Producción anual de aerogeneradores. ...............................................96 4.3.2.7 Energía real de carga..............................................................................97 4.3.2.8 Energía real de producción de aerogenerador. ..................................98 4.3.2.10 Conclusión. .............................................................................................98 4.3.2.11 Análisis de la energía mensual............................................................99 4.3.2.12 Producción de aerogeneradores. ......................................................101 4.3.2.13 Dimensionado de baterías. ................................................................113 4.3.3 Estudio ambiental - legal..........................................................................119 4.3.3.1 Protocolo de Kyoto. ...............................................................................120 4.3.3.2 Gases de efecto invernadero. ..............................................................120 4.3.3.3 Bonos de carbono..................................................................................121 4.3.3.4 Conclusiones. .........................................................................................122
5. EVALUACION ECONOMICA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS. ............123 5.1 Alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas. .........................126
5.1.1 Inversión. ....................................................................................................126 5.1.2 Costos de operación. ................................................................................127 5.1.3 Análisis económico. ..................................................................................129
5.2 Alternativa #2, suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas. .....................................................................................................130
5.2.1 Inversión. ....................................................................................................130 5.2.2 Costos de operación. ................................................................................133
8
5.2.3 Análisis económico. ..................................................................................135 5.3 Análisis de sensibilidad....................................................................................136 5.4 Análisis económico con financiamiento externo..........................................141
5.4.1 Alternativa #2: suministro eléctrico mediante sistema híbrido gas – eólico. ....................................................................................................................141 5.4.2 Alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas. ..................147
6. CONCLUSIONES. ..................................................................................................154 6.1 Conclusiones. ....................................................................................................154 6.2 Recomendaciones. ...........................................................................................159
BIBLIOGRAFIA ............................................................................................................160 REFERENCIAS ...........................................................................................................162
9
INDICE DE FIGURAS
N° Figura Texto Página
2.1 Tipología de proyectos según Sapag, N. 2004, p.19. 25 2.2 Esquema de propuesta de estudio para este trabajo. 35
2.3 Variación de la velocidad del viento con la altura sobre el terreno, según la ley exponencial de Hellmann. 38
2.4 Ejemplo de rosa de los vientos. 40
2.5 Variación de Pd en función de la velocidad y del área expuesta. 42
2.6 Flujo eólico en torno a un aerogenerador. 43
2.7 Curva de potencia típica de un aerogenerador de eje horizontal. 46
2.8 Obtención de parámetros A y B mediante regresión lineal. 52 2.9 Distribución de Weibull y frecuencia relativa de ejemplo. 52 3.1 Vista general de Central #4 de Chañarcillo. 58 3.2 Área de absorción, Central 4 Chañarcillo. 59 3.3 Área de regeneración de glicol, Central 4 Chañarcillo. 60
3.4 Esquema general de los procesos en Central #4 de Chañarcillo. 61
3.5 Esquema general área de deshidratación de glicol, Central #4. 62 3.6 Esquema general área de regeneración de glicol, Central #4. 64
3.7 Bomba BS&B, modelo CFM-2 doble efecto, Central #4 Chañarcillo. 65
3.8 Bomba Royal, modelo MilRoyal C PD3661 y el motor eléctrico Relience Electric, modelo L001BJ (operando en Planta Sara). 69
3.9 Esquema general de situación con proyecto. 70
3.10 Esquema general de alternativa #1: Sistema con generador eléctrico a gas. 71
3.11 Esquema simplificado de alternativa #2: Suministro eléctrico por un sistema híbrido eólico – generador a gas. 72
3.12 Esquema general de alternativa #3: Suministro eléctrico convencional. 73
3.13 Esquema general de alternativa #3: Suministro eléctrico por un sistema híbrido solar fotovoltaico – generador a gas. 74
4.1 Cálculo de corriente de arranque utilizando [11]. 87 4.2 Generador Olympian, modelo GEFG25-1. 88
4.3 Esquema general de alternativa #1: Sistema con generador eléctrico a gas. 88
10
N° Figura Texto Página
4.4 Diagrama de funcionamiento alternativa #2. 89
4.5 Histograma de frecuencias relativas y distribución de Weibull en (%). 92
4.6 Gráfico de frecuencias acumuladas “menor o igual que”. 93 4.7 Rosa de los vientos para alternativa #2. 94
4.8 Comportamiento diario mensual de la intensidad del viento (azul), y densidad de potencia eólica (rojo). 95
4.9 Intensidad del viento promedio hora a hora para un día de Julio. 99
4.10 Energía generada hora a hora para Julio por Proven 2,5 (kW). 101
4.11 Distribución de aporte de energía de Proven 2,5 (kW), frente al generador y gas de consumo de Julio. 102
4.12 Energía generada hora a hora para el mes de Julio por Proven 6 (kW). 103
4.13 Distribución de aporte de energía de Proven 6 (kW), frente al generador y gas de consumo de Julio. 104
4.14 Energía generada hora a hora para Julio por Proven 15 (kW). 105
4.15 Distribución de aporte de energía de Proven 15 (kW), frente al generador y gas de consumo. 106
4.16 Energía generada hora a hora para Julio, Skystream 2,4 (kW). 107
4.17 Distribución de aporte de energía de Skystream 2,4 (kW), frente al generador y gas de consumo de Julio. 108
4.18 Energía generada hora a hora para el mes de Julio para Iskra 5 (kW). 109
4.19 Distribución de aporte de energía de Iskra 5 (kW), frente al generador y gas de consumo de Julio. 110
4.20 Energía aportada por 4 aerogeneradores Evance 5 (kW), en Julio. 113
4.21 Programa de cálculo de energía eólica de baja potencia. 114
4.22 Energía aportada por 3 aerogeneradores Evance 5 (kW), en Julio. 115
4.23 Esquema general de alternativa #2: suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas. 117
5.1 VAN(10%) y TIR para análisis de sensibilidad de Alternativa #2, aumentado en un 5%, hasta 50%. 137
5.2 VAN(10%) y TIR para análisis de sensibilidad de Alternativa #1, aumentado en un 5%. 139
5.3 Comparación del VAN(10%) obtenido con inversión con
capitales propios frente a uno financiado con préstamo, para Alternativa #2.
145
11
N° Figura Texto Página
5.4 Comparación de la TIR obtenida con inversión con capitales
propios frente a una financiada con préstamo, para Alternativa #2.
145
5.5 Comparación del VAN(10%) obtenido con inversión con
capitales propios frente a uno financiado con préstamo, para Alternativa #1.
149
5.6 Comparación de la TIR obtenida con inversión con capitales
propios frente a una financiada con préstamo, para Alternativa #1.
149
5.7 Comparación del VAN(10%) obtenido con inversión financiado con préstamo, para Alternativa #1 y #2. 150
5.8 Comparación de la TIR obtenida con inversión financiada con préstamo, para Alternativa #1 y #2. 151
12
INDICE DE TABLAS
N° Tabla Texto Página
2.1 Valores del exponente de Hellmann en función de la rugosidad del terreno. 38
2.2 Valores de z0 en función de rugosidades diversas. 39
2.3 Ejemplo de confección de tabla estadística de datos de
viento con clases, rangos, frecuencias, frecuencias relativas y acumuladas.
49
2.4 Ejemplo de tabla con obtención de parámetros Xi e Yi para regresión lineal. 51
2.5 Ejemplo de obtención de energía generada por un aerogenerador con distribución de Weibull. 54
3.1 Características generales bomba MilRoyal C PD3661. 68 3.2 Datos de placa del motor eléctrico Relience Electric. 69
4.1 Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas. 79
4.2 Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #2:
suministro eléctrico por un sistema híbrido eólico – generador a gas.
79
4.3 Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #3: suministro eléctrico convencional. 80
4.4 Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #4:
suministro eléctrico por un sistema híbrido solar fotovoltaico – generador a gas.
80
4.5 Características generales del generador Olympian GEFG25-1. 87
4.6 Aerogeneradores candidatos para alternativa #2. 96 4.7 Producción de aerogeneradores candidatos alternativa #2. 98
4.8 Cantidad de aerogeneradores necesarios para configuración a) y b). 111
4.9 Cálculo de baterías para configuración a). 115 4.10 Cálculo de baterías para configuración b). 116 4.11 Caracteristicas de batería Trojan T105-6V. 116 4.12 Configuracion de baterías para Alternativa #2. 117 4.13 Gases de efecto invernadero y equivalencia. 120
5.1 Esquema de Flujo neto de caja para las alternativas de proyecto. 125
5.2 Costos asociados a la alternativa #1: sistema con generador eléctrico a gas. 127
13
N° Tabla Texto Página
5.3 Flujos anuales para alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas. 128
5.4 Costos asociados a la Alternativa #2: obras civiles. 131 5.5 Costos asociados a la Alternativa #2: malla a tierra. 131 5.6 Costos asociados a la Alternativa #2: obras eléctricas. 131 5.7 Costos asociados a equipos de energía eólica. 132
5.8 Costos asociados a la alternativa #2: sistema eólico – generador auxiliar a gas. 133
5.9 Flujos anuales para alternativa #2: suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas. 134
5.10 Análisis de sensibilidad del precio del gas aumentando 5%, hasta 50%, Alternativa #2. 136
5.11 Análisis de sensibilidad del precio del gas aumentando 5%, Alternativa #1. 138
5.12 Esquema de Flujo neto de caja para las alternativas de proyecto con capitales financiados por préstamo bancario. 140
5.13 Ejemplo de descomposición de la cuota crédito. 141
5.14 Descomposición de la cuota crédito para inversión de Proyecto #2. 142
5.15 Flujos anuales para alt. #2: suministro eléctrico por un sist. hibrido eólico – generador a gas (financiado con préstamo) 143
5.16 Descomposición de la cuota crédito para inversión de Proyecto #1. 146
5.17 Flujos anuales para alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas (financiado con préstamo). 147
5.18 Tabla resumen de resultados obtenidos para las alternativas #1 y #2. 151
14
NOMENCLATURA
Símbolo Descripción Unidadα Exponente de Hellmann (Factor de rugosidad) -
Densidad (kg/m3)ANSI American National Standards Institute - BSB Black Syball & Bryson (marca de bomba) -
c Factor de escala de la distribución de Weibull - Cp Coeficiente de potencia de un aerogenerador - Dp Depreciación ($)
DIA Declaración de impacto ambiental - EEOL Energía producida por los aerogeneradores (kWh) ET Potencia eólica aprovechable (J) ETE Energía consumida por la carga (kW/h)EV Energía cinética del viento. (J) EIA Estudio de impacto ambiental -
ENAP Empresa Nacional del Petróleo - ERNC Energía renovable no convencional - ESM Capacidad útil de baterías en serie (Ah)
Fc Factor de capacidad o carga - FNCa Flujo neto de caja llevado a valor presente ($) FNC Flujo neto de caja ($) GEI Gases de efecto invernadero - He Horas equivalentes (h)
HAWT Horizontal Axis Wind Turbine - ISO Organización Internacional para la estandarización. -
k Factor de forma de la distribución de Weibull - MDL Mecanismo de desarrollo limpio - Ndesc Nivel de descarga en la batería (%) Ndmax Nivel de descarga máximo en la batería (%)
Pd Potencia eólica disponible (W) PEOLICO Potencial eólico o densidad de potencia (W/m2)
PT Potencia aprovechable en la turbina eólica (eje) (W) PTMAX Potencia max. aprovechable en la turbina eólica (eje) (W) RAE Real Academia Española - SM Cantidad de baterías en serie -
Spare Modo “espera” o “auxiliar” - TIR Tasa interna de retorno (%)
15
Símbolo Descripción UnidadTREMA Tasa de rendimiento mínima aceptable (%)
URG Unidad regeneradora de glicol - Media del cubo de las velocidades (m3/s3)
Vconex Velocidad de conexión (m/s) Vnom Velocidad nominal (m/s) Vemb Velocidad de desconexión (m/s) VAN Valor actual neto ($)
VAWT Vertical Axis Wind Turbine - Xi Parámetro de la Distribución de Weibull - Yi Parámetro de la Distribución de Weibull -
16
CAPITULO 1
INTRODUCCION
17
1. INTRODUCCION
1.1 Introducción.
En los últimos años la Empresa Nacional del Petróleo ha avanzado en
consensuar que los objetivos que deben guiar su política energética son
evolucionar hacia mayores niveles de eficiencia, ahorro de energía y
sustentabilidad ambiental de sus instalaciones.
Varias han sido las medidas emprendidas para el logro de los objetivos
anteriores. Entre ellas destacan las tendientes a diversificar las fuentes de
suministro energético para consumo interno de sus procesos, en particular
mediante la incorporación de energías renovables no convencionales (ERNC),
cautelando siempre los criterios de eficiencia que caracterizan a la Empresa y
sus instalaciones.
La estrategia adoptada para acelerar la incorporación de las ERNC en ENAP,
ha consistido en el desarrollo de estudios de evaluación de proyectos, los
cuales pueden eliminar aquellas barreras que no permiten el desarrollo de las
inversiones en esas energías.
Sin lugar a dudas, las ERNC que mayor interés concitan en nuestra Región son
la eólica y la solar fotovoltaica, para las cuales se están materializando los
primeros proyectos de mediana inversión en instalaciones de la Empresa,
además de una cartera creciente de proyectos en evaluación, especialmente
para la isla de Tierra del Fuego, donde existen muchas instalaciones alejadas
de la red convencional de electricidad, por lo que invertir en este tipo de energía
podría ser muy satisfactorio.
18
En este contexto, surge este trabajo, el cual consiste en realizar una evaluación
de proyectos, denominado “Reemplazo de bombas BSB en sistemas de
recirculación de trietilén glicol en instalaciones de ENAP Magallanes”, el cual
propone, reemplazar el actual sistema de recirculación de glicol mediante
bomba BSB, por una bomba que utilice un motor eléctrico, y de esta forma,
disminuir el consumo de gas para este proceso. Para lograr esto se proyecta
instalar esta nueva bomba en paralelo a la actual, sin perjuicio de inversiones
mayores, dejando a la bomba BSB en modo de respaldo.
1.1.1 Antecedentes
Actualmente, existen diez unidades de deshidratación de gas natural, que
operan con bombas neumáticas BSB para la recirculación del trietilén glicol. Si
multiplicamos el consumo promedio de gas de estas bombas (2.661 m3/día), en
condiciones normales y actuales de operación por la cantidad de bombas
operando diariamente en las instalaciones nos da como resultado un consumo
de gas de 26.610 (m3/día), gas que, bajo otras condiciones podría ser destinado
a ventas. Por esta razón, resulta conveniente una evaluación sobre alguna
alternativa de cambio de este sistema de recirculación, el cual pueda disminuir
considerablemente el costo de operación.
Como primer estudio, y a manera de ejemplo para futuros estudios en otras
instalaciones, se ha considerado estudiar la instalación más cercana a la red
eléctrica convencional, es decir, Central #4 de Chañarcillo, que cuenta con
bombeo de trietilén glicol mediante bomba BSB en su unidad regeneradora.
Está Central está ubicada en Tierra del Fuego, Región de Magallanes y
Antártica Chilena, y se encuentra a unos seis kilómetros de la red de
distribución de energía eléctrica más cercana (Planta Sara). Tiene como
19
objetivo principal, extraer la humedad del gas a través de procesos de
separación y enviarlo finalmente libre de humedad, dentro de especificaciones a
planta compresora (Planta Sara).
Para extraer la humedad del gas en la unidad absorbedora, se utiliza trietilén
glicol, el cual circula mediante una bomba marca BSB, de desplazamiento
positivo que utiliza como fuerza motriz gas combustible (metano mayormente),
el cual posteriormente es venteado a la atmósfera.
Por lo que mediante la evaluación del proyecto de reemplazo de este sistema
de bombeo, se podría encontrar la solución para disminuir los costos de
operación y evitar el venteo de gas CH4 directo a la atmósfera.
20
1.2 Objetivo general.
Realizar una evaluación para el proyecto denominado “Reemplazo de bombas
BSB en sistemas de recirculación de trietilén glicol en instalaciones de ENAP
Magallanes”, comenzando por definir que es un proyecto, su evaluación y las
distintas etapas o niveles de estudio que lo componen, y por consiguiente lograr
transitar por estas etapas y realizar una correcta evaluación, por consiguiente
plantear la mejor solución técnica – económica, con datos concretos y con un
nivel de incertidumbre bajo, que permita al personal encargado de Operaciones
y de Proyectos innovadores de la Empresa Nacional del Petróleo, tener este
trabajo como referencia importante, y pueda decidir si implementar, abandonar
o postergar el proyecto.
1.3 Objetivos específicos.
1. Identificar y diagnosticar el problema. Definir, que pasa si no hay proyecto.
Cuantificar los costos de operación y efectos al medio ambiente potenciales.
2. Plantear la posible solución al problema y presentar las alternativas técnicas
para llevar a cabo esta solución.
3. Cuantificar y demostrar de manera precisa, bajo un estudio técnico -
económico, la mejor alternativa.
4. Identificar las variables que afectan de manera importante la rentabilidad de
cada alternativa, realizar un análisis de sensibilidad y obtener resultados.
21
1.4 Estructura del texto. En el primer Capítulo se presenta la introducción del trabajo donde se expone la
nueva tendencia de la Empresa en realizar nuevas evaluaciones y estudios de
factibilidad técnico – económico utilizando energías renovables, y se explica el
contexto en que surge este trabajo. En el Capítulo 2 se presenta la
fundamentación teórica de un proyecto como tal, donde se define como un
proceso y se clasifica según su tipo, además de presentar y definir sus
diferentes etapas o niveles de estudios de este. Asimismo, se exhibe la
fundamentación teórica de la energía eólica, donde se visualizan las
herramientas básicas necesarias para realizar un proyecto utilizando
aerogeneradores. En el Capítulo 3 se realiza la presentación del problema y su
diagnóstico. Se presenta la situación del caso base, luego de esto, se formula la
posible solución y sus cuatro alternativas técnicas potenciales de llevarlo a
cabo. En el Capítulo 4, ya en la etapa de pre inversión, se aborda el estudio
técnico, donde se muestra que pasaría si el proyecto no se lleva a cabo y se
realiza un análisis técnico de las alternativas presentadas en el Capítulo
anterior. En el Capítulo 5, se realiza el estudio económico de las Alternativas #1
y #2, en base a lo planteado en el Capítulo anterior, considerando un escenario
probable, y un análisis de sensibilidad. Finalmente, en el Capítulo 6 se
presentan las conclusiones y comentarios del trabajo.
22
CAPITULO 2
FUNDAMENTACION TEORICA
23
2. FUNDAMENTACION TEORICA. 2.1 Proyecto.
Proyecto es un esfuerzo realizado que se efectúa con el propósito de lograr un
objetivo específico, a través de actividades especiales relacionadas entre sí y
que implica el uso de recursos eficientemente, según Gido, J. y Clements, J.P.
(2003, p.4). Así mismo, Sapag, N y Sapag, R. (2004, p.1), proponen que “un
proyecto es buscar una solución adecuada a una problemática o necesidad por
resolver”.
“Es un conjunto de actividades que se realizan una sola vez, que tiene un
principio y un punto final definidos en el tiempo”. Robbins, R. (1997, p. 143).
Según la RAE, un proyecto es un primer esquema o plan de cualquier trabajo
que se hace a veces como prueba antes de darle la forma definitiva.
Desde el punto de vista económico un proyecto es la generación o prestación
de un bien o servicio, utilizando diversas técnicas, con el afán de obtener
beneficios y resultados económicos. Este puede ser en cualquier ámbito de la
actividad, ya sea privada, pública o humana.
Según lo anterior, se puede decir que un proyecto es un conjunto de acciones o
tareas que se realizan para enfrentar un problema, independiente de su origen,
ya sea económico, político o humano. Es un plan para tratar de simular el
problema antes de ejecutar la posible solución, el cual tiene un inicio y un fin.
24
2.2 Evaluación de proyecto.
La evaluación de proyectos surge como un instrumento utilizado en cualquiera
de las etapas de asignación de recursos (generalmente escasos), para
implementar iniciativas de inversión, así como, aquella técnica capaz de proveer
mayor información a quien toma la decisión frente a un planteamiento de
inversión.
