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Evaluación termodinámica y económica para la generación eléctrica por

medio de la incineración de residuos sólidos urbanos.

Nilson Yulian Castillo León

UNIVERSIDAD DE SANTANDER - UDES

FACULTAD DE INGENIERÍAS

MAESTRÍA EN SISTEMAS ENERGÉTICOS AVANZADOS

BUCARAMANGA

2019

Evaluación termodinámica y económica para la generación eléctrica por


Nilson Yulian Castillo León

Código 16822016

Trabajo de grado para optar por el título de Magíster en Sistemas

Energéticos Avanzados

Director:

José Carlos Escobar

Doctor en Ingeniería Mecánica

Codirectora:

Neila Milena Mantilla Barbosa

Doctora en Ingeniería Química

UNIVERSIDAD DE SANTANDER - UDES

FACULTAD DE INGENIERÍAS

MAESTRÍA EN SISTEMAS ENERGÉTICOS AVANZADOS

BUCARAMANGA

2019

4

DEDICATORIA

A Dios

A mi madre, María León

A mi tía, María de Jesús Joya, me acompañaste en esas noches en las que el

sueño vencerme quería, cumplo con lo que me hiciste prometer antes de tu

partida, aún te extraño.

5

AGRADECIMIENTOS

Varias personas han contribuido directa o indirectamente a esta investigación.

Agradezco en particular a mis asesores, los maestros José Carlos Escobar y Neila

Mantilla Barbosa, por su continuo apoyo, amistad y confianza incólume brindada

durante estos años de maestría.

6

TABLA DE CONTENIDO

Pág.

INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 19

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA ............................................................. 21

1.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y JUSTIFICACIÓN ................................ 21

1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN ......................... 24

2. OBJETIVOS .................................................................................................... 25

2.1 OBJETIVO GENERAL ............................................................................. 25

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS ................................................................... 25

3. MARCO REFERENCIAL ................................................................................ 26

3.1 CONDICIONES SOCIODEMOGRÁFICAS DEL ESTUDIO ..................... 26

3.2 MARCO TEÓRICO .................................................................................. 28

3.2.1 Ciclo Rankine ..................................................................................... 28

3.2.2 Regeneración ..................................................................................... 29

3.2.2.1 Grado óptimo de regeneración .................................................... 30

3.2.3 Recalentamiento ................................................................................ 32

3.2.4 Ciclo Brayton: El ciclo ideal para los motores de turbina de gas: ....... 35

3.2.5 Ciclo combinado híbrido – CCH: ........................................................ 36

3.2.6 Análisis de sensibilidad: ..................................................................... 38

3.3 MARCO LEGAL ....................................................................................... 38

3.3.1 Disposición final de residuos sólidos urbanos .................................... 38

3.3.2 Emisiones admisibles a la atmosfera ................................................. 40

3.3.3 Generadores de energía eléctrica por medio de fuentes no

convencionales. .............................................................................................. 42

7

4. ESTADO DEL ARTE....................................................................................... 44

5. DISEÑO METODOLÓGICO ........................................................................... 54

5.1 METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO ................................................. 54

5.1.1 FASE 1. Definición de escenarios y parámetros iniciales de planta ... 54

5.1.2 FASE 2. Evaluación termodinámica de primera y segunda ley .......... 58

5.1.3 FASE 3. Evaluación económica de los diferentes escenarios ............ 64

6. RESULTADOS Y DISCUSIÓN ....................................................................... 67

6.1 COMPOSICION FISICO-QUIMICA DE LOS RSU DEL CASO DE

ESTUDIO ........................................................................................................... 67

6.2 RESULTADOS Y ANÁLISIS ENERGÉTICO ........................................... 69

6.2.1 Escenario base (C0) ........................................................................... 70

6.2.2 Escenario regenerativo. Un regenerador (C1).................................... 72

6.2.3 Escenario regenerativo. Dos regeneradores (C2) .............................. 75

6.2.4 Escenario regenerativo. Tres regeneradores (C3). ............................ 78

6.2.5 Escenario con recalentamiento (C4) .................................................. 81

6.2.6 Escenario con recalentamiento y un regenerador (C5) ...................... 85

6.2.7 Escenario con recalentamiento y dos regeneradores (C6) ................ 89

6.2.8 Escenario con recalentamiento y tres regeneradores (C7) ................ 92

6.2.9 Escenario con ciclo combinado híbrido (CCH1) ................................. 95

6.2.10 Escenario con ciclo combinado híbrido (CCH2) ............................ 102

6.3 ANÁLISIS EXERGÉTICO ...................................................................... 108

6.4 EXERGÍA DE COMBUSTIBLE .............................................................. 109

6.5 EXERGÍA DESTRUIDA ......................................................................... 112

6.6 RESULTADOS Y ANÁLISIS EXERGÉTICO ......................................... 114

8

6.6.1 Escenario base (C0) ......................................................................... 115

6.6.2 Escenario regenerativo. Un regenerador (C1).................................. 117

6.6.3 Escenario regenerativo. Dos regeneradores (C2) ............................ 119

6.6.4 Escenario regenerativo. Tres regeneradores (C3) ........................... 121

6.6.5 Escenario con recalentamiento (C4) ................................................ 123

6.6.6 Escenario con recalentamiento y un regenerador (C5) .................... 125

6.6.7 Escenario con recalentamiento y dos regenerador (C6) .................. 127

6.6.8 Escenario con recalentamiento y tres regenerador (C7) .................. 129

6.6.9 Escenario con ciclo combinado híbrido (CCH1) ............................... 132

6.6.10 Escenario con ciclo combinado híbrido (CCH2) ............................ 134

6.7 COMPARACIÓN DE LOS ESCENARIOS EVALUADOS ...................... 135

6.7.1 Eficiencia Energética ........................................................................ 137

6.7.2 Eficiencia Exergética ........................................................................ 138

6.7.3 Variación de RSU utilizados por escenario ...................................... 140

6.7.4 Energía eléctrica entregada a red por año ....................................... 142

6.8 RESULTADOS DEL ANALISIS ECONOMICO ...................................... 144

6.8.1 Gastos de inversión en bienes de capital ......................................... 144

6.8.2 Costos de O&M Fijos y variables ..................................................... 149

6.8.3 Costo nivelado de electricidad LCOE ............................................... 149

6.8.4 Flujo de caja para cada escenario .................................................... 151

6.8.5 Análisis de sensibilidad .................................................................... 156

7. CONCLUSIONES ......................................................................................... 163

8. BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 167

ANEXOS .............................................................................................................. 175

9

Anexo AI - Cálculos de flujo másico de vapor a turbina, flujo másico de RSU al

horno, trabajo térmico de turbina y fracciones de vapor ................................... 176

Anexo AII – Datos de entrada para flujo de caja .............................................. 179

Anexo AIII – Flujo de caja diferentes escenarios ............................................. 181

10

LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Densidad poblacional del Área metropolitana de Bucaramanga .............. 27

Tabla 2. Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire para

actividades industriales a condiciones de referencia (25 ºC y 760 mm Hg) con

oxígeno de referencia del 11%. ............................................................................. 41

Tabla 3. Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire para todas las

instalaciones de incineración a condiciones de referencia (25 ºC, 760 mm Hg) con

oxígeno de referencia al 11%. ............................................................................... 42

Tabla 4. Número y capacidad de la planta de incineradores de RSU en la UE-15

(Branchini, 2012) .................................................................................................... 51

Tabla 5. Reporte anual de plantas WtE en la UE 2010 (Branchini, 2012). ............ 51

Tabla 6. Resumen general de los escenarios evaluados ....................................... 56

Tabla 7. Parámetros Iniciales considerados para todos los escenarios. ................ 58

Tabla 8. Composición física RSU. AMB ................................................................. 68

Tabla 9. Composición Química de RSU................................................................. 69

Tabla 10. Propiedades termodinámicas (Escenario Base C0) ............................... 71

Tabla 11. Principales resultados de los balances de masa y energía (C0) ............ 72

Tabla 12. Propiedades termodinámicas (C1) ......................................................... 74




Tabla 16. Propiedades termodinámicas (Ciclo regenerativo C3) ........................... 80







11




Tabla 26. Parámetro de la turbina de gas (GT) seleccionada ................................ 97

Tabla 27. Composición de los gases de escape de la turbina de gas ................... 97

Tabla 28. Parámetros de diseño de la HRSG ........................................................ 98

Tabla 29. Definición de la temperatura en la HRSG (CCH1) ................................. 99

Tabla 30. Definición de la entalpía en la HRSG (CCH1) ........................................ 99

Tabla 31. Propiedades termodinámicas (CCH1) .................................................. 100

Tabla 32. Principales resultados de los balances de masa y energía (CCH1)..... 102

Tabla 33. Definición de la temperatura en la HRSG (CCH2) ............................... 106

Tabla 34. Definición de la entalpía en la HRSG (CCH2) ...................................... 107

Tabla 35. Propiedades termodinámicas (CCH2) .................................................. 107

Tabla 36. Principales resultados de los balances de masa y energía (CCH2)..... 108

Tabla 37. Cálculo de la Exergía química RSU ..................................................... 110

Tabla 38. Cálculo de la exergía química del Gas natural GN .............................. 110

Tabla 39. Cálculo de la exergía química de los gases de escape GT. Fuente.

Adaptado (Electric, n.d.)....................................................................................... 111

Tabla 40. Cálculo de la exergía física de los gases de escape (GT) ................... 112

Tabla 41. Definición Insumo-producto por dispositivos (C0) ................................ 115

Tabla 42. Valores de destrucción exergética por dispositivo (C0) ....................... 115

Tabla 43. Resultados basados en segunda ley (Escenario Base C0) ................. 116


Tabla 45. Valores de destrucción Exergética por dispositivo (C1) ....................... 117

Tabla 46. Resultados basados en segunda ley (C1) ........................................... 118


Tabla 48. Valores de destrucción exergética por dispositivo (C2) ....................... 119




12














Tabla 65. Definición destrucción de Exergía por cada dispositivo (CCH1) .......... 132

Tabla 66. Resultados basados en segunda ley (CCH1) ...................................... 132

Tabla 67. Valores de destrucción de Exergía por cada dispositivo del ciclo ........ 134

Tabla 68. Resultados basados en segunda ley (CCH2) ...................................... 134

Tabla 69. Comparación entre los diferentes escenarios ...................................... 136

Tabla 70. Datos de entrada.................................................................................. 144

Tabla 71. Costos de inversión inicial de planta .................................................... 148

Tabla 72. Calculo del LCOE por escenario .......................................................... 150

Tabla 73. Ingresos generados por planta............................................................. 151

Tabla 74. Distribución de costos de planta .......................................................... 152

Tabla 75. Distribución de costos por equipos ...................................................... 152

Tabla 76. Tasa depreciación de activos y valor anual de depreciación ............... 153

Tabla 77. Determinación de las condiciones del préstamo .................................. 153

Tabla 78. Resultados VAN, TIR y RI .................................................................... 154

Tabla 79. Sensibilidad precio venta electricidad C1 ............................................. 156

Tabla 80. Sensibilidad precio venta electricidad CCH2 ....................................... 157

Tabla 81. Sensibilidad tarifa eliminación RSU C1 ................................................ 159

13

Tabla 82. Sensibilidad tarifa eliminación RSU CCH2 ........................................... 160

Tabla 83. Sensibilidad % financiado de la inversión ............................................ 161

14

LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Ubicación de Área metropolitana de Bucaramanga ................................ 27

Figura 2. Ciclo Rankine ideal simple ...................................................................... 28

Figura 3. Ciclo de potencia de vapor regenerativo con desaireador ...................... 30

Figura 4. Disminución de eficiencia conforme aumenta el número de calentadores

............................................................................................................................... 32

Figura 5. El ciclo Rankine ideal con recalentamiento ............................................. 34

Figura 6. Motor de turbina de gas de ciclo cerrado ................................................ 36

Figura 7. Esquema de integración turbina de gas / incinerador de RSU ............... 37

Figura 8. Proceso metodológico ............................................................................ 54

Figura 9. Metodología utilizada para el análisis termodinámico ............................. 60

Figura 10. Metodología utilizada en análisis económico ........................................ 66

Figura 11. Composición física de los RSU. AMB ................................................... 68

Figura 12. Descripción de los RSU. AMB .............................................................. 68

Figura 13. Esquema de ciclo de vapor (Escenario Base C0) ................................. 70

Figura 14. Esquema ciclo regenerativo (C1) .......................................................... 73

Figura 15. Esquema ciclo regenerativo (C2) .......................................................... 76

Figura 16. Esquema Ciclo regenerativo (C3) ......................................................... 79

Figura 17. Esquema Ciclo recalentamiento (C4) ................................................... 82

Figura 18. Presión de recalentamiento óptima (C4) ............................................... 83

Figura 19. Esquema Ciclo recalentamiento y un regenerador (C5) ....................... 86

Figura 20. Presión de recalentamiento óptima (C5) ............................................... 87

Figura 21. Esquema Ciclo con recalentamiento y dos regeneradores (C6) ........... 90

Figura 22. Esquema Ciclo con recalentamiento y tres regeneradores (C7) ........... 93

Figura 23. Esquema Ciclo combinado híbrido (CCH1) .......................................... 96

Figura 24. Perfil de temperatura HRSG versus los gases de escape de la GT

(CCH1) ................................................................................................................... 98

Figura 25. Esquema Ciclo combinado híbrido (CCH2) ........................................ 103

15

Figura 26. Balance de masa y energía de la HRSG ............................................ 105


(CCH2) ................................................................................................................. 105

Figura 28. Porcentaje de exergía destruida por dispositivo (C0) ......................... 116








Figura 36. Porcentaje de exergía destruida por dispositivo (CCH1) .................... 133

Figura 37. Porcentaje de exergía destruida por dispositivo (CCH2) .................... 135

Figura 38. Comparación de la eficiencia energética ............................................ 137

Figura 39. Variación porcentual en la eficiencia térmica ...................................... 138

Figura 40. Comparación de la eficiencia exergética ............................................ 139

