INFORME TECNICO AIPSAA COGENERACION

EVALUACIÓN ENERGÉTICA –
ECONÓMICA PARA LA CENTRAL DE
COGENERACIÓN AGROINDUSTRIAL
PARAMONGA S.A.A.
EDWARD POOL SUAREZ
JORGE AZPILCUETA
EDINSON PULIDO
FLORA GARCíA
MANUEL COLLANTES
ESCUELA DE POSGRADO – UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERÍA
CURSO: COGENERACIÓN
Contenido
1. Antecedentes, Objetivos Importancia ................................................................................1
1.1. Antecedentes .........................................................................................................................1
1.2. Objetivos .................................................................................................................................2
1.3. Importancia. ...........................................................................................................................2
2. Resumen .................................................................................................................................3
Palabras clave: ......................................................................................................................3
3.
4. Identificación del Proceso de la planta de cogeneración ................................................3
2.1. Ubicación ................................................................................................................................3
2.2. Componentes EP ..................................................................................................................4
2.3. Esquema de la planta ...........................................................................................................8
3. Procedimiento de cálculo .....................................................................................................8
3.1. Cálculo de potencia y energía. ...........................................................................................8
3.2. Parámetros de la ingeniería de cogeneración................................................................11
3.3. Balance energético: Sankey y Cajas ...............................................................................13
3.4. Pay-back Técnico................................................................................................................15
3.5. Ahorro Energético y Económico PS .................................................................................16
3.6. Costo de generación ............................................................................................................0
4. Análisis de Sensibilidad ........................................................................................................1
5. Conclusiones. .........................................................................................................................2
6. Recomendaciones.................................................................................................................2
7. Anexos ....................................................................................................................................3
8.1. Termograph............................................................................................................................3
8.2. Cálculos y diagramas ...........................................................................................................4
1.
Antecedentes, Objetivos Importancia
1.1.Antecedentes
El origen de la empresa se remonta al año 1871 cuando se le da el nombre de Sociedad Agrícola
Paramonga a la empresa de la familia Canaval.
En 1927, la firma W.R.Grace & Co. adquirió la empresa y desarrolló lo que se convertiría en uno
de los centros industriales más eficientes de América del Sur.
Como resultado del proceso de la Reforma Agraria, según Ley Nº 17716, la Compañía se
constituyó el 3 de octubre de 1970 en Cooperativa con la denominación de Cooperativa Agraria Azucarera
Paramonga Ltda. Nº 37 bajo el control y manejo de los trabajadores.
El 11 de setiembre de 1994 la Asamblea General de Delegados acordó la transformación del
modelo empresarial de Cooperativa por el de Sociedad Anónima Abierta de accionariado difundido con el
nombre de Agro Industrial Paramonga S.A.A., rigiéndose bajo la Ley General de Sociedades, a partir del
1º de enero de 1995.
1
La implementación de la tecnología de la cogeneración en la industria nacional, en general, se
fundamenta en el Reglamento de Cogeneración, (Decreto Supremo Nº 064-2005-EM, publicado el 29 de
diciembre de 2005 actualizado por el DS Nº 037-2006-EM, Sustitución del Reglamento de Cogeneración),
y su modificatoria, OS Nº 082-2007-EM, publicado el 7 de julio del 2006
La empresa AGRO INDUSTRIAL PARAMONGA S.A.A. (AIPSAA), dentro de sus planes de
desarrollo empresarial y mejoras de eficiencia y aprovechamiento energético ha implementado una Central
de Cogeneración. El diseño permite usar parte de la energía eléctrica para accionar sus equipos y el
excedente es entregado al Sistema Eléctrico Interconectado Nacional (SEIN), saliendo a operación
comercial el 2013.
En el año 2018 la empresa se situó como el cuarto productor azucarero del país (igual lugar en
2017), con una participación del 11% (también 11% en 2017) en la producción a nivel nacional. Los
ingresos por venta de energía eléctrica fueron de MS/ 13,756.
En el 2019 con motivos académicos dentro del programa de la Maestría en Energética de UNI,
el presente grupo de trabajo se propone a evaluar energéticamente el proceso de cogeneración de
AIPSAA, determinar sus parámetros, analizar los resultados y evaluar mejoras en su desempeño.
1.2.Objetivos
-
Modelar el proceso en un diagrama.
-
Obtener el balance de masa.
-
Obtener el balance de energía.
-
Determinar los parámetros de cogeneración y verificar si el sistema de cogeneración ha
sido seleccionado adecuadamente.
-
Determinar el pay back técnico.
-
Determinar el ahorro energético y económico.
-
Determinar el costo de generación.
-
Plantear alternativas de mejora.
1.3.Importancia.
La importancia del presente estudio se encuentra enmarcado dentro del ámbito académico y
tecnológico. El académico, porque esta revisión nos ayudará a consolidar los conocimientos aprendidos
en el presente curso, y tecnológicos ya que abrirá una ventana de oportunidad para plantear mejoras
tecnológicas con sus respectivas ventajas económicas.
2
2.
Resumen
Agro Industrial Paramonga SAA ubicada en el distrito de Paramonga, provincia de Lima,
aprovechando la necesidad de calor, en forma de vapor, para su proceso industrial cogenera y aporta con
12 MW al SEIN.
A pesar que la infraestructura de generación eléctrica está diseñada para generar hasta 23 MW
de energía eléctrica, las extracciones de vapor para el proceso de evaporación del azúcar, y para la antigua
destiladora que ahora es utilizada para precalentar el agua de ingreso al caldero hacen que el rendimiento
eléctrico de cogeneración sea a penas de 14%. Sin embargo, no debemos olvidar que esas extracciones
son utilizadas para generar calor útil por lo que el rendimiento total del sistema es de 79%.
Teniendo en cuenta que para el cálculo del balance energético no importa mucho la forma en
que suceden los procesos, ya que los valores energéticos son obtenidos por las diferencias de los estados
iniciales y finales, para el análisis termodinámico y por rigurosidad científica es necesario comprender
perfectamente el tipo de procesos que ocurren, es así para que las distintas extracciones a la salida de
ambas turbinas, de la desfibradora y de la generadora, el proceso de expansión que las lleva a la isóbara
del foco frío es isoentálpica, similar a la expansión de una válvula termodinámica, cualquier otro tipo de
expansión (isoentrópica o isotérmica) producirá trabajo, algo incompatible con la realidad.