“La preparación y evaluación de un proyecto se presenta como un proceso. Y,
aunque no existen probablemente dos proyectos de inversión iguales, el estudio
de su viabilidad puede enmarcarse en una metodología”, [1].
“La evaluación de proyectos es un proceso que procura determinar, de la
manera más significativa y objetiva posible, la pertinencia, eficacia, eficiencia e
impacto de actividades a la luz de objetivos específicos”, [2].
Según lo anterior, se puede decir que la evaluación de proyecto es un proceso,
y tiene como objetivo saber si es conveniente o no realizar una inversión; esto
se realiza a través de una estimación preliminar (método racional), el cual
cuantifica las ventajas y desventajas que implica realizar esta inversión.
25
2.3 Tipos de Proyectos. “Existen diferentes maneras de clasificar los proyectos; por ejemplo, a partir del
sector económico en el cual el proyecto se efectúa, pueden ser proyectos de
exportación, industriales, comerciales, etc. Otra manera de clasificarlos
depende de la entidad donde se realiza el proyecto, ya sea social o privado.
También, “existe una clasificación referente a la ingeniería financiera: emisión
de deuda, reestructuración de pasivos, capitalización de pasivos, etc.”, según
Gallardo, J. (1998, p. XIII – XIV).
Otro sistema de clasificación es la propuesta por Sapag, N. (2004, pp. 15 – 21),
el cual considera aquellos proyectos que modificarán situaciones actuales de
empresas en marcha. Los clasifica como proyectos: independientes,
dependientes y mutuamente excluyentes. Además, desglosa dos grandes
grupos como se puede observar en la Figura 2.1:
Figura 2.1: Tipología de proyectos según Sapag, N. 2004, p.19.
26
La clasificación según la finalidad del estudio, sirve para agrupar aquellos
proyectos cuyo fin es medir la capacidad de pago o rentabilidad.
La clasificación según el objetivo de la inversión; depende de la finalidad de la
inversión. A su vez, los proyectos de modernización se pueden clasificar en
función de la fuente de financiamiento en: financiados por leasing, por
endeudamiento, con recursos propios y con una combinación de fuentes.
Según lo anterior, se concluye que este proyecto es de tipo industrial y de
interés privado.
Ya que es un proyecto de optimización de las operaciones de una empresa en
marcha es considerado de tipo independiente. Conforme al objetivo de la
inversión es un proyecto de modernización y reemplazo (se instala una bomba
nueva dejando a la actual en modo respaldo), y conforme a la finalidad del
estudio es de tipo rentabilidad del proyecto y de capacidad de pago, ya que se
busca la mejor alternativa económica y el financiamiento del proyecto se
supone con recursos propios y luego con recursos provenientes con préstamo.
27
2.4 Alcances del estudio de proyecto como proceso.
En este trabajo, los alcances del estudio de proyecto como un proceso, son
recopilados desde [1], el cual considera lo siguiente:
Si bien la decisión de inversión debe responder a un estudio previo de las
ventajas y desventajas asociadas a su implementación, la profundidad con que
se realice depende de lo que aplique a cada proyecto en particular.
El estudio de proyectos, cualquiera sea la profundidad con que se analice, se
compone de diferentes etapas o niveles de estudios: La Generación de la idea,
los Estudios de Pre Inversión, que se divide a su vez en tres sub etapas
(Estudio de Perfil, de Pre Factibilidad y Factibilidad), Inversión y Operación.
La Etapa de Generación de la idea es el resultado de un proceso interno, cuya
finalidad es proporcionar opciones que solucionen problemas de la empresa o
estrategias enfocadas a posibles oportunidades de negocio.
La etapa de Pre Inversión, incluye el estudio de viabilidad de las posibles
soluciones identificadas en la etapa anterior. Dependiendo de la cantidad y
calidad de la información necesaria en la evaluación, se divide en sub etapas o
estudios: Perfil, Pre factibilidad y Factibilidad.
El Estudio de Perfil es el nivel preliminar de los tres, en donde la calidad y
cantidad de información requerida es de manera general, originada de fuentes
secundarias y de tipo cualitativa, como la información captada de opiniones de
expertos o estimaciones según experiencia o sentido común. La información
que provee esta sub etapa es utilizada para determinar si existen elementos
necesarios que justifiquen el cese del proyecto y reducir alternativas, para
28
enfocarse solo en las más ventajosas. Es fundamental efectuar consideraciones
en detalle de la situación “sin proyecto”, o sea, especificar cuál será el
comportamiento del sistema actual proyectado a futuro, si no se implementa
algún cambio fundamental en este.
La sub etapa de Estudio de Pre factibilidad proyecta los costos y beneficios de
manera cuantitativa, provenientes de fuentes de información secundaria
principalmente. Se estiman a grandes rasgos los requerimientos de inversión,
costos de operación y beneficios probables. Se profundiza la recopilación de
información con respecto a la primera fase, buscando tener conocimientos más
precisos de las técnicas de producción posibles o mercados potenciales.
Por otra parte, la sub etapa de Estudio de Factibilidad utiliza información que
proviene de fuentes primarias ya que su fin es demostrativo. Se entrega una
estimación precisa de los costos, inversión y beneficios. La decisión de pasar
de un nivel a otro depende del juicio de la persona encargada de la dirección de
proyectos y de los resultados que se vayan obteniendo.
La sub etapa de Estudio de Factibilidad se divide a su vez en cuatro estudios
paralelos: técnico, de mercado, organizacional, y financiero. Otros autores
también consideran estudios de carácter: económico, legal, ambiental y político.
La etapa de Inversión, como penúltima etapa, comprende la implementación del
proyecto, es en ella donde todas las inversiones previamente evaluadas, se
vuelven concretas y están listas para su puesta en marcha.
Para finalizar, la etapa de Operación comprende la ejecución de las inversiones
previamente mencionadas, es decir, la puesta en servicio del proyecto y su
gestión durante el periodo proyectado.
29
Todo lo anterior también se conoce como idea de inversión, anteproyecto y
proyecto, según Gallardo, J. (1998, p.XV). O bien en tres etapas: identificación
de la idea, anteproyecto preliminar o estudio previo de factibilidad, y
anteproyecto definitivo o estudio de factibilidad, propuestas por ILPES (2004, p.
41 – 42).
2.5 Estudio de factibilidad. El estudio de factibilidad, según distintos autores, se compone de diversos
estudios particulares (técnico, legal, financiero, ambiental, económico, político,
organizacional y de mercado), y tienen como finalidad el aportar el máximo de
información a la persona que toma la decisión, respecto de si es conveniente o
no realizar una determinada inversión. En este trabajo serán definidos cuatro de
ellos, los cuales coinciden con los alcances de este proyecto.
2.5.1 Estudio técnico. Tiene como objetivo proporcionar información referente a la función de
producción, de la cual se podrían obtener más necesidades de mano de obra,
recursos, materiales y capital. Todo lo necesario para el arranque, vida y
tamaño del proyecto, además determina el espacio a ocupar.
“En este estudio se realiza un análisis detallado de toda especificación
necesaria referente a maquinas, mano de obra, materia prima, reparaciones,
mano de obra especializada, etc. Tanto en volumen como en tiempo que serán
utilizados. Estos datos por su naturaleza son convertidos en magnitudes
monetarias para su evaluación en costos.”, Sapag (2004, pp. 21 – 22).
30
2.5.2 Estudio legal.
El estudio de viabilidad legal también aporta información referente a gastos
importantes. “Por disposiciones legales, la ubicación considerada o los accesos
pueden estar restringidas, por lo que se consideran costos: transporte, nueva
ubicación, inversión del espacio físico, uso de suelo, etc. Otro aspecto a
considerar puede ser el otorgamiento de patentes y permisos de los bienes o
servicios.”, [1].
2.5.3 Estudio ambiental. El estudio ambiental proviene de la implementación de las normas ISO 14.000,
que consisten en procedimientos determinados capaces de proveer mejoras
ambientales sustentables, debido al futuro daño causado en el ambiente por la
generación de los bienes o servicios de la inversión. Comprende toda la cadena
productiva, desde los proveedores hasta los distribuidores finales, o bien desde
la extracción de los insumos hasta el uso del bien o servicio. De este modo,
determina los costos en adoptar normativas ambientales.
2.5.4 Estudio financiero. La última etapa del análisis de factibilidad de un proyecto es el estudio
financiero. Los objetivos de esta etapa son ordenar y sistematizar la información
de carácter monetario que proporcionan los estudios anteriores.
La sistematización de la información financiera consiste en identificar y ordenar
todos los ítems de inversiones, costos e ingresos que puedan concluirse de los
estudios previos.
31
Las inversiones del proyecto pueden clasificarse, según corresponda, en
terrenos, obras físicas, maquinas, equipamiento de fábrica y oficinas, capital de
trabajo, puesta en marcha, etc. Los ingresos de operación se deducen de la
información de precios y demanda proyectada, calculados en el estudio de
mercado. También, se podrían considerar ingresos por estimaciones de venta
de residuos y del cálculo de ingresos por venta de equipos cuyo reemplazo esta
previsto durante el periodo de evaluación del proyecto.
Por lo que se proporciona el volumen más probable de ingresos y egresos del
proyecto, generando así proyecciones de flujos de caja.
Luego de generar los flujos de caja, se utilizan los parámetros de rentabilidad
como son el valor actual neto y la tasa interna de retorno.
2.5.4.1 Valor actual neto. El valor actual neto (VAN), se define según Sapag, (2004, p. 307 – 311), “como
el valor equivalente al día de hoy, de una serie de flujos de efectivos netos del
proyecto menos la inversión inicial neta del proyecto, los cuales son
descontados a una tasa de rendimiento mínima aceptable, (TREMA).”
“TREMA, es la tasa que una organización o individuo determina conforme a sus
expectativas de rendimiento real, inflación y riesgo que asume por realizar una
inversión.”, Gallardo, J. (1998, p.247). Luego, el valor actual neto de un
proyecto de inversión se obtiene de la siguiente manera:
32
Donde n, es el número de periodos fijado como horizonte de evaluación. VAN:
Valor actual neto. I0: Inversión inicial. V.R.: Valor residual de la inversión en el
año “n”. Y donde “r”, es la TREMA.
Existen reglas de decisión para el VAN, que son aplicadas para aceptar o
rechazar proyectos de inversión. Por lo que un proyecto debe aceptarse sí; su
VAN>0, y rechazarse, si VAN<0. “Si dos o más proyectos mutuamente
excluyentes tienen valores presentes netos mayor a cero, se debe elegir aquel
proyecto cuyo valor presente neto sea mayor”, Moyer, et al. (2004, p.308).
2.5.4.2 Tasa interna de retorno. La (TIR), es aquella tasa de descuento que iguala el valor presente de los flujos
de efectivo netos de un proyecto con el valor presente de la inversión neta de
ese proyecto, es decir, su diferencia es igual a cero.
Por otro lado, “la tasa interna de retorno es la tasa con un rédito mínimo
aceptable para un proyecto de inversión.”, Moyer, et al. (2004, p.773).
La regla de decisión es; se acepta el proyecto de inversión si la TIR es mayor
que la tasa de descuento y se rechaza el proyecto si la TIR es menor que la
tasa de descuento (TREMA), puesto que solo de esta manera se obtiene un
VAN positivo.
Donde “n”, es el número de periodos fijado como horizonte de evaluación. TIR:
Tasa interna de retorno. I0: Inversión inicial, e “i”, es el periodo.
33
Según lo anterior, se concluye que la TREMA es la tasa que representa una
medida de rentabilidad, la mínima que se le exigirá al proyecto de tal manera
que permita cubrir la rentabilidad que el inversionista exige a su propio capital
invertido.
2.5.4.3 Análisis de sensibilidad.
El análisis de sensibilidad es la forma más objetiva de obtener las variables
importantes que afectan nuestro proyecto. Consiste en estudiar qué tan
sensibles son los parámetros de la Evaluación de Proyecto (el VAN y TIR), ante
cambios en las variables del proyecto; ingresos, costos, monto de la inversión y
vida útil del proyecto.
“Determina los limites en los que el proyecto deja de ser rentable.”, Bolívar, H.
(2001, pp. 237 – 331).
Entonces, esta metodología consiste en calcular los nuevos flujos de caja y el
VAN al aumentar o disminuir una variable, ya sea: la inversión inicial, la
duración, los ingresos, la tasa de crecimiento de los ingresos, los costos de
operación, etc. En este trabajo se considera un aumento de los ingresos al
acrecentar también el precio del gas, como se verá en el Capítulo siete.
De este modo teniendo los nuevos flujos de caja y el nuevo VAN, podremos
calcular o mejorar nuestras estimaciones sobre el proyecto que vamos a
comenzar en el caso de que esas variables cambiasen o existiesen errores
iniciales de apreciación por nuestra parte en los datos obtenidos inicialmente.
34
2.6 Consideraciones para el estudio de este proyecto.
La Evaluación de Proyectos es un proceso secuencial, constituido por varias
etapas o niveles de estudios. En cada etapa se va agregando información
importante para la toma de decisión, partiendo de antecedentes generales
hasta información cada vez más específica. Las etapas o niveles de estudio son
los siguientes: generación de idea, Pre inversión, Inversión y Operación. La
profundidad con que se realice el estudio depende de lo que aplique a cada
proyecto en particular y al criterio del evaluador.
Los niveles de estudio en la sub etapa de perfil son básicos, no se calcula
rentabilidad en esta etapa. Solo se busca encontrar alguna razón importante
que impida la ejecución del proyecto. También, se presenta la situación “sin
proyecto” y se presentan las alternativas técnicas del Proyecto. En la sub etapa
de pre factibilidad se identifica la inversión, los costos y beneficios a grandes
rasgos, por lo que solo se logra una rentabilidad aproximada; y en la sub etapa
de factibilidad se utilizan fuentes de información primarias y se entrega una
estimación precisa de la rentabilidad esperada, a través de los estudios
particulares en paralelo.
Dependiendo del proyecto, no es necesario considerar los ocho estudios
particulares. Como este proyecto es industrial, privado y de reemplazo, se
descarta el estudio político, económico, de gestión y de mercado.
El estudio técnico tiene como finalidad establecer si es posible físicamente y/o
materialmente desarrollar el proyecto. Y el estudio financiero de un proyecto
determina en última instancia, según los datos proporcionados por los otros
estudios (en un intercambio de información paralelo), la aprobación o rechazo
del proyecto.
35
Finalmente, este trabajo considera la etapa de pre inversión (perfil, estudios de
pre factibilidad y factibilidad), como un solo estudio técnico – económico, el cual
contempla los estudios ambientales – legales, técnicos y financieros.
A continuación se presenta el esquema de propuesta del trabajo, el cual
pretende plantear la mejor solución, mediante el estudio técnico – económico
propuesto, el cual permita a las personas encargadas de gestionar proyectos en
la Empresa Nacional del Petróleo, tomar una decisión con datos concretos y un
nivel de incertidumbre bajo, de implementar, abandonar o postergar el Proyecto.
Generación de idea
Estudio de Pre Inversión Inversión Operación
Estudio de perfil Estudio de Pre Factibilidad
Estudio de Factibilidad
ESTUDIO TECNICO - ECONOMICO DECISION DE LA EMPRESA
PROPUESTA DEL TRABAJO
Figura 2.2: Esquema de propuesta de estudio para este trabajo.
36
2.7 Energía eólica.
La energía eólica tiene su origen en la solar, ya que la atmósfera de la Tierra
absorbe la radiación solar en forma irregular debido a diversos factores
(nubosidad, orografía, océanos).
Por efecto de la radiación solar el aire se dilata y asciende, formando masas de
aire (aire frio a altas presiones y aire caliente a bajas presiones). En las zonas
de menor impacto por la radiación el aire asciende menos y se concentra en
masas sometidas a altas presiones, mientras que el aire caliente queda
sometido a bajas presiones en masas más altas. Esta diferencia de presiones
hace que el aire tienda a desplazarse desde las zonas de alta presión a las de
baja, más altas geográficamente. Este movimiento del aire es lo que llamamos
viento.
“Se calcula que entre el 1 y 2% de la energía proveniente del sol se convierte
en viento. Excluyendo las áreas con valor ambiental, esto supone un potencial
de energía eólica de 53 TWh/año en el mundo, cinco veces más que el actual
consumo eléctrico en todo el planeta. En los lugares más favorables puede
llegar a ser del orden de 2000 kW/m2 anuales. Transformando el 2% de ella en
energía eólica podemos obtener una potencia del orden de 1017 kW.”, [13].
Por lo tanto, en teoría, la energía eólica permitiría atender sobradamente las
necesidades energéticas del proyecto.
37
2.7.1 El viento. Una de las características de este recurso es su condición aleatoria y variable,
por cuanto depende de condiciones atmosféricas que no pueden ser
controladas ni modificadas. Esto lleva a que se requieran exhaustivas
mediciones como condición previa para el desarrollo de proyectos destinados a
su aprovechamiento.
Finalmente, el viento queda definido como “aire en movimiento”. Por lo tanto,
los parámetros esenciales son su velocidad y su dirección.
2.7.1.1 Variación de la velocidad del viento con la altura respecto al suelo.
La velocidad del viento varía con la altura, siguiendo aproximadamente una
ecuación de tipo estadístico, conocida como ley exponencial de Hellmann,
según [14 - 16], de la forma:
En la que V es la velocidad del viento a la altura H, V0 es la velocidad del viento
observada a una altura de H0 metros y α es el exponente de Hellmann que varía
con la rugosidad del terreno, y cuyos valores vienen indicados en la Tabla 2.1:
38
Tabla 2.1: Valores del exponente de Hellmann en función de la rugosidad del
terreno.
Lugares llanos con hielo o hierba α = 0,08 - 0,12 Lugares llanos (mar, costa) α = 0,14 Terrenos poco accidentados α = 0,14 - 0,16
Zonas rústicas α = 0,2 Terrenos accidentados o bosques α = 0,2 - 0,26
Terrenos muy accidentados y ciudades α = 0,25 - 0,4
En la Figura 2.3, se indican las variaciones de la velocidad del viento con la
altura según la ley exponencial de Hellmann. Se puede apreciar que para la
misma velocidad (45 m/s), el 100% se consigue cuando el factor de rugosidad
es más bajo (lugar llano, α = 0,14), lo cual resulta obvio ya que es una zona
más despejada comparada con un terreno en la ciudad, α = 0,4.
Figura 2.3: Variación de la velocidad del viento con la altura sobre el terreno,
según la ley exponencial de Hellmann.
39
La variación de la velocidad del viento con la altura se puede representar
también por una ley logarítmica, según [14] y [17]:
Donde z0 es la longitud relativa a la rugosidad del suelo. La Tabla 2.2 indica los
valores de z0 en función de rugosidades diversas.
Tabla 2.2: Valores de z0 en función de rugosidades diversas.
Tipo de terreno Z0 en metros Liso (mar, arena, nieve) 0,001 – 0,02 Moderadamente rugoso (hierva corta, campos de trigo u otros cereales, regiones rurales)
0,02 – 0,3
Rugoso (bosques, barrios) 0,3 – 2 Muy rugoso (ciudades, altos edificios) 2 – 10
40
2.7.1.2 Dirección del viento.
La representación más común de la distribución direccional del viento es la
llamada rosa de los vientos, que representa el porcentaje de tiempo en que el
viento proviene de una determinada dirección. La importancia de esta, es que
nos puede dar una certeza sobre la dirección en la cual los aerogeneradores
captan una mayor cantidad de energía.
En la Figura 2.4, se puede apreciar que existe un claro dominio de vientos
provenientes del oeste.
Figura 2.4: Ejemplo de rosa de los vientos.
41
2.7.2 Parámetros de aprovechamiento de la energía del viento. 2.7.2.1 Potencia eólica disponible: potencial eólico, [14 - 17].