Figura 41. Variación porcentual de la eficiencia Exergética ................................. 139

Figura 42. Comparación RSU utilizados en los diferentes escenarios ................. 140

Figura 43. Variación de RSU utilizados en los diferentes escenarios .................. 141

Figura 44. Potencial de generación eléctrica entregada a la red ......................... 142

Figura 45. Variación porcentual de generación eléctrica entregada a la red ....... 143

Figura 46. Sistema de limpieza de gases SCR. ................................................... 147

Figura 47. Flujo de caja Escenario C1 ................................................................. 155

Figura 48. Flujo de caja Escenario CCH2 ............................................................ 155

Figura 49. Sensibilidad precio venta electricidad C1 ........................................... 157

Figura 50. Sensibilidad precio venta electricidad CCH2 ...................................... 158

Figura 51. Sensibilidad tarifa eliminación RSU C1 ............................................... 159

Figura 52. Sensibilidad tarifa eliminación RSU CCH2 ......................................... 160

Figura 53. Sensibilidad % financiado de la inversión C1 ..................................... 162

Figura 54. Sensibilidad % financiado de la inversión CCH2 ................................ 162

16

Nomenclatura:

Abreviación

BOIL Caldera HRSG Caldera de recuperación

BOM Bomba SH Súper calentador

CCH Ciclo combinado híbrido ST Turbina de vapor

COND Condensador Reg Regenerador

DEA Desaireador RSU Residuos sólidos urbanos

ECO Economizador WtE De residuos a energía

EECP Energía el consumida planta GN Gas natural

EVA Evaporador EXT Extracción de turbina

GT Turbina de gas CER Consumo específico residuos

PCI Poder calorífico inferior LCOE Costo nivelado electricidad

VAN Valor presente neto TIR Tasa interna de retorno

Símbolos

e Exergía especifica [kJ/kg] �� Potencia turbina [kW]

h Entalpía especifica [kJ/kg] �� Exergía [Kw]

�� Caudal másico [kg/s] v Volumen específico [m3 kg⁄ ]

p Presión [kPa] Símbolos griegos

s Entropía [kJ/kg.K] ɳ eficiencia

T Temperatura [℃] ϵ efectividad

Subíndices

ph Física mec Mecánico

k Componente S Vapor

el Eléctrica sc Subenfriamiento

exh Gases escape 0 Condiciones alrrededores

Isent Isentrópica liq Líquida

OUT Salida IN Entrada

Sat Saturación ch Química

d Destruida Xi Fracción Molar

Yi Peso molar

17

RESUMEN

Título: Evaluación termodinámica y económica para la generación eléctrica por


Autor: Nilson Yulian Castillo León

Palabras Claves: Residuos sólidos urbanos, análisis termodinámico, ciclo

Rankine, recalentamiento, regeneración, ciclo combinado híbrido.

Descripción

Actualmente, a nivel mundial la generación constante de Residuos Sólidos

Urbanos (RSU) se ha convertido en un desafío para la humanidad, que obliga a

plantear diferentes modelos de gestión. El objetivo de la presente investigación es

realizar una evaluación termodinámica y económica que valorice los RSU

gestionados en el vertedero de Bucaramanga (Carrasco), utilizando la tecnología

de Incineración para generación eléctrica (WtE).

Se evaluaron diez escenarios donde se incorporó regeneración, recalentamiento y

ciclo combinado híbrido (CCH). Para el cálculo de las propiedades en cada estado

se utilizó el software CoolProp ™. Los parámetros de vapor de los ciclos Rankine

se estimaron en 40 bar y 380°C, con un PCI de los RSU de 8,786 kJ/kg. La mayor

eficiencia energética se alcanzó en el escenario (C7) con un 23.7%, aumentando

en 1.5 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 (1.7%) la energía entregada a red respecto al escenario base.

Los ciclos combinados híbrido de gas natural aumentan la eficiencia energética

global, alrededor de 37% a 39%, el caudal másico de vapor aumenta en 48% para

el CCH1 y 66% para el CCH2, proporcionando un aumento de potencia eléctrica

de 88% y un 100.1% respectivamente.

Entre los ciclos Rankine simples, el escenario con un regenerador (C1) presenta la

mejor rentabilidad, con un periodo de recuperación de 19 años, un valor actual

neto (VAN) de 6.878.103 USD y tasa interna de retorno (TIR) de 11%. De los

ciclos combinados híbridos, el de mejor rentabilidad es el (CCH2), el cual retorna

la inversión en el año 17, un VAN de 31.754.531 USD y TIR de 13.7%, en este

escenario la variable más importante por ingresos de planta es la venta de

electricidad, diferente a los ciclos simples, que ven representado el mayor ingreso

por la tarifa de eliminación de RSU.

18

ABSTRACT

Title: Thermodynamic and economic assessment for electricity generation through

the incineration of urban solid waste.

Author: Nilson Yulian Castillo León

Keywords: Urban solid waste, thermodynamic analysis, Rankine cycle, reheating,

regeneration, hybrid combined cycle.

Description

Currently, worldwide the constant generation of Municipal Solid Waste (MSW) has

become a challenge for humanity that requires different management models. The

objective of this research is to carry out a thermodynamic and economic

assessment that assesses the MSWs managed at the Bucaramanga (Carrasco)

landfill, using Incineration technology for power generation (WtE).

Ten scenarios were evaluated where regeneration, reheating and hybrid combined

cycle (CCH) were incorporated. For the calculation of the properties in each state

of the different scenarios, the CoolProp ™ software was used. The steam

parameters of Rankine cycles were estimated at 40 bar and 380°C, with a lower

heating value (LHV, MSW) of 8,786 kJ/kg. Highest energy efficiency was achieved

on the scenario (C7) with 23.7%, increasing by 1.5 GWh/year (1.7%) power

delivered to the grid with respect to the baseline scenario. The combined cycles

hybrid of natural gas will increase the overall energy efficiency, around 37% to

39%, the mass flow rate of steam increases by 48% for the CCH1 and 66% for the

CCH2, providing an increase in electrical power of 88% and 100.1%, respectively.

Among the simple Rankine cycles, the scenario with a regenerator (C1) presents

the best profitability, with a recovery period of 19 years, NPV of 6,878,103 USD

and IRR of 11%. Of the hybrid combined cycles, the best profitability is the (CCH2),

which returns the investment in the year 17, NPV of 31,754,531 USD and IRR of

13.7%, in this scenario the most important variable by income from plant is the sale

of electricity, different from simple cycles, which are represented by the higher

income by the MSW disposal rate.

19

INTRODUCCIÓN

El crecimiento social y económico de países industrializados y en vía de desarrollo

enfrenta desafíos relacionados con la demanda eléctrica de sus urbes y el

procesamiento de residuos sólidos urbanos, los cuales difieren en composición y

tamaño. La generación desmedida de basuras durante 25 años a nivel mundial se

ha triplicado, pasando de 0.68 billones de toneladas en 1999 a 1.3 billones de

toneladas en el 2012, presentando un aumento en menos de 15 años del 91%, las

proyecciones del banco mundial indican que para el 2025 se generarían alrededor

de 2.2 billones de toneladas (Hoornweg & Bhada, 2012). Colombia no es ajena a

esta tendencia, anualmente se producen alrededor de 12 millones de toneladas de

RSU, de las cuales el 53% se concentran en los departamentos de Antioquia,

Valle del Cauca, Atlántico y el distrito capital con una generación per cápita de

0.85 kg/día por habitante (Marú Ruiz, Quintero Martínez, Beltrán Garzón, &

Hernández Sánchez, 2018) . Según la empresa de aseo del área metropolitana de

Bucaramanga, llegan alrededor de 1000 toneladas de basura a su vertedero lo

cual ha generado a la fecha cinco emergencias sanitarias (EMAB, 2017).

La disposición de desechos sólidos en vertederos es la solución predominante

adoptada en Colombia, el aumento en la producción de desechos, junto con la

falta de disponibilidad de espacio para nuevos vertederos, requiere replantear el

modelo, es allí, donde la tecnología de incineración es una alternativa atractiva de

recuperación energética que merece ser evaluada para la gestión sostenible en la

disposición final de las basuras, esta tecnología permite disminuir en un 90% el

volumen de los residuos y en un 75% el peso específico de los mismos,

reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero en comparación de los

vertederos actuales (Cerda, Alves, & Perrella, 2013). La energía eléctrica

producida por la biomasa de RSU es (parcialmente) renovable fortaleciendo la

seguridad energética y diversificando las fuentes de combustible primario

(Kalogirou, 2017), actualmente, son más de 800 plantas térmicas de recuperación

energética de residuos, las cuales operan en 40 países a nivel mundial; tratan

20

aproximadamente 11% de los RSU generados en todo el mundo y producen un

total de 429 TWh de potencial año (Tan et al., 2015).

Este estudio tiene como objetivo realizar una evaluación termodinámica y

económica que permita definir la viabilidad del uso de los residuos sólidos urbanos

como fuente de energía para una planta de conversión de residuos en energía

(WtE), se analizaron diferentes propuestas de plantas de incineración con

recuperación energética, donde se incluyen escenarios con múltiple regeneración,

recalentamiento y ciclos combinados para la generación eléctrica. Se utilizó como

punto de partida el pliego de condiciones e invitación pública realizada por la

empresa de aseo de Bucaramanga EMAB S.A-ESP, que pretende la

implementación de nuevas tecnologías para el aprovechamiento energético de los

residuos sólidos urbanos (RSU) en el área metropolitana de Bucaramanga,

departamento de Santander, república de Colombia (EMAB, 2017).

21

1. PLANTEAMIENTO DEL PROBLEMA

1.1 DEFINICIÓN DEL PROBLEMA Y JUSTIFICACIÓN

Para fundamentar el desarrollo de este estudio se tuvieron en cuenta

problemáticas relacionadas con las desventajas ambientales y de salud que

producen los rellenos sanitarios, el tiempo de vida útil de los vertederos en

Colombia, la implementación de tecnologías alternativas para la gestión de RSU,

las limitaciones en los parámetros de vapor en plantas incineradoras de RSU con

generación eléctrica y la identificación de variables económicas que permitan

evaluar de manera factible el rendimiento de la inversión.

Colombia realiza la disposición final de los residuos sólidos urbanos bajo el

esquema de rellenos sanitarios o vertederos municipales, este modelo ocupa la

última opción para el tratamiento sostenible de basuras (Kalogirou, 2017), siendo

considerada una fuente emisora de contaminantes atmosféricos tales como,

material biológico, gases y otros productos degradados de desechos orgánicos, lo

anterior constituye una importante fuente antropogénica de generación de gases

de efecto invernadero, representada principalmente por el biogás producto de la

descomposición biológica de la materia orgánica, que al producir metano (CH4)

incrementa el potencial de calentamiento global en 21 veces el representado por el

dióxido de carbono (CO2). Trazas de estos compuestos orgánicos volátiles (COV)

son potencialmente perjudiciales para la calidad del aire y la salud (Camargo &

Vélez, 2009).

En Colombia, según el informe más reciente de la superintendencia de servicios

públicos domiciliarios y del Departamento Nacional de Planeación (DNP), muestra

que la cifra de toneladas de residuos sólidos domiciliarios dispuestos en 2015

alcanzó las 9.967.844 toneladas, las cuales fueron llevadas a 227 sistemas de

disposición final, así: 147 rellenos sanitarios, 20 celdas transitorias, 11 celdas de

contingencia, 46 botaderos a cielo abierto, 2 enterramientos. En consecuencia al

22

7.5 % de los rellenos sanitarios en la actualidad ya se les acabó su vida útil y a un

15% le quedan menos de tres años (Universidad Nacional, 2017), entre estos se

encuentra la compleja situación del vertedero de Bucaramanga el CARRASCO,

que en el 2017 fue declarado en la quinta emergencia sanitaria con plazo de

solución al 01 de octubre del 2020, esta situación afecta a 25 mil habitantes que

residen en sus cercanías.

Para la Asociación Colombiana de Ingeniería Sanitaria y Ambiental (Acodal) en

Colombia sólo se aprovecha el 20% de los RSU, los cálculos indican que un 84%

de los RSU podrían ser aprovechados por medio de procesos de transformación

energéticos, siendo este motivo la barrera a vencer debido al poco avance en la

aplicación de este tipo de tecnologías (Jaramillo, Rodriguez, & Lozano, 2015).

La cantidad de energía recuperada de la combustión de residuos varía

significativamente con las características de los RSU (composición, flujo de masa,

frecuencia y PCI), la tecnología de combustión, las diferentes configuraciones y los

parámetros del ciclo de vapor. La corrosión sigue siendo el problema más

importante en la caldera de RSU, desafortunadamente los procesos de corrosión

tienen una naturaleza múltiple, cambian con el tiempo según la composición de los

RSU y están estrictamente relacionados con los parámetros de vapor, siendo

estos limitados a 380℃ y 40 bar, así, la presión y la temperatura en el generador

de vapor, marca la generación de corrosión, restringiendo la eficiencia del ciclo

(Branchini, 2012).

Las plantas WtE requieren de un alto costo de inversión, por este motivo, la

recaudación de fondos es el aspecto más importante a considerar, la mayoría de

las instituciones de financiación y los inversores individuales se preocupan por

aspectos como la confianza y estabilidad, razón por la cual, si no se cuenta con un

plan sólido de negocio, que se ajuste a realidades técnicas, sociales (aceptación

social) y económicas que evalúen la viabilidad del proyecto, junto con el

23

rendimiento de la inversión, será complejo obtener el capital necesario para su

desarrollo (Schneider, 2010).

En todo el mundo las instalaciones de conversión de residuos en energía son una

parte integral de la gestión sostenible de residuos, potenciando el reciclaje en la

fuente y el compostaje de material orgánico preseleccionado (sin ninguna

contradicción). Los procesos de combustión con producción de energía

(electricidad / calefacción urbana y en algunos casos, refrigeración urbana)

representan la tecnología más dominante y probada en la mayoría de más de

2000 plantas WTE en todo el mundo. La capacidad mundial actual de las plantas

de WTE es de aproximadamente 250 millones de toneladas anuales y se espera

según estimación de la Asociación Internacional de Residuos Sólidos (ISWA) y el

Programa de Naciones Unidas para el Medio Ambiente (PNUMA) un aumento

considerable de capacidad instalada en la próxima década (Kalogirou, 2017).