El rendimiento de la caldera es cercano al 88%, esto gracias a las mejoras en la relación aire
combustible realizadas mediante análisis CFD, y a los economizadores colocados a la salida de los gases
de escape.
Luego de los análisis de costos puede determinarse que el costo nivelado de la energía (LCOE)
es de 40.66 US$/MWh, por encima del precio que paga por la energía de 34.12 US$/MWh y por debajo
del precio monómico al que vende la energía de 52 US$/MWh, esta diferencia entre el costo y sus ingresos,
más los ingresos por potencia hacen que el Pay Back técnico ocurra a los 8 años desde la salida a
comercialización y tenga un VAN de 9.3 MUSD con una tasa interna de retorno del 12%, siempre y cuando
se considere una inversión compatible a los 2,000 USD/kW instalados donde los kW instalados representa
a los kW generados (12MW), mas no los indicados como las capacidades del equipamiento (23 MW).
Lo indicado en el párrafo anterior nos hace pensar en evaluar la sensibilidad de la rentabilidad
considerando las capacidades del equipamiento, cuyos resultados no son favorables para una inversión;
sin embargo, este análisis no toma en cuenta los otros usos de la energía extraída a la turbina generadora,
que es la producción de azúcar y sus derivados. Para tener una idea al respecto, el ingreso por venta de
energía representa al 6% de los ingresos de AIPSAA, el 94% restante son gracias al proceso industrial
que es la actividad principal.
Donde existe una oportunidad de mejora es en el cambio de la turbina que acciona a la
desfibradora por un sistema accionado por motores eléctricos, el aporte a la generación eléctrica será de
114 kW.
3.
Palabras clave:
Cogeneración, Industria azucarera, calor útil, energía eléctrica, mejora, viabilidad financiera.
4.
Identificación del Proceso de la planta de cogeneración
2.1.Ubicación
Agro Industrial Paramonga S.A.A., es una empresa que se dedica a la producción de azúcar de
caña, está ubicada en la Av. Ferrocarril No. 212 distrito de Paramonga, provincia de Barranca a 212 Km.
de la ciudad de Lima.
3
Figura 1: Ubicación Geográfica
2.2.Componentes EP
La Central Térmica Paramonga, está conformada por una caldera acuotubular que utiliza bagazo
como combustible, una turbina a vapor de condensación con extracción y un generador eléctrico cuya
potencia nominal es de 23 MW. En el siguiente cuadro se muestra las principales características de sus
principales componentes.
Tabla 2.1 : CALDERA
Característica
Descripción
Marca
BSERVS
Modelo
CBC-120
Capacidad
120 Ton. V/h
Presión de Vapor
620 PSI
Temperatura de vapor (°C)
400
Combustible
Bagazo de caña de azúcar
Fig 2. Caldero acuotubular de bagazo de caña de azúcar.
4
Fig 3. Vista SCADA de caldero acuotubular.
Tabla 2.2.: TURBINA A VAPOR
Característica
Descripción
Fabricante
SIEMENS
Modelo
SST300
Potencia
23 MW
Tipo
Condensación con Extracción
Presión de vapor de escape
0,13 Bar (a)
Presión de Vapor de Admisión
42.38 Bar (abs)
Temperatura de Vapor de Admisión
398.9°C (750 °F)
Presión de Valor de Extracción
2.39 Bar (abs)
Presión de Salida Máxima (vacio)
0.13 Bar (abs)
Rotación
6800 rpm
Máximo Flujo de Vapor de Admisión
130 Ton/hr
Máximo Flujo de Vapor de Extracción
95 Ton/hr
Potencia Nominal Bornes Generador
23 MW
Presión de Vapor de Sangría
12.99 Bar (abs)
Temperatura de Vapor de Sangría
264 °C
Flujo Max. De Vapor de Sangría
7.99 Ton/H
5
Fig 4. Sección de turbina SST-300.
Fig 5. Layout de la instalación de la turbina.
6
Tabla 2.3 : Generador Eléctrico
Característica
Descripción
Marca
SIEMENS
Modelo
SGen6- 100A-4P
Potencia Nominal
23.04 MW
Frecuencia
60 Hz
Velocidad Rotacional
1800 RPM
Eficiencia
98.08 al 100% carga
Norma
IEC 34
Clasificación térmica (Diseño/Uso)
F/B
Temperatura del Aire de Enfriamiento
35°C
Tensión Nominal/ Corriente Nominal
13.8 kV /1205 A
Desviación de Tensión
+/- 5%
Fig 6. Isométrico de generador.
7
Tabla 2.4: Otros componentes
Característica
Planta evaporadora para procesar azúcar
Desfibradora accionada por turbina a vapor
Condensador
Intercambiador de calor para precalentamiento.
2.3.Esquema de la planta
Fig 7. Diagrama del proceso.
•
A la salida del desfibrador se contaba con un flujo de vapor que aún contenía energía
aprovechable, es por ello que se decidió usar una parte para los procesos de fábrica y la otra
para generar el vacío en el desaireador.
•
Inicialmente el sangrado de la turbina de alta presión servía para atender el sistema de destilado,
sin embargo, se vio más conveniente usar este flujo a altas condiciones de energía para
precalentar el fluido a la salida del desaireador.
•
En nuestro sistema las únicas pérdidas de vapor de agua se generan en la generación del sello
de vacío, es por ello que para recuperar éste porción cedida se necesita agregar agua de
reposición (A) en la misma proporción.
3.
Procedimiento de cálculo
3.1.Cálculo de potencia y energía.
Para cada punto determinado en el esquema de la planta determinaremos sus propiedades
termodinámicas según diagrama T-S para vapor real:
8
6
T (K°)
8
5
4
7
10
12
1, 2, 9, 11,
13, 13a
3
S
kJ/(kg.K)
Fig 7. Diagrama T-S del proceso.