El viento es una masa de aire que se traslada de una zona a otra, producto de
gradientes térmicos. Toda masa de aire m que se mueve a velocidad v, tendrá
una energía cinética asociada Ev, en (J) igual a:
La potencia que se extrae de este bloque de aire, depende de la masa de este y
de la velocidad con que se desplaza en ese instante. Es decir, la potencia del
viento es la derivada de la energía, la cual depende de la variación de la masa
de un instante a otro:
La diferencia de masa dm/dt del bloque de aire en un instante está determinada
por su densidad ρ, su área A, y su velocidad instantánea dx/dt, como sigue:
De lo anterior, se concluye que la potencia disponible del viento Pd es función
de la densidad del aire, el área del bloque de aire, y la velocidad del viento al
cubo:
42
Esta expresión indica que la potencia eólica disponible es directamente
proporcional al área expuesta al caudal, a la densidad del aire, y al cubo de la
velocidad del viento.
Figura 2.5: Variación de Pd en función de la velocidad y del área expuesta.
En la Figura 2.5 se puede apreciar que a medida que el área expuesta
aumenta, también lo hace Pd de manera proporcional.
43
2.7.2.2 Potencia eólica aprovechable (potencia en el rotor), [14 - 20]. Dentro de su región efectiva, el rotor de una turbina eólica absorbe energía a
partir del flujo eólico y por lo tanto, puede alterar su velocidad. La energía
extraída a partir de un volumen de aire Va de sección A1 y velocidad v1 lejano y
barlovento con respecto a la turbina, la cual decae sotavento a v3 y con un
ensanchamiento de la sección transversal a A3, se puede expresar como:
Por lo tanto, la potencia disponible en la turbina se puede expresar como:
Figura 2.6: Flujo eólico en torno a un aerogenerador.
Un flujo de aire en la turbina (A2=AR) con:
44
Entrega en estado cuasi estacionario,
La absorción de potencia de un aerogenerador queda, por lo tanto, determinada
por el área efectiva AR, la velocidad del viento y por los cambios de estas
cantidades en el campo del flujo del rotor.
De acuerdo a Betz, la potencia máxima que puede extraerse en el rotor es:
Es obtenida cuando:
La razón entre PT absorbida por la turbina y la potencia de la masa de aire:
Bajo condiciones de flujo no turbulento en el aerogenerador, se define el
coeficiente de potencia Cp, como:
45
Luego, la potencia aprovechable por una maquina eólica de sección A frente a
un flujo de aire de velocidad v y densidad ρ está definida por:
“Esta potencia aprovechable se refiere a la potencia mecánica en el eje del
rotor, y no a la potencia eléctrica final. Las pérdidas de potencia debidas a la
eficiencia mecánica de la transmisión y eficiencia eléctrica del generador deben
contabilizarse a parte.”, [16].
2.7.2.3 Representación gráfica de la potencia del aerogenerador de eje horizontal.
La potencia generada por una turbina eólica es representada por su curva de
potencia, que es la relación de potencia que es capaz de generar una turbina
bajo distintas condiciones de viento.
En esta curva se consideran tres velocidades del viento características de la
misma. La velocidad de conexión Vconex (cut in), es aquella velocidad del viento
por encima de la cual se genera energía. Por debajo de esta velocidad toda la
energía extraída del viento se gastaría en pérdidas y no habría generación de
energía. La velocidad nominal Vnom (rated), es aquella velocidad del viento para
la que la máquina eólica alcanza su potencia nominal. Por encima de esta
46
velocidad la potencia extraída del viento se puede mantener constante. La
velocidad de desconexión Vemb (cut out), es aquella velocidad del viento por
encima de la cual la máquina eólica deja de generar, porque se embala, los
sistemas de seguridad comienzan a actuar frenando la máquina,
desconectándose de la red a la que alimenta.
Figura 2.7: Curva de potencia típica de un aerogenerador de eje horizontal.
2.7.2.4 Representación estadística del viento.
47
Dadas las características tan dispersas y aleatorias de la energía eólica, resulta
obvio que la única manera de estudiar si un emplazamiento es adecuado o no,
es utilizando la estadística. Para ello se recurre a la representación de la
velocidad del viento como una variable aleatoria con una cierta función de
distribución. Normalmente se suele utilizar la distribución de Weibull, [13 - 21].
Esta función de densidad de probabilidad se define, [14] y [16]:
Se trata de una distribución de dos parámetros en la que c es un factor de
escala que suele ser cercano a la velocidad media (m/s), y k es un factor de
forma, que caracteriza la asimetría de la función de probabilidad, y donde V es
la velocidad del viento (m/s), f(v) es la función de densidad de probabilidad de
Weibull. Los parámetros k y c se calculan mediante las siguientes expresiones:
Donde A y B son obtenidos mediante regresión lineal de datos y por el método
de los cuadrados mínimos, los cuales serán definidos más adelante.
2.8 Parámetros de dimensionamiento de un sistema eólico.
48
2.8.1 Parámetros de caracterización del potencial eólico.
La metodología empleada para diseñar un sistema eólico consiste en una
primera etapa, en la caracterización del viento. Para esto, se emplea la ley de
densidad de probabilidad de Weibull, definida anteriormente.
Para obtener la curva de densidad de probabilidad de Weibull, es necesario
realizar antes un tratamiento estadístico de los datos de viento. El tratamiento
estadístico en sí, consiste en la agrupación y distribución de datos de viento en
clases, luego, se determina la frecuencia de la clase. Posteriormente, se
elabora una tabla que incluye las clases, con sus respectivas frecuencias,
frecuencias relativas y frecuencias relativas acumuladas.
La clase, corresponde a un rango de velocidades. La frecuencia de clase,
corresponde a la cantidad de veces en que las velocidades se encuentran en
esa clase. La frecuencia relativa, corresponde al cociente entre la frecuencia de
clase y el número total de velocidades de viento. La frecuencia acumulada
corresponde a la suma de la frecuencia relativa de la misma clase y la
frecuencia acumulada de la clase anterior.
A continuación, se presenta un ejemplo de cálculo.
Tabla 2.3: Ejemplo de confección de tabla estadística de datos de viento con
clases, rangos, frecuencias, frecuencias relativas y acumuladas.
49
Clase Rango Frecuencia % Frecuencia Frecuencia relativa
Frecuencia acumulada 1-F
1 V<1 434 0.823 0.008 0.008 0.992
2 1<=V<=2 774 1.469 0.015 0.023 0.977
3 2<=V<=3 1626 3.085 0.031 0.054 0.946
4 3<=V<=4 2899 5.501 0.055 0.109 0.891
5 4<=V<=5 3085 5.853 0.059 0.167 0.833
6 5<=V<=6 3230 6.129 0.061 0.229 0.771
7 6<=V<=7 3640 6.906 0.069 0.298 0.702
8 7<=V<=8 3963 7.519 0.075 0.373 0.627
9 8<=V<=9 4354 8.261 0.083 0.455 0.545
10 9<=V<=10 4228 8.022 0.080 0.536 0.464
11 10<=V<=11 4241 8.047 0.080 0.616 0.384
12 11<=V<=12 4051 7.686 0.077 0.693 0.307
13 12<=V<=13 3575 6.783 0.068 0.761 0.239
14 13<=V<=14 3106 5.893 0.059 0.820 0.180
15 14<=V<=15 2408 4.569 0.046 0.865 0.135
16 15<=V<=16 1966 3.730 0.037 0.903 0.097
17 16<=V<=17 1439 2.730 0.027 0.930 0.070
18 17<=V<=18 1107 2.100 0.021 0.951 0.049
19 18<=V<=19 731 1.387 0.014 0.965 0.035
20 19<=V<=20 616 1.169 0.012 0.977 0.023
21 20<=V<=21 434 0.823 0.008 0.985 0.015
22 21<=V 797 1.512 0.015 1.000 0.000
Total 52704 100 1
Una vez obtenida la tabla, se utiliza la metodología de regresión lineal, utilizada
en [22] y [23], la cual consiste en obtener los parámetros Xi e Yi. Para definir
estos parámetros, es necesario recordar que para Weibull, se tiene presente
que las frecuencias acumuladas F(v) vienen dadas por la expresión:
A partir de la expresión anterior, aplicando dos veces el logaritmo neperiano se
obtiene:
50
Se procede al ajuste por mínimos cuadrados a la recta y=A(x)+B, en donde los
parámetros Xi e Yi, quedan definidos como:
A y B se calculan siguiendo las expresiones:
Calculados los valores de A y B, los parámetros k y c de Weibull se obtienen de
la siguiente manera:
Tabla 2.4: Ejemplo de tabla con obtención de parámetros Xi e Yi para regresión
lineal.
51
Clase Rango 1-F Xi Yi
1 V<1 0.992 0.000 -4.795
2 1<=V<=2 0.977 0.693 -3.764
3 2<=V<=3 0.946 1.099 -2.895
4 3<=V<=4 0.891 1.386 -2.161
5 4<=V<=5 0.833 1.609 -1.698
6 5<=V<=6 0.771 1.792 -1.349
7 6<=V<=7 0.702 1.946 -1.040
8 7<=V<=8 0.627 2.079 -0.762
9 8<=V<=9 0.545 2.197 -0.498
10 9<=V<=10 0.464 2.303 -0.265
11 10<=V<=11 0.384 2.398 -0.043
12 11<=V<=12 0.307 2.485 0.166
13 12<=V<=13 0.239 2.565 0.358
14 13<=V<=14 0.180 2.639 0.539
15 14<=V<=15 0.135 2.708 0.696
16 15<=V<=16 0.097 2.773 0.846
17 16<=V<=17 0.070 2.833 0.978
18 17<=V<=18 0.049 2.890 1.104
19 18<=V<=19 0.035 2.944 1.209
20 19<=V<=20 0.023 2.996 1.324
21 20<=V<=21 0.015 3.045 1.433
22 21<=V 0.000 3.091 1.433
Total
Con A= -5,0971; B= 2,124; k= -5,0971y c= 11,02.
Una vez obtenidos los valores k y c, se procede a calcular la distribución de
Weibull, según ecuación (2.14).
52
Figura 2.8: Obtención de parámetros A y B mediante regresión lineal.
Figura 2.9: Distribución de Weibull y frecuencia relativa de ejemplo.
53
Una vez calculada la distribución de Weibull, es posible determinar el potencial
eólico del lugar. Para esto, se define la media del cubo de las velocidades por
medio de la siguiente expresión:
Finalmente, se define el potencial eólico o densidad de potencia de acuerdo a la
siguiente expresión:
Donde:
Peolico: Potencial eólico (W/m2).
ρ: Densidad del aire (kg/m3).
: Media del cubo de las velocidades (m3/s3).
Para el ejemplo, el potencial eólico es de 922,3 (W/m2). 2.8.2 Producción de energía de un aerogenerador.
Por último, se estima la producción de energía de un aerogenerador,
combinando la curva de potencia de un aerogenerador con la distribución de
frecuencia Weibull. Para esto, se multiplica la distribución Weibull por la
cantidad de horas del año (8.760). Con esto, se obtiene el tiempo de ocurrencia
de una determinada clase. Luego se multiplica el tiempo de ocurrencia obtenido
54
por la potencia instantánea del aerogenerador (obtenida de su curva de
potencia), para cada una de las clases. Finalmente, la energía disponible anual
corresponde a la suma de la energía de cada clase.
Tabla 2.5: Ejemplo de obtención de energía generada por un aerogenerador
con distribución de Weibull.
Distribución Weibull
Distribución Weibull (%) (hr/año)
Potencia aerogenerador
(kW)
Energía (kW-h)
1,1 0,011 96,36 0 0
2,49 0,0249 218,124 0 0
3,92 0,0392 343,392 0,5 171,696
5,28 0,0528 462,528 1 462,528
6,46 0,0646 565,896 1,5 848,844
7,39 0,0739 647,364 2 1294,728
8,01 0,0801 701,676 2,7 1894,5252
8,3 0,083 727,08 3,7 2690,196
8,27 0,0827 724,452 4,3 3115,1436
7,95 0,0795 696,42 5 3482,1
7,38 0,0738 646,488 5,5 3555,684
6,65 0,0665 582,54 6 3495,24
5,8 0,058 508,08 6,2 3150,096
4,91 0,0491 430,116 6,4 2752,7424
4,04 0,0404 353,904 6,1 2158,8144
3,23 0,0323 282,948 5,8 1641,0984
2,51 0,0251 219,876 5,9 1297,2684
1,9 0,019 166,44 6 998,64
1,39 0,0139 121,764 6,1 742,7604
1 0,01 87,6 6,2 543,12
0,69 0,0069 60,444 0 0
0,47 0,0047 41,172 0 0
Total (MWh) 34,2952248
Por lo tanto, para el ejemplo, la energía generada en un año por el
aerogenerador corresponde a 34,29 (MWh/año).
55
2.8.3 Factor de capacidad y horas equivalentes de un aerogenerador.
Un factor a considerar a la hora de seleccionar el mejor aerogenerador para un
proyecto es conocer las horas equivalentes y su factor de capacidad.
Las horas equivalentes corresponden al número de horas en las cuales el
aerogenerador trabaja bajo condiciones de potencia nominal, dentro de la
energía anual generada. Las horas equivalentes se calculan mediante la
siguiente expresión:
El factor de capacidad o de carga corresponde a la relación entre la energía
generada y la potencia nominal del aerogenerador durante un periodo de
tiempo, generalmente un año. El factor de capacidad se calcula mediante la
siguiente expresión:
Para el caso del ejemplo, He es igual a 5.716 y Fc es igual a 0,65.
2.8.4 Parámetros de dimensionamiento de baterías.
56
Los parámetros principales para el dimensionamiento son los siguientes, [13] y
[28]:
1. Tensión nominal VNBat: normalmente de 2 (V).
2. Capacidad nominal CNBat: es la cantidad de electricidad que puede obtenerse
mediante la descarga total de una batería inicialmente cargada al máximo. Se
mide en Amperios-hora (Ah) para un determinado tiempo de descarga ya que la
cantidad de energía que puede entregar la batería depende de la razón de
descarga. Para acumuladores es usual referirse a tiempos de descarga de 100
horas (C100).
3. Profundidad máxima de descarga Pdmax: La profundidad de descarga es el
tanto por ciento de energía que se extrae en una descarga de un acumulador
plenamente cargado. La Pdmax, limitada por el regulador, es la máxima descarga
permitida y suele estar en torno al 60 - 80% de la capacidad nominal.
4. Capacidad útil o disponible (ESM): Es la capacidad de la que realmente se
puede disponer, como baterías en serie. Se define como:
Donde SM es la cantidad de baterías en serie, igual a (VNrectificador /VNBat), CNBat
es la capacidad nominal de la batería en (Ah), VNBat es la tensión nominal del
acumulador y Nd es la profundidad de descarga del acumulador (se recomienda
entre un 30 a 40%, [28]).
57
CAPITULO 3
PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y PROPUESTAS DE SOLUCION
3. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA Y PROPUESTAS DE SOLUCION.
58
En el Capitulo anterior se concluyó que un proyecto es un conjunto de acciones
o tareas que se realizan para enfrentar un “problema”, independiente de su
origen, ya sea económico, político o humano. Es un plan para tratar de simular
el problema antes de ejecutar la posible solución, el cual tiene un inicio y un fin.
Por lo tanto, el primer paso es presentar y luego analizar el “problema”.
3.1 Presentación del problema (caso base).
Central #4 de Chañarcillo, es una central de flujo del yacimiento del mismo
nombre, ubicada a unos 9 km al Noroeste de Cerro Sombrero en la Isla de
Tierra del Fuego.
Figura 3.1: Vista general de Central #4 de Chañarcillo.
En la Figura 3.1 se puede apreciar dentro del recuadro azul el conjunto
separador – absorbedor (área de absorción de agua del gas). En la parte
derecha de la Figura 3.1, dentro del recuadro rojo se aprecian dos conjuntos
URG – bomba BSB (área de regeneración de glicol).
59
Figura 3.2: Área de absorción, Central 4 Chañarcillo.
ABSORBEDOR
Entrada de gas
húmedo
Salida de gas
BY PASS
Salida de gas seco
SEPARADOR GENERAL
SCRUBBER
Válvula de seguridad
Salida de gas
60
Figura 3.3: Área de regeneración de glicol, Central 4 Chañarcillo.
En la actualidad, el bombeo de trietilén glicol se realiza a través de una bomba
marca BS&B (Black, Syball & Bryson), modelo CFM-2, de simple efecto. Existe
una segunda bomba BS&B instalada (de doble efecto), utilizada en caso de que
falle la primera bomba.
Escape de gases
Still (Torre de destilación)
Evacuación de vapor de agua
61
Esta central, recibe la producción de los pozos gasíferos del yacimiento
Chañarcillo. Este gas de yacimiento, al ingresar por gasoducto a la central, es
sometido a una separación entre líquido (agua y/o condensado), y gas natural
en un separador general. El agua y condensado que es separado del gas se
almacena en estanques. Por el otro lado, el gas, ya separado del líquido, sale
por la parte superior del separador y llega a un scrubber (o separador de
entrada), el cual permite que el absorbedor opere con la mínima presencia de
líquido. En el absorbedor, el gas sube (por efecto de densidad), y se encuentra
en contra corriente con el trietilén glicol, el cual absorbe las pequeñas partículas
de agua que pueda tener el gas. Finalmente el gas seco pasa a gasoducto o a
alguna estación compresora.
Figura 3.4: Esquema general de los procesos en Central #4 de Chañarcillo.
La descripción en detalle del área de absorción y de regeneración se comenta a
continuación:
Separador General
Scrubber
Gas Natural
Gas Natural
Gas Natural HúmedoGas Natural Seco
URG
Glicol con Agua
Glicol Seco
Vapor de Agua
Gas de Quema
A Gasoducto o Estación Compresora
Atmósfera
Pozos Productores de Yacimiento
Drenajes
Bomba Recirculación
Glicol
Atmósfera
Absorbedor
Antorcha
Drenajes
Condensado
Tanque de AlmacenamientoCondensado
Gasoducto con gas combustible
Gasoducto de venteo
Gas combustible venteado directamente a la atmosfera
Gas húmedo
TEG + H2O
Gas ombustibe
62
En el área de absorción, el gas húmedo proveniente de los pozos del sector,
ingresa primero a un separador general, el cual precisamente separa el gas con
elementos más pesados como agua e impurezas. Estos últimos, salen por la
parte inferior del separador y el gas lo hace por la parte superior. Luego, el gas
con trazas de humedad entra al scrubber, que tiene por objeto retirar todo el
líquido del gas antes de iniciar su proceso de absorción.
Figura 3.5: Esquema general área de deshidratación de glicol, Central #4.
ENTRADA DE GLICOL
SALIDA DE GLICOL
GAS INSTRUMENTAL
GAS SECO
GAS HUMEDO
63
Posteriormente, el gas (ya con pocas partículas de agua), entra al absorbedor
por el fondo, donde se encontrará con el glicol en contra corriente. El gas sube
por el absorbedor pasando a través de bandejas con campanas de burbujeo,
las que se encuentran inundadas del glicol que baja por el absorbedor.
La deshidratación del gas se produce en las bandejas, al entrar en contacto y
burbujear a través de las campanas inundadas de glicol, cuyo nivel se mantiene
por medio de un rebalse continuo desde las bandejas superiores a las
inferiores. El glicol pobre absorbe entonces el agua contenido en el gas.
De esta forma la corriente de gas que asciende por el absorbedor se va
deshidratando y el glicol que desciende por el absorbedor se va enriqueciendo
en agua, acumulándose en el fondo del absorbedor.
La corriente de gas deshidratado pasa luego a intercambiar calor con el glicol
que ingresa al absorbedor, el que circula por el interior de un serpentín espiral en
el tope del absorbedor.
El controlador de nivel de líquido del fondo del absorbedor descarga glicol rico en
agua hacia la unidad regeneradora de glicol (URG).
64
En el área de regeneración de glicol, la bomba BS&B recibe el trietilén glicol
seco proveniente de la unidad regeneradora de glicol, y lo bombea a una cierta
presión al absorbedor.
Figura 3.6: Esquema general área de regeneración de glicol, Central #4.