La realización de esta investigación se sustenta en evaluar a nivel termodinámico

y económico diferentes configuraciones de plantas para la tecnología de la

incineración de RSU con generación eléctrica (WtE), con el fin de proponer aquella

que, dentro del contexto regional, características físico-químicas de las basuras,

tecnología de combustión y viabilidad económica, sea factible para una futura

implementación en la gestión sostenible de RSU que ingresan al vertedero de la

ciudad de Bucaramanga, quedando como insumos las memorias realizadas para

nuevas alternativas y enfoques ingenieriles. Proyectos de esta índole permiten

disminuir la demanda por sitios de disposición final, reduciendo las emisiones

atmosféricas relacionadas con la biodegradación en los rellenos sanitarios y a su

vez desplazan parte de los combustibles fósiles que son utilizados en la

generación eléctrica.

24

1.2 DESCRIPCIÓN DE LA ALTERNATIVA DE SOLUCIÓN

Bajo las premisas presentadas en la definición del problema, los cuales se basan

en los impactos desfavorables al medio ambiente de los rellenos sanitarios a cielo

abierto, la vida útil limitada de los vertederos en Colombia, la falta de tecnologías

para el aprovechamiento energético de los residuos sólidos urbanos, lo cual hace

necesario preguntarse, qué alternativas nos ayudarían a gestionar de manera

sostenible la producción de residuos en nuestro territorio nacional.

La recuperación energética de los residuos sólidos urbanos, en función de la

generación eléctrica, es una gran alternativa para gestionar de manera sostenible

la disposición final de las basuras producidas en Colombia, la implementación de

tecnologías de aprovechamiento energético de los RSU permiten disminuir en un

90% el volumen de los residuos y en un 75% el peso específico de los mismos,

logrando eliminar gran parte de los residuos y por ende la utilización masiva e

indiscriminada de los rellenos sanitarios a cielo abierto, reduciendo las emisiones

de gases de efecto invernadero en comparación de los vertederos actuales (Cerda

et al., 2013). La energía eléctrica producida por la biomasa de RSU es

(parcialmente) renovable fortaleciendo la seguridad energética y diversificando las

fuentes de combustible primario (Kalogirou, 2017).

La utilización de los residuos sólidos urbanos (RSU) para la producción energética

se ha implementado a nivel mundial por muchas décadas, actualmente, son más

de 800 plantas térmicas de recuperación energética de residuos las cuales operan

en 40 países a nivel mundial; tratan aproximadamente 11% de los RSU generados

en todo el mundo y producen un total de 429 TWh de potencia (Tan et al., 2015).

25

2. OBJETIVOS

2.1 OBJETIVO GENERAL

Realizar una evaluación termodinámica y económica para diferentes esquemas de

ciclos a vapor en plantas de incineración, considerando la incorporación de

regeneración, recalentamiento y ciclo combinado híbrido por medio de la

incineración de Residuos Sólidos Urbanos para la generación de electricidad.

2.2 OBJETIVOS ESPECÍFICOS

Los objetivos específicos incluyen:

a) Definir los escenarios a evaluar para los sistemas de generación eléctrica,

incorporando ciclos con regeneración, recalentamiento y ciclos combinados

que utilicen RSU y Gas Natural como combustible.

b) Definir parámetros operacionales de funcionamiento para los diferentes

escenarios y configuraciones propuestos en el estudio.

c) Elaborar los modelos termodinámicos de los diferentes escenarios para la

realización de los balances de masa y energía.

d) Calcular resultados de desempeño energético y exergético para evaluar los

escenarios propuestos.

e) Determinar y calcular las variables influyentes a nivel económico que

permitan evaluar la factibilidad en la implementación de la tecnología de

incineración de RSU

26

3. MARCO REFERENCIAL

3.1 CONDICIONES SOCIODEMOGRÁFICAS DEL ESTUDIO

El presente estudio plantea la opción de implementar la tecnología de incineración

controlada de RSU en Bucaramanga y su área metropolitana, dichos municipios

pertenecen al departamento de Santander y a su vez a la república de Colombia.

Colombia en el año 2018 fue censada. 45,5 millones de personas. Según la razón

por sexo, en el país residen 95 hombres por cada 100 Mujeres. El 77,8% de las

personas viven en cabeceras municipales, el 15,1% en rural disperso y el 7,1% en

centros poblados para el año 2018. Con respecto al acceso de servicios públicos

domiciliarios, el servicio de mayor participación en las viviendas es el de energía

eléctrica con el 96,9% de las viviendas censadas, seguido por el de acueducto con

el 86,6% y recolección de basuras 81,4%. Se resalta el 42,3% de las viviendas

con servicio de internet (fijo o móvil) (DANE, 2018).

El área metropolitana de Bucaramanga está conformada por los municipios

de Bucaramanga, Floridablanca, Girón y Piedecuesta, pertenecientes a la

Provincia de Soto, los cuales se encuentran inscritos en la cuenca alta del río

Lebrija, y poseen una extensión total de 1479 Km (7°08′00″N 73°08′00″O)

https://es.wikipedia.org/wiki/Bucaramanga

https://es.wikipedia.org/wiki/Floridablanca_(Santander)

https://es.wikipedia.org/wiki/San_Juan_de_Gir%C3%B3n

https://es.wikipedia.org/wiki/Piedecuesta

http://tools.wmflabs.org/geohack/geohack.php?language=es&pagename=%C3%81rea_metropolitana_de_Bucaramanga&params=7.1333333333333_N_-73.133333333333_E_type:city

27

Figura 1. Ubicación de Área metropolitana de Bucaramanga

Fuente: https://www.amb.gov.co/

La población del área metropolitana es de 1,341,694 habitantes, y cuenta con una

densidad poblacional de 1041.3 habitantes por kilómetro cuadrado (AMB, 2018).

Su distribución se presenta en la siguiente tabla.

Tabla 1. Densidad poblacional del Área metropolitana de Bucaramanga

Municipios # habitantes

Bucaramanga 628,575

Floridablanca 316,669

San Juan Girón 210,283 Piedecuesta 186,167 TOTAL 1,341,694

Fuente: https://www.amb.gov.co/

https://www.amb.gov.co/


28

3.2 MARCO TEÓRICO

Como soportes teóricos para el desarrollo en este estudio, se tomaron en cuenta

conceptos de ciclos de potencia de vapor con regeneración, recalentamiento y

combinados, junto a herramientas financieras que permitan evaluar rentabilidades.

3.2.1 Ciclo Rankine

El ciclo ideal para describir las centrales eléctricas de vapor se denomina ciclo

Rankine, el cual no incluye irreversibilidades internas y está compuesto de los

siguientes cuatro procesos:

1-2 Compresión isentrópica en una bomba,

2-3 Adición de calor a presión constante en una caldera,

3-4 Expansión isentrópica en turbina,

4-1 Rechazo de calor a presión constante en un condensador

Figura 2. Ciclo Rankine ideal simple

29

Fuente (Cengel & Boles, 2012).

Los sistemas que utilizan vapor como fluido de trabajo y combustibles fósiles o

nucleares como fuentes primarias de energía son las que más se emplean para la

generación eléctrica y siguen creciendo en importancia. También se utiliza para

generar electricidad en sistemas de energía solar con altas temperaturas de

recolección (es decir, aquellas que involucran torres centrales o parabólicas con

mecanismos de seguimiento).

“El ciclo de Rankine empleado habitualmente en las centrales de vapor modernas

es mucho más complejo y exhibe una mayor eficiencia de conversión que el Ciclo

de Rankine simple original que fue ideado en el siglo XIX. El recalentamiento y el

calentamiento del agua de alimentación (es decir, la regeneración) son las

modificaciones principales que se han introducido Además de los elementos

requeridos para lograr el recalentamiento y el calentamiento de agua de

alimentación, sistemas auxiliares como los de circulación de agua, desagües de

refrigeración y reposición. Producción de agua y el tratamiento también se

incorpora en las plantas modernas de generación de energía” (Cengel & Boles,

2012).

3.2.2 Regeneración

El ciclo Rankine con regeneración busca la manera de elevar la temperatura del

líquido que sale de la bomba (llamado agua de alimentación) antes de entrar a la

caldera, esto incrementa la temperatura promedio a la que se añade el calor y por

consiguiente la eficiencia del ciclo.

El proceso de regeneración en plantas termoeléctricas se logra a través de la

extracción de vapor en la turbina de extracción-condensada. El vapor extraído

podría producir más trabajo si se expandiera aún más en la turbina, sin embargo,

se utiliza para calentar el agua de alimentación. El dispositivo donde el agua de

30

alimentación se calienta por regeneración se llama un regenerador o calentador de

agua de alimentación (Cengel & Boles, 2012).

La regeneración no solo mejora la eficiencia del ciclo, sino que también

proporciona una conveniente forma de ventilar el agua de alimentación

(eliminando gases no rastreables por medio de un calentador abierto) para evitar

la corrosión en el entorno de la caldera, este proceso es conocido como

desaireación. También ayuda a controlar el gran volumen de flujo de vapor en la

fase final de la turbina (debido a los altos volúmenes específicos a bajas

Presiones) (Moran & Shapiro, 2011).

Figura 3. Ciclo de potencia de vapor regenerativo con desaireador


3.2.2.1 Grado óptimo de regeneración

La eficiencia del ciclo es máxima cuando el aumento total en la entalpía del agua

de alimentación, a partir de la temperatura del condensador hasta la temperatura

31

de saturación de la caldera se divide por igual entre el número de regeneradores

que se utilizarán. Cuanto mayor sea el número de calentadores, mayor será la

temperatura del agua de alimentación que entra en la caldera, por lo que se

necesita menos calor para agregar, logrando aumentar la temperatura media de

adición de calor y en consecuencia, aumentar la eficiencia del ciclo.

La máxima eficiencia se logra cuando los calentadores de agua de alimentación

alcanzan la misma diferencia de temperatura dada por la diferencia óptima

calculada como:

∆𝑇 𝑜𝑝𝑡𝑖𝑚𝑎 = (𝑇𝑠𝑎𝑡)𝐶𝐴𝐿𝐷 − (𝑇𝑠𝑎𝑡)𝐶𝑂𝑁𝐷

𝑛 + 1 ( 1 )

Donde la (𝑇𝑠𝑎𝑡)𝐶𝐴𝐿𝐷 , (𝑇𝑠𝑎𝑡)𝐶𝑂𝑁𝐷 son las temperaturas de saturación

correspondientes a la presión de operación de caldera y de condensador,

respectivamente. ( 𝑛 ) Es el número de regeneradores empleados.

El mayor aumento en la eficiencia proviene del primer calentador, con cada

calentador adicional aumenta la eficiencia del ciclo y disminuye sucesivamente

como se ilustrado en la figura 4 (Nag, P, Deshmukh, & Programme, 2008)(Badr,

Probert, & Callaghan, 1990).

32

Figura 4. Disminución de eficiencia conforme aumenta el número de calentadores

Fuente.(Nag, P et al., 2008)

3.2.3 Recalentamiento

El funcionamiento del recalentamiento se ilustra en la Figura 5. Después de la

expansión en la sección el vapor de la turbina de alta presión se devuelve al

generador de vapor donde está recalentado por los gases de combustión,

idealmente a la temperatura máxima del ciclo. El vapor recalentado (ahora con

mayor temperatura y entalpía) continúa su expansión en la sección de baja

presión de la turbina hasta que alcanza la presión del condensador (Badr et al.,

1990).

Las principales variables en este tipo de configuración son la presión y la

temperatura de recalentamiento. El vapor vivo o el vapor de recalentamiento en

plantas operadas con biomasa tienen temperaturas típicas en el rango de 450 ° C

- 540 ° C dependiendo de la calidad del combustible (Ikaheimonen, Hulkkonen,

Fabritius, & Kapanen, 2012).

33

Los recalentadores son esencialmente similares a los sobrecalentadores, pero

difieren en presiones operativas. Para los combustibles fósiles, el vapor que

circula por el sobrecalentador de la caldera puede tener una presión de hasta

2,470 psig (170 bar), mientras que la presión de operación para recalentadores es

menor, aproximadamente 580 psig (40 bar) (Ikaheimonen et al., 2012). Para cada

conjunto de parámetros de vapor (presión y temperatura) hay una presión de

recalentamiento ideal, logrando la máxima eficiencia del ciclo.

Grandes plantas (150 MW en adelante) usualmente alimentadas por combustibles

fósiles, llevan sistemas de recalentamiento dentro de sus configuraciones. Hay

algunas pocas con capacidad de 20 MW, que operan con biomasa y usan el

recalentamiento dentro de su configuración (Ikaheimonen et al., 2012)(Badr et al.,

1990).

El recalentamiento puede resultar en una mejora en la eficiencia del ciclo debido al

aumento de la temperatura media termodinámica a la que se agrega calor. Sin

embargo, la ventaja más significativa de usar el recalentamiento es que el vapor

es más seco a la salida de la turbina, cuando los parámetros de funcionamiento

son altos; lo que evita el desgaste acelerado de las paletas de la turbina causadas

por la erosión. Cuando la temperatura y la presión del vapor son aumentadas en

procura de mayor eficiencia, se recomienda usar recalentamiento para evitar la

alta humedad en la salida de la turbina de condensación (Badr et al., 1990).

34

Figura 5. El ciclo Rankine ideal con recalentamiento


“La temperatura termodinámica promedio puede incrementarse durante el proceso

de recalentamiento aumentando el número de fases de expansión y

recalentamiento. Sin embargo, el uso de más de dos fases de recalentamiento no

es práctico. La mejora de la eficiencia teórica debido al segundo recalentamiento

es casi la mitad de la mejora debido a un solo recalentamiento. Si la presión de

entrada de la turbina no es suficiente alto, los resultados de dos fases de

recalentamiento darían como resultado un escape sobrecalentado.