Tener en consideración los procesos de expansión isoentálpica luego de los puntos 7, 8, 10, 12, con la
finalidad de igualar las presiones hacia la isóbara del foco frío del fluido de retorno al caldero.
Las propiedades termodinámicas se listan a continuación:
P(bar)
T(K)
m (kg/s)
m (t/h)
h (kJ/kg)
s ( KJ/kg K)
X
Estado
1
44,79
323,15
30,594
110,1384
212,78700
0,70051
liq comp
2
44,79
323,15
31,210
112,356
212,78700
0,70051
liq comp
3
44,79
338,74
31,210
112,356
278,40959
0,89894
liq comp
3a
44,79
338,74
23,275
83,79
278,40959
0,89894
liq comp
3b
41,2
338,74
7,935
28,566
278,40959
0,89894
liq comp
4a
41,2
432,35
23,275
83,79
674,15600
1,93096
liq comp
4
43,08
527,95
31,210
112,356
1109,33000
2,83804
0 liq sat
5
43,08
527,95
31,210
112,356
2798,55000
6,03760
1 vap sat
6
43,08
700,42
31,210
112,356
3271,87000
6,82210
vap sob.
6a
43,08
700,42
3,616
13,0176
3271,87000
6,82210
vap sob.
7i
2,38
398,92
3,616
13,0176
2615,52000
6,82210
0,95508 vap
7r
2,38
454,25
3,616
13,0176
2829,66000
7,33960
vap sob.
7a
2,38
454,25
3,000
10,8
2829,66000
7,33960
vap sob.
6b
43,08
700,42
27,594
99,3384
3271,87000
6,82210
vap sob.
8i
9,63
495,55
1,044
3,7584
2881,37000
6,82210
vap sob.
8r
9,63
554,95
1,044
3,7584
3012,25000
7,07168
vap sob.
9
P(bar)
9
T(K)
m (kg/s)
m (t/h)
h (kJ/kg)
s ( KJ/kg K)
X
Estado
0,1237
323,15
1,044
3,7584
209,73100
0,70503
10i
2,38
398,92
23,610
84,996
2625,52000
6,82210
10r
2,38
439,15
23,610
84,996
2798,23000
7,27016
vap sob.
11
0,12376
323,15
26,610
95,796
209,73100
0,70503
liq. Sat
12i
1,38
381,95
2,940
10,584
2525,27000
6,82210
12r
1,38
398,92
2,940
10,584
2723,61000
7,33938
vap sob.
0,95508 vap
0,92671 vap
13
0,12376
323,15
2,940
10,584
209,73100
0,70503
liq. Sat
13a
0,12376
323,15
30,594
110,1384
209,73100
0,70503
liq. Sat
7b
2,38
454,25
0,616
2,2176
2829,66000
7,33960
vap sob.
A
44,79
323,15
0,616
2,2176
212,78700
0,70051
liq comp
Considerando que el calor transferido (ingresado o emitido) se rige por la siguiente expresión:
𝑄 = 𝑚̇(ℎ𝑓 − ℎ𝑖 )
𝑄ú𝑡𝑖𝑙 𝑐𝑎𝑙𝑑 = 𝑛𝑐𝑎𝑙𝑑 × 𝑃𝐶𝐼 × 𝑚̇𝑏𝑎𝑔
Ingreso de potencia
Calor útil caldero
Qu econ (kW) 3a - 4a
Qu liq sen (kW) 3b - 4a/4
Qu vap lat (kW) 4 - 5
Qu vap sob (kW) 5 - 6
9.211,00
16.722,03
52.720,56
14.772,32
Qu cald (kW)
93.425,90
W bomba (kW) 13a - 1
Combustible quemado caldero
PCI (kJ/kg)
7.989,10
m bagazo (kg/s)
13,31
Rend cald
0,8786
Qneto cald (kW)
106.334,92
93,50
Q precalentador (kW) 2 - 3
2.048,08
Potencia total ingresada kW
Rend precal 1
0,7000
95.567,48
Salida de potencia
Wi desf (kWmi) 6a - 7i
Wr desf (kWm) 6a - 7a
2.373,36
1.599,03
Wi TAP + TBP (kWt) 6b - 8i
Wr TAP + TBP (kWt) 6b/8i/10i - 8r/10r/12r
17.863,01
13.065,57
V fab (kWt) 7a/10r - 11
Q precalentador 1 (kWt) 8r - 9
Q cond (kWt) 12r - 13
Q vap desaireador (kWt) 7b - 1
68.974,25
2.925,83
7.390,80
1.611,99
Potencia total salida kW
95.567,48
Rend turb desf
0,67
Rend turb tap + tbp
Kwe - generador
Rend eléctrico
0,73
12.074,00
0,9241
Para determinar la energía utilizaremos los siguientes datos de horas de operación:
ENE
AIPSAA
C.T.
PARAMONGA TV1
TOTAL (GWh)
Horas de
Operación/mes
FEB
6,8
MAR
6,6
ABR
7,0
MAY
7,5
JUN
7,3
6,85
6,63
7,05
7,47
7,34
537,47
520,51
553,14
586,21
575,91
JUL
AGO
SET
OCT
NOV
DIC
TOTAL
7,0
8,1
7,4
8,4
8,3
8,2
6,7
89,6
7,0
8,1
7,4
8,4
8,3
8,2
6,7
89,6
553,31
637,24
583,77
662,94
650,21
647,18
522,72
7.030,61
10
Los resultados de potencia y energía son los siguientes:
Potencia [MW] Energìa [GW-h]
Ingreso
Qu caldero
W bomba cald
Q precalentador
total ingresada
93,43
0,09
2,05
95,57
656,84
0,66
14,40
671,90
Potencia [MW] Energìa [GW-h]
Salida
Wr desf ibrador
Wr TAP + TBP
V fábrica
Q precalentador
Q condensador
Q desaireador
total salida
1,60
13,07
68,97
2,93
7,39
1,61
95,57
11,24
91,86
484,93
20,57
51,96
11,33
671,90
3.2.Parámetros de la ingeniería de cogeneración
Para calcular el consumo de combustible de Bagazo en kWt, se utiliza la formula del flujo másico de
bagazo (kg/s) multiplicado por el Poder Calorífico del Bagazo (KJ/kg), obteniendo:
3.2.1 Consumo de combustible de Bagazo
Qbagazo =
106.335
kWt
Para calcular la producción de energía eléctrica realmente producida por la turbina de vapor,
adicionando la potencia mecánica del desfibrador, obteniendo un aporte total de:
3.2.2 Producción de Energía Eléctrica
Et
14.633 kWe
De igual manera, considerando las pérdidas del proceso, la energía térmica útil para el proceso de
producción de azúcar (melaza) se necesita un aporte energético de:
3.2.3 Producción de Energía Térmica Útil
Vt =
68.974 kWt
Para calcular el rendimiento eléctrico se realiza la división entre la energía eléctrica de cogeneración y la
producción total del proceso aportada por el Bagazo.