Esta bomba, de desplazamiento positivo, utiliza como fuente motriz gas
combustible proveniente de Planta Cullen (2.661 m3/día), luego, este mismo gas
es expulsado hacia la atmósfera. La potencia mecánica de la bomba es 5 HP.
65
Figura 3.7: Bomba BS&B, modelo CFM-2 doble efecto, Central #4 Chañarcillo.
El caudal de bombeo de glicol depende de la cantidad de H2O presente en el
gas, que es calculada en función de la temperatura y presión del mismo gas.
Teniendo como datos de operación normal: una temperatura del gas de 24°C
(75,2 °F), y una presión de 15,6 (kg/cm2) (222 (Psi)), [3], la cantidad de H2O
presente en el gas es de 85 (lb/MMcf).
Considerando el actual flujo de gas del yacimiento, es decir de 280.000 (m3/día)
(9,884 (MMcf/día)), la cantidad total de H2O presente es de 840,14 (lb/día)
(35,01 lb/hr). Como se requieren 3 galones (Gal), de trietilén glicol para eliminar
1 (lb) de H2O (Valor promedio para un absorbedor de cuatro platos), se
requieren entonces: 3 x 35,01= 105,02 (Gal/hr). Luego, el caudal de trabajo de
la bomba es de 24 (emb/min), [4], donde (emb) es una unidad de volumen
utilizada comúnmente en la industria del petróleo y significa embolada. Bajo
SUCCIÓN DE GLICOL
DESCARGA DE GLICOL
SUMINISTRO DE GAS COMBUSTIBLE
DIAFRAGMA IMPULSOR
CUERPO (VASTAGO Y CILINDRO)
66
estas características, el consumo de bombeo promedio es de 2661 (m3/día)
constante a lo largo del año (según condiciones normales de operación), [4].
3.2 Diagnóstico del problema.
A continuación se presenta como se analiza el problema.
NOTA: La información se consigue mediante entrevista y opiniones de expertos
en el tema, tal como se especifica para esta etapa.
a) ¿A cuántas unidades de bombeo afecta el problema?
Respuesta: Son diez bombas BSB funcionando actualmente en la Isla de Tierra
del Fuego. En Central #4 opera una de ellas, [7].
b) ¿Qué consecuencias acarrea?
Respuesta: Trae consecuencias ambientales al descargar gas directamente
hacia la atmosfera, ya que es un gas de efecto invernadero, con un potencial de
calentamiento de 21 sobre un período de 100 años. Esto quiere decir, que la
emisión de una tonelada de Metano tendrá 21 veces el impacto de la emisión
de una tonelada de dióxido de carbono durante los siguientes cien años.
Trae consecuencias en los costos de operación y por consecuencia en los
beneficios, ya que al necesitar en promedio 799.830 (m3/mes), para desplazar
las diez bombas y luego ser expulsarlo a la atmosfera, resulta en menos gas de
venta para el principal cliente.
Por lo que la utilización de estas bombas neumáticas impulsadas con gas
combustible resultan un derroche económico y un peligro ambiental.
67
c) ¿Cuáles son las causas del problema?
Se utilizan estas bombas al tener características técnicas aptas para bombeo
de circulación de glicol, las cuales son utilizadas en el ambiente petrolero a nivel
internacional. En el momento que se instalaron estas bombas no se tenía en
cuenta el daño ambiental y tampoco la pérdida de ese gas para una posterior
venta. Además, como se trata de unidades “aisladas”, no se dispone de otro
recurso para ser utilizado como fuente motriz de igual o menor costo.
d) ¿Qué soluciones se han intentado antes?
Respuesta: Se instaló una segunda URG en Central #4, con una bomba
distinta, marca Kimray, la cual funciona por diferencia de presiones, pero ésta
no se mantenía en operación por más de una hora ya que la presión en el
absorbedor era muy alta para la bomba. Por lo que esta segunda unidad URG
se mantiene fuera de operación.
e) ¿Con qué recursos se cuenta para solucionar el problema? Respuesta: Se cuenta en bodegas con bombas marca Milton Roy, las cuales se
pueden acoplar a un motor eléctrico. Estas bombas cumplen con las
condiciones de operación necesarias para estar en operación. Esto ha sido
comprobado en Planta Sara, donde hay una unidad URG – bomba Milton Roy
funcionando hace seis años. El motor eléctrico es alimentado por energía
proveniente de la misma Planta en este caso.
También se cuenta con personal calificado para operación y mantención del
nuevo sistema debido a la experiencia en Planta Sara.
68
3.3 Presentación de la idea o solución.
Esta etapa consiste en formular ideas para solucionar el problema planteado.
La idea fundamental recae en la respuesta en el punto e). Esta idea de proyecto
consiste en instalar una segunda bomba en paralelo a la bomba BSB, dejando a
ésta en modo auxiliar. La bomba a instalar es de la marca Milton Royal, modelo
MilRoyal C PD3661, de desplazamiento positivo, con un tamaño de pistón de 1
½”, accionada por motor eléctrico, y que presenta las siguientes características
generales:
Tabla 3.1: Características generales bomba MilRoyal C PD3661.
Máxima presión de operación 91,4 (Kg/cm2)
Máximo caudal de operación 144 (galones/hora)
La selección de este modelo de bomba se justifica en la experiencia obtenida
en la bomba instalada en Planta Sara, en lo siguiente:
1. Flexibilidad que en caso de falla de un equipo pueda ser reemplazado por
otro existente en el mismo terreno. Es decir, existe un buen stock de este
modelo en la bodega del campamento Cerro Sombrero. Además, se conoce el
comportamiento de estas bombas bajo condiciones de operación, su vida útil es
alta y su periodicidad de mantenimiento es baja.
2. Al ser bombas de desplazamiento positivo pueden trabajar a un rango mayor
de presión ante una eventual detención de compresores de gas en Planta Sara
y puedan continuar operando sin quedar fuera de su curva de operación.
69
3. También, ante una formación de hidratos en el gasoducto, estas bombas
pueden continuar operando sin inconvenientes a un rango de presión mayor.
Figura 3.8: Bomba Royal, modelo MilRoyal C PD3661 y el motor eléctrico
marca Relience Electric, modelo L001BJ (operando en Planta Sara).
Tabla 3.2: Datos de placa del motor eléctrico Relience Electric.
Frame 184 TC Potencia 5 HP (4 kW) SF 1,15 Duty CONT
RPM 1440 Type P Fases 3 Desing B Voltaje 380 (V) Amperaje 7,17 (A)
Frecuencia 50 (Hz) Code J Insull Class F Amb. 40 °C
Luego, la configuración del sistema planteado queda visualizado en la Figura
3.9, con la bomba Milton Roy en paralelo a la BSB.
70
Figura 3.9: Esquema general de situación con proyecto. Finalmente, no se cuenta con alguna razón para no realizar la evaluación del
proyecto, ya sea logística, operativa o técnica, por lo que se sigue a la siguiente
etapa de proyecto, el estudio de pre inversión.
Antes de entrar al Capítulo dedicado a la etapa de análisis de estudio de pre
inversión, serán presentadas las alternativas técnicas disponibles para
71
energizar el motor eléctrico de la bomba seleccionada como solución del
problema presentado en este Capítulo.
3.3.1 Presentación de alternativas técnicas de solución. A continuación, se presentan cuatro alternativas técnicas de solución para
energizar el motor de la bomba seleccionada.
1. Alternativa #1, consiste en suministro eléctrico con generador a gas. Es decir,
instalar un generador eléctrico y sus componentes, el cual tenga la capacidad
suficiente para suministrar energía al motor de 4 (kW), de la nueva bomba. Por
condiciones de esta central, la cual cuenta con gasoducto construido de gas
combustible, se elige este medio para energizar el generador, en vez de
seleccionar uno a diesel, por ejemplo.
Figura 3.10: Esquema general de alternativa #1: Sistema con generador
eléctrico a gas.
2. Alternativa #2, consiste en suministro eléctrico por un sistema híbrido eólico –
generador a gas, el cual utiliza el mismo generador de la Alternativa #1, pero
72
como fuente auxiliar cuando la energía aportada por el aerogenerador,
almacenada en baterías no sea suficiente.
Figura 3.11: Esquema simplificado de alternativa #2: Suministro eléctrico por
un sistema híbrido eólico – generador a gas.
Es decir, el principio de esta alternativa técnica consiste en que el motor
funcione mayormente con la energía acumulada en las baterías, proveniente de
los aerogeneradores. En caso de llegar a un nivel bajo de baterías, puede
actuar el generador convencional para cargar las baterías o puede también
actuar directamente a energizar el motor. El inversor por su parte, recibe la
corriente continua desde las baterías y la envía en corriente alterna trifásica al
motor. Sin embargo, este es un esquema sólo referencial, es tarea del estudio
técnico realizar la configuración de elementos adecuada.
3. Alternativa #3, suministro eléctrico convencional, es decir, mediante la
construcción del tendido eléctrico desde la fuente más cercana (6 km), la
73
instalación de un transformador reductor de 15 (kVA), un tablero general, entre
otros elementos eléctricos.
Figura 3.12: Esquema general de alternativa #3: Suministro eléctrico
convencional.
4. Alternativa #4, suministro eléctrico por un sistema híbrido solar fotovoltaico –
generador a gas. Este último opera cuando la energía acumulada en las
baterías producto de la fuente solar no sea suficiente para satisfacer los
requerimientos de la carga. El generador auxiliar entonces podría funcionar
para cargar las baterías o directamente hacia la carga, al igual que la alternativa
técnica #2.
74
Bomba Milton Roy
Gas desde gasoducto
TEG proveniente de la URG
Inversor
Conjunto de baterías
Motor eléctrico
Generadorauxiliara gas
CA
Regulador
Disipador
Cargador
Arreglo fotovoltaico
Figura 3.13: Esquema general de alternativa #3: Suministro eléctrico por un
sistema híbrido solar fotovoltaico – generador a gas.
75
CAPITULO 4
EVALUACION TECNICA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS
76
4. EVALUACION TECNICA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS.
El Capítulo de evaluación técnica de alternativas propuestas, definidas en el
Capitulo anterior, comienza con el estudio de pre inversión, el cual está dividido
en tres sub etapas: estudio de perfil, estudio de pre factibilidad y factibilidad. A
su vez, este último se divide en varios estudios de viabilidad.
4.1 Estudio de perfil. En esta sub etapa se recolecta información básica y se tienen conversaciones
con expertos en el tema. Se analizan las alternativas técnicas de producción
propuestas en la etapa anterior. Se busca determinar si existe alguna razón de
peso para no incluir en la futura sub etapa alguna alternativa.
4.1.1 Descripción de la situación “sin proyecto”.
En caso de no efectuarse el proyecto, si se considera un año de funcionamiento
normal de esta bomba, sus costos de operación son 971.265 (m3), de gas, lo
que equivale a poco más de $22.000.000 (considerando el valor actual del gas).
Potencialmente en 20 años podría alcanzar el valor de 19.425.300 (m3), de gas.
Si multiplicamos por 10 bombas en operación en la isla de Tierra del Fuego, se
puede alcanzar un valor de 194.253.000 (m3), de gas en 20 años, lo que
equivale a la suma de $4.479.732.530, sin considerar que en el futuro el gas va
a tener un precio mucho más alto que el proyectado para este trabajo (se
considera un aumento del precio del gas del 1% anual, y valor del dólar
constante). Además, el dólar actual tiene un valor por debajo de los $480, valor
relativamente bajo con respecto a la tendencia de los últimos años.
77
Si consideramos que este gas combustible es venteado a la atmósfera luego de
desplazar el pistón de la bomba, y que cada Tonelada de gas natural equivale a
21 Toneladas de CO2eq. Entonces, cada bomba enviará 40 (Ton/CO2 día). La
metodología de cálculo se visualiza a continuación.
Donde fueron asumidos los siguientes valores: ρgas = 0,717 (m3/kg). Luego, las
(Ton CO2eq/año), para una bomba son de 14.624. Si consideramos las 10
bombas serian 146.243,37 (Ton CO2eq/año).
Si consideramos que un automóvil, en promedio emite 7 (Ton CO2/año), al
considerar una bomba, se tiene una equivalencia de la emisión de 2.089 autos
al año.
Esta situación actual o “sin proyecto”, revela un problema ambiental serio, que
incluso podría ocasionar también en un futuro sanciones económicas.
Por lo tanto, si consideramos una operación normal a 20 años bajo esta
situación “sin proyecto”, se tienen como gastos de operación $440.000.000, y
una emisión de 292.486 (Ton CO2eq), por bomba. Por lo tanto, resulta
indispensable realizar un estudio de evaluación para reemplazar el actual
sistema.
NOTA: Se considera el valor del gas entre 1,4 - 1,62 (US$/MMBtu).
78
4.1.2 Análisis de alternativas técnicas de solución.
Según las conversaciones con expertos en el tema, tanto de la misma empresa,
como de Centros de Estudios de la región, se ha llegado a la conclusión que la
opción de energizar un motor de estas características que opera las 24 horas
del día durante todo el año, con un sistema fotovoltaico requiere un área de
captación bastante amplia, y por lo general los terrenos de estas instalaciones
no son extensos, lo que dificulta la instalación de demasiados paneles
fotovoltaicos. Además, la eficiencia en la conversión de energía llega en la
teoría al 16 (%), como valor máximo. Otro aspecto a considerar es el bajo nivel
de radiación que existe en la zona. Otro factor a considerar es el alto costo de
inversión de esta tecnología.
En cuanto a la alternativa con energía eólica, “existe un gran potencial eólico en
la zona, el cual ayuda a una buena captación de energía, aunque existe
posiblemente un alto valor en inversión en el aerogenerador y en la
acumulación de energía principalmente”, [5].
Será tarea de sub etapas posteriores ver entonces si la energía aportada por el
aerogenerador justifica realizar la inversión en esta alternativa.
En cuanto a la alternativa de suministro eléctrico convencional, “se tiene una
gran inversión por compra e instalación de la línea y del transformador reductor.
“A su vez también se incurre en un gasto de operación en mantener las líneas.”.
“El gasto se debe principalmente a la distancia desde el centro de distribución a
las instalaciones”, [6].
Además, “puede existir un problema legal y de inversión al considerar que el
tendido pase por terrenos particulares (servidumbre)”, [7].
79
Finalmente, en las Tablas 4.1, 4.2, 4.3 y 4.4, se visualizan las ventajas y
desventajas de cada alternativa técnica, comparadas con la situación actual.
Tabla 4.1: Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #1: suministro
eléctrico con generador a gas.
Ventajas Desventajas Inversión media – baja. No es energía limpia. Emisiones bajas.
Utiliza una baja superficie de trabajo No utiliza un recurso ilimitado. Costos de operación bajos
Rendimiento bueno. Gran experiencia en la Empresa.
Funcionamiento lineal Vida útil 10 a 15 años.
Tabla 4.2: Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #2: suministro
eléctrico por un sistema híbrido eólico – generador a gas.
Ventajas Desventajas Alto potencial eólico. Inversión media – alta
No utiliza mucha superficie de captación.
No hay experiencia de otras instalaciones de similares
características en la Empresa. Costos de operación medios – bajos al no utilizar combustible fósil como
fuente principal. Problemas con aves y/o estancieros.
Energía limpia. Emisiones mínimas, al funcionar la mayoría del tiempo el
sistema fotovoltaico como fuente principal.
Recurso aleatorio.
Posibilidad de ser considerado como Proyecto MDL. Rendimiento medio – bajo.
Ahorro de gas combustible medio. Vida útil de baterías estimada en 5 – 6 años.
Vida útil 10 a 15 años.
80
Tabla 4.3: Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #3: suministro
eléctrico convencional.
Ventajas Desventajas Costos de operación medios - bajos. No es energía limpia. Emisiones bajas.
Utiliza baja superficie de trabajo. No utiliza un recurso ilimitado. Rendimiento bueno. Inversión alta.
Gran experiencia en la Empresa. Distancia. Funcionamiento lineal. Problemas con ganaderos.
Vida útil alta. Terrenos particulares.
Tabla 4.4: Resumen de ventajas y desventajas de alternativa #4: suministro
eléctrico por un sistema híbrido solar fotovoltaico – generador a gas.
Ventajas Desventajas Costos de operación medios – bajos al no utilizar combustible fósil como
fuente principal. Utiliza mucha superficie de captación.
Energía limpia. Emisiones mínimas, al funcionar la mayoría del tiempo el
sistema fotovoltaico como fuente principal.
No hay experiencia de otras instalaciones de similares
características en la Empresa. Posibilidad de ser considerado como
Proyecto MDL. Vida útil 10 a 15 años. Costo elementos medio – alto. Costo de gestión. Rendimiento bajo. Recurso solar bajo. Inversión media – alta Vida útil de baterías estimada en 5 – 6
años.
81
4.1.2.1 Conclusión.
Respecto a la Alternativa #3: suministro eléctrico convencional, queda
descartada, debido a que la línea pasa por terrenos particulares, lo que puede
traer problemas legales y de armonía con los dueños de estos. A su vez,
existen problemas ambientales, ya que como se sabe, existe ganadería en el
sector. De todas formas, se considera a modo de demostración en la siguiente
sub etapa, para cuantificar también los altos costos de inversión debido al
tendido eléctrico, confirmando que esta no es una buena alternativa técnica
para este Proyecto.
Respecto a la alternativa #4: suministro eléctrico por un sistema híbrido solar
fotovoltaico – generador a gas, queda descartada también, debido
principalmente a su alto costo de inversión, su bajo rendimiento y utilización de
gran superficie debido al bajo recurso solar en la zona, contando con muchas
desventajas respecto a las otras alternativas.
Luego, para las alternativas #1, #2, no existe ninguna razón de peso para no
continuar con la evaluación de estas.
82
4.2 Estudio de pre factibilidad. En esta sub etapa se estiman a grandes rasgos los ingresos, los costos de
operación e inversión para cada alternativa. La información se recaba de
fuentes secundarias.
4.2.1 Alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas.
4.2.1.1 Inversión.
En cuanto a la inversión inicial, se estima que un generador para las
características técnicas requeridas podría tener un costo aproximado de
$12.000.000. A esto se le agrega como inversión inicial la instalación eléctrica,
obras civiles, fundaciones y la instalación electromecánica, alcanzando un valor
máximo de $15.000.000. Se agrega además el costo de la bomba y motor,
estimado en $7.500.000 por ambos elementos. La inversión inicial estimada es
de $34.500.000, [6]. Se considera una vida útil del generador de 15 años, [8].
Por lo que se realiza una reinversión aproximada de $12.000.000 en un nuevo
generador, más $500.000 por concepto de instalación de este.
4.2.1.2 Costos de operación.
Si se considera un plan de mantenimiento, este no alcanzaría a los 2.000.000
($/año), [8]. Otro costo de operación es el consumo de gas por parte del
generador, el cual no debe superar los 250 (m3/día), es decir 91.250 (m3/año),
según [7] y [8]. Considerando el valor de utilidad por venta del gas de 1,412
(US$/MMBtu), descontado ya el costo de transporte de este, [9], y con el valor
83
del dólar en $466,74, se calcula el costo de operación por consumo de gas de
2.150.796 ($/año). El costo total de operación es de 4.151.796 ($/año).
4.2.1.3 Ingresos.
Se estima como ingresos todo el gas que va a dejar de ser destinado a la
operación de la bomba BSB del caso base, es decir 971.265 (m3/año). Por lo
tanto, los ingresos son de 49.048,88 (US$/año), lo que equivale a unos
22.893.074 ($/año).
4.2.2 Alternativa #2, suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas.
4.2.2.1 Inversión.
En cuanto a la inversión inicial, esta depende principalmente del número y
potencia de aerogeneradores a instalar y del número de baterías, como costos
principales, [5]. Por lo anterior, se requiere entonces un estudio técnico -
económico para precisar la inversión, a la cual se debe agregar además, el
costo de la bomba y motor, estimado en $7.500.000 por ambos elementos.
4.2.2.2 Costos de operación.
Se estiman costos de operación relativamente bajos en cuanto a mantenimiento
del sistema eólico y del generador auxiliar, que varían según el número,
potencia y altura de aerogeneradores. Estos costos se estiman también en el
estudio técnico – económico posterior.