Esto no es deseable porque hace que aumente la temperatura promedio de

rechazo de calor, sin embargo, la eficiencia del ciclo se reduciría. Por lo tanto, el

recalentamiento doble solo se usa en plantas con presión supercrítica (P> 6.22

MPa). Una tercera fase de recalentamiento aumentaría eficiencia del ciclo en casi

la mitad de la mejora lograda por el segundo recalentamiento. Esta ganancia es

tan pequeña que no justifica el costo y la complejidad adicional (Cengel & Boles,

2012)”.

35

3.2.4 Ciclo Brayton: El ciclo ideal para los motores de turbina de gas:

“Actualmente se utiliza en turbinas de gas donde los procesos tanto de

compresión como de expansión suceden en maquinaria rotatoria. Las turbinas de

gas generalmente operan en un ciclo abierto. Se introduce aire fresco en

condiciones ambiente dentro del compresor, donde su temperatura y presión se

elevan. El aire de alta presión sigue hacia la cámara de combustión, donde el

combustible se quema a presión constante. Los gases de alta temperatura que

resultan entran a la turbina, donde se expanden hasta la presión atmosférica,

produciendo potencia. Los gases de escape que salen de la turbina se expulsan

hacia fuera (no se recirculan), causando que el ciclo se clasifique como un ciclo

abierto.

El ciclo de turbina de gas abierto descrito anteriormente puede modelarse como

un ciclo cerrado, empleando las suposiciones de aire estándar. En este caso los

procesos de compresión y expansión permanecen iguales, pero el proceso de

combustión se sustituye por uno de adición de calor a presión constante desde

una fuente externa, mientras que el proceso de escape se reemplaza por otro de

rechazo de calor a presión constante hacia el aire ambiente. El ciclo ideal que el

fluido de trabajo experimenta en este ciclo cerrado es el ciclo Brayton, el cual está

integrado por cuatro procesos internamente reversibles” (Cengel & Boles, 2012):

1-2 Compresión isentrópica (en un compresor)

2-3 Adición de calor a presión constante

3-4 Expansión isentrópica (en una turbina)

4-1 Rechazo de calor a presión constante

36

Figura 6. Motor de turbina de gas de ciclo cerrado


3.2.5 Ciclo combinado híbrido – CCH:

Aunque la terminología estandarizada para abordar la conexión térmica entre

diferentes sistemas no existe, el ciclo combinado (CC) es el término comúnmente

usado para ello. El concepto CC no es nuevo y está muy extendido: se remonta a

la idea de un CC convencional de gas-vapor, basado en una turbina de gas GT

como unidad superior y un ciclo de vapor como inferior.

El término ciclo superior (TC), aborda el ciclo de potencia de cualquier motor

térmico que acepte energía térmica a un alto nivel de temperatura y cuyo calor de

escape restante se explota en otro ciclo a un nivel de temperatura más bajo.

Ejemplos típicos como la turbina de gas (GT) y motores de combustión interna

(MCI), los sistemas de TC por lo general, utilizan combustibles gaseosos o

líquidos de alta calidad.

37

El término ciclo inferior (BC) se refiere a cualquier ciclo de energía cuyo suministro

de calor viene en forma de calor rechazado de otro ciclo de energía. El propio BC

rechaza calor al nivel de temperatura más bajo posible. Un ejemplo típico de un

BC es el conocido ciclo de Rankine, que trabaja con agua / vapor o cualquier otro

fluido de dos fases (como el ciclo orgánico de Rankine).

El término ciclo híbrido denota específicamente ciclos de potencia combinados de

"combustible dual" donde se utilizan diferentes combustibles para el TC y BC

(Petrov, Martin, & Hunyadi, 2002).

Una de las principales ventajas. CCH es la posibilidad de utilizar combustibles de

baja calidad (combustibles sólidos, tales como residuos sólidos (RSU) o biomasa)

en el BC, junto con la explotación de la totalidad Potencial de los combustibles de

alto grado (gaseosos o líquidos) en el TC (Branchini & Perez-Blanco, 2012).

Figura 7. Esquema de integración turbina de gas / incinerador de RSU

Fuente.(Bianchi, Branchini, Pascale, & Falchetti, 2014)

38

3.2.6 Análisis de sensibilidad:

Es un término financiero, muy utilizado en las empresas para tomar decisiones de

inversión, que consiste en calcular los nuevos flujos de caja y el valor presente

neto VAN (proyectos, negocios, etc.) al cambiar una variable (la inversión inicial, la

duración, los ingresos, la tasa de crecimiento de los ingresos, los costes, etc.) De

este modo teniendo los nuevos flujos de caja y el nuevo VAN se podrá recalcular y

mejorar las estimaciones sobre puntos críticos del proyecto a implementar (Cerda

et al., 2013).

3.3 MARCO LEGAL

A continuación, se presentan las directrices legales en Colombia, relacionando

tres aspectos que soportan a nivel legal el desarrollo de este estudio, el primero,

es la disposición de residuos sólidos Urbanos, el segundo son las emisiones

admisibles a la atmosfera producidas por fuentes fijas y por último, las diferentes

regulaciones a generadores de energía eléctrica por medio de fuentes no

convencionales.

3.3.1 Disposición final de residuos sólidos urbanos

Decreto 2811 de 1974. Por el cual se dicta el código nacional de recursos

naturales renovables y protección al medio ambiente. Este código regula

elementos y factores ambientales, como los residuos, basuras, desechos y

desperdicios. En el título III de los residuos, basuras y desperdicios y en su

artículo 35 se menciona la prohibición de descargar sin autorización los residuos y

en general, que deterioren los suelos o causen daño a individuos o núcleos

humanos (COLOMBIA, 1974).

39

Ley 9 de 1979. Consagra el código sanitario nacional y compilan las normas en

materia sanitaria en cuanto a la afectación de la salud humana y el medio

ambiente; desarrolla algunos de los más importantes aspectos con el manejo de

los residuos, desde la definición de términos, hasta la forma de disposición

autorizada para cierto cuerpo de residuos.

Ley 99 de 1993. Mediante esta ley se creó el que era el ministerio del medio

ambiente, se reordeno el sector público encargado de la gestión y conservación

del medio ambiente y de los recursos naturales renovables, se organizó el sistema

nacional ambiental, SINA y se distaron otras disposiciones.

Ley 142 de 1994. Por la cual se establece el régimen de los servicios públicos y

se dictan otras disposiciones, describiendo que el aprovechamiento de los

residuos sólidos, son actividades complementarias del servicio público domiciliario

de aseo, y que por lo tanto le son aplicables todas las normas.

Decreto nacional 1713 de 2002. Menciona que el municipio o distrito y las

personas prestadoras del servicio de aseo son responsables de coordinar las

actividades en el marco de los programas establecidos para el desarrollo

respectivo del plan de gestión integral de residuos sólidos-PGIRS.

Decreto 838 de 2005. Por el cual se modifica el Decreto 1713 de 2002 sobre

disposición final de residuos sólidos y se dictan otras disposiciones. Tiene por

objeto promover y facilitar la planificación, construcción y operación de sistemas

de disposición final de residuos sólidos, como actividad complementaria del

servicio público de aseo, mediante la tecnología de relleno sanitario. Igualmente,

reglamenta el procedimiento a seguir por parte de las entidades territoriales para

la definición de las áreas potenciales susceptibles para la ubicación de rellenos

sanitarios.

40

Resolución 1390 del 2005. Por la cual se establecen directrices y pautas para el

cierre, clausura y restauración o transformación técnica a rellenos sanitarios de los

sitios de disposición final a que hace referencia el artículo 31 de la Resolución

1045 del 2003 del Ministerio de Medio Ambiente que no cumplan las obligaciones

indicadas en el término establecido en la misma y sus modificaciones en especial

la Resolución 1684 de 2008.

Resolución 1274 de 2006. Por la cual se establecen los términos de referencia

del Estudio de Impacto Ambiental para la construcción de rellenos sanitarios.

Resolución 1291 de 2006. Ministerio de Ambiente, Vivienda y Desarrollo

Territorial. Por la que se establecen los términos de referencia para la elaboración

del diagnóstico ambiental de alternativas – DAA para la construcción y operación

de rellenos sanitarios.

3.3.2 Emisiones admisibles a la atmosfera

Ley 2811 de 1974. Según el artículo 73. Corresponde al Gobierno mantener la

atmósfera en condiciones que no causen molestias o daños o interfieran el

desarrollo normal de la vida humana, animal o vegetal y de los recursos naturales

renovables.

Ley 99 de 1993. Que corresponde al Ministerio de Ambiente, Vivienda y

Desarrollo Territorial, de acuerdo con los numerales 2, 10, 11, 14 y 25 del artículo

5. determina las normas ambientales mínimas y las regulaciones de carácter

general aplicables a todas las actividades que puedan producir de manera directa

o indirecta daños ambientales y dictar regulaciones de carácter general para

controlar y reducir la contaminación atmosférica en el territorio nacional y

establecer los límites máximos permisibles de emisión, descarga, transporte o

41

depósito de substancias, productos, compuestos o cualquier otra materia que

pueda afectar el medio ambiente o los recursos naturales renovables.

Decreto 948 de 1995. Que de conformidad con el artículo 137, el Ministerio de

Ambiente, Vivienda y Desarrollo Territorial procede a establecer mediante la

presente resolución las normas y estándares de emisión de contaminantes a la

atmósfera para fuentes fijas.

Resolución 909 de 5 junio del 2008. Por la cual se establecen las normas y

estándares de emisión admisibles de contaminantes a la atmósfera por fuentes

fijas. Según el capítulo II, articulo 4, se muestra en la tabla 2 los siguientes

estándares.

Tabla 2. Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire para

actividades industriales a condiciones de referencia (25 ºC y 760 mm Hg) con

oxígeno de referencia del 11%.

Fuente. (MINISTERIO DE AMBIENTE VIVIENDA Y DESARROLLO

TERRITORIAL, 2008)

42

En su capítulo XII presenta los estándares de emisión admisibles de

contaminantes al aire para instalaciones donde se realice tratamiento térmico a

residuos y/o desechos peligrosos, según la tabla 3 se muestra los siguientes

estándares.

Tabla 3. Estándares de emisión admisibles de contaminantes al aire para todas las

instalaciones de incineración a condiciones de referencia (25 ºC, 760 mm Hg) con

oxígeno de referencia al 11%.

Fuente. (MINISTERIO DE AMBIENTE VIVIENDA Y DESARROLLO

TERRITORIAL, 2008)

3.3.3 Generadores de energía eléctrica por medio de fuentes no

convencionales.

43

LEY 697 DE 2001. Mediante la cual se fomenta el uso racional y eficiente de la

energía, se promueve la utilización de energías alternativas y se dictan otras

disposiciones.

DECRETO 3683 DE 2003. El objetivo del presente Decreto es reglamentar el uso

racional y eficiente de la energía, de tal manera que se tenga la mayor eficiencia

energética para asegurar el abastecimiento energético pleno y oportuno, la

competitividad del mercado energético colombiano, la protección al consumidor y

la promoción de fuentes no convencionales de energía, dentro del marco del

desarrollo sostenible y respetando la normatividad vigente sobre medio ambiente y

los recursos naturales renovables.

LEY 1715 DE MAYO DEL 2014. Por medio de la cual se regula la integración de

las energías renovables no convencionales al sistema energético nacional.

DECRETO 2469 DE 2014 DICIEMBRE. Por el cual se establecen los lineamientos

de política energética en materia de entrega de excedentes de autogeneración.

DECRETO 1073 2015 MAYO. Por medio del cual se expide el decreto único

reglamentario del sector administrativo de minas y energía

RESOLUCIÓN 281 DE 2015 UPME JUNIO. Por la cual se define el límite máximo

de potencia de la autogeneración a pequeña escala.

(El límite máximo de potencia de la autogeneración a pequeña escala será de un

(1) MW, y corresponderá a la capacidad instalada del sistema de generación del

autogenerador.)

DECRETO 348 DE MARZO DEL 2017. Por el cual se adiciona el Decreto 1073 de

2015, en lo que respecta al establecimiento de los lineamientos de política pública

en materia de gestión eficiente de la energía y entrega de excedentes de

autogeneración a pequeña escala

44

DOCUMENTO CREG-066 2017 AGOSTO. Autogeneración a pequeña escala y

generación distribuida. Facilitar la integración de AGPE-DG a la red de distribución

de energía eléctrica de manera organizada para mantener los estándares técnicos

en la red, efectuando una adecuada remuneración de los excedentes.

4. ESTADO DEL ARTE

De acuerdo a la revisión bibliográfica en este apartado, se presentan estudios que

definen los RSU como combustible renovable, características de los RSU, las

tecnologías y dispositivos utilizados en los ciclos (Hornos, Calderas Turbinas), los

parámetros de planta (plantas de referencia mundial), los diferentes esquemas y

arreglos incluyendo los ciclos combinados híbridos en función de la eficiencia para

plantas WtE.

El tratamiento térmico de los residuos con recuperación de energía pertenece a

fuentes de energía renovable, aprovechando la problemática de los residuos para

convertirla en combustible disponible en la producción de energía y posteriormente

siendo utilizados en servicios públicos convencionales. De acuerdo con este

enfoque, se destacan dos ventajas principales: los residuos se procesan y al

mismo tiempo se produce energía, por esta razón, hoy las plantas de tratamiento

térmico asociados a la producción de energía son comúnmente conocidas como

plantas Waste to Energy (WtE). Sobre el grado de renovabilidad del carbono

contenido en los RSU (el carbono tiene aproximadamente un 25% en masa para

desechos, con PCI de 10 GJ / Mg), se debe considerar que este carbono está

unido en una variedad de materiales como desperdicio de alimentos, residuos de

jardín, de madera, papel, cartón, residuos textiles y plásticos (Pavlas, Bedar, &

Kropac, 2009).