𝑅𝐸 =
3.2.4 Rendimiento Eléctrico
𝐸𝑇
𝑄𝑇
∗ 100% = 14 %
Considerando que el rendimiento eléctrico es de 14% y el aporte para el rendimiento de calor es de 65%,
por lo tanto, el rendimiento global es mayor al obtenido de un proceso sin cogeneración.
3.2.5 Rendimiento Global
𝑅𝑇 =
𝐸𝑇 +𝑉𝑇
𝑄𝑇
× 100% =
79%
Según las relaciones calor/electricidad de los procesos industriales típicos, se observa que, para
industrias intensivas en uso del calor como las azucareras, es de mayor beneficio utilizar turbinas de
vapor, como es el caso de AIPSAA
3.2.6 Relación Calor/Electricidad
𝑅𝐸 =
𝑉𝑇
𝐸𝑇
=
5 𝑘𝑊ℎ𝑡/𝑘𝑊ℎ𝑒
De información provista por AIPSAA, publicada en el COES, se observa que el precio de combustible es
de 5 dólares/ton, puesta a lado de la turbina de vapor.
11
3.2.7 Precio del Combustible
3.1.7 Precio de Combustible
Tecnología
Turbina a Vapor
P. Efectiva
(MW)
12.7
Cons. Especif.
(KJ/kW.h)
28,465.7
Efic. TérmicaPrecioComb
COSTOSVARIABLES
(%)
usd/kg
CVNC
CVC(n) CV(n)
12.6%
0.005
0.00
0.00
0.00
(1) Todos los precios incluyen (donde corresponda) fletes, tratamiento quimico, tratamiento mecánico y costo financiero.
Para el caso del precio de electricidad que AIPSAA le tiene que comprar al Sistema Eléctrico
Interconectado Nacional, ellos tienen un contrato de suministro como cliente libre hasta el 2021, con la
Empresa de Generación Eléctrica STATKRAFT, según la información pública, como precio de energía
para abril 2019, AIPSAA tiene un precio de 19.4 USD/MWh solamente en energía activa, el precio total
considerando cargos regulados es de 34.12 USD/MWh, esto es para una carga contratada de 7.0 MW.
3.2.8 Precio de la Electricidad
19.38 USD/MWh solo energía
34.12 USD/MWh todos los cargos de la factura
Para determinar el Costo de Inversión del proyecto, se está considerando un costo de 2000 USD/KWe,
para ello el monto de inversión total es de 31 millones de dólares, este valor al parecer se determina
multiplicando la Potencia instalada actual de casi 14MW.
3.1.9 Costo
Inversión
3.2.9de
Costo
de Inversión
Fecha de Contrato Subasta
31/03/2010 - 30/03/2030
1era RER
RESTRUCTURACIÓN 1era RER
P. Instalada (MW) E. Anual (GWh) Monto(USD)
23
115
31000000
23
97.75
31000000
FC Tarifa (USD/MW
Uh)
SD/MWhUSD/Kwe USD/Kwe
57%
52
269.57 1,347.83
2000
49%
54.75
317.14 1,347.83
Para realizar la evaluación de cuán rentable es el proyecto de cogeneración se necesita las horas de
funcionamiento históricas a fin de poder determinar la disponibilidad de cogeneración de la planta.
3.1.10 Horas de Funcionamiento
3.2.10 Horas de Funcionamiento
Año
2018
2017
2016
2015
2014
2013
Medida Ene- 18 Feb- 18 Mar- 18 Abr- 18 May- 18 Jun- 18 Jul- 18 Ago- 18 Set- 18 Oct- 18 Nov- 18 Dic- 18 TOTAL
hrs
hrs
hrs
hrs
hrs
hrs
537
559
564
627
664
627
521
448
583
552
518
632
553
412
564
430
572
709
586
338
626
677
563
744
576
697
619
502
502
665
553
644
702
681
675
701
637
732
621
563
743
528
584
572
631
687
632
413
663
468
441
133
677
380
650
493
630
658
817
531
647
605
518
566
616
563
523
431
252
474
648
630
7,031
6,398
6,750
6,550
7,626
7,123
Los costos de mantenimiento que se están considerando en este ítem, solamente son referenciales, pues
al momento del cálculo del Pay Back técnico, el valor anual es mayor.
3.1.11Costo
deCosto
Mantenimiento
3.2.11
de Mantenimiento
Costo anual de Mantto (3.5%de la Inversion)
Costo anual de Operación (2.25%de la Inversión)
Costode O&Mde lasInstalacioneselectricasdel Procesode Cogeneración
72,333 USD/año
46,500 USD/año
118,833 USD/año
El índice de calor neto es una proporción energética, que considera el valor del combustible para cogenerar
y la eficiencia convencional de generación eléctrica.
3.2.12 Índice de Calor Neto
1.12 Indice de Calor Neto
𝑄 −
𝐼𝐶 =
𝑄
0.17
12
Donde:
Qs
106,334.9
Q
93,425.9
0.9
ꞃ
E
14,664.6
Calor suministrado, como combustible al sistema de cogeneración (kW)
Calor útil proporcionado por el sistema de cogeneración (kW)
Eficiencia convencional de generación de energía térmica (%)
Generación eléctrica del sistema de cogeneración (kW)
Como un aporte adicional al trabajo de desarrollo, se ha considerado el ejercicio de calcular la potencia
generada que se produciría en la TV principal, en vez de la turbina desfibradora, con lo cual se obtiene
que la potencia perdida por tener mayor eficiencia que la otra, se obtiene 114kW, para ello al mes se
obtendría 0.079 GWh.