84
4.2.2.3 Ingresos.
Los considerados en (4.2.1.3), es decir de unos 22.893.074 ($/año). Será tarea
del estudio ambiental y legal considerar si existe algún tipo de bonificación por
uso de ERNC.
4.2.3 Alternativa #3, suministro eléctrico convencional.
A pesar que esta alternativa fue descartada en la etapa de estudio de perfil, se
presentará con propósitos informativos.
4.2.3.1 Inversión.
La inversión inicial considera el costo de los postes, líneas, elementos eléctricos
y el de todas las obras relacionadas a la instalación del tendido eléctrico desde
Planta Sara a Central #4 Chañarcillo. Tiene un costo total de $195.600.000, [6].
Se añade además el pago de $2.000.000 por el transformador reductor puesto
en terreno.
También, hay que considerar el pago de servidumbre del terreno para poder
realizar las faenas, de $9.000.000, [7].
Se incluye además, problemas legales, por el hecho de que el tendido eléctrico
pase por terrenos de particulares.
Otro posible problema es el hecho de considerar los aspectos ambientales, ya
que potencialmente se tendría que realizar un EIA o una DIA, según
85
corresponda, lo cual incrementa los costos de inversión y aumenta el tiempo del
proyecto. El costo de una posible DIA es de $2.000.000 – $3.000.000, [7].
4.2.3.2 Costos de operación.
Existe un costo de operación debido al mantenimiento eléctrico, el cual incluye
las operaciones necesarias para asegurar que el sistema eléctrico (tendido,
transformador, tablero e instalación eléctrica general), funcione correctamente
durante su vida útil. Los costos económicos anuales se estiman en $3.000.000,
[6].
4.2.3.3 Ingresos.
Los considerados en (4.2.1.3), es decir de unos 22.893.074 ($/año). 4.2.4 Conclusión. La alternativa #1, tiene un costo inicial estimado de $34.500.000, más una
reinversión al año 15 de un nuevo generador, estimada en $12.500.000. Tiene
unos costos de operación relativamente bajos de 4.200.000 ($/año). Por lo que
se considera necesario realizar un análisis más detallado en etapas posteriores.
En cuanto a la alternativa #2, no se puede calificar en esta sub etapa ya que es
necesario un estudio técnico para poder dimensionar el número y potencia de
aerogeneradores a utilizar.
En cuanto a la alternativa #3, queda definitivamente descartada, ya que
considera costos muy altos de inversión. Una inversión inicial de más de
$200.000.000 no se justifica para un retorno de ingresos de 22.000.000 ($/año),
considerando que las otras dos alternativas tienen una inversión menor. Se
86
añaden también problemas legales y ambientales, que aumentan los costos y el
tiempo de ejecución.
Los ingresos son los mismos para las tres alternativas. Solo la alternativa #2
considera un estudio de algún posible bono adicional por uso de ERNC que
será realizado en el siguiente nivel de estudio.
4.3 Estudio de factibilidad. En esta etapa se analizan las variables clave del proyecto y se recurre a fuentes
primarias de información. Además, se entrega una información precisa de la
rentabilidad esperada. Se consideran cuatro estudios particulares pertinentes a
nuestro proyecto: el estudio técnico, el financiero y ambiental - legal.
4.3.1 Estudio técnico Alternativa #1.
Para seleccionar un generador a gas compatible con los requerimientos
técnicos, tenemos que estudiar las características del motor, necesario para
impulsar la bomba de recirculación de trietilén glicol.
Como se sabe, los motores de inducción en el momento de partida sufren un
aumento del consumo corriente, por consiguiente, la potencia activa y aparente
también aumentan en ese instante. Por otro lado, para motores por debajo de
1.000 HP, el factor de potencia en la partida se considera con un valor de 0,2
(ANSI/IEEE Std 399 – 1997.sec. 9.5.2 (c)). Por lo tanto, resulta indispensable
calcular estos valores para el correcto dimensionado del generador. Para el
cálculo de estos valores, se utilizan [10] y [11]. Luego, la corriente de arranque
es igual a 57,32 (A) y la potencia aparente de arranque es igual a 8,865 (KVA).
87
Finalmente, la selección del generador ha sido realizada mediante cotización a
distintos proveedores, de acuerdo a los requerimientos de la carga de consumo,
tipo de combustible y precio. El generador disponible por los proveedores más
cercano a las características del proyecto es el Olympian, modelo GEFG25. En
cuanto al gas combustible de suministro, ya existe un gasoducto desde Planta
Sara, el cual se utiliza para alimentar al actual sistema de bombeo de glicol.
Figura 4.1: Cálculo de corriente de arranque utilizando [11].
El sobredimensionamiento de este generador se justifica, ya que se puede
aprovechar para energizar máquinas de soldadura e incluso para una futura
iluminación del lugar e instalación de una segunda bomba en caso de aumentar
el flujo de gas de los yacimientos.
Tabla 4.5: Características generales del generador Olympian GEFG25-1.
Equipo 1500 RPM, 50 Hz, 220/380 Volts, Trifásico.
88
Potencia 16.5 Kva Factor de potencia 0,8
El consumo de combustible de este generador es de 5,3 (m3/hr) a plena carga,
es decir, de 127,2 (m3/día).
Figura 4.2: Generador Olympian, modelo GEFG25-1.
Finalmente, esta alternativa quedaría configurada como lo muestra la siguiente
Figura.
89
Figura 4.3: Esquema general de alternativa #1: Sistema con generador
eléctrico a gas.
4.3.2 Estudio técnico Alternativa #2.
La idea de considerar esta alternativa es alimentar el motor durante todo el
tiempo mediante energía proveniente del viento. Para hacer efecto lo anterior,
se acumula en baterías una cantidad importante de energía, que garantice el
funcionamiento del motor con energía proveniente de esta fuente. En caso de
tener vientos bajos prolongados, y por consiguiente la batería llegue a un nivel
bajo de carga, se utiliza el generador a gas auxiliar para recargar las baterías o
alimentar directamente el motor.
90
Figura 4.4: Diagrama de funcionamiento alternativa #2.
Para efectos de esta alternativa, se considera estudiar dos posibles
configuraciones:
a) Suministrar energía por medio de un conjunto de aerogeneradores, los
cuales producen suficiente energía por si solos para mantener en teoría
siempre Ndesc<40%, con EEOL>110,4 (kWh/día), por lo que, no se necesita una
fuente auxiliar. De todos modos, opera un generador a gas como respaldo en
caso de falla de aerogeneradores o en caso de que la energía acumulada por
los aerogeneradores en las baterías no sea suficiente para mantener
Ndesc<40%.
91
b) Suministrar energía por medio de un conjunto de aerogeneradores, los
cuales no producen suficiente energía por si solos para mantener siempre la
condición de Ndesc<40%, con EEOL<110,4 (kWh/día), por lo que necesariamente
opera el generador a gas auxiliar una mayor cantidad de horas al día respecto a
la configuración anterior.
El gas combustible, al igual que en el caso anterior, tiene su origen en el
gasoducto proveniente de Planta Cullen.
La carga diaria de 110,4 (kWh/dia), se calcula a continuación.
4.3.2.1 Análisis de la energía anual disponible. Para evaluar la energía eólica disponible, es necesario conocer las
características del recurso. Los datos de velocidad y dirección del viento,
utilizados para el estudio de esta alternativa pertenecen a la ciudad de Cerro
Sombrero, debido a disponibilidad de datos y cercanía al lugar de estudio, los
cuales fueron facilitados por el Centro de Estudios de los Recursos Energéticos
de la Universidad de Magallanes. Estos datos fueron medidos a una altura de
veinte metros y corresponden a un periodo de tiempo de un año, desde Enero
del 2007 hasta Diciembre del mismo año. Los registros corresponden a medias
cada diez minutos.
92
Se considera una altura de veinte metros para el estudio, debido a que a una
mayor altura, aumentan de manera considerable los costos de inversión e
instalación de la torre, al considerar un tipo de torre más resistente a las fuerzas
aplicadas, una base de mayor volumen y un sistema de anclaje de mayor
resistencia. Incluso, se ven afectados los costos de instalación y mantenimiento
de los aerogeneradores debido a la utilización posible de grúas y elementos
para trabajar a alturas elevadas, que incrementan más aun los costos
considerando el transporte de estos elementos desde Punta Arenas al lugar del
proyecto. Por lo que se ha seleccionado un tipo de torre abatible de 20 metros,
ya utilizada en nuestra región y con un excelente desempeño frente a elevados
vientos. Finalmente, la metodología de análisis de datos del recurso eólico
utilizada es la presentada en [22] y [23], y definida en el Capitulo anterior. A
continuación, se realiza una presentación e interpretación de los datos.
4.3.2.2 Frecuencias relativas y distribución de Weibull anual.
En el gráfico de la Figura 4.5, se puede apreciar la distribución de probabilidad
de alcanzar un cierto valor de velocidad del viento. Por ejemplo, existe
alrededor de un 9 % de probabilidad de que el viento alcance una velocidad
promedio de 4 (m/seg).
93
Figura 4.5: Histograma de frecuencias relativas y distribución de Weibull en
(%).
Finalmente, siguiendo la metodología expuesta en el Capítulo 2, el potencial
eólico disponible anual para esta zona es de 691,08 (W/m2). Este resultado
permite concluir que existe un buen potencial de energía anual disponible para
poder captar con los aerogeneradores.
4.3.2.3 Frecuencia relativa acumulada “menor o igual que”. En el gráfico de la Figura 4.6, se puede apreciar la fracción de días del periodo
considerado (un año en este caso), para los que la velocidad media del viento
es menor o igual a un cierto valor de velocidad, por ejemplo, se presenta un
23,6%, es decir 86 días de los 365 considerados, con velocidad media menor o
igual a 4 (m/s).
94
Figura 4.6: Gráfico de frecuencias acumuladas “menor o igual que”.
Este gráfico es de vital importancia ya que nos permite visualizar el tiempo en
que el o los aerogeneradores no van a operar, al saber su velocidad de partida.
Por ejemplo, si un aerogenerador comienza a producir energía a los 4 (m/s), se
puede decir que estará 86 días de los 365 con una velocidad menor a la de su
partida, por lo que no producirá energía. Por lo mismo, se puede saber también
los días que el aerogenerador producirá energía, 279 días.
4.3.2.4 Rosa de los vientos. La Figura 4.7 nos permite identificar las direcciones dominantes de los vientos.
Se puede observar que la dirección dominante es la Oeste, es decir, la mayor
parte del tiempo el viento sopla en esa dirección. La Rosa de los vientos es
obtenida mediante simulación en [24], y obtenidos en conjunto con [5].
95
Figura 4.7: Rosa de los vientos para alternativa #2.
Esta información es de alta importancia ya que nos permite identificar las
direcciones en las cuales se debe mantener libre de obstáculos cerca de los
aerogeneradores, los cuales provocan disminuciones de velocidades del viento.
Por lo tanto, desde la dirección ONO a la OSO, el aerogenerador deberá estar
libre de obstáculos.
4.3.2.5 Comportamiento diario mensual de la intensidad del viento y potencial eólico. En la Figura 4.8 se puede observar el comportamiento de intensidad promedio
del viento y potencial eólico de manera mensual a lo largo del año.
96
Figura 4.8: Comportamiento diario mensual de la intensidad del viento (azul), y
densidad de potencia eólica (rojo).
Se puede observar que se alcanzan mayores valores de la intensidad del viento
promedio en los meses de Febrero, con 10,85 (m/s), y Octubre, con 10,01
(m/s). El peor en cuanto a intensidad promedio del viento es Julio, con 5,85
(m/s). En cuanto al potencial eólico, los meses de mayor densidad de potencia
eólica coinciden con los de mayor intensidad del viento., Febrero con 1365,76
(W/m2), y Octubre, con 1091,96 (W/m2). El peor mes coincide también con el de
peor promedio de intensidad de viento, Julio, con 324,8 (W/m2).
4.3.2.6 Producción anual de aerogeneradores.
La selección del aerogenerador se realiza partiendo por la búsqueda de
modelos disponibles por parte de proveedores nacionales y regionales, los
cuales posean suficiente información relevante para un correcto análisis, como:
curva de potencia, clase de viento, certificaciones, precio, disponibilidad de
97
venta y puesta en marcha en nuestra zona, por nombrar algunas.
Posteriormente, en base a un razonamiento de aprovechamiento de energía,
las horas equivalentes (He), y el factor de capacidad (Fc), se construye la tabla:
Tabla 4.6: Aerogeneradores candidatos para alternativa #2.
Aerogenerador Potencia nominal
(kW)
Producción anual
(MWh/año) Distribuidor País de
fabricación He Fc
Proven 2.5 8.97 Nacional Escocia 3588 0.4095
Proven 6 23.04 Nacional Escocia 3840 0.4383
Proven 15 56.64 Nacional Escocia 3776 0.4310
SkyStream 3.7 2.4 8.92 Nacional USA 3716.66 0.4242
Evance ISKRA 5 18.54 Regional Inglaterra 3708 0.4232
Donde, el razonamiento de aprovechamiento de energía, explicado en detalle
en el Capítulo 2, es implementado en MS Excel, el cual comienza con el análisis
estadístico de la base de datos de viento proporcionada por [5], para luego
aplicar el ajuste de regresión lineal, obtener los parámetros Xi e Yi, calcular los
valores de A y B, y así los parámetros de Weibull k y c, para finalmente poder
calcular la distribución de Weibull y determinar tanto el potencial eólico, como la
producción de energía de cada modelo de aerogenerador, en (MWh/año), al
ingresar al modelo implementado, los datos de fabrica de cada uno de estos.
Para poder realizar este análisis, fue necesario tener presente dos cosas: la
energía real de consumo del motor y la producción real del aerogenerador.
4.3.2.7 Energía real de carga.
La carga teórica de consumo, consiste en 4 (kW), es decir de 96 (kWh/día),
constante a lo largo del año. Como existen factores que provocan pérdidas en
el rendimiento global del sistema (rendimiento de las baterías, del inversor,
regulador, efecto Joule, etc), la energía que debe entrar en los bornes del grupo
98
de baterías, Eeol, debe ser superior a la consumida en la instalación, ETE, de
manera que bajo un criterio de ingeniería, se considera un sobredimensionado
de un 15 %, de modo que la carga real será:
Es decir, se necesita una producción de energía mínima de 110,4 (kWh/día),
para satisfacer la carga. Si consideramos que la carga funciona
ininterrumpidamente los 365 días del año, se tiene una energía de 40,296
(MWh/año).
4.3.2.8 Energía real de producción de aerogenerador.
Como en nuestro caso la medición del viento no es precisamente en el
emplazamiento del proyecto, “se debe tomar en cuenta una disminución de la
producción del aerogenerador del 5 %. Se reduce además un 10% como
margen de seguridad y para tener en cuenta la fluctuación anual del viento”, [5].
4.3.2.10 Conclusión.
Según el análisis de resultados anual anterior, no es posible determinar con
exactitud un dimensionado de aerogeneradores y baterías, ya que existen
meses de potencial eólico muy bajos, donde la necesidad de acumulación o de
aerogeneradores puede ser muy alta; y otros meses de alto potencial eólico,
99
donde el tamaño de la acumulación va a ser baja al igual que el número de
aerogeneradores. Por ejemplo, si consideramos dimensionar de acuerdo a la
Tabla 4.7, con 5 aerogeneradores Proven 2,5 (kW), sería suficiente ya que su
producción anual es de 44,85 (MWh/año), sin embargo, esta metodología no
asegura de que en los meses de menos viento, 5 aerogeneradores sean
capaces de suministrar toda la energía.
Tabla 4.7: Producción de aerogeneradores candidatos para alternativa #2.
AerogeneradorPotencia nominal
(kW)
Producción anual
(MWh/año) Cantidad
Producción anual
(MWh/año) Proven 2,5 8,97 5 44,85
Proven 6 23,04 2 46,08
Proven 15 56,64 1 56,64
SkyStream 3.7 2,4 8,92 5 44,6
Evance ISKRA 5 18,54 3 55,62
Por lo tanto, es necesario definir el comportamiento de los aerogeneradores
para cada mes del año, especialmente en el peor mes de potencial eólico, y así
poder determinar el número exacto de aerogeneradores necesarios, y el
tamaño de la acumulación.
4.3.2.11 Análisis de la energía mensual.
Según lo anterior, se requiere de un análisis de viento y de producción de
energía para el peor mes de viento, es decir Julio.
100
Se puede observar que en las primeras seis horas del día se mantiene una
velocidad promedio cercana a los 5,5 (m/seg), con una leve alza a las 06:00
horas de 5,81 (m/seg). A partir de las 06:00, existe una disminución de la
intensidad del viento, alcanzando el valor más bajo a las 09:00 horas, con un
valor de 4,73 (m/seg).
Figura 4.9: Intensidad del viento promedio hora a hora para un día de Julio.
A partir de las 10:00 horas, comienza un aumento de la velocidad alcanzando
un máximo cercano a los 7,3 (m/seg), a las 16:00 horas. Luego, comienza a
disminuir hasta una velocidad por debajo de los 6 (m/seg).
Esta Figura nos permite conocer por anticipo lo que será el comportamiento de
la producción media de energía de los aerogeneradores para cada hora del día
(alta producción en las tardes y baja en las mañanas y noches).
Esta Figura es obtenida mediante el análisis de 144 datos diarios de
velocidades de viento durante los 31 días de Julio, es decir 4464 datos. Se
101
separaron en 24 clases, es decir, se agruparon 186 datos en la clase de 00:01 –
01:00 horas, 186 datos en la clase de 1:01 – 2:00 horas, y así sucesivamente
hasta llegar a la clase 23:01 – 24:00 horas. Con estos 186 datos de cada clase,
se calculó el promedio de estos, obteniendo así, las velocidades promedio de
cada hora y por consiguiente el comportamiento promedio diario del viento para
este mes, tal como lo realizado por [14] y [23].
A continuación, se muestra la energía generada hora a hora para cada modelo
de aerogenerador frente a la energía de consumo, para el mes de Julio,
recordando que para obtener estos valores se utilizó la metodología presentada
en el Capítulo 2, es decir, se realizó el mismo procedimiento 24 veces (uno por
cada clase), con los datos sólo de Julio.
4.3.2.12 Producción de aerogeneradores.
1. Proven 2.5 (kW): De la Figura 4.10, se puede razonar que para la
configuración a), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), almacenando
energía en baterías durante las horas de exceso de producción para compensar
las horas de menor producción, se hace necesario instalar como mínimo ocho
102
aerogeneradores, con una producción de energía de 112,95 (kWh/día), es decir,
existe una producción de energía de origen eólico de un 2,31 (%), por sobre los
110,4 (kWh/día), necesarios. Por lo que en teoría no se necesita acumulación
de energía por parte del generador auxiliar.
Figura 4.10: Energía generada hora a hora para Julio por Proven 2,5 (kW).
Para la configuración b), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), con
ayuda de almacenamiento de energía en baterías por parte del generador
auxiliar a gas durante algunas horas de baja intensidad del viento, es necesaria
la instalación de siete aerogeneradores como máximo, con un aporte diario
proveniente de energía de origen eólico de 89,52% (barra azul de la Figura
4.11). Por lo tanto, la carga recibe un 10,47% de energía proveniente del
generador auxiliar (barra roja). Es decir, el generador auxiliar funciona 2,31
horas al día (2,98 días en el mes), lo que equivale a un consumo del generador
auxiliar de 379,86 (m3/Julio), como se puede apreciar en la recta verde (eje
secundario).
103
Figura 4.11: Distribución de aporte de energía de Proven 2,5 (kW), frente al
generador y gas de consumo de Julio.
Evidentemente al aumentar el número de aerogeneradores, será menor el
caudal de gas para el generador auxiliar. Al instalar solo un aerogenerador, el
aporte de energía es de 14,12 (kWh/día), y el consumo de gas del generador
auxiliar es de 3.163,76 (m3/Julio), lo que equivale a una diferencia de consumo
de gas auxiliar de 2.783,9 (m3/Julio), entre instalar solo un aerogenerador o
siete. Como mínimo, se hace necesaria la instalación de cuatro
aerogeneradores, para que el aporte diario mayor de energía sea de origen
eólico (51,15%).