Gohlke (2009) Afirma que más del 50% del carbono es de origen biogénico,

mientras que la parte restante es de origen fósil, como también lo confirma la

técnica C14, que para varias plantas analizadas en los Estados Unidos en 2007–

45

2008 mostró que el 66 % del carbono en los RSU de Estados Unidos son

biogénicos. (Departamento de Energía de los Estados Unidos, 2007) (Gohlke,

2009).

Calculó que para una planta de WtE con parámetros moderados de vapor (48.5

MW PCI de potencia de combustión, 40 bar / 380℃, sin recuperación de calor,

eficiencia eléctrica neta 20.6%), suponiendo que el 56% de los RSU es de origen

biogénico, la emisión específica de CO2 es aproximadamente 0.4 Mg por MWh de

electricidad producida, y comparó estos valores con las emisiones específicas de

las plantas de energía de combustibles fósiles (por ejemplo, una central eléctrica

de carbón puede emitir aproximadamente 0,84 Mg de CO2 por MWh de

electricidad producida) (Gohlke, 2009). En este sentido, algunos autores invitan a

realizar separación en la fuente, (desechos orgánicos, papel y cartón) ya que el

contenido de energía renovable de los RSU pueden ser inferiores a los valores

citados anteriormente (Horttanainen, Teirasvuo, Kapustina, Hupponen, &

Luoranen, 2013).

El proceso de incineración puede ser alimentado directamente por RSU o varios

tipos de residuos industriales, por medio de quema directa masiva, donde un pre

tratamiento de los residuos (a menudo tratamiento mecánico biológico – MBT)

(Calabrò, 2010), puede mejorar el poder calórico de los RSU (reduciendo el

contenido de humedad y cenizas) y los parámetros ambientales (es decir,

reducción de cloro y mercurio) (Cimpan & Wenzel, 2013). Vale la pena recordar

que pueden ser quemado residuos sin el uso de combustibles auxiliares, cuando

su PCI supera los 5 – 7 GJ/Mg (Chen & Christensen, 2010), (Komilis, Kissas, &

Symeonidis, 2014).

El tipo y el diseño de los equipos utilizados para incinerar los residuos (es decir, la

cámara de combustión) están fuertemente influenciadas por el hecho de que los

residuos son generalmente sólidos y contienen partículas bastante grandes

(Komilis et al., 2014). La mayoría de los combustores de residuos actualmente en

46

uso, pertenecen a tres familias principales: Rejilla fija o móvil, horno rotatorio y

lecho fluidizado. La tecnología de cámara de combustión de parrilla móvil ha

alcanzado un alto nivel de desarrollo y es la tecnología más ampliamente utilizada

para la incineración de residuos, según la Comisión Europea (2006) los

combustores de rejilla móvil ofrecen la mayor capacidad de tratamiento en

términos térmicos de entrada por línea (hasta 120MW sobre PCI). (Europea,

2011).

Centrándose en la generación de electricidad solamente, la eficiencia de plantas

WtE es bastante baja en comparación con las plantas de energía alimentadas con

combustibles fósiles convencionales. La máxima eficiencia eléctrica neta de

plantas WtE registrada en la literatura es del 30% sobre la base PCI. (Gohlke &

Martin, 2007)(Murer et al., 2011) De hecho, en 2007, Graus y otros determinaron

que la eficiencia promedio ponderada internacional sobre base PCI fueron 35%

para el carbón, 45% para el gas natural y 38% para generación de energía de

petróleo (Murer et al., 2011). Las eficiencias más altas observadas para el carbón

fue de aproximadamente 42% PCI en la UE, para la generación de energía con

carbón el rendimiento promedio aumentó de 34% PCI en 1990 a 38% PCI en 2005

y se espera que aumente hasta un 40% PCI 2020 (Graus & Worrell, 2009).

Las razones de rendimientos relativamente bajos, en comparación a plantas de

energía convencionales, se deben principalmente a los efectos de las limitaciones

económicas y técnicas. En particular, los siguientes puntos se pueden identificar

(Lombardi, Carnevale, & Corti, 2015):

(i) El tamaño en función de la capacidad térmica de los RSU (Reimann,

2012).

(ii) Parámetros de vapor conservador (es decir presión de evaporación y

temperatura de sobrecalentamiento) debido a diferentes agentes

47

corrosivos en el generador de vapor (Viklund, Hjörnhede, Henderson,

Stålenheim, & Pettersson, 2013)(Lee, Themelis, & Castaldi, 2007).

(iii) Alta presión relativa de condensación (Gohlke, 2009)(Barigozzi,

Perdichizzi, & Ravelli, 2011).

(iv) Configuración de ciclo simple, (limitada integración de regeneradores y

recalentamiento) (Pavlas, Bedar, & Klimek, 2013).

(v) Pérdida de la posibilidad en el precalentamiento del aire (Stehlik, 2012).

(vi) Gran tasa de consumo de energía en la planta (Gohlke & Martin,

2007)(Damgaard, Riber, Fruergaard, Hulgaard, & Christensen, 2010)

Existen plantas con mejoras en su diseño y recubrimientos especiales en sus

materiales que permiten operar el ciclo de vapor a parámetros más elevados, Un

ejemplo de una planta moderna WtE con parámetros de vapor muy altos se

encuentra en Amsterdam (NL), puesta en marcha en 2007 con una capacidad de

530.000 toneladas al año y 10 GJ/kg PCI, equipada con una parrilla horizontal,

utilizando parámetros de vapor de 130 bar y 440 ℃ y vapor recalentado, para

lograr un máximo de 30 % de eficiencia (34,5% bruto) y una disponibilidad de

92.4% (Murer et al., 2011). La ventaja de este concepto es la alta eficiencia

energética debido a la alta presión y el recalentamiento combinado con un

recalentador convencional a temperatura de 440 C. en el recalentador intermedio

recibe vapor saturado de la primera etapa de la turbina a 320 ℃ y 14 bar. El

condensador opera a una presión de 0,03 bar y es enfriado por circuitos de agua.

El recubrimiento en el horno por muros de agua están protegidos por Inconel

(tenga en cuenta que la temperatura de vapor saturado se incrementa con

respecto a los valores convencionales debido al aumento de la presión), mientras

que el sobrecalentador es hecho de acero de carbono sin ningún revestimiento

especial. Según Informe de los mismos autores no se cambiaron tubos sino

después de 30.000 horas de funcionamiento por caldera.

Otro ejemplo de una planta moderna WtE se encuentra Brescia (IT), se puso en

marcha en 1998 con dos líneas, estas se alimentan de RSU, lodos de depuradora

48

y residuos de biomasa (cantidad total de la alimentación en 2010 fue de 551.728

Toneladas al año) y opera con parámetros de vapor 61 bar / 450℃; electricidad

bruta con eficiencia de 27%, eficiencia neta es 24%. En 2004 ingreso a operar la

línea 3, se alimenta de residuos biomasa y las aguas residuales de lodo (cantidad

total de alimentación en 2010 fue de 257,599 Toneladas anuales) y funciona con

los parámetros de vapor 480℃ / 73 bar; eficiencia eléctrica bruta es de 28%,

eficiencia neta es 25%. Las tres líneas están equipadas con una rejilla principal de

acción inversa (Gohlke & Martin, 2007).

Main y Maghon (2010) investigaron sobre diferentes medidas que se presentaran

a continuación para optimizar las condiciones de caldera y combustión con

respecto a las plantas convencionales WtE, para el cual calculan, como valores de

referencia una eficiencia de caldera de 86,5% y 26.35% de eficiencia bruta (en las

siguiente condiciones: 40 bar; 400℃, 60% exceso de aire, temperatura del gas de

combustión en la salida de la caldera: 190 C; PCI 11 GJ/Mg; presión del

condensador: 0,1 bar).

En Hameln (Alemania) Se instaló una nueva unidad de horno y caldera en el año

2006 en la planta de WtE (40 MW PCI de entrada térmica, residuos PCI 12 GJ /

Mg, parámetros de vapor 41 bar y 400℃). Esta modificación permitió reducir el

exceso de aire de 1.9 a 1.39, aumentando la eficiencia de la caldera al 87,65% y la

producción de energía bruta hasta 26,63% (Main & Maghon, 2010).

En la planta WtE en Arhus (Dinamarca), en funcionamiento a partir de 2005

(51MW entrada térmica PCI; residuos PCI 10.5 GJ / Mg; vapor parámetros 42

barra, 400℃), se implementó una modificación para bajar la temperatura de salida

de la caldera a 100℃. El enfriamiento del gas de chimenea adicional fue

alcanzado agregando un economizador externo para llegar a 140℃ y un

intercambiador de calor de gas de humo a 100℃. El calor recuperado desde el

intercambiador de calor de última etapa se utiliza, junto con la parrilla de calor para

49

precalentar el aire de enfriamiento. La eficiencia de la caldera aumentada de

92.63% y producción de energía bruta 28.14% (Main & Maghon, 2010).

Recalentamiento de vapor de 400℃ a 520℃ con un sobrecalentador externo que

consiste en una caldera de gas natural, se realizó en una nueva planta de WtE en

Heringen (Alemania) (dos unidades con 58MW LHV entrada térmica; residuos LHV

12 GJ / Mg; parámetros de vapor 81 bar, 520℃). La variante del sobrecalentador

externo, en condiciones similares al caso de referencia, tiene una eficiencia de

caldera del 87,65% y una eficiencia energética del 29,68% (Main & Maghon,

2010).

En la nueva planta de WtE en Nápoles (Italia), en operación desde el principio

2009 (tres líneas con 113.3 MW, potencia térmica residuos de PCI 15,1 MJ/Mg),

las calderas están diseñadas para vapor de altos parámetros de 500 ℃ 90 bar.

Los recalentadores de vapor se encuentran en una zona de temperatura de gas de

combustión por encima de 800 ℃, que requieren ser protegidos por hormigón

monolítico SiC, con el fin de aumentar su vida útil. Para estos parámetros de vapor

más altos no cambia la eficiencia de la caldera de 86,5%, pero la potencia bruta

alcanza una eficiencia de 30.2% (Main & Maghon, 2010).

Cuando no se puede aplicar la recuperación de calor y el rendimiento eléctrico no

se puede mejorar según las posibilidades técnicas, pueden explorarse soluciones

descritas no convencionales. Uno de los muchos conceptos discutidos es la

integración del incinerador de residuos municipales con una turbina de gas

combinando el ciclo (Otoma, Mori, & Terazono, 1997);(Korobitsyn, Jellema, & Hirs,

1999);(Consonni & Silva, 2007);(Qiu & Hayden, 2009);(Poma, Verda, & Consonni,

2010);(Udomsri, Martin, & Fransson, 2010)(Galvarino, Balcazar, Dias, Antonio, &

Balestieri, 2013). La idea principal se basa sobre la posibilidad de sobrecalentar el

vapor producido por la caldera WtE en una caldera de recuperación HRSG, por

medio de los gases de escape de la turbina de gas, permitiendo elevar la

temperatura sin los riesgos de corrosión mencionados anteriormente.

50

Se proponen dos diferentes configuraciones para la integración de la turbina de

gas, mostrando una eficiencia eléctrica con valores en el rango de 30-42%,

dependiendo de la relación entre la entrada de gas natural y el total de energía de

entrada (Qiu & Hayden, 2009). En los supuestos técnicos para los dos ciclos se

podría calcular una eficiencia eléctrica neta de 46,3% para una integración de ciclo

combinado WtE / GT (Poma et al., 2010), donde Tubos de escape de la GT se

utilizan principalmente para el recalentamiento del vapor en el sobrecalentador y el

agua de los ahorradores, mientras que la producción de calor de vapor saturado

se realiza casi en su totalidad en el evaporador de la parte de WtE.

Una forma diferente de acoplamiento WtE/GT, se basa en la incineración de RSU

en una caldera de lecho fluidizado burbujeante (a 40 bar), produciendo gas de

síntesis que después de una limpieza se inyecta en la turbina de gas, para esta

configuración los autores calculan una eficiencia eléctrica neta de 33,4% (Souza-

santos & Bernal, 2014).

En la tabla 4 se observan los incineradores reportados por la unión europea (UE-

15) en el 2005

País Numero de

incineradores

Capacidad

total [t/día]

Capacidad

promedio [t/día]

Austria 9 2184 243

Bélgica 18 8808 489

Dinamarca 34 13848 407

Finlandia 1 192 192

Francia 127 45816 361

Alemania 68 58680 863

Grecia - - -

Irlanda - - -

Italia 52 17088 329

51

Luxemburgo 1 310 310

Holanda 13 16080 1237

Portugal 3 4920 1640

España 10 9264 421

Suecia 30 5880 588

Inglaterra 22 12312 410

Total EU-15 388 195,382 504

Tabla 4. Número y capacidad de la planta de incineradores de RSU en la UE-15

(Branchini, 2012)

En la tabla 5 se observan algunos datos sobre WTE, de informes anuales de los

países miembros de la UE-15, en el 2010.

País

RSU

Tratados

[Giga ton]

#

Planta

WtE

Gen

Eléctrica

[𝐆𝐖𝐡/𝐚ñ𝐨]

Gen

Calor


Electricidad

exportada


Calor

exportado


%

Electri

RSU

Bélgica 2800 16 1400 1240 1110 510 1.69

Dinamarc 3590 29 1866 7034 1586 6331 5

Finlandia 0.179 2 17 - 3 335 0.02

Francia 13000 132 3489 6573 2767 6155 0.6

Alemania 19066 69 7666 - 5724 14160 1.2

Italia 4600 49 3100 900 - - 1.06

Noruega 1091 20 105 2806 105 1873 0.07

Holanda 6000 11 2907 - 2326 - 2.76

Portugal 1100 3 584 - 479 - 1.3

Hungría 101 1 173 757 143 144 0.46

Suecia 4500 29 1650 12300 - - 1.15

Suiza 3611 29 1833 3241 - - 2.84

Tabla 5. Reporte anual de plantas WtE en la UE 2010 (Branchini, 2012).