3.2.13 Potencia generada que se produciría en el TV1 en vez de la Turbo desfribrador
Perdida de potencia no generada
Perdida de energía no generada al mes
= 114 kW
= 79,494.98 kWh
La energía activa consumida al mes por la planta azucarera proveniente del SEIN es de 3 GWh al mes.
Energía activa consumida en el mes del SEIN
3,000,100.66 kWh
3.3.Balance energético: Sankey y Cajas
El diagrama de Sankey que se muestra a continuación muestra el balance de energía del proceso de
cogeneración.
A continuación, se muestra el detalle del diagrama de cajas para AIPSAA, donde se hace la distinción
entre fuente de electricidad del SEIN, fuente de electricidad cogenerada, fuente de calor para cogeneración
y fuente de calor directamente al proceso productivo, se entiende que la fuente principal de combustible
es el bagazo, producto de las cosecha para la elaboración de azúcar refinada, luego ingresa al generador
13
de vapor la cual es una caldera acuotubular de 120 TN vapor/hr, esta caldera se la conoce como caldera
bagacera por su quemador especial, consumos remanentes para accionamiento de bombas y el
precalentador también son considerados en el diagrama de cajas.
Luego de ingresar a las maquinas generadoras de energía, obtenemos los productos energéticos que
para el caso de la electricidad en AIPSAA, por un contrato especial
Información Proyecto RER
Nombre
: C.T. COGENERACIÓN PARAMONGA I
Razón social
: Agro Industrial Paramonga
Tecnología
: Biomasa
Subasta
: PRIMERA SUBASTA 1RA CONVOCATORIA
Fecha firma de contrato
: 31/03/2010
Fecha fin de contrato previsto : 30/03/2030
Estado
: EN OPERACIÓN
Datos Técnicos
Potencia (MW)
: 23.0
Energía anual (GWh)
: 115.0
Factor planta (%)
: 57.0
Tarifa Adjudicada (US$/MWh) : 52.0
14
Conexión al sistema
Punto suministro
: Paramonga Existente 13.8 kV
Barra de referencia
: Paramonga Existente - 138 kV
3.4.Pay-back Técnico
Como se indicó previamente, el costo promedio de una central de cogeneración es de 2000 USD/kWinstalado, para fines del estudio en el siguiente punto, se realizará un análisis de sensibilidad, previendo
las contingencias de un valor menor o mayor.
Costo de Inversión
Pkw
2000 USD/kW-instalado
Si consideramos una potencia de 14 MW el valor del monto de la inversión total para el proyecto de
AIPSAA es de 29.2 Millones de dólares, los cuales serán evaluados en un periodo de recuperación de 20
años.
Inversión
Inv
29,265,238 USD
En consecuencia, de los datos históricos de la planta ya en operación se contabiliza en 6019 horas, para
la energía ejecutada en el 2018.
Hrs de Operación
Hu
6019 hrs
En esta parte, es preciso recalcar que para calcular el Pay Back técnico del proyecto se necesita costear
el recupero de la inversión, por lo tanto, para el caso de AIPSAA, al tener ellos un contrato especial RER,
se han adjudicado un precio de 52 USD/MWh
Precio Medio de Contrato
Pe
0.05 USD/kWh
15
Para el caso de la evaluación del retorno, como la planta de cogeneración no reemplaza energía de la red,
no es necesario ingresar al modelo de evaluación dicho costo, no obstante, debido a que en enero del
2019, AIPSAA contrató con Statkraft, llegaron a un acuerdo bajo sustento legal, de que los requerimientos
de potencia no sean facturados a su proceso productivo, esto debido a que la planta de cogeneración
además de energía, brinda confiabilidad al sistema entregando 14MW de energía continua.
Precio Medio de Energia SEIN - Statkraft
Pe SEIN
0.034 USD/kWh
Para costear la operatividad de la instalación de cogeneración se considera un precio considerable.
Costo de operación de la Instalación
M
Precio del Combustible considerado
R
ꞃ
ꞃq
Pc
0.01110 USD/kwhe
0.005 usd/kg
4.71373
0.78626
0.7
∗
0.0023 USD/Kwh
−
Finalmente, para calcular el Pay back técnico del proyecto se divide el numerador entre el denominador,
con lo cual se obtiene un periodo de recupero de 8.7 años.
𝑲𝑾
𝑨𝒀 𝑩𝑨 𝑲 =
𝑯𝑼 [
𝑬
−𝑴−
Numerador
Denominador
Pay Back
∗
−
]
2000 USD/kW-instalado
230 USD/kW-instalado
8.71 años
3.5.Ahorro Energético y Económico PS
Para realizar el cálculo económico, lo primero que se tiene que definir la potencia instalada a financiar,
para ello de la información ya ejecutada tenemos que asciende a 14.6 MW.
Potencia Instalada
14,633 kW-inst
Por lo tanto, la inversión tentativa que se tiene para el proyecto de AIPSAA es de 29.3 millones de
dólares.
16
Inversion
29,265,238 USD
También, de los datos ya ejecutados disponibles en COES anualmente se tiene que se produce en
promedio 88 GWh de energía que se comercializa al SEIN.
Energia Cogenerada
88,077 MWh-año
De los valores, relacionados al costo de operación tenemos que 0.97 millones al año.
Costo de Operación
977,302 USD-año
Además, del costo de combustible se tiene que considerar el costo anual:
Costo de Combustible
201,892 USD-año
Finalmente, lo que considera para la venta de energía al SEIN es:
Venta de energia al SEIN
Precio de Energia Monomico
4,541,075 USD
52 USD/MWh
Este ahorro es considerado a partir del año 7 (2019), el cual se calcula como el promedio mensual de la
diferencia de la facturación total menos la diferencia en la facturación en caso si se considerase la potencia
coincidente, la cual, previamente indicamos que se ahorra por tener a la central de cogeneración en su
predio.