2. Proven 6 (kW): De la Figura 6.9, se puede razonar que para la configuración
a), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), almacenando energía en
baterías durante las horas de exceso de producción para compensar las horas
de menor producción, se hace necesario instalar como mínimo tres
(m3/Julio)
104
aerogeneradores, con una producción de energía de 111,24 (kWh/día), es decir,
existe una producción de energía de origen eólico de un 0,76 (%), por sobre los
110,4 (kWh/día), necesarios. Por lo que en teoría no se necesita acumulación
de energía por parte del generador auxiliar.
Figura 4.12: Energía generada hora a hora para el mes de Julio por Proven 6
(kW).
Para la configuración b), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), con
ayuda de almacenamiento de energía en baterías por parte del generador
auxiliar a gas durante algunas horas de baja intensidad del viento, es necesaria
la instalación de dos aerogeneradores como máximo, con un aporte diario
proveniente de energía de origen eólico de 67,17% (barra azul de la Figura
4.13). Por lo tanto, la carga recibe un 32,82% de energía proveniente del
generador auxiliar (barra roja). Es decir, el generador auxiliar funciona 7,24
horas al día (9,36 días en el mes), lo que equivale a un consumo del generador
105
auxiliar de 1.190,69 (m3/Julio), como se puede apreciar en la recta verde (eje
secundario).
Figura 4.13: Distribución de aporte de energía de Proven 6 (kW), frente al
generador y gas de consumo de Julio.
Evidentemente al aumentar el número de aerogeneradores, será menor el
caudal de gas para el generador auxiliar. Al instalar solo un aerogenerador, el
aporte de energía es de 37,08 (kWh/día), y el consumo de gas del generador
auxiliar es de 2.409,21 (m3/Julio), lo que equivale a una diferencia de consumo
de gas auxiliar de 1.218,52 (m3/Julio), entre instalar solo un aerogenerador o
dos. Como mínimo, se hace necesaria la instalación de dos aerogeneradores,
para que el aporte diario mayor de energía sea de origen eólico (67,17%).
3. Proven 15 (kW): De la Figura 4.14, se puede razonar que para la
configuración a), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), almacenando
energía en baterías durante las horas de exceso de producción para compensar
(m3/Julio)
106
las horas de menor producción, se hace necesario instalar como mínimo dos
aerogeneradores, con una producción de energía de 181,2 (kWh/día), es decir,
existe una producción de energía de origen eólico de un 70,8 (%), por sobre los
110,4 (kWh/día), necesarios. Por lo que en teoría no se necesita acumulación
de energía por parte del generador auxiliar.
Figura 4.14: Energía generada hora a hora para Julio por Proven 15 (kW).
Para la configuración b), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), con
ayuda de almacenamiento de energía en baterías por parte del generador
auxiliar a gas durante algunas horas de baja intensidad del viento, es necesaria
la instalación de un aerogenerador como máximo, con un aporte proveniente de
energía de origen eólico de 90,6 (kWh/día), es decir, existe una producción de
energía de origen eólico de un 82,06% (barra azul de la Figura 4.15). Por lo
tanto, la carga recibe un 17,94% de energía proveniente del generador auxiliar
(barra roja). Es decir, el generador auxiliar funciona 3,96 horas al día (5,11 días
107
en el mes de Julio), lo que equivale a un consumo del generador auxiliar de
650,56 (m3/Julio), como se puede apreciar en la recta verde (eje secundario).
Figura 4.15: Distribución de aporte de energía de Proven 15 (kW), frente al
generador y gas de consumo.
Evidentemente al aumentar el número de aerogeneradores, será menor el
caudal de gas para el generador auxiliar. Al instalar solo un aerogenerador, el
aporte de energía es de 90,6 (kWh/día), y el consumo de gas del generador
auxiliar es de 650,56 (m3/Julio), lo que equivale a una diferencia de consumo de
gas auxiliar de 650,56 (m3/Julio), entre instalar solo un aerogenerador o dos.
4. Skystream 2,4 (kW): De la Figura 4.16, se puede razonar que para la
configuración a), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), almacenando
energía en baterías durante las horas de exceso de producción para compensar
las horas de menor producción, se hace necesario instalar como mínimo ocho
aerogeneradores, con una producción de energía de 113,46 (kWh/día), es decir,
(m3/Julio)
108
existe una producción de energía de origen eólico de un 2,77 (%), por sobre los
110,4 (kWh/día), necesarios. Por lo que en teoría no se necesita acumulación
de energía por parte del generador auxiliar.
Figura 4.16: Energía generada hora a hora para Julio, Skystream 2,4 (kW).
Para la configuración b), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), con
ayuda de almacenamiento de energía en baterías por parte del generador
auxiliar a gas durante algunas horas de baja intensidad del viento, es necesaria
la instalación de siete aerogeneradores como máximo, con un aporte diario
proveniente de energía de origen eólico de 89,93% (barra azul de la Figura
4.17). Por lo tanto, la carga recibe un 10,06% de energía proveniente del
generador auxiliar (barra roja). Es decir, el generador auxiliar funciona 2,22
horas al día (2,87 días en el mes), lo que equivale a un consumo del generador
auxiliar de 365,23 (m3/Julio), como se puede apreciar en la recta verde (eje
secundario).
109
Figura 4.17: Distribución de aporte de energía de Skystream 2,4 (kW), frente al
generador y gas de consumo de Julio.
Evidentemente al aumentar el número de aerogeneradores, será menor el
caudal de gas para el generador auxiliar. Al instalar solo un aerogenerador, el
aporte de energía es de 14,18 (kWh/día), y el consumo de gas del generador
auxiliar es de 3161,67 (m3/Julio), lo que equivale a una diferencia de consumo
de gas auxiliar de 2796,44 (m3/Julio), entre instalar solo un aerogenerador o
siete. Como mínimo, se hace necesaria la instalación de cuatro
aerogeneradores, para que el aporte diario mayor de energía sea de origen
eólico (51,38%).
5. Iskra 5 (kW): De las Figura 4.18, se puede razonar que para la configuración
a), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), almacenando energía en
baterías durante las horas de exceso de producción para compensar las horas
de menor producción, se hace necesario instalar como mínimo cuatro
aerogeneradores, con una producción de energía de 111,70 (kWh/día), es decir,
(m3/Julio)
110
existe una producción de energía de origen eólico de un 1,18 (%), por sobre los
110,4 (kWh/día), necesarios. Por lo que en teoría no se necesita acumulación
de energía por parte del generador auxiliar.
Figura 4.18: Energía generada hora a hora para el mes de Julio para Iskra 5
(kW).
Para la configuración b), para satisfacer la demanda de 110,4 (kWh/día), con
ayuda de almacenamiento de energía en baterías por parte del generador
auxiliar a gas durante algunas horas de baja intensidad del viento, es necesaria
la instalación de tres aerogeneradores como máximo, con un aporte diario
proveniente de energía de origen eólico de 83,78% (barra azul de la Figura
4.19). Por lo tanto, la carga recibe un 24,11% de energía proveniente del
generador auxiliar (barra roja). Es decir, el generador auxiliar funciona 5,32
horas al día (6,87 días en el mes), lo que equivale a un consumo del generador
auxiliar de 874,67 (m3/Julio), como se puede apreciar en la recta verde (eje
secundario).
111
Figura 4.19: Distribución de aporte de energía de Iskra 5 (kW), frente al
generador y gas de consumo de Julio.
Evidentemente al aumentar el número de aerogeneradores, será menor el
caudal de gas para el generador auxiliar. Al instalar solo un aerogenerador, el
aporte de energía es de 27,92 (kWh/día), y el consumo de gas del generador
auxiliar es de 2.710,05 (m3/Julio), lo que equivale a una diferencia de consumo
de gas auxiliar de 1835,38 (m3/Julio), entre instalar solo un aerogenerador o
tres. Como mínimo, se hace necesaria la instalación de dos aerogeneradores,
para que el aporte diario mayor de energía sea de origen eólico (50,59%).
Luego, el número de aerogeneradores queda determinado por la elección de
configurar el sistema de acuerdo a la configuración a) o b).
Tabla 4.8: Cantidad de aerogeneradores necesarios para configuración a) y b).
112
Cantidad de aerogeneradores y aporte de
energía origen eólico de Julio en (%)
Modelo
Aerogeneradores + baterías + generador
auxiliar (spear)
Aerogeneradores + baterías + generador
auxiliar
Proven 2,5 (kW) 8 (102,31%) 7 (89,52%) Proven 6 (kW) 3 (100,76%) 2 (67,17%) Proven 15 (kW) 2 (164%) 1 (82,06%)
Skystream 2,4 (kW) 8 (102,67%) 7 (89,93%) Evance Iskra 5 (kW) 4 (101,18%) 3 (75,88 %)
Por lo que se comprueba en este análisis que son necesarios ocho
aerogeneradores Proven 2,5 (kW), y no cinco, como se había observado
previamente en la Tabla 4.7.
Debido a que en caso de falla de algún aerogenerador, para la opción de
instalar equipos Proven 15 (kW), la pérdida de suministro eólico es de 50 % (si
falla uno), o 100% (si fallan los dos), y que adicionalmente, los costos de grúas
y fletes son altos debido al peso y volumen de los aerogeneradores, entonces,
se descarta este modelo.
Los aerogeneradores Proven 2,5 (kW), y Skystream 2,4 (kW), también son
descartados, ya que el número necesario de estos es muy alto, lo que aumenta
los costos de inversión (en postes principalmente), y de operación, además de
que no se dispone generalmente de terrenos extensos. Otro inconveniente a
agregar es el impacto visual para la ganadería debido a la cantidad.
Finalmente, se selecciona el aerogenerador Evance 5 (kW), ya que ha sido
probado en otros lugares de la región demostrando un alto rendimiento y
confiabilidad. Además, el distribuidor es regional y asegura una instalación por
parte de gente especializada de la marca, proveniente desde Inglaterra, [27]. El
número de aerogeneradores estará entre 1 y 4 (como se ve en la Figura 4.19),
113
dependiendo del estudio económico, cantidad no muy alta considerando los
espacios de terreno disponibles para este tipo de tecnología y el efecto visual
que podría provocar en la ganadería.
Un factor relevante a considerar, es que este aerogenerador produce energía a
elevadas velocidades de viento, sobre los 25 (m/s), incluso hasta los 60 (m/s),
según se afirma en sus características técnicas, por lo que resulta ideal para las
condiciones de altos vientos de la Región.
Otro factor a considerar en esta elección son los postes, los cuales cuentan con
un sistema hidráulico que permiten abatir el poste y así poder realizar
mantenimiento o inspección de manera fácil al aerogenerador, sistema que
también ha sido probado en la región, en conjunto con estos aerogeneradores,
con resultados exitosos.
Por lo tanto se cuenta con un aerogenerador y postes probados en la región,
además de gente especializada en la instalación, se evitan costos adicionales y
tramites por fletes y bodegaje, y se cuenta con respaldo técnico especializado
en la propia región. En el ANEXO 1, se adjunta la ficha técnica de este
aerogenerador.
4.3.2.13 Dimensionado de baterías. Para poder realizar una correcta selección de elementos, primero se debe
conocer la tensión nominal de trabajo VNrectificador = 48 (V).
114
En cuanto al número de baterías, para la configuración a), con cuatro
aerogeneradores, y aporte de estos de 111,70 (kWh/día), como se visualiza en
rojo en la Figura 4.20, y con 1,3 (kWh/día), por sobre la energía requerida
diaria, en teoría, solo se necesitaría mantener un nivel de carga de baterías
constante. Sin embargo, se sabe que el viento es una fuente de energía
aleatoria, por lo que se consideran las horas en las que el aporte de energía
está por debajo de 4,6 (KWh).
Figura 4.20: Energía aportada por 4 aerogeneradores Evance 5 (kW), en Julio.
Bajo este razonamiento se obtienen 7,158 (kWh/día), por lo que se considera
que un sistema de acumulación de 15 (kWh), es suficiente.
La Figura 4.20, muestra el área azul, la cantidad de energía para satisfacer la
carga. En rojo, la cantidad de energía aportada por cuatro aerogeneradores.
115
La cantidad de baterías necesarias se calcula utilizando un programa en MS
Excel, diseñado para dimensionar estos elementos en baja potencia, el cual
utiliza las ecuaciones descritas en (2.9.4), [28].
Figura 4.21: Programa de cálculo de energía eólica de baja potencia.
Los resultados son los siguientes:
Tabla 4.9: Cálculo de baterías para configuración a).
116
Descripción Resultado Numero de baterías en serie (SM) 8
Energía de (SM) 4224 (Wh/SM) Consumo diario afectado de rendimientos (Cdt) 15.000 (Wh/día)
Días de autonomía (N) 1 Numero de baterías en paralelo (NSMi) 4 Cantidad de baterías mínima (NBmin) 32
Para la configuración b), con tres aerogeneradores, y aporte de estos de 83,78
(kWh/día), como se visualiza en rojo en la Figura 4.22, y con 26,61 (kWh/día),
por debajo de la energía requerida diaria, en teoría. Bajo este razonamiento se
considera que un sistema de acumulación de 26,6 (kWh/día), es suficiente. En
el área azul, se muestra la cantidad de energía para satisfacer la carga.
Figura 4.22: Energía aportada por 3 aerogeneradores Evance 5 (kW), en Julio.
Los resultados son los siguientes:
Tabla 4.10: Cálculo de baterías para configuración b).
117
Descripción Resultado Numero de baterías en serie (SM) 8
Energía de (SM) 4224 (Wh/SM) Consumo diario afectado de rendimientos (Cdt) 26.600 (Wh/día)
Días de autonomía (N) 1 Numero de baterías en paralelo (NSMi) 7 Cantidad de baterías mínima (NBmin) 48
El conjunto acumulador queda determinado entonces por 32 o 48 baterías,
según configuracion a) o b), respectivamente,y corresponden al modelo T105-
6V, de la marca Trojan, disponible en el mercado regional, con las siguientes
caracteristicas:
Tabla 4.11: Caracteristicas de batería Trojan T105-6V.
Voltaje nominal 6 V
C100 220 Ah
Ndmax 80%
Por lo tanto, el sistema eólico – generador auxiliar a gas queda determinado de
la siguiente manera, según configuración:
Tabla 4.12: Configuracion de baterías para Alternativa #2.
Elemento Configuración Configuración
118
a) b) Aerogenerador 4 3
Inversor 1 1 Baterías 32 48
Rectificador 1 1 Cargador 1 1 Regulador 1 1
Control 1 1 Generador
auxiliar 1 1
Finalmente, esta alternativa quedaría configurada como lo muestra la siguiente
Figura.
Figura 4.23: Esquema general de alternativa #2: suministro eléctrico por un
sistema hibrido eólico – generador a gas.
Esta es una configuración muy común en sistemas de generación eólica de baja
potencia con baterías, [29].
CONTROL
M
CARGADOR
CA
CC
CA
CC
INVERSOR
REG
48 V CC RECTIFICADOR
BATERIAS
119
Utiliza aerogeneradores Evance de imán permanente, de corriente alterna
trifásicos. Como la salida del aerogenerador es trifásica, de frecuencia y
tensión variables, se utiliza un rectificador para convertir esta salida en corriente
continua de 48 (V). El regulador monitorea la tensión del banco de baterías, y si
la corriente aumenta a valores muy altos, deriva corriente hacia la resistencia.
El inversor (o convertidor), convierte la CC en CA, a 380 (V)/50 (Hz), trifásicos,
a partir de los 48 (V), de CC.
También, se utiliza un inversor cargador, asociado al equipo generador a gas
auxiliar, que comienza a operar cuando el nivel de carga de las baterías
desciende a 40%. El control, es el encargado de monitorear y accionar el
generador auxiliar.
Por lo tanto, existe la posibilidad de dar energía a la carga mediante la energía
acumulada en las baterías, producto de los aerogeneradores, o en forma
directa, desde el generador auxiliar. También existe la posibilidad de cargar las
baterías con el generador auxiliar en caso de que el nivel de descarga sea
mayor al 40%.
Se considera un funcionamiento bajo la configuración a), es decir con 4
aerogeneradores y 32 baterías, esto para evitar el relevo excesivo entre cargar
baterías con energía eólica o con generación auxiliar.
4.3.3 Estudio ambiental - legal.
120
Para la alternativa #2, potencialmente, en un escenario optimista, se puede
estudiar la posibilidad de lograr bonos de carbono, que corresponde a un
Certificado de reducción de emisiones, o sea, instalar equipos de tecnología
limpia que reemplacen a equipos convencionales. Cada tonelada de CO2 que
se deja de emitir se puede vender (mediante el certificado que la acredita). Esto
debería ser una preocupación de las grandes empresas a objeto de contribuir
para que el país avance en las metas del Protocolo de Kyoto.
4.3.3.1 Protocolo de Kyoto.
Fue establecido en 1997, es un tratado internacional cuyo objetivo principal es
lograr que para 2008-2012 los países desarrollados disminuyan sus emisiones
de gases de efecto invernadero a un 5% menos del nivel de emisiones de 1990.
“El Protocolo introdujo tres nuevos mecanismos internacionales, denominados
mecanismos de flexibilidad o mecanismos de Kyoto, que son componentes
básicos sin los cuales el Protocolo difícilmente podría entrar en vigor. El objetivo
de esos mecanismos es hacer menos oneroso la aplicación del Protocolo. Estos
mecanismos son; el comercio internacional de los derechos de emisión de GEI
con efectos a partir de 2008, conocido también como Transacción de
emisiones, la Implementación conjunta (IC) y el Mecanismo de desarrollo limpio
(MDL)”, [12].
4.3.3.2 Gases de efecto invernadero.
121
Los gases efecto invernadero son aquellos gases con potencial de
calentamiento global. En el Protocolo de Kyoto, se indican seis gases a reducir
y cada uno de ellos tiene un potencial diferente a saber:
Tabla 4.13: Gases de efecto invernadero y equivalencia.
Gases de Efecto Invernadero
Equivalencia en CO2 de una medida de gas (CO2e)
Dióxido de Carbono (CO2) 1 Metano (CH4) 21
Óxido Nitroso (N2O) 310 HidrofluoroCarbonos (HFC) 740 Perfluorocarbonos (PFC) 1.300
Hexafluoruro de azufre (SF6) 23.900
Por lo que el metano (CH4), componente principal del gas natural está
considerado dentro de los gases a disminuir.
4.3.3.3 Bonos de carbono.
Es uno de los tres mecanismos propuestos en el Protocolo de Kioto para la
reducción de emisiones causantes del calentamiento global. Se denominan
bonos de carbono a las reducciones certificadas de emisiones de gases efecto
invernadero o CERs, por su sigla en inglés (Certified Emission Reductions). El
CER, es la unidad que corresponde a una tonelada métrica de dióxido de
carbono equivalente. Los CERs se generan en la etapa de ejecución del
proyecto; y se extienden una vez acreditada dicha reducción. Son créditos que
se transan en el mercado del carbono.
Esto significa que una empresa chilena que disminuye sus emisiones de CO2,
de manera voluntaria, puede vender esta reducción a empresas de países
122
desarrollados que estén obligados a bajar sus emisiones de GEI generando
beneficios tanto económicos como ambientales.
4.3.3.4 Conclusiones.
“Cada tonelada de CO2 se puede vender (mediante el certificado que la
acredita), pero si son apenas 15 (KW), no vale la pena hacer el proceso que es
bastante costoso y por ello solo se justifica cuando hay proyectos del orden de
(MW)”, [5].
A modo de ejemplo, un bono de carbono en Japón, Dinamarca u otro país
desarrollado tiene un valor en torno a los US$100 por tonelada anual. En Chile,
por el contrario, el precio se sitúa entre los US$4 y los US$6, por tonelada
anual. Por lo que reafirma la opinión escrita en el párrafo anterior.