En Colombia se han realizado estudios sobre la necesidad de gestionar de

manera sostenible los residuos por medio de instalaciones WtE, uno de ellos

52

concluyo; “las compañías eléctricas colombianas parecen considerar los proyectos

de WTE que producen electricidad solo desde el punto de vista de comparar los

costos de inversión por kilovatio instalado y el costo de generación por kilovatio-

hora, con proyectos hidroeléctricos, eólicos o solares. En general, esto significa

que la generación de electricidad a partir de RSU parece no ser rentable ni viable.

Esta conclusión también se siente en las empresas y entidades del sector de

residuos. Por supuesto, de esta manera, no se incluye la imagen integral y

completa, ya que el sector de los desechos debe considerar una perspectiva más

sostenible” (Posada, Naranjo, & Ospina, 2019).

Un estudio realizado de factibilidad técnica y económica sobre la generación

eléctrica por medio de los RSU en donde se utilizaron cuatro tecnologías WtE en

tres poblaciones de Colombia; Guayatá, Andes y Pasto. Se calculó en función de

modelos matemáticos e información disponible en la literatura un análisis

económico aplicando los incentivos establecidos en la Ley 1715 para proyectos

que involucran fuentes de energía renovables no convencionales. El dinero

producido por cada tecnología en los tres escenarios fue evaluado para obtener la

Tasa interna de rendimiento (TIR), que se vio influenciada por los beneficios de

esta legislación sin embargo, los beneficios económicos no fueron significativos en

el pequeño municipio de Guayatá. A su vez, en los Andes, un alto precio de la

electricidad (100 USD / MWh) implicaría una TIR positiva del 2.6%. En Pasto, que

es el ciudad más grande de las tres, la TIR máxima del gas de los vertederos y la

incineración alcanzó el 13.59% y 14.27%, respectivamente. Los resultados

muestran que este tipo de proyectos pueden tener resultados económicos

positivos, si se toman en cuenta los incentivos fiscales y gubernamentales (Alzate

& Restrepo-cuestas, 2019).

Se han evaluado los incentivos gubernamentales para la implementación factible

de tecnologías WtE en Colombia, bajo lineamientos de la Ley 1715. Esa

legislación propone incentivos fiscales para la energía no convencional. Iniciativas,

53

como deducciones de hasta el 50% de la inversión a través del impuesto sobre la

renta, exención del IVA, exención arancelaria y depreciación acelerada de activos.

La ciudad de pasto fue seleccionado como el caso de estudio. Posteriormente,

tecnologías de incineración, gasificación, digestión anaeróbica y gas de vertedero

fueron evaluados. La evaluación económica consideró cinco casos que combinan

opciones de préstamos, depreciación acelerada e ingresos, finalmente, el análisis

de pre factibilidad de cada caso y tecnología se basó en la tasa de rendimiento

(TIR) y costo nivelado de electricidad (LCOE). Los resultados revelan que solo la

tecnología de digestión y gas de vertedero constituyen proyectos viables en caso

de inversión tradicional con y sin préstamos, porque presentan TIR superiores a la

tasa de descuento del 6,8%. Sin embargo, al incluir los incentivos de la Ley 1715

en la evaluación económica, TIR del 11.18%, 7.96%, 14.27%, y Se obtuvieron

13.59% para incineración, gasificación, digestión anaeróbica y gas de vertedero,

respectivamente. Estos resultados hacen factibles las cuatro tecnologías en este

contexto (Id & Jaramillo-duque, 2018).

54

5. DISEÑO METODOLÓGICO

5.1 METODOLOGÍA Y PLAN DE TRABAJO

La metodología para el estudio está direccionada al cumplimiento de los objetivos

propuestos, tal como se muestra en la figura 8, el proceso está dividido en tres

fases, de cada una de ellas se derivan diferentes cálculos, los cuales se evalúan a

continuación

Figura 8. Proceso metodológico

Fuente: Autor

5.1.1 FASE 1. Definición de escenarios y parámetros iniciales de planta

Durante este estudio se evaluaron diez escenarios diferentes, los cuales se

describen a continuación:

Escenario base (C0). El cual está compuesto por un sistema de generación de

vapor (horno, caldera), turbina de extracción condensada, sistema de

condensación, una bomba y un desaireador.

Escenario regenerativo, un regenerador (C1). El cual está compuesto por un

sistema de generación de vapor (horno, caldera), turbina de extracción

Definición de escenarios y

parámetros iniciales de planta

Evaluación termodinámica, analisis energetico y exergético

Evaluación económica de los diferentes

escenarios

F1 F2 F3

55

condensada, sistema de condensación, dos bombas, un desaireador, una válvula

de ajuste de presión y un regenerador (calentador de agua cerrado).

Escenario regenerativo, dos regeneradores (C2). El cual está compuesto por un


condensada, sistema de condensación, dos bombas, un desaireador, dos válvulas

de ajuste de presión y dos regeneradores (calentadores de agua cerrados).

Escenario regenerativo, tres regeneradores (C3). El cual está compuesto por un


condensada, sistema de condensación, dos bombas, un desaireador, tres válvulas

de ajuste de presión y tres regeneradores (calentadores de agua cerrados).

Escenario con recalentamiento (C4). El cual está compuesto por un sistema de

generación de vapor con recalentamiento (horno, caldera), turbina de extracción

condensada, sistema de condensación, una bomba y un desaireador.

Escenario con recalentamiento y un regenerador (C5). El cual está compuesto por

un sistema de generación de vapor con recalentamiento (horno, caldera), turbina

de extracción condensada, sistema de condensación, dos bombas, un

desaireador, una válvula de ajuste de presión y un regenerador (calentador de

agua cerrado).

Escenario con recalentamiento y dos regeneradores (C6). El cual está compuesto

por un sistema de generación de vapor con recalentamiento (horno, caldera),

turbina de extracción condensada, sistema de condensación, dos bombas, un

desaireador, dos válvulas de ajuste de presión y dos regeneradores (calentadores

de agua cerrados).

Escenario con recalentamiento y tres regeneradores (C7). El cual está compuesto

por un sistema de generación de vapor con recalentamiento (horno, caldera),

turbina de extracción condensada, sistema de condensación, dos bombas, un

desaireador, tres válvulas de ajuste de presión y tres regeneradores (calentadores

de agua cerrados).

Escenario de ciclo combinado híbrido 1 (CCH1). El cual está compuesto por un

sistema de generación de vapor (horno, caldera), una caldera de recuperación de

56

calor en adelante HRSG, que recalienta vapor saturado que sale de la caldera de

RSU por medio del aprovechamiento de los gases de escape de la turbina de gas,

turbina de extracción condensada, sistema de condensación, dos bombas y un

desaireador.

Escenario de ciclo combinado híbrido 2 (CCH2). El cual está compuesto por un

sistema de generación de vapor (horno, caldera), una caldera HRSG, que

recalienta vapor saturado que sale de la caldera de RSU y una fracción de agua

adicional que sale del separador, este aprovechamiento se logra por medio de la

recuperación de calor latente de los gases de escape de la turbina de gas, turbina

de extracción condensada, sistema de condensación, dos bombas y un

desaireador. En la tabla 6 se resumen los escenarios evaluados y su identificación

en este estudio.

Escenarios evaluados

Escenario base (C0)

Regenerativo. Un regenerador (C1)

Regenerativo. Dos regeneradores (C2)

Regenerativo. Tres regeneradores (C3)

Recalentamiento (C4)

Recalentamiento. Un regenerador (C5)

Recalentamiento. Dos regeneradores (C6)

Recalentamiento. Tres regeneradores (C7)

Combinado híbrido 1 (CCH1)

Combinado híbrido 2 (CCH2)

Tabla 6. Resumen general de los escenarios evaluados

Fuente. Autor

57

La tabla 7 presenta los parámetros iniciales de planta con los cuales se realizó la

evaluación energética y exergética. La potencia eléctrica (��𝑆𝑇,𝑒𝑙) se fijó durante

todos los escenarios, se consideró una excepción para los casos CCH1 y CCH2

en cuanto a la potencia eléctrica instalada, ya que para el ejercicio numérico se

consideró la misma tasa de flujo de residuos al horno del escenario base (C0).

Parámetro Valor Unidades Referencia

Temperatura alrededores ( 𝑻𝟎) 25 ℃ (LAZAR, R., & EDER, 2001)

Presión de alrededores ( 𝑷𝟎) 101.325 kPa (LAZAR, R., & EDER, 2001)

Temperatura del horno (𝑻𝑯𝒐𝒓𝒏𝒐) 1150 ℃ (Europea, 2011)

Poder calorífico inferior (𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼) 8,786 kJ kg⁄ (EMAB, 2017)

Poder calorífico inferior (𝑷𝑪𝑰𝑮𝑵) 4,7450 kJ kg⁄ (CREG, 2008)

Temperatura vapor ( 𝑻𝑺𝑻 ) 380 ℃ (Branchini, 2012)

Presión de vapor ( 𝑷𝑺𝑻 ) 4,000 kPa (Branchini, 2012)

Eficiencia Caldera (ɲ𝑩𝑶𝑰𝑳) 0.75 % (Kalogirou, 2017)

Eficiencia Generador (ɲ𝑮𝒆𝒏) 0.96 % (Gohlke & Martin, 2007)

Eficiencias isentrópica Bombas (ɲ𝑰𝒔𝒆𝒏𝒕−𝑩𝑶𝑴) 0.85 % (Moran & Shapiro, 2011)

Eficiencia isentrópica Turbina (ɲ𝑰𝒔𝒆𝒏𝒕−𝑺𝑻) 0.85 % (Nag, P et al., 2008)

Presión condensador (𝑷𝑪𝑶𝑵𝑫) 15 kPa (Barigozzi et al., 2011)

Presión Desaireador ( 𝑷𝑫𝑬𝑨) 350 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Extracción Reg1 (C1-C5) ( 𝑷𝑬𝑿𝑻−𝑹𝒆𝒈𝟏) 1,560 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Extracción Reg1 (C2-C6) ( 𝑷𝑬𝑿𝑻−𝑹𝒆𝒈𝟏) 1,039 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Extracción Reg2 (C2-C6) ( 𝑷𝑬𝑿𝑻−𝑹𝒆𝒈𝟐) 2,263 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Extracción Reg1 (C3-C7) ( 𝑷𝑬𝑿𝑻−𝑹𝒆𝒈𝟏) 836 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Extracción Reg2 (C3-C7) ( 𝑷𝑬𝑿𝑻−𝑹𝒆𝒈𝟐) 1,560 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Extracción Reg3 (C3-C7) ( 𝑷𝑬𝑿𝑻−𝑹𝒆𝒈𝟑) 2,696 kPa (Badr et al., 1990)

Potencia eléctrica de turbina Vapor (��𝑺𝑻,𝒆𝒍) 15 MW (Bhering et al., 2018)

Potencia eléctrica turbina Gas (��𝑮𝑻,𝒆𝒍) 40.156 MW (Electric, 2018)

Horas de operación 8,000 Hrs año⁄ (Lombardi et al., 2015)

Horas de operación de ciclos combinados 8,640 Hrs año⁄ (Branchini, 2012)

Total de RSU disponible 1,000 tRSU dia⁄ (EMAB, 2017)

Presión Recalentamiento optima (C4) 1,120 kPa (Badr et al., 1990)

Presión Recalentamiento optima (C5) 1,550 kPa (Badr et al., 1990)

Energía eléctrica consumida en planta (EECP) 150 kWh tRSU⁄ (Bhering et al., 2018)

58

Tabla 7. Parámetros Iniciales considerados para todos los escenarios.

Fuente. Autor

Las presiones de extracción de turbina que ingresan a los regeneradores

(calentadores de agua cerrados), se calculan mediante el método Badr según las

ecuaciones 2, 3 y 4. Para cada escenario donde estén presentes etapas de

regeneración, se calcularon los diferentes valores de presión de extracción.

La presión de extracción de la turbina, al Desaireador, se asume como parámetro

fijo.

𝑃𝐸𝑋𝑇,𝑅𝑒𝑔 = 𝑃𝑆𝑎𝑡 @ (𝑇,𝑂𝑈𝑇,𝑅𝑒𝑔+𝑇𝑇𝐷) ( 2 )

𝑇𝑂𝑈𝑇,𝑅𝑒𝑔 = 𝑇𝐼𝑁,𝑅𝑒𝑔 + (∆𝑡 𝑜𝑝𝑡) ( 3 )

Si: ∆𝑡 𝑜𝑝𝑡 = (𝑇𝑆𝑎𝑡)𝐵𝑂𝐼𝐿− (𝑇𝑆𝑎𝑡)𝐷𝐸𝐴

𝑛+1 ( 4 )

Donde:

𝑇𝑇𝐷 = 5℃

(𝑇𝑆)𝐶𝐴𝐿𝐷 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑜𝑝𝑒𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑐𝑎𝑙𝑑𝑒𝑟𝑎

(𝑇𝑆)𝐷𝐸𝐴 = 𝑇𝑒𝑚𝑝𝑒𝑟𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎 𝑑𝑒 𝑠𝑎𝑡𝑢𝑟𝑎𝑐𝑖𝑜𝑛 𝑎 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖𝑜𝑛 𝑑𝑒𝑙 𝑑𝑒𝑠𝑎𝑖𝑟𝑒𝑎𝑑𝑜𝑟

𝑛 = 𝑁𝑢𝑚𝑒𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑐𝑎𝑙𝑒𝑛𝑡𝑎𝑑𝑜𝑟𝑒𝑠

La presión de recalentamiento óptima para los escenarios (C4) y (C5) se

determinaron mediante una sensibilidad en función de la eficiencia térmica

máxima de ciclo.

5.1.2 FASE 2. Evaluación termodinámica de primera y segunda ley

La metodología utilizada para la evaluación energética y exergética es explicada

en la figura 9. Después de definidos los parámetros iniciales de planta (Tabla 8),

se calculan las principales propiedades termodinámicas en cada estado (Presión

(P), Temperatura (T), Entalpía (h), Entropía (s) estas dos últimas por unidad de

masa). Para ello se utilizó un software llamado CoolProp el cual permite calcular

59

las propiedades con precisión ya que estas son obtenidas a partir de

formulaciones de tipo explícito de energía Helmholtz multiparamétrica (Bell,

Wronski, Quoilin, & Lemort, 2014).