Ahorro en la Potencia de la Planta
1,212,063 USD-año
Finalmente, considerando una tasa de descuento anual de 8% para un proyecto de este tipo y
considerando las espaldas financieras de AIPSAA, el proyecto tendría un TIR mayor a la tasa y un VAN
positivo.
Tasa
TIR
VAN
Payback
8%
12%
9.30 MUSD
7.99 AÑOS
17
Para el cálculo grafico del retorno de la inversión se tiene un flujo de caja operativo, corroborando que el pay back del proyecto es menor a los 10 años, sin
embargo, este cálculo considera que la inversión solo es por 14MW, sin embargo, en la realidad sabemos que la inversión fue por un turbogenerador de 23MW,
con lo cual la inversión supera el periodo de vida útil.
2013
2014
2015
2016
2017
AÑO 0 AÑO 1 AÑO 2 AÑO 3 AÑO 4 AÑO 5
INVERSIÓN
MUSD -29.27
COSTO DE OPERACIÓN
MUSD
-0.98
-0.98
-0.98
-0.98
-0.98
COSTO DE COMBUSTIBLE
MUSD
-0.20
-0.20
-0.20
-0.20
-0.20
VENTA DE LA ENERGÍA AL SEIN X CONTRATO RER
MUSD
4.54
4.54
4.54
4.54
4.54
AHORRO EN LA POTENCIA DE LA PLANTA DE AZUCAR
MUSD
RETORNO DEL PROYECTO
MUSD -29.27
3.36
3.36
3.36
3.36
3.36
RETORNO ACUMULADO
MUSD -29.27 -25.90 -22.54 -19.18 -15.82 -12.46
CONCEPTO
UND
2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032
AÑO 6 AÑO 7 AÑO 8 AÑO 9 AÑO 10AÑO 11 AÑO 12 AÑO 13 AÑO 14 AÑO 15 AÑO 16 AÑO 17 AÑO 18 AÑO 19 AÑO 20
-0.98
-0.20
4.54
3.36
-9.09
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
-4.52
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
0.05
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
4.63
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
9.20
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
13.78
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
18.35
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
22.92
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
27.50
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
32.07
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
36.65
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
41.22
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
45.79
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
50.37
-0.98
-0.20
4.54
1.21
4.57
54.94
3.6.Costo de generación
El LCOE es un método para comparar distintas tecnologías de generación, el cual ha sido
utilizado por analistas para evaluar las opciones tecnológicas competitivas en el mercado eléctrico. El
LCOE entrega los pagos necesarios según una producción de energía que permiten recuperar la inversión.
El monto entregado representa en dólares reales el costo del MW por hora de construir y operar una planta
de generación en un tiempo determinado. Los principales costos a considerar en el análisis son el capital,
costos de financiamiento, el costo de los combustibles, costos fijos y variables de operación y
mantenimiento (O&M), utilizando un factor de planta determinado, dependiendo del tipo de tecnología que
se esté estudiando.
𝐶𝑘𝑊ℎ =
Capex
Opex
CkWh
LCOE
0.0296
0.011098
0.0407
40.66
𝑃𝑘𝑊 ∗ 𝑓𝑅𝐶
𝑓𝑝 ∗ 𝑓𝑑 ∗ 8760
0.00000177
0.005
1000
7989.1
3600
𝑓𝑝 =
2018
𝑃𝑚𝑎𝑥
𝑃
=
𝑃̅2018
𝐶𝑂 𝑆 𝑚𝑎𝑥 𝑝𝑜𝑡 𝑔𝑒𝑛 𝑚𝑒𝑠
𝑇𝑜𝑚𝑎𝑥
𝑇𝑜 = 𝑓𝑑 ∗ 8760
𝑖 1 𝑖 𝑛
𝑓𝑟𝑐 =
1 𝑖 𝑛−1
PkW
fp
fd
E2018
M
Praya
Pmax
Frc
I
n
2000
08279944
0.95
89.5774
0.0111
10.763927
13
0.1018522
8%
20
1
USD/kWhe
USD/kg
kg
kJ/Kg
S
2018
̅ 2018
𝐶𝑐
USD/kWhe
USD/kWhe
USD/kWhe
USD/MWh
𝐶𝐶 = 𝑘 ∗ 𝑃𝑐 ∗
Cc
Pc
1Ton
PCI
1hr
𝑀
USD/Kw-instalado
GWh
USD/kWhe
Tasa de inversión
Años de vida útil
4.
Análisis de Sensibilidad
•
El primer análisis de sensibilidad considera como variable a sensibilizar al resultado del VAN,
que en nuestro caso base es de 9.3 MUSD, las variables de sensibilización para la fila es la
potencia instalada y en la columna la tasa de descuento a la que te prestaría un banco,
observamos que salvo que se renegocie la tasa de descuento del proyecto para una potencia
real de 23MW será muy difícil que sea positivo el VAN.
VAN
TASADEDESCUENTO
9.30
6%
7%
8%
9%
10%
11%
12%
13%
•
COSTODEINVERSIÓN(USD/KW)
TIR
•
PAGOPORLAENERGIAAL
SEIN(USD/MWH)
13000
19.3
15.6
12.3
9.5
7.0
4.8
2.8
1.1
15000
15.6
11.8
8.6
5.8
3.3
1.2
-0.7
-2.4
17000
11.8
8.1
4.9
2.1
-0.3
-2.4
-4.3
-5.9
19000
8.0
4.4
1.2
-1.5
-3.9
-6.0
-7.9
-9.5
21000
4.2
0.6
-2.5
-5.2
-7.6
-9.6
-11.4
-13.0
23000
0.5
-3.1
-6.2
-8.9
-11.2
-13.2
-15.0
-16.6
25000 kW-inst
-3.3
-6.8
-9.9
-12.6
-14.9
-16.9
-18.6
-20.1
El segundo análisis de sensibilidad considera como variable a sensibilizar al resultado del TIR,
que en nuestro caso base es de 12%, las variables de sensibilización para la fila es el precio del
contrato RER, es decir, al precio que se comercializa la energía de AIPSA y en la columna el costo
de inversión que te costaría el proyecto, observamos que para tener un TIR mayor a 8% que es la
tasa que consideramos para el caso base el costo de inversión no puede superar los 2100 USD/kW
instalado.