Finalmente, se concluye que si bien en un escenario optimista, este proyecto
podría ser incluido como proyecto MDL a nivel macro (considerando las 10
bombas), el costo para obtener la certificación es alto y la tramitación es
engorrosa, lenta y de muchos años. Por lo que se desestima poder obtener
ingresos desde esta fuente.
123
CAPITULO 5
EVALUACION ECONOMICA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS
5. EVALUACION ECONOMICA DE ALTERNATIVAS PROPUESTAS.
124
A continuación, se comienza a ordenar y sistematizar la información de carácter
monetario que proporcionó el estudio anterior.
Para lograr esto, se realiza un estudio de inversión, de costos de operación y de
beneficios asociados a instalar las alternativas #1 y #2, en comparación a la
situación “sin proyecto”.
Concretamente, los beneficios de cada alternativa potencial consisten en el gas
ahorrado por concepto de reemplazar la bomba BSB, que tiene un consumo de
gas promedio de 2.661 (m3/día), es decir 971.265 (m3/año).
Se considera un ingreso por venta de gas de $25.302.813 el primer año, con un
precio de 1,412 (US$/MM Btu), [9], que equivalen a 50,5 (US$/1000m3). Se
consideró un aumento del precio del gas en 1% anual, para ambas alternativas.
Se considera un horizonte de evaluación igual al periodo de vida útil de ambas
alternativas (quince años), y se determina los flujos de caja neto anuales (FNC).
La medida de rentabilidad es el VAN (valor actual neto) y la TIR (Tasa interna
de retorno), con una TREMA igual al 10 %, [23] y [25]. El capital de trabajo se
ha considerado con un valor del 5% de los costos de inversión, [5] y [21].
Ambos proyectos se consideran con una inversión proveniente de capitales
propios en una primera etapa y luego como Proyecto financiado.
El cálculo de la depreciación (Dp), se realiza por el método de la suma de los
años dígitos.
125
Donde N, es la vida útil del activo. S, es la suma de los años dígitos. Por lo
tanto, la depreciación para el año (n), queda determinada como:
Por ejemplo, si un activo tiene un costo inicial de $1.000 y una vida útil de 5
años, entonces se tiene:
La depreciación de este activo para cada año queda entonces:
El valor de desecho se considera igual a cero.
Bajo estas consideraciones, para generar los FNC anuales, se utiliza el
siguiente esquema:
126
Tabla 5.1: Esquema de Flujo neto de caja para las alternativas de proyecto.
(+) Ingresos afectos a impuestos (-) Egresos afectos a impuestos (-) Gastos no desembolsables (=) Utilidad antes de impuesto (-) Impuestos (17%) (=) Utilidad después de impuesto (+) Ajustes por gastos no
desembolsables (-) Egresos no afectos a impuestos (+) Beneficios no afectos a impuestos (=) Flujo neto de caja (=) Flujo neto de caja actualizado
El flujo neto de caja para cada año, se lleva a valor presente mediante la
siguiente expresión:
Donde, i: es el año al cual corresponde el periodo. FNCj: Flujo neto de caja en
el año “j”. FNCa: Flujos netos de caja del periodo “i”, actualizado. r: Tasa de uso
alternativo de fondos de inversión o TREMA.
5.1 Alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas.
5.1.1 Inversión. 5.1.1.1 Estudios y obras.
127
Estudios eléctricos lados red/carga, estudios de suelo, obras civiles,
fundaciones, malla a tierra e instalación electromecánica (instalación de
silenciador, cableado, sistema de ventilación e insonorización de la sala),
montaje y puesta en servicio, tienen un costo de $10.000.000, según cotización
[26]. Instalación de la bomba e insumos menores como cañerías, tienen un
costo de $500.000, [8].
5.1.1.2 Equipos.
Incluye el costo de compra de los equipos. El costo del generador es de
$8.000.000 y el del conjunto bomba – motor es de $7.500.000. Se considera al
generador una vida útil de 10 años.
5.1.2 Costos de operación. 5.1.2.1 Mantenimiento Preventivo. Plan de mantenimiento preventivo generador, bomba y motor: Incluye todas las
operaciones menores necesarias para asegurar que el sistema funcione
correctamente durante su vida útil, como por ejemplo el cambio de sellos o
reposición de aceite. Los costos económicos anuales del plan de mantenimiento
preventivo son de $600.000 para el generador, de $400.000 para el conjunto
motor – bomba, [8]. Se considera como un costo fijo, con un aumento anual de
este costo de un 1%.
5.1.2.2 Mantenimiento correctivo.
128
Incluye la inversión en un nuevo generador al cabo de 10 años, con un costo de
$8.000.000 para el generador, [26]. Y de $500.000, por el desmontaje del
generador, instalación y montaje de uno nuevo.
5.1.2.3 Gas combustible. Incluye el costo anual de gas combustible para el generador, el cual es de 127,2
(m3/día), es decir de 46.428 (m3/año), lo que equivale a 1.094.325 ($/año).
Tabla 5.2: Costos asociados a la alternativa #1: sistema con generador
eléctrico a gas.
Inversión Costo ($) Generador (15 KVA) 8.000.000 Estudios eléctricos lados red/carga, estudios de suelo, obras civiles, fundaciones, malla a tierra e instalación electromecánica (instalación de silenciador, cableado, sistema de ventilación e insonorización de la sala), montaje y puesta en servicio
10.000.000
Bomba MilRoyal y motor eléctrico. 7.500.000 Instalacion de bomba e insumos menores 500.000
Total 26.000.000 Costos operacionales Costo ($)
Mantenimiento programado generador (3 veces al año) 600.000 Mantenimiento programado motor y bomba (2 veces al año) 400.000
Gas de combustible 1.100.000 Total 2.100.000
129
5.1.3 Análisis económico. Una vez conocidos los ingresos, los costos iniciales y de operación de esta
alternativa, se puede realizar un análisis económico.
130
El VAN(10%) obtenido es de $121.534.179, el cual resulta ser muy alto,
producto de la baja inversión inicial de $27.300.000, el bajo costo de operación
anual de $2.200.000, con un aumento del 1 % anual, y una baja re inversión al
año diez por el cambio de un nuevo generador $8.500.000. Por consiguiente, se
obtienen beneficios anuales positivos evidentemente debido al gran ahorro de
gas que produce esta alternativa en confrontación al caso base. De 971.275
(m3/año) de consumo de gas del caso base, se disminuye a 46.365 (m3/año), al
considerar esta alternativa. Por lo tanto hay un ahorro de consumo de gas de
924.919 (m3/año), consumo de un día normal en otoño para Punta Arenas.
En cuanto a la TIR obtenida de 70,69%, también resulta muy alta y
evidentemente mayor a la TREMA, considerada de 10 %.
Cumpliéndose, VAN(10%) > 0 y TIR>>TREMA, esta alternativa queda en
situación de ser recomendada para su posible ejecución.
5.2 Alternativa #2, suministro eléctrico por un sistema hibrido eólico – generador a gas. 5.2.1 Inversión.
131
5.2.1.1 Estudios y obras generador auxiliar - bomba. Estudios eléctricos lados red/carga, estudios de suelo, obras civiles,
fundaciones, malla a tierra e instalación electromecánica (instalación de
silenciador, cableado, sistema de ventilación e insonorización de la sala),
montaje y puesta en servicio, tienen un costo de $10.000.000, según cotización
[26]. Instalación de la bomba e insumos menores como cañerías, $500.000, [8].
5.2.1.2 Equipos de generación a gas como respaldo.
Incluye el costo de compra de los equipos. El costo del generador es de
$8.000.000 y el del conjunto bomba – motor es de $7.500.000. Se considera al
motor, generador y bomba una vida útil de 20 años, ya que el generador se
utiliza una cantidad de tiempo menor, respecto a la Alternativa #1.
5.2.1.3 Obras aerogeneradores. Considera los costos de instalación en faenas, supervisión técnica y
administrativa, y de movilización de personal como de equipos. Tiene un costo
de $3.500.000, [27]. En cuanto a los costos por obras civiles, malla a tierra y
obras eléctricas, se presenta en la Tablas 7.4, 7.5 y 7.6, según cotización en
[27].
Tabla 5.4: Costos asociados a la Alternativa #2: obras civiles.
Inversión Costo ($) 4 Fundaciones generador Evance 5 (kW) 3.600.000 Excavación mecánica 3.000.000 Montaje estructura rack de baterías (caseta y rack) 2.500.000
132
Total 9.100.000
Tabla 5.5: Costos asociados a la Alternativa #2: malla a tierra.
Inversión Costo ($) Movimiento de tierra 600.000 Cable Cu desnudo 7 hebras 2/0 AWG electrolito 500.000 Instalación de erico Gel 250.000 Conduit de acero galvanizado ½” ANSI C-80 80.000 Instalación barra a tierra Copeweld 5/8” por 3 (m) 35.000
Total 1.465.000
Tabla 5.6: Costos asociados a la Alternativa #2: obras eléctricas.
Inversión Costo ($) Excavación manual 200.000 Instalación C a.g. 1 ½” ANSI C-80 subterráneo con H-10 230.000 Instalación C a.g. 1 1/4” ANSI C-80 subterráneo con H-10 190.000 Instalación C a.g. 1” ANSI C-80 subterráneo con H-10 140.000 Alambrado de conductor súper flex N°10 AWG 500.000 Alambrado de conductor súper flex N°4 AWG 500.000 Alambrado de conductor súper flex N°1/0 AWG 500.000
Total 2.260.000
5.2.1.4 Equipos energía eólica.
Considera los costos de 4 aerogeneradores Evance 5 (kW), lo que equivale a
$40.000.000. También se consideran costos de set de cables de poder, cajas
133
rectificadoras, los 4 postes, 4 kit fundación para torre, inversores, cargadores,
controles de carga, etc; los cuales tienen un costo total de $85.030.000, [27].
Tabla 5.7: Costos asociados a equipos de energía eólica.
Inversión Costo ($) 4 Aerogeneradores Evance 5 (kW) 40.000.000 4 Postes, con sistema hidráulico 28.000.000 32 Baterías Trojan 6 (V) 6.400.000 1 Inversor 5 (kW) 1.900.000 4 Kit de fundaciones para torres 5.000.000 Rectificador 800.000 Cargador 800.000 Control de carga 550.000 Display unidad control de carga 380.000 Set de cables de poder 200.000
Total 85.030.000
5.2.2 Costos de operación. 5.2.2.1 Mantenimiento Preventivo. Plan de mantenimiento preventivo generador, bomba y motor: Incluye todas las
operaciones menores necesarias para asegurar que el sistema funcione
correctamente durante su vida útil, como por ejemplo el cambio de sellos o
reposición de aceite. Los costos económicos anuales del plan de mantenimiento
preventivo son de $200.000 para el generador, de $400.000 para el conjunto
motor – bomba, [8]. Se considera como un costo fijo, con un aumento anual de
de un 1%. Mantenimiento de aerogenerador consiste en $300.000 al año.
5.2.2.2 Mantenimiento correctivo.
134
Como el tiempo de operación del generador auxiliar es mucho menor al de la
Alternativa #1, no existe re inversión dentro de los 15 años de tiempo de vida
del Proyecto, ya que este activo tiene una vida útil de 20 años.
5.2.2.3 Gas combustible. Su valor es cercano a cero (o despreciable), ya que teóricamente, con los
cuatro aerogeneradores, más la acumulación, no sería necesario el
funcionamiento del generador auxiliar, ya que fue diseñado para funcionar con
energía proveniente de los aerogeneradores incluso en el peor mes de viento.
Tabla 5.8: Costos asociados a la alternativa #2: sistema eólico – generador
auxiliar a gas.
Inversión Costo ($) Generador (15 KVA) 8.000.000 Estudios eléctricos lados red/carga, estudios de suelo, obras civiles, fundaciones, malla a tierra e instalación electromecánica montaje y puesta en servicio
10.000.000
Bomba MilRoyal y motor eléctrico. 7.500.000 Instalación de bomba e insumos menores 500.000 Costos asociados a energía eólica 100.355.000
Total 126.355.000 Costos operacionales Costo ($)
Mantenimiento programado generador (1 vez al año) 200.000 Mantenimiento programado motor y bomba (2 veces al año) 400.000
Mantenimiento programado aerogeneradores (1 vez al año) 300.000
Total 900.000
135
5.2.3 Análisis económico.
136
Una vez conocidos los ingresos, los costos iniciales y de operación de esta
alternativa, se puede realizar un análisis económico.
El VAN(10%) obtenido es de $36.351.762, el cual resulta ser bueno, pese a la
alta inversión inicial de $126.355.000, o de $132.672.750, considerando la
inversión en capital de trabajo.
No posee una re inversión de reemplazo al año 10 por el cambio de un nuevo
generador de $8.500.000, como ocurre en la Alternativa #1. Sin embargo,
existen dos inversiones de reemplazo de baterías en el año 6 y 12, con un
monto de $6.400.000, cada una.
Con respecto a la Alternativa #1, el costo de operación anual de esta alternativa
es más bajo, aproximadamente en $ 1.200.000 menos al año.
Por consiguiente, se obtienen beneficios anuales positivos. En cuanto a la TIR
obtenida de 14,58 (%), resulta ser mayor a la tasa de descuento del proyecto
igual a 10 (%).
Cumpliéndose, VAN(10%) > 0 y TIR>TREMA, esta alternativa queda en
situación de ser recomendada para su posible ejecución.
Por lo tanto, ambas alternativas son financieramente favorables de implementar
frente a la situación base, sin embargo, la Alternativa #1 posee valores de VAN
y TIR mayores a los de la Alternativa #1, por lo que resulta conveniente realizar
la inversión en esta alternativa técnica.
5.3 Análisis de sensibilidad.
137
Ya realizado los estudios económicos, bajo un escenario conservador o más
probable para ambas alternativas, se obtuvo como resultado que la mejor
opción para este proyecto es la Alternativa #1.
Sin embargo, es tarea del análisis de sensibilidad, identificar las variables que
afectan a la Alternativa #2, y bajo un escenario optimista visualizar como afecta
el VAN(10%) y TIR la variación de estas variables, para encontrar bajo que
valores esta alternativa puede ser competitiva frente a la Alternativa #1. Luego,
la variable a estudiar es el precio de venta del gas, que actualmente ronda los
1,412 (US$/MM Btu). Se considera un precio fijo del dólar de $500 (según
cambio al 09 Octubre 2011).
Como primer análisis, se tomará en cuenta un aumento del precio de venta del
gas en un 5% hasta llegar a 50%, con relación al precio actual.
Tabla 5.10: Análisis de sensibilidad del precio del gas aumentando 5%, hasta
50%, Alternativa #2.
Variación
(%) Valor de
venta $/MM Btu Ingreso año 1
Ingreso año 15 VAN(10%) TIR (%)
0 1,412 706 25.302.813 28.845.206 36.351.762 14,59% 5 1,4826 741,3 26.567.953 30.287.467 44.557.661 15,56%
10 1,5532 776,6 27.833.094 31.729.727 52.763.560 16,53% 15 1,6238 811,9 29.098.234 33.171.987 60.969.459 17,47% 20 1,6944 847,2 30.363.375 34.614.248 69.175.358 18,41% 25 1,765 882,5 31.628.516 36.056.508 77.381.257 19,33% 30 1,8356 917,8 32.893.656 37.498.768 85.587.156 20,24% 35 1,9062 953,1 34.158.797 38.941.029 93.793.055 21,14% 40 1,9768 988,4 35.423.938 40.383.289 101.998.954 22,03% 45 2,0474 1023,7 36.689.078 41.825.549 110.204.853 22,91% 50 2,118 1059 37.954.219 43.267.810 118.410.752 23,79%
138
En la Tabla 5.10, se puede visualizar los ingresos para el periodo 1 y para el 15,
el VAN y TIR, a medida que el valor de venta del gas aumenta en un 5 %,
respecto a la situación actual.
La Figura 5.1, muestra como aumenta el VAN (azul), y TIR (rojo), en función del
aumento del valor del gas. El valor del VAN(10%) aumenta en $82.058.989, al
aumentar el valor del gas en un 50%, con respecto a la situación base. Es decir,
se obtiene un VAN(10%) de $36.351.762, con el valor actual del gas, y un
VAN(10%), de $118.410.752, con un valor del gas un 50% mayor a la situación
actual.
Figura 5.1: VAN(10%) y TIR para análisis de sensibilidad de Alternativa #2,
aumentado en un 5%, hasta 50%.
De manera similar ocurre con la TIR. El valor de la TIR aumenta en 9,18%, al
aumentar el valor del gas en un 50%, con respecto a la situación base. Es decir,
se obtiene una TIR de 14,58%, con el valor actual del gas y una TIR de 23,79%,
con un valor del precio del gas un 50% mayor a la situación actual.
TIR
139
Como las alternativas #1 y #2 son mutuamente excluyentes, se hace necesario
saber que ocurre también con la Alternativa #1, frente a la situación base, bajo
las mismas condiciones de variabilidad de la segunda alternativa.
Tabla 5.11: Análisis de sensibilidad del precio del gas aumentando 5%,
Alternativa #1.
Variación
(%) Valor de
venta $/MM Btu Ingreso año 1 Ingreso año 15 VAN(10%) TIR (%)
0 1,412 706 25.302.813 28.845.206 $ 121.534.179 70,70%
5 1,4826 741,3 26.567.953 30.287.467 $ 129.348.440 74,05%
10 1,5532 776,6 27.833.094 31.729.727 $ 137.162.701 77,65%
15 1,6238 811,9 29.098.234 33.171.987 $ 144.976.961 81,25%
20 1,6944 847,2 30.363.375 34.614.248 $ 152.791.222 84,84%
25 1,765 882,5 31.628.516 36.056.508 $ 160.605.483 88,43%
En la Tabla 5.11, se puede visualizar los ingresos para el periodo 1 y para el 15,
el VAN(10%) y la TIR, a medida que el valor de venta del gas aumenta en un 5
%, respecto a la situación actual.
La Figura 5.2, muestra como aumenta el VAN (azul), y TIR (rojo), en función del
aumento del valor del gas. El valor del VAN(10%) aumenta en $39.071.304, al
aumentar el valor del gas en un 25%, con respecto a la situación base. Es decir,
se obtiene un VAN de $121.534.179, con el valor actual del gas, y un VAN de
$160.1605.483, con un valor del gas un 25% mayor a la situación actual.
140
Figura 5.2: VAN(10%) y TIR para análisis de sensibilidad de Alternativa #1,
aumentado en un 5%.
De manera similar ocurre con la TIR. El valor de la TIR aumenta en 17,72%, al
aumentar el valor del gas en un 25%, con respecto a la situación base. Es decir,
se obtiene una TIR de 70,70%, con el valor actual del gas, y una TIR de
88,43%, con un valor del gas un 25% mayor a la situación actual.
Por lo que puede comprobarse que la Alternativa #1 es financieramente mejor a
la #2, ya que consigue mayores VAN(10%) y TIR, bajo el actual precio del gas y
con el aumento de este.
141
5.4 Análisis económico con financiamiento externo. 5.4.1 Alternativa #2: suministro eléctrico mediante sistema híbrido gas – eólico.
A continuación se procede a volver a evaluar la Alternativa #2, esta vez,
financiado con préstamos bancarios (100% de la inversión financiada por
estos).
Bajo estas consideraciones, se utiliza el siguiente esquema:
Tabla 5.12: Esquema de Flujo neto de caja para las alternativas de proyecto
con capitales financiados por préstamo bancario.
(+) Ingresos afectos a impuestos (-) Egresos afectos a impuestos (-) Gastos no desembolsables (-) Intereses de la deuda (=) Utilidad antes de impuesto (-) Impuestos (19%) (=) Utilidad después de impuesto (+) Ajustes por gastos no
desembolsables (-) Egresos no afectos a impuestos (+) Beneficios no afectos a impuestos (+) Préstamo (-) Amortizaciones de la deuda (=) Flujo neto de caja (=) Flujo neto de caja actualizado
Para descomponer el pago anual en intereses y amortización de la deuda,
primero es necesario determinar el monto de la cuota anual, monto que se
calcula con la siguiente fórmula:
142
Donde, c es el valor de la cuota anual, p corresponde al monto del crédito, i es
la tasa de interés y n es el número de cuotas en que se paga el crédito. Por
ejemplo, supongamos que un inversionista obtiene un préstamo de $80.000.000
a una tasa de interés de 8%. El préstamo se paga en 8 cuotas anuales.