Con las propiedades ya definidas en cada estado se pueden calcular:

Los flujos de exergía por unidad de masa.

𝒆𝒊 = ℎ − ℎ0 − 𝑇0(𝑠 − 𝑠0) +𝑉2

2+ 𝑔𝑧 ( 5 )

Producción de vapor de la caldera

��𝑺,𝑶𝑼𝑻,𝑩𝑶𝑰𝑳 =��𝑅𝑆𝑈 . Ƞ𝐵𝑂𝐼𝐿 . 𝑃𝐶𝐼𝑅𝑆𝑈

(ℎ𝑂𝑈𝑇,𝐵𝑂𝐼𝐿 − ℎ𝐼𝑁,𝐵𝑂𝐼𝐿) ( 6 )

Flujo de residuos ingresando al horno

��𝑹𝑺𝑼 =��𝑆,𝑂𝑈𝑇,𝐵𝑂𝐼𝐿 . (ℎ𝑂𝑈𝑇,𝐵𝑂𝐼𝐿 − ℎ𝐼𝑁,𝐵𝑂𝐼𝐿)

Ƞ𝐵𝑂𝐼𝐿 . 𝑃𝐶𝐼𝑅𝑆𝑈 ( 7 )

Para cada escenario se calcularon los flujos de vapor y residuos entrando a la

turbina y horno respectivamente, la definición de cada uno de ellos se puede

observar en el anexo AI.

60

Figura 9. Metodología utilizada para el análisis termodinámico

INICIO

𝑇0,𝑃0 𝑃𝐶𝐼𝑅𝑆𝑈 𝑃𝐶𝐼𝐺𝑁

𝜂𝐵𝑂𝐼𝐿,𝜂𝐺𝐸𝑁,

𝜂𝐼𝑠𝑒𝑛𝑡,𝑆𝑇−𝐵𝑂𝑀𝐵

ℎ𝑖 , 𝑠𝑖 𝐶𝑜𝑜𝑙𝑃𝑟𝑜𝑝

𝑖 = 1: 19

Encontrar 𝑇𝑖 ,𝑃𝑖 𝐶𝑜𝑜𝑙𝑃𝑟𝑜𝑝

𝑒𝑖 Ec. 5

Calcular ��𝑆−𝐵𝑂𝐼𝐿 Ec.6

��𝑅𝑆𝑈 Ec.7 𝑒𝑐ℎ−𝑅𝑆𝑈 Ec.8 𝑒𝑐ℎ−𝐺𝑁 Ec.10 𝑒𝑒𝑥ℎ,𝐺𝑇 Ec.11

Balances de

energía y

exergía

Desaireador (DEA)

Regeneradores (REG)

��𝑑 𝐷𝐸𝐴−𝑅𝐸𝐺 Ec.15

Bombas (BOM) 𝑤𝐵𝑂𝑀 1−2 Ec.19, 20

��𝑑𝐵𝑂𝑀 Ec.15

Condensador (COND)

Turbinas (Vapor, GT)

��𝑑𝐶𝑂𝑁𝐷 Ec.16

��𝑆𝑇,𝑒𝑙 Ec.21

�� 𝐺𝑇,𝑒𝑙 (Electric, 2018)

��𝑑𝑆𝑇 Ec.15

��𝑑 𝐺𝑇 Ec.15

Calderas (RSU,HRSG)

��𝐼𝑁−𝐵𝑂𝐼𝐿, 𝑅𝑆𝑈 Ec.17

��𝐼𝑁−𝐵𝑂𝐼𝐿,𝐻𝑅𝑆𝐺 Ec.18

��𝑑𝐵𝑂𝐼𝐿, 𝑅𝑆𝑈 Ec.15

��𝑑𝐵𝑂𝐼𝐿, 𝐻𝑅𝑆𝐺 Ec.15

Calcular

𝜂𝑇é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎

Ec.23

𝜂𝑇é𝑟𝑚𝑖𝑐𝑎 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎

Ec.24

𝜂𝐸𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎

Ec.26

𝜂𝐸𝑥𝑒𝑟𝑔é𝑡𝑖𝑐𝑎 𝑙𝑖𝑞𝑢𝑖𝑑𝑎

Ec.27

��𝑑𝑇𝑜𝑡𝑎𝑙 Ec.28

��𝐸𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑎 𝑅𝑒𝑑 Ec.29

Comparación

y Discusión Fuente. Autor

61

Exergía química de los RSU por unidad de masa

𝐞𝐜𝐡−𝐑𝐒𝐔 = (LHVRSU. β) + (bchs − Cz). zs + bcha. za + bchw. zw ( 8 )

Donde, 𝑏𝑐ℎ𝑎 es la exergía química de las cenizas que generalmente se discrimina,

𝑏𝑐ℎ𝑤 es la exergía química estándar del agua; zs, za y zw son la fracción de masa

de azufre, ceniza y agua respectivamente. Finalmente, se calculó la expresión:

(𝑏𝑐ℎ𝑠 − 𝐶𝑧) a partir de valores estándar encontrados en la (“Szargut J, Morris DR,

Steward FR. Exergy analysis of thermal, chemical, and metallurgical processes.

Hemisphere 1988.,” 1988), donde 𝑏𝑐ℎ𝑠 es la Exergía química estándar del azufre

(Bhering et al., 2018)

𝜷 =1.044 + 0.016 (

HC ) − 0.3493 (

OC ) [1 + 0.0531 (

HC )] + 0.0493 (

NC )

1 − 0.4124 ( OC )

( 9)

Donde, H es la fracción de masa de hidrógeno presente en el combustible, C es

carbono, N es la fracción de nitrógeno Y O de oxígeno.

Exergía química del gas natural por unidad de masa

𝒆𝒄𝒉−𝑮𝑵 =∑ Xi. ech−comp + ∑ Xi. ln (xi)

∑ PesoXi. Yi

( 10 )

Exergía de los gases de escape de la GT por unidad de masa

𝒆𝒆𝒙𝒉,𝑮𝑻 = ech−exh,GT + eph−Exh,GT

Donde 𝑒𝑐ℎ−𝑒𝑥ℎ,𝐺𝑇 es la exergía química de los gases de escape de la GT

por unidad de masa

( 11 )

𝒆𝒄𝒉−𝒆𝒙𝒉,𝑮𝑻 =∑ xi. ech−comp + T0. R. ∑ Xi. ln (xi)

∑ PesoXi. Yi ( 12 )

62

Donde 𝑒𝑝ℎ−𝑒𝑥ℎ,𝐺𝑇 es la exergía física de los gases de escape de la GT por unidad

de masa

𝒆𝒑𝒉−𝒆𝒙𝒉,𝑮𝑻 =∑ xi. (h − h0) − T0. ∑ xi. (s − s0) . R. ln (

PGTPatm

)

∑ PesoXi . Yi

( 13 )

Con los datos anteriormente definidos se realizan balances de masa y energía de

cada componente para cada ciclo, calculando:

Exergía de entrada al ciclo

��𝒇𝒕𝒐𝒕 = Eptot + Edtot + Eltot ( 14 )

Exergía destruida por componente

��𝒅𝒌 = EI,k − EP,k ( 15 )

Exergía destruida en el condensador

��𝒅𝑪𝑶𝑵𝑫 = EIN,COND + EA − EOUT,COND − EB ( 16 )

Exergía de entrada a la caldera de RSU

��𝑰𝑵,𝑩𝑶𝑰𝑳, 𝑹𝑺𝑼 = ech−RSU. mRSU ( 17 )

Exergía de entrada a la caldera de HRSG

��𝑰𝑵,𝑩𝑶𝑰𝑳, 𝑯𝑹𝑺𝑮 = eexh,GT. mexh,GT ( 18 )

Trabajo de bomba 1 por unidad de masa

𝒘𝑩𝑶𝑴𝑩𝑨𝟏 =v1. (P2 − P1)

ɳIsent−BOMB ( 19 )

63

Trabajo de bomba 2 por unidad de masa

𝒘𝑩𝑶𝑴𝑩𝑨𝟐 =v3. (P4 − P3)

ɳIsent−BOMB ( 20 )

Potencia eléctrica de turbina de vapor

��𝑺𝑻,𝒆𝒍 = WST,mec

. ɳGen

( 21 )

Donde

��𝑺𝑻,𝒎𝒆𝒄 = wST,termico . mIN,ST ( 22 )

Para cada escenario se calculó el trabajo térmico de turbina de vapor por unidad

de masa, la definición de cada uno de ellos se puede observar en el anexo AI-1.

Eficiencia térmica de ciclo

𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 = WST,el PCIRSU. mRSU⁄ ( 23 )

Eficiencia térmica líquida de ciclo

𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 = WST,el,liq PCIRSU . mRSU⁄ ( 24 )

Donde

��𝑺𝑻,𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒 = WST,el − (EECP. mRSU) ( 25 )

Eficiencia exergética de ciclo

𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 = WST,el EIN, RSU⁄ ( 26 )

Eficiencia exergética líquida de ciclo

64

𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 = WST,el,liq ech−RSU. mRSU⁄ ( 27 )

Destrucción de exergía total por ciclo

��𝒅𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 = ∑ Edk ( 28 )

Potencia eléctrica entregada a red

��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅 = WST,el,liq . HrsOperacion al año ( 29 )

Consumo específico de residuos

𝑪𝑬𝑹 = mRSU WST,el⁄ ( 30 )

Índice de electricidad líquida excedente

𝑰𝑬𝑳𝑬 = WST,el,liq /mRSU ( 31 )

5.1.3 FASE 3. Evaluación económica de los diferentes escenarios

En esta fase se determina la viabilidad económica de los diferentes escenarios, la

metodología usada en el análisis económico se presenta en la figura 10.

Inicialmente se calcularon los costos de inversión de planta en función de la

capacidad de RSU tratados (Schneider, 2010), se determinaron los costos de

operación y mantenimiento variable y fijo de planta, con los anteriores resultados

se calcula según la ecuación 34, el costo nivelado de electricidad LCOE que nos

indica cuanto nos cuesta producir un kWh de energía eléctrica.

𝑳𝑪𝑶𝑬 =CIA + O&MA

WST,el. HrsOperacion al año

( 32 )

Donde CIA es el costo de inversión anualizado y se define como:

65

𝑪𝑰𝑨 = (FRC). (Inversión de planta) ( 33 )

Donde FRC es el factor de recuperación de capital y se define:

𝑭𝑹𝑪 = i . (1 + i)t

(1 + i)t − 1 ( 34 )

Donde (t) es la vida útil de la planta en años e (i) es la tasa de interés.

Teniendo el conocimiento de los costos de producción e inversión, se procede a

elaborar un flujo de caja, el cual tiene como objetivo calcular el valor presente neto

VAN y la tasa interna de retorno TIR los cuales nos indicaron los cierres

financieros y viabilidad económica de cada escenario.

66

Figura 10. Metodología utilizada en análisis económico

Fuente. Autor

CALCULAR

INVERSIÓN

PLANTA

INICIO Infraestructura y almacenamiento de

RSU

Sistema combustión y generador de vapor

Diseño

Construcción

Instalación Electromecánica

Electromecanica

Otros costos de inversión

Limpieza de gases

Sistema de agua y vapor

INGRESOS

GENERADOS X

PLANTA

CALCULAR

COSTOS TOTALES

DE O&M

Venta de energía eléctrica

Ingresos por gestión RSU

Venta de metales separados

MODELO DE

FINANCIAMIETO

(PRICE)

ELABORACIÓN

FLUJO DE CAJA

CALCULO DE

VAN Y TIR

COSTO NIVELADO

DE ELECTRICIDAD

(LCOE)

Condiciones de negocio

Tasa de interés

Plazo de financiamiento

67

6. RESULTADOS Y DISCUSIÓN

6.1 COMPOSICION FISICO-QUIMICA DE LOS RSU DEL CASO DE ESTUDIO

El valor energético de los RSU depende de su contenido de humedad y

composición, la recuperación de energía por tonelada de desechos dependerá del

poder calorífico inferior PCI, la eficiencia de la caldera y el producto final, ya sea

en forma de vapor o electricidad, el valor calorífico de los RSU varia de un país a

otro incluso entre ciudades de la misma nación influenciados principalmente por

aspectos socioeconómicos.

En el presente estudio, se tomó como caso referente el flujo de residuos sólidos

urbanos que ingresan al vertedero el carrasco, ubicado en la ciudad de

Bucaramanga (Colombia), el cual gestiona la disposición final de los desechos del

área metropolitana de Bucaramanga (Girón, Piedecuesta, Floridablanca).

La composición física de los RSU se determinó al promediar tres estudios

realizados en el vertedero el carrasco, como se muestra en la tabla 8 (EMAB,

2017), (Szanto & Rodriguez, 2015).

Tipo Descripción BIO INGE

2016

PGIRS 2016-

2027

UIS 2012-

2015

Promedio

% peso

Orgánico Orgánico 48% 34.70% 53.08% 52%

Corte y Poda 4.90% 8.30% 0.00%

Madera 0.80% 3.10% 0.00%

Reciclable Papel 1.60% 3.80% 0 19%

Cartón 2.10% 5.20% 6.59%

Plásticos 6.60% 8.90% 11.73%

Metales 0.20% 2.20% 1.37%

Vidrio 1.10% 3.50% 1.75%

Inorgánico

Caucho y cuero 1.00% 4.20% 0.83% 6%

Textiles 3.10% 4.60% 4.05%

Peligrosos Respel 1.40% 4.50% 0.31% 2%

68

Otros Otros 27.30% 17.10% 19.59% 21%

Tabla 8. Composición física RSU. AMB

Fuente. Adaptado de (EMAB, 2017),(Szanto & Rodriguez, 2015)

Figura 11. Composición física de los RSU. AMB


Figura 12. Descripción de los RSU. AMB


69

Al carecer de un estudio sobre la composición química de los RSU que ingresan

al carrasco, se tomó como referencia la composición de los RSU de Santo André

(Nordi, Palacios-bereche, Gallego, & Nebra, 2017) y se describe en la tabla 9.