12%
1200
1400
1600
1800
2000
2200
2400
2600
45
18%
15%
13%
11%
10%
9%
7%
7%
47
19%
16%
14%
12%
10%
9%
8%
7%
49
20%
17%
14%
13%
11%
10%
9%
8%
51
21%
18%
15%
13%
12%
10%
9%
8%
53
21%
18%
16%
14%
12%
11%
10%
9%
55
22%
19%
17%
15%
13%
12%
10%
9%
57
23%
20%
18%
15%
14%
12%
11%
10%
59 USD/MWh
24%
21%
18%
16%
14%
13%
12%
10%
El tercer análisis de sensibilidad considera como variable a sensibilizar al resultado del PAY BACK,
que en nuestro caso base es de 8 AÑOS, las variables de sensibilización para la fila es la potencia
instalada y en la columna el precio del contrato RER, es decir, al precio que se comercializa la
energía de AIPSA, observamos que bajo el escenario de sensibilidad no superan la vida útil del
proyecto.
PAYBACK
•
11000
23.1
19.3
16.0
13.1
10.6
8.4
6.4
4.7
7.99
45
47
49
51
53
55
57
59
11000
7.32
7.02
7.01
6.64
6.31
6.00
5.73
5.48
13000
8.33
7.97
7.65
7.35
7.08
7.09
6.77
6.47
15000
9.33
8.93
8.57
8.24
7.93
7.64
7.38
7.13
17000
10.33
9.89
9.49
9.12
8.78
8.46
8.17
7.89
19000
11.33
10.85
10.41
10.01
9.63
9.28
8.96
8.66
21000
12.33
11.81
11.33
10.89
10.48
10.10
9.75
9.42
23000
13.33
12.77
12.25
11.77
11.33
10.92
10.54
10.19
25000 kW-inst
14.33
13.73
13.17
12.66
12.18
11.74
11.33
10.95
Resulta evidente que considerando el escenario que la planta AIPSAA sea 100% generadora, y
que la potencia instalada sea de 23 MW, la inversión a realizarse no sea rentable; pero recordemos
que en la turbina de alta presión se hace una extracción de 85 t/h de vapor para utilizar 68.97 MWt
1
de calor en el proceso de evaporación del azúcar. Recordemos de los antecedentes que el 94%
de los ingresos es por la venta de azúcar y sus derivados y solo el 6% representa la venta de
energía, es así que el análisis financiero considerando los 14.63 MW instalados.
5.
Conclusiones.
-
En la industria azucarera el mayor consumo energético se da por el intercambio de la energía
térmica útil, a fin de lograr un mayor éxito en la eficiencia energética, se recomienda centrarse en
estos puntos de intercambio de calor.
-
Se concluye que con una relación vapor / Electricidad de 4.7, la mejor tecnología a instalar es un
turbogenerador, debido que para procesos como el azúcar se necesitan altos valores de vapor.
-
Se concluye que si solo consideramos las instalaciones como una generadora eléctrica la inversión
no es rentable; pero al evaluar el sistema como un todo cogenerador, planta generadora más
proceso industrial productivo, el proyecto financieramente es viable.
-
Se concluye que el LCOE de la instalación es de 40.66 US$ / MWh inferior en un 21.8% al precio
monómico de la energía de 52 US$ / MWh, y mayor en un 19.2% al precio de compra de la energía
de 34.12 US$ / MWh.
-
El ahorro de vapor conseguido al utilizar íntegramente las 120 t de vapor producido por la Caldera
Acuotubular CBS a la generación de energía eléctrica mediante el Turbogenerador de 23 MW
representa una ventaja relevante para la búsqueda del accionamiento para el Desfibrador de caña
Fives Cail, obteniéndose un incremento de 114 kW. Por lo tanto, el uso de motores eléctricos para
el accionamiento del Desfibrador y los molinos de caña es la mejor alternativa frente a las
pequeñas turbinas de vapor de baja eficiencia utilizadas comúnmente en la industria azucarera.
-
El rendimiento eléctrico de cogeneración es de 14%, el rendimiento global es de 79%.
6.
Recomendaciones.
-
Se recomienda, considerar otros ingresos como parte de los beneficios de tener autogeneración
en la planta de producción, el cual te permite generar importantes ahorros de alrededor de 1 millón
de dólares anuales, por ahorrase la potencia coincidente en los cargos regulados de la facturación
eléctrica con Statkraft.
-
Se recomienda el cambio de la turbina a vapor del desfibrador con uno o dos motores eléctricos.
-
Actualmente se ha mejorado el rendimiento del caldero optimizando la relación aire / combustible
mediante modelamiento CFD, estudios similares deben realizarse en el manejo de la biomasa
para que este combustible sea más estable y predecible, de la interacción que tuvimos con
personal de planta, el porcentaje de humedad, las cenizas y minerales afectan el PCI del
combustible.
2
7.
Anexos
8.1.Termograph
6
T (K°)
8
5
4
7
10
12
1, 2, 9, 11,
13, 13a
3
S
kJ/(kg.K)
3
8.2.Cálculos y diagramas
Para cálculos ver archivo Excel adjunto en el cd.
A continuación, algunos diagramas y datos de entrada.