Una vez determinado el valor de la cuota, se debe separar dicha cuota en lo
que corresponde a pago de intereses y lo que corresponde a amortización de la
deuda.
Tabla 5.13: Ejemplo de descomposición de la cuota crédito.
Año Saldo deuda Cuota Interés Amortización
1 80.000.000 13.921.181 6.400.000 7.521.181 2 72.478.819 13.921.181 5.798.305 8.122.875 3 64.355.944 13.921.181 5.148.475 8.772.706 4 55.583.238 13.921.181 4.446.659 9.474.522 5 46.108.716 13.921.181 3.688.697 10.232.484 6 35.876.232 13.921.181 2.870.098 11.051.082 7 24.825.150 13.921.181 1.986.011 11.935.169 8 12.889.981 13.921.181 1.031.198 12.889.983
El interés se obtiene al multiplicar la tasa de interés del préstamo por el saldo
de la deuda. La amortización del préstamo se obtiene al restar la cuota y el
interés. El saldo de la deuda se obtiene a partir del saldo anterior menos la
amortización anterior.
143
Luego, para este proyecto, se supone un préstamo del 100% de la inversión
inicial, es decir de $126.355.000 (sin considerar la inversión para el capital de
trabajo), a una tasa de interés del préstamo anual de 6% (valor referencial a un
préstamo para empresas grandes). El préstamo se paga en forma anual
durante 15 años.
Tabla 5.14: Descomposición de la cuota crédito para inversión de Proyecto #2.
Año Saldo deuda Cuota Interés Amortización
1 126.355.000 13.009.860 7.581.300 5.428.560 2 120.926.440 13.009.860 7.255.586 5.754.274 3 115.172.166 13.009.860 6.910.330 6.099.530 4 109.072.636 13.009.860 6.544.358 6.465.502 5 102.607.134 13.009.860 6.156.428 6.853.432 6 95.753.702 13.009.860 5.745.222 7.264.638 7 88.489.065 13.009.860 5.309.344 7.700.516 8 80.788.548 13.009.860 4.847.313 8.162.547 9 72.626.001 13.009.860 4.357.560 8.652.300
10 63.973.701 13.009.860 3.838.422 9.171.438 11 54.802.263 13.009.860 3.288.136 9.721.724 12 45.080.539 13.009.860 2.704.832 10.305.028 13 34.775.511 13.009.860 2.086.531 10.923.329 14 23.852.182 13.009.860 1.431.131 11.578.729 15 12.273.453 13.009.860 736.407 12.273.453
144
145
Una vez conocidos los ingresos, los costos, el interés y la amortización del
préstamo de esta alternativa, se puede realizar el análisis económico.
El VAN(10%) obtenido es de $71.562.009, el cual resulta ser mayor al
VAN(10%) obtenido al mismo proyecto pero financiado con fondos propios igual
a $36.351.762.
Al igual que para el proyecto financiado con fondos propios, no posee una
inversión de reemplazo por el cambio de un nuevo generador de $8.500.000, y
existen dos inversiones de reemplazo en baterías en el año 6 y 12, con un
monto de $6.400.000, cada una.
En cuanto a la TIR obtenida de 174,56 (%), resulta ser mucho mayor a la tasa
de descuento del proyecto igual a 10 (%), y superior a la TIR obtenida por el
Proyecto financiado con fondos propios, igual a 14,59%, por lo que bajo este
criterio el proyecto debe ser aceptado.
Cumpliéndose, VAN(10%)financiado>VAN(10%)capital propio y TIRfinanciado>TIRcapital
propio, esta alternativa de Proyecto, con financiamiento de capitales prestados,
resulta más conveniente de ejecutar frente a realizar el mismo proyecto con una
inversión proveniente de capitales propios.
Lo anterior queda demostrado en la Figura 5.3, donde puede visualizarse el
VAN obtenido para esta alternativa con fondos de inversión propios (recta roja),
frente al VAN obtenido con fondos de inversión provenientes de préstamo con
tasa del 6% (recta azul), bajo distintos valores del precio de venta del gas. De
manera similar ocurre con la TIR (Figura 5.4), siempre la TIR obtenida con
fondos de inversión propios (recta roja), es menor a la TIR obtenida con fondos
de inversión provenientes de préstamo con tasa del 6% (recta azul).
146
Figura 5.3: Comparación del VAN(10%) obtenido con inversión con capitales
propios frente a uno financiado con préstamo, para Alternativa #2.
Figura 5.4: Comparación de la TIR obtenida con inversión con capitales propios
frente a una financiada con préstamo, para Alternativa #2.
147
Finalmente, cumpliéndose los criterios de decisión, VAN(10%) > 0 y
TIR>TREMA, esta Alternativa, ahora con fondos de inversión provenientes de
un préstamo, queda en situación de ser aceptada. Sin embargo, es preciso
realizar el mismo procedimiento para la Alternativa #1, con el fin de comprobar
finalmente que Alternativa resulta conveniente de realizar.
5.4.2 Alternativa #1: suministro eléctrico con generador a gas.
Para este proyecto, se supone un préstamo del 100% de la inversión inicial, es
decir de $26.000.000 (sin considerar la inversión para el capital de trabajo), a
una tasa de interés del préstamo anual de 6% (valor referencial a un préstamo
para empresas grandes). El préstamo se paga en forma anual durante 15 años.
Tabla 5.16: Descomposición de la cuota crédito para inversión de Proyecto #1.
Año Saldo deuda Cuota Interés Amortización
1 26.000.000 2.677.032 1.560.000 1.117.032 2 24.882.968 2.677.032 1.492.978 1.184.054 3 23.698.914 2.677.032 1.421.935 1.255.097 4 22.443.817 2.677.032 1.346.629 1.330.403 5 21.113.415 2.677.032 1.266.805 1.410.227 6 19.703.188 2.677.032 1.182.191 1.494.841 7 18.208.347 2.677.032 1.092.501 1.584.531 8 16.623.816 2.677.032 997.429 1.679.603 9 14.944.213 2.677.032 896.653 1.780.379
10 13.163.834 2.677.032 789.830 1.887.202 11 11.276.632 2.677.032 676.598 2.000.434 12 9.276.198 2.677.032 556.572 2.120.460 13 7.155.738 2.677.032 429.344 2.247.688 14 4.908.051 2.677.032 294.483 2.382.549 15 2.525.502 2.677.032 151.530 2.525.502
148
149
Una vez conocidos los ingresos, los costos iniciales y de operación, el interés y
la amortización del préstamo de esta alternativa, se puede realizar el análisis
económico.
El VAN(10%) obtenido es de $128.779.373, el cual resulta ser mayor al
VAN(10%) obtenido por el Proyecto financiado con fondos propios.
Al igual que para el Proyecto financiado con fondos propios, posee una
inversión de reemplazo al año 10 por el cambio de un nuevo generador de
$8.500.000.
En cuanto a la TIR obtenida de 1288,42 (%), resulta ser mucho mayor a la tasa
de descuento del proyecto igual a 10 (%), y muy superior a la TIR obtenida por
el Proyecto financiado con fondos propios, por lo que bajo este criterio el
proyecto debe ser aceptado.
Cumpliéndose, VAN(10%)financiado>VAN(10%)capital propio y TIRfinanciado>>TIRcapital
propio, esta alternativa de Proyecto, bajo financiamiento con capitales prestados,
resulta más conveniente de ejecutar frente a realizar el mismo proyecto con una
inversión proveniente de capitales propios.
Lo anterior queda demostrado en la Figura 5.5, donde puede visualizarse el
VAN(10%) obtenido para esta alternativa con fondos de inversión propios (recta
roja), frente al VAN(10%) obtenido con fondos de inversión provenientes de
préstamo con tasa del 6% (recta azul), bajo distintos valores del precio de venta
del gas. De manera similar ocurre con la TIR (Figura 5.6), siempre la TIR
obtenida con fondos de inversión propios (recta roja), es menor a la TIR
obtenida con fondos de inversión provenientes de préstamo con tasa del 6%
(recta azul).
150
Figura 5.5: Comparación del VAN(10%) obtenido con inversión con capitales
propios frente a uno financiado con préstamo, para Alternativa #1.
Figura 5.6: Comparación de la TIR obtenida con inversión con capitales propios
frente a una financiada con préstamo, para Alternativa #1.
151
Luego, cumpliéndose los criterios de decisión, VAN(10%) > 0 y TIR>>TREMA,
esta Alternativa, ahora con fondos de inversión provenientes de un préstamo,
queda en situación de ser aceptada.
Finalmente, al sensibilizar el valor del precio del gas para las alternativas de
proyecto, sea con inversión proveniente de recursos propios o financiada
mediante crédito, la alternativa #1, siempre resulta con valores de VAN(10%) y
TIR mayores a los de la alternativa #2. por lo tanto, se elige la alternativa #1,
como opción para el proyecto “Reemplazo de bombas BSB en sistemas de
recirculación de trietilén glicol para deshidratación por absorción del gas
natural”. Lo anterior puede comprobarse en las figuras 5.7 y 5.8:
Figura 5.7: Comparación del VAN(10%) obtenido con inversión financiado con
préstamo, para Alternativa #1 y #2.
En la Figura 5.7, puede comprobarse entonces que el VAN(10%) de la
Alternativa #1 (recta azul), siempre es mayor al VAN(10%) obtenido para la
Alternativa #2 (recta roja).
152
Figura 5.8: Comparación de la TIR obtenida con inversión financiada con
préstamo, para Alternativa #1 y #2.
En la Figura 5.8, puede comprobarse entonces que la TIR de la Alternativa #1
(recta azul), siempre es mayor a la TIR obtenida para la Alternativa #2 (recta
roja).
A continuación se presenta una tabla resumen de resultados obtenidos,
considerando un valor del precio del gas igual a 1,412 (US$/MMBtu), [9].
Tabla 5.18: Tabla resumen de resultados obtenidos para las alternativas #1 y
#2.
Alternativa Tipo de Proyecto
Inversión inicial ($) VAN(10%) TIR (%)
Alternativa #1 Puro 27.300.000 121.534.179 70,70 Alternativa #1 Financiado 1.300.000 128.779.373 1288,42 Alternativa #2 Puro 132.672.750 36.351.762 14,58 Alternativa #2 Financiado 6.317.750 71.562.009 174,56
153
CAPITULO 6
CONCLUSIONES
154
6. CONCLUSIONES.
6.1 Conclusiones.
Respecto al objetivo general del trabajo, el cual consistió en realizar un estudio
de evaluación de proyecto a nivel de pre inversión, denominado “Reemplazo de
bombas BSB en sistemas de recirculación de trietilén glicol en instalaciones de
ENAP Magallanes”, se alcanzó satisfactoriamente, ya que se logró analizar las
distintas Alternativas Técnicas de reemplazo, con información clave, precisa y
con datos concretos, que permiten al personal encargado de Operaciones y de
Proyectos innovadores de la Empresa Nacional del Petróleo, tener este trabajo
como referencia importante, para decidir si implementar, abandonar o postergar
el proyecto.
Respecto a los objetivos específicos del trabajo se puede decir lo siguiente:
1. Se logró identificar y diagnosticar el problema. La utilización de estas bombas
neumáticas impulsadas con gas combustible resultan claramente un derroche
económico y un peligro ambiental importante, ya que una vez utilizado este gas
combustible, es venteado directamente a la atmósfera.
2. Se definió, que pasa si no hay proyecto. Se cuantificaron los costos de
operación y efectos al medio ambiente potenciales, donde se expresó que
existirían costos de operación de alrededor $440.000.000, y emisiones a la
atmósfera de 292.486,6 (Ton CO2eq), por cada bomba, al considerar 20 años a
futuro.
3. Se definió la posible solución al problema, consistente en instalar en paralelo
a la actual bomba, una nueva bomba con motor eléctrico, que cumpla con las
155
condiciones de trabajo, y se presentaron las alternativas técnicas para llevar a
cabo esta solución. Según lo anterior, se cuantificó y demostró de manera
precisa, bajo un estudio técnico - económico, la mejor alternativa.
Respecto al estudio técnico, se puede decir lo siguiente:
Conforme al estudio de pre factibilidad, se realizó una estimación de costos y
beneficios a grandes rasgos y se comprobó que la Alternativa #3: suministro
eléctrico convencional, había sido correctamente descartada en la etapa
anterior ya que requería una inversión inicial de más de $200.000.000, y
existían potencialmente problemas legales y ambientales importantes, debido a
que el tendido pase por terrenos de particulares y a la existencia de la
ganadería en la zona.
Según el estudio de factibilidad realizado a las alternativas #1 y #2, los
proyectos son viables de implementar, y no existe alguna limitante técnica
importante que impida su desarrollo, sin embargo, es necesario un estudio más
acabado en caso de materializarse el proyecto general.
Como conclusión del estudio legal – ambiental, sobre la inclusión de bonos de
CO2 en el proyecto #2, se tiene que:
El mercado de bonos de carbono es un mercado complejo, ya que existen
grandes dificultades de realizar la venta de bonos de carbono para el proyecto
estudiado. Dentro de estas se encuentran: se debe tener un proyecto de
grandes dimensiones, el cual justifique una importante reducción de GEI; existe
una incertidumbre sobre los precios y posibilidad real de vender los CER; existe
también un riesgo que el proyecto no sea aprobado por el organismo
156
competente, y el tiempo que requiere el proceso de aprobación es lento y
engorroso.
Respecto al estudio económico (sin financiamiento externo), se puede decir lo
siguiente:
Alternativa #1, con los flujos netos actualizados, se tiene como resultado un
VAN(10%), positivo equivalente a $121.534.179, y una TIR de 70,70%, la cual
es mucho mayor a la TREMA de 10%, significa entonces que el Proyecto con la
Alternativa #1, es recomendable de realizar frente a la situación base.
Alternativa #2, con los flujos netos actualizados, se tiene como resultado un
VAN(10%), positivo equivalente a $36.351.762, y una TIR de 14,58%, la cual
resulta mayor a la TREMA de 10%, significa entonces que el Proyecto con la
Alternativa #2, es recomendable de realizar frente a la situación base.
Como el proyecto sin financiamiento externo no arrojó buenos resultados, se
procedió a evaluar el proyecto financiado con préstamos bancarios (100% de la
inversión financiada por estos, excepto el capital de trabajo).
Alternativa #1, con los flujos netos actualizados, se tiene como resultado un
VAN(10%), positivo equivalente a $128.779.373, mayor al obtenido bajo
recursos propios, y una TIR de 1288,42%, la cual es mucho mayor a la TREMA
de 10%, y a la TIR obtenida con recursos propios igual a 70,70%. Significa
entonces que el Proyecto con la Alternativa #1 (financiado con préstamo), es
recomendable de realizar frente a la situación base y frente a esta misma
alternativa financiada con recursos propios.
157
Alternativa #2, con los flujos netos actualizados, se tiene como resultado un
VAN(10%), positivo equivalente a $71.562.009, mayor al obtenido bajo recursos
propios, y una TIR de 174,56%, la cual es mucho mayor a la TREMA de 10%, y
a la TIR obtenida con recursos propios igual a 14,58%. Significa entonces que
el Proyecto con la Alternativa #2 (financiado con préstamo), es recomendable
de realizar frente a la situación base y frente a esta misma alternativa financiada
con recursos propios.
4. Respecto al análisis de sensibilidad (con financiamiento externo):
Se ha logrado variar el valor del precio del gas. Como primer estudio, para la
Alternativa técnica #2 se ha variado en el orden del 5%, hasta llegar a 50%, con
respecto al valor base de 1,412 (US$/MM Btu), obteniendo una TIR de 14,62%,
con el valor actual del gas, y una TIR de 23,8%, con un valor del gas
aumentado en un 50%, es decir con un valor del gas de 2,118 (US$/MM Btu).
Como las Alternativas #1 y #2, son mutuamente excluyentes, se realizó un
análisis de sensibilidad para la Alternativa #1, bajo las mismas condiciones de
la Alternativa #2, aumentando el valor del precio del gas en un 5%, hasta llegar
a 25%, respecto a la situación base.
Bajo este análisis, se comprobó que bajo cualquier valor superior al actual de
1,412 (US$/MM Btu), se logran valores de VAN y TIR superiores a los obtenidos
con la Alternativa #2.
Por consiguiente, la Alternativa #1, es financieramente mejor a la Alternativa #2,
bajo las condiciones actuales de valor del precio del gas y bajo condiciones
futuras.
158
Los resultados anteriores pueden verse reflejados en la baja inversión por parte
de la Alternativa #1, compuesta sólo por los equipos: generador, motor y
bomba, más un costo de instalación, resultando una inversión inicial de
$27.300.000, frente a una de $132.672.750, de la Alternativa #2.
Esta inversión es baja ya que se cuenta con la ventaja de la existencia de una
red de ductos para el transporte de gas combustible, ventaja importante que no
fue identificada en etapas primarias y que pudo ser determinante para
seleccionar la Alternativa #1, sin realizar estudios profundos en etapas
posteriores.
Finalmente, al comparar ambas alternativas, ya sea financiada con recursos
propios o con préstamo, la Alternativa #1, siempre resulta con valores de VAN y
TIR mayores a los de la Alternativa #2. Por lo tanto, se elige la Alternativa #1,
como opción a proponer para el proyecto “Reemplazo de bombas BSB en
sistemas de recirculación de trietilén glicol en instalaciones de ENAP
Magallanes”.
Es preciso mencionar también que ambas alternativas, ya sea como proyecto
puro o financiado resultan tanto financieramente y ambientalmente mejores a la
situación actual.
159
6.2 Recomendaciones. Si bien se ha logrado obtener información de fuentes primarias a través de
cotizaciones, existen valores provenientes de otros Trabajos de Título (fuentes
secundarias), que se han tomado como referencia para ser considerados en el
estudio financiero, por lo que es recomendable la obtención de nuevas
cotizaciones en detalle, nuevos valores de TREMA, valores de capital de
trabajo, valores de elementos técnicos puestos en Punta Arenas, etc., con el fin
de lograr una situación más real o detallada y por consiguiente una mínima
incertidumbre respecto a la inversión y sus flujos netos. Sin embargo, la
elección de la Alternativa técnica #1, como la mejor opción se va a mantener.
Respecto al estudio legal – ambiental, en caso de poder vender los CER,
obviamente resulta una alternativa muy interesante de estudiar, que mejoraría
la rentabilidad del proyecto #2, existiendo la posibilidad incluso que sea
financieramente mejor al proyecto #1.
160
BIBLIOGRAFIA
[1] Sapag N., Sapag R., “Preparación y Evaluación de Proyectos”, Editorial
McGraw Hill, 1991.
[2] Fontaine E., “Evaluación Social de Proyectos”, 12ª Edición, p.23, 1999.
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Técnica Federico Santa María”, 2006.
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[10] Moreno F., 2009. MINICALC MOTOR 1.0. [Programa de computador].
Caracas, Venezuela.
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de computador]. Caracas, Venezuela.
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Octubre de 2011].
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Magallanes, 1996.
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REFERENCIAS
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Magallanes.
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[8] Mantenimiento Mecánico Isla, ENAP.
[9] Departamento de Planeamiento, ENAP.
[25] Ingeniería de Proyectos, ENAP.
[26] Brand Ingeniería.
[27] Enersa Chile.
163
ANEXO A: CARACTERISTICAS DE AEROGENERADOR EVANCE 5 KW
Figura A.1. Evance Iskra 5 (kW), con torre tubular y tensada.
Figura A.2. Tabla y gráfico de velocidad del viento versus potencia para
aerogenerador Evance 5 (kW).
164
En la siguiente Tabla se puede apreciar las características técnicas del
aerogenerador.
Figura A.3. Características técnicas de aerogenerador Evance 5 (kW).