4
HORA 15/05/2018
00:30
22.27
01:00
21.36
01:30
23.63
02:00
21.81
02:30
21.36
03:00
21.36
03:30
24.09
04:00
18.18
04:30
22.72
05:00
22.72
05:30
20.90
06:00
21.81
06:30
21.81
07:00
22.72
07:30
21.81
08:00
20.90
08:30
20.00
09:00
22.72
09:30
22.72
10:00
22.72
10:30
24.09
11:00
24.54
11:30
23.18
12:00
23.18
12:30
23.18
13:00
24.09
13:30
22.72
14:00
21.36
14:30
21.81
15:00
21.36
15:30
24.09
16:00
20.00
16:30
23.18
17:00
23.18
17:30
19.54
18:00
22.27
18:30
20.00
19:00
20.00
19:30
15.00
20:00
20.00
20:30
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Set-18
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Oct-18
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Nov-18
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12.20
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12.50
12.20
12.40
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Mar-19
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Abr-19
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May-19
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9.00
6
Ene
Feb
Mar
Abr
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Jul
Ago
Año
UND
Set
Oct
Nov
Dic
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7.4
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3.2
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2015
GWh
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7.0
5.5
8.6
6.4
8.7
7.2
8.7
1.7
8.4
7.2
6.0
83.5
2014
GWh
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6.6
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9.5
8.0
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7.8
8.3
97.2
2013
GWh
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8.0
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22
23
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2014 BZ (TON)
2013 BZ (TON)
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28
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33
27
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32
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2018
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2017
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2016
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2015
kg/s
13.8
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56.6
13.8
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14.0
14.9
2014
kg/s
13.3
14.7
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14.3
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2013
kg/s
12.3
12.1
12.5
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13.2
14.2
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20.0
16.1
14.7
14.0
13.9
7
AGROINDUSTRIASPARAMONGA- CLIENTELIBRE(POTENCIACONTRATADA7MW)
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Energia
Potencia
Cod
Año/Mes Empr ConsumoPHP ConsumoPFP Maxima Consumo PrecioPHP
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(KW)
(KW)
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201807
201808
201809
201810
201811
201812
201901
201902
201903
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
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TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
TCHI
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STAT
STAT
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6.29
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19.42
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(USD/MWh)
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24.17
24.27
24.31
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25.20
25.10
19.41
19.30
19.42
Facturación
Precio
Por
Por
Por
Monomico
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(USD/MWh)
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RG
RG
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2,432
2,970
2,843
2,887
2,915
2,887
2,915
3,169
3,186
3,223
3,213
3,357
2,956
2,883
2,708
2,912
45,813
46,625
47,247
53,591
43,335
42,528
44,603
42,885
44,930
44,013
45,009
45,409
45,779
47,232
47,145
48,553
45,886
44,411
45,886
44,411
45,057
47,505
44,738
47,811
47,373
50,190
45,969
46,539
37,796
15,654 67,005
9,118 41,422
14,359 67,249
11,637 50,662
11,591 48,733
9,913 47,544
17,037 77,387
13,872 63,373
15,687 75,723
14,812 66,740
13,957 59,580
13,961 65,733
16,833 73,863
12,588 57,369
15,353 70,352
14,681 67,965
15,364 69,779
15,170 70,751
15,364 69,779
15,170 70,751
16,635 77,025
16,852 78,038
17,834 79,086
16,960 80,486
18,600 84,597
15,385 74,185
12,518 55,959
11,458 52,253
12,445 56,546
128,471
97,165
128,855
115,890
103,658
99,984
139,026
120,130
136,340
125,565
118,546
125,103
136,475
117,190
132,850
131,200
131,028
130,332
131,028
130,332
138,717
142,395
141,657
145,257
150,570
139,759
114,447
110,251
106,786
37.8
45.9
36.9
43.4
40.1
40.6
34.7
36.5
34.9
36.0
38.1
37.1
35.4
39.5
36.7
37.9
37.2
36.8
37.2
36.8
36.0
36.8
35.9
37.3
36.8
39.2
32.4
33.4
30.1
Item
Demanda de Molinos
Item
Demanda Electrica de la Planta de lavado de Caña
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Grua hilo
99
0.75
2 Mesa y Conductores de Caña
249
0.75
3 Lavado de Caña
170
0.75
4 Bombas
414
0.75
5 Grua Puente
33
0.75
6 Alumbrado
20
0.9
7 Otros Motores
25
0.75
Potencia Instalada (kW)
1010
F. Demanda
0.6
M. Demanda (kW)
606
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Molino 0
663
0.9
2 Molino 1
580
0.9
3 Molino 2
580
0.9
4 Molino 3
580
0.9
5 Molino 4
580
0.9
6 Molino 5
663
0.9
Potencia Instalada (kW)
3646
F. Demanda
0.8
M. Demanda (kW)
2916.8
Piscina de enfriamiento y Elaboracion
Item
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Bomba 1
166
0.77
2 Bomba 2
166
0.77
3 Bomba 3
166
0.77
4 Alumbrado
15
0.9
Potencia Instalada (kW)
513
F. Demanda
0.51
M. Demanda (kW)
261.63
Proceso
Item
Caldera CBS
Item
Destileria
Item
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Preparación de Jugo
738
0.75
2 Quintuples
362
0.75
3 Meladura
114
0.75
4 Centrifugas
1571
0.75
5 Aux. de Centrifugas
207
0.75
6 Cristalizadores
174
0.75
7 Refineria
398
0.75
8 Envasado y Prod. Terminados
207
0.75
9 Secadores
323
0.75
10 Comprensores
497
0.75
11 Bomba hidrocineticas
249
0.8
12 Bombas de recirculacion
622
0.8
13 Sist. De Alumbrados
50
0.9
Potencia Instalada (kW)
5512
F. Demanda
0.65
M. Demanda (kW)
3582.8
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Caldero
1492
0.75
2 Alumbrado
20
0.9
Potencia Instalada (kW)
1512
F. Demanda
0.45
M. Demanda (kW)
680.4
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Destileria
290
0.75
2 Alumbrado
15
0.9
Potencia Instalada (kW)
305
F. Demanda
0.75
M. Demanda (kW)
228.75
Oficinas administrativas y Talleres
Item
Carga
Pot. Electrica (kW) Factor de Operación
1 Destileria
250
0.8
2 Alumbrado
20
0.9
Potencia Instalada (kW)
270
F. Demanda
0.8
M. Demanda (kW)
216
1
Factor deDemanda
P. ActivaTotal (kWe)
P. Reactiva(kVAR)
P. Aparente(KVA)
F. Potencia
E.ActivaTotal (KWh-mes)
E.Reactiva(KVARh-mes)
ER/EA
0.65
7,218.52
4,473.64
8,492.38
0.85
3,498.55
2,168.21
0.62
2
3