Composición RSU Fracción [% base húmeda]

Carbón 26.7

Hidrogeno 3.37

Oxigeno 16.14

Nitrógeno 0.52

Sulfuro 0.11

Ceniza 11.87

Agua 41.3

Material Volátil 41.86

Tabla 9. Composición Química de RSU

Fuente. (Nordi et al., 2017)

6.2 RESULTADOS Y ANÁLISIS ENERGÉTICO

A continuación se mostraran los resultados a nivel energético para cada

escenario, se describe la operación de planta, seguido se calculan las propiedades

termodinámicas en cada estado y utilizando balances de masa y energía se

calculan los principales resultados de desempeño del ciclo.

Como parámetros iniciales de planta se toman los relacionados en la tabla 7. Las

presiones de extracción en la turbina de vapor, se calcularon mediante el método

Badr, según las ecuaciones (2, 3, y 4), a partir de estos datos se realizaron los

cálculos basados en primera ley.

70

6.2.1 Escenario base (C0)

El esquema de planta considerado se muestra en la figura 13, la planta opera de

la siguiente manera.

El fluido de trabajo sale de la bomba 2 (liquido comprimido) pasando por el

economizador (vapor saturado) y supercalentador (vapor sobrecalentado) de la

caldera, el vapor sobrecalentado entra a la turbina (corriente 5), donde se expande

a presión de condensación (corriente 7). Una extracción en la turbina se realiza

proporcionando el vapor necesario para el funcionamiento del desaireador

(corriente 6). El vapor condensado ingresa a la bomba 1 (corriente 1) la cual

aumenta la presión del agua hasta la presión de operación del desaireador

(corriente 2). Finalmente, el agua entra a la bomba 2, a través de la corriente 3,

cerrando el ciclo.

Figura 13. Esquema de ciclo de vapor (Escenario Base C0)

Fuente. Autor.

71

A partir de los cálculos realizados, la tabla 10, muestra los resultados de las

diferentes propiedades y flujos principales del escenario.

Corriente Flujo �� (kg/seg)

Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)

Entropía s ( kJ/kg.K)

Exergía e e (kJ/kg)

Exergía E (kW)

1 16.497 15 53.969 225.944 0.755 5.442 89.772

2 16.497 350 53.997 226.344 0.755 5.738 94.654

3 19.270 350 138.857 584.261 1.727 73.806 1422.263

4 19.270 4,000 139.384 588.893 1.733 76.809 1480.137

5 19.270 4,000 380.000 3166.766 6.699 1173.8 22621.412

6 2.774 350 138.857 2712.874 6.894 662.04 1836.388

7 16.497 15 53.969 2319.956 7.156 190.88 3148.941

A 826.414 101.325 298.150 104.920 0.367 0.000 0.000

B 826.414 101.325 308.150 146.720 0.505 0.686 566.623

Tabla 10. Propiedades termodinámicas (Escenario Base C0)

Fuente. Autor.

Resultados basados en primera ley (C0)

Los principales resultados derivados de los diferentes balances de masa y energía

se muestran en la tabla 12. La planta considerada, entrega a la red energía

eléctrica alrededor de 87.433 GWh por año, con una eficiencia térmica del 22.6% y

una eficiencia líquida del 16.5%.

Parámetro Valor Unidad EC

Producción de vapor en caldera ( ��𝑺−𝑪𝑨𝑳𝑫 ) 5.352 tVAPOR/hr (6)

Capacidad de planta ( ��𝑹𝑺𝑼 ) 651.346 tRSU/dia (7)

Eficiencia térmica ( 𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 ) 22.6 % (23)

72

Potencia eléctrica líquida ( ��𝑺𝑻,𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒 ) 10.929 MW (25)

Eficiencia líquida (𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 ) 16.5 % (24)

Electricidad entregada a red (��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅) 87.433 GWh/año (29)

Consumo específico de RSU (CER) 1.81 kg/kWh (30)

Índice de electricidad líquida excedente (𝑰𝑬𝑳𝑬) 402.701 kWh/tRSU (31)

Tabla 11. Principales resultados de los balances de masa y energía (C0)

Fuente. Autor

6.2.2 Escenario regenerativo. Un regenerador (C1)

El esquema de planta considerado se muestra en la figura 14. La planta opera de


El fluido de trabajo sale de la bomba 2 (corriente 4) a presión de caldera, pasando

por un regenerador (R1) de característica cerrado, al abandonar el regenerador

(corriente 5) ingresa al economizador (vapor saturado) y supercalentador (vapor

sobrecalentado) de la caldera, el vapor sobrecalentado entra a la turbina (corriente

6), donde se expande a presión de condensación (corriente 9). Dos extracciones

en la turbina se realizan proporcionando el vapor necesario para el funcionamiento

del desaireador (corriente 8) y el regenerador (corriente 7), la presión de

extracción de la corriente 7 se calculó mediante el método Badr (Badr et al., 1990),

después de abandonar el regenerador, la corriente 10 ingresa a la válvula 1 (V.1),

que por medio de un proceso isoentálpico alcanza la presión del desaireador

ingresando al mismo (corriente11). El vapor condensado ingresa a la bomba 1

(corriente 1) la cual aumenta la presión del agua hasta la presión de operación del

desaireador (corriente 2). Finalmente, el agua entra a la bomba 2, a través de la

corriente 3, cerrando el ciclo.

73

Figura 14. Esquema ciclo regenerativo (C1)

Fuente. Autor.

A partir de los cálculos realizados, la tabla 12. Muestra los resultados de las

diferentes propiedades y flujos del ciclo de vapor.


Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 16,390 15 53,969 225,944 0,755 5,442 89,195

2 16,390 350 53,997 226,344 0,755 5,738 94,045

3 20,926 350 138,857 584,261 1,727 73,806 1544,457

4 20,926 4000 139,384 588,893 1,733 76,809 1607,303

5 20,926 4000 195,132 831,509 2,280 156,155 3267,687

6 20,926 4000 380,000 3166,766 6,699 1173,898 24564,940

7 2,406 1560 267,490 2962,662 6,767 949,642 2285,199

7s 2,406 1560 267,490 2926,644 6,699 933,775 2247,018

74

8 2,129 350 138,857 2712,874 6,894 662,043 1409,589

8s 2,129 350 138,857 2632,776 6,699 639,908 1362,460

9 16,390 15 53,969 2319,956 7,156 190,885 3128,690

9s 16,114 15 53,969 2170,519 6,699 177,651 2862,631

10 2,406 1560 200,132 852,867 2,332 162,207 390,331

11 2,406 350 138,857 852,867 2,379 148,034 356,227

A 821,100 101,325 298,150 104,920 0,367 0,000 0,000

B 821,100 101,325 308,150 146,720 0,505 0,686 562,979

Tabla 12. Propiedades termodinámicas (C1)

Fuente. Autor.



se muestran en la tabla 13. La planta considerada, entrega a la red una

generación eléctrica alrededor de 87.963 GWh por año, con una eficiencia térmica

del 23 % y una eficiencia líquida del 16.87 %.




Eficiencia térmica ( 𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 ) 23 % (23)





Índice de electricidad líquida excedente ( 𝑰𝑬𝑳𝑬) 411.850 kWh/tRSU (31)


75

Fuente. Autor.

6.2.3 Escenario regenerativo. Dos regeneradores (C2)




por los regeneradores R1 Y R2 de características cerrados, al abandonar el

regenerador R2 (corriente 6) ingresa al economizador (vapor saturado) y

supercalentador (vapor sobrecalentado) de la caldera, el vapor sobrecalentado

entra a la turbina (corriente 7), donde se expande a presión de condensación

(corriente 15). Tres extracciones en la turbina se realizan proporcionando el vapor

necesario para el funcionamiento del desaireador (corriente 14), el regenerador

R1 (corriente 11) y regenerador R2 (corriente 8). La presión de extracción de los

regeneradores se calculó mediante el método Badr [5], después de abandonar el

regenerador R2, la corriente 9 se somete a un proceso isoentálpico en la válvula 2

(V2) alcanzando la presión de R1 (corriente 10). La corriente 12 ingresa a la

válvula 1 (V1), que por medio de un proceso isoentálpico alcanza la presión del

desaireador ingresando al mismo (corriente 13). El vapor condensado ingresa a la

bomba 1 (corriente 1) la cual aumenta la presión del agua hasta la presión de

operación del desaireador (corriente 2). Finalmente, el agua entra a la bomba 2, a

través de la corriente 3, cerrando el ciclo.

76

Figura 15. Esquema ciclo regenerativo (C2)

Fuente. Autor.




Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 16.405 15 53.969 225.944 0.755 5.442 89.274

2 16.405 350 53.997 226.344 0.755 5.738 94.129

3 21.544 350 138.857 584.261 1.727 73.806 1590.104

4 21.544 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 1654.807

5 21.544 4000 176.549 749.441 2.102 127.401 2744.772

6 21.544 4000 213.715 915.251 2.456 187.614 4042.033

7 21.544 4000 380.000 3166.766 6.699 1173.898 25290.959

8 1.701 2263 309.177 3038.224 6.739 1033.644 1757.826

8s 1.701 2263 309.177 3015.540 6.699 1022.671 1739.166

9 1.701 2263 218.715 937.639 2.506 195.111 331.807

77

10 1.701 1039 181.549 937.639 2.523 189.925 322.989

11 1.381 1039 225.933 2887.347 6.800 864.380 1193.284

11s 1.381 1039 225.933 2838.038 6.699 845.170 1166.765

12 3.081 1039 181.549 769.901 2.154 132.175 407.246

13 3.081 350 138.857 769.901 2.178 125.107 385.470

14 2.058 350 138.857 2712.874 6.894 662.043 1362.669

14s 2.058 350 138.857 2632.776 6.699 639.908 1317.109

15 16.405 15 53.969 2319.956 7.156 190.885 3131.477

15s 16.405 15 53.969 2170.519 6.699 177.651 2914.373

A 821.831 101325 298.150 104.920 0.367 0.000 0.000

B 821.831 101325 308.150 146.720 0.505 0.686 563.480


Fuente. Autor.




generación de energía eléctrica alrededor de 88.198 GWh por año, con una

eficiencia térmica del 23.2 % y una eficiencia líquida del 17 %.










78


Fuente. Autor.

6.2.4 Escenario regenerativo. Tres regeneradores (C3).




por los regeneradores R1, R2 Y R3 de características cerrados, al abandonar el



entra a la turbina (corriente 8), donde se expande a presión de condensación

(corriente 19). Cuatro extracciones en la turbina se realizan proporcionando el

vapor necesario para el funcionamiento del desaireador (corriente 18), el

regenerador R1 (corriente 15), el regenerador R2 (Corriente 12) y regenerador R3

(corriente 9). La presión de extracción de los regeneradores se calculó mediante

el método Badr [5], después de abandonar el regenerador R3, la corriente 10 se

somete a un proceso isoentálpico en la válvula 3 (V3) alcanzando la presión de R2

(corriente11). La corriente 13 ingresa a la válvula 2 (V2), que por medio de un

proceso isoentálpico alcanza la presión de R1. (Corriente 14). La corriente 16

ingresa a la válvula 1 (V1), la cual alcanza la presión del desaireador (corriente

17). El vapor condensado ingresa a la bomba 1 (corriente 1) la cual aumenta la

presión del agua hasta la presión de operación del desaireador (corriente 2).

Finalmente, el agua entra a la bomba 2, a través de la corriente 3, cerrando el

ciclo.

79

Figura 16. Esquema Ciclo regenerativo (C3)

Fuente. Autor.




Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 16,420 15 53,969 225,944 0,755 5,442 89,355

2 16,420 350 53,997 226,344 0,755 5,787 95,020

3 21,871 350 138,857 584,261 1,727 73,806 1614,193

4 21,871 350 139,384 588,893 1,729 77,933 1704,449

5 21,871 4000 167,258 708,913 2,011 114,024 2493,787

6 21,871 4000 195,132 831,509 2,280 156,155 3415,230

7 21,871 4000 223,006 957,905 2,543 204,394 4470,252

8 21,871 4000 380,000 3166,766 6,699 1173,898 25674,095

9 1,319 2696 330,015 3076,016 6,726 1075,187 1418,604

80

9s 1,319 2696 330,015 3060,002 6,699 1067,133 1407,978

10 1,319 2696 228,006 980,840 2,592 212,681 280,612

11 1,319 1560 200,132 980,840 2,602 209,561 276,496

12 1,119 1560 267,490 2962,662 6,767 949,642 1062,646

12s 1,119 1560 267,490 2926,644 6,699 933,775 1044,891

13 2,438 1560 200,132 852,867 2,332 162,207 395,524

14 2,438 836 172,258 852,867 2,342 159,171 388,123

15 0,969 836 205,270 2849,875 6,819 821,257 796,112

15s 0,969 836 205,270 2793,953 6,699 801,085 776,558

16 3,408 836 172,258 728,979 2,064 118,212 402,841

17 3,408 350 138,857 728,979 2,079 113,798 387,799

18 2,043 350 138,857 2712,874 6,894 662,043 1352,601

18s 2,043 350 138,857 2632,776 6,699 639,908 1307,378

19 16,420 15 53,969 2319,956 7,156 190,885 3134,326

19s 16,420 15 53,969 2170,519 6,699 177,651 2917,025

A 822,579 101,325 298,150 104,920 0,367 0,000 0,000

B 822,579 101,325 308,150 146,720 0,505 0,686 563,993

Tabla 16. Propiedades termodinámicas (Ciclo regenerativo C3)

Fuente. Autor





eficiencia térmica del 23.23% y una eficiencia líquida del 17.14 %.






81






Fuente. Autor

6.2.5 Escenario con recalentamiento (C4)

El esquema de planta considerado se muestra en la figura 17. Se determina una

presión óptima de recalentamiento, en función de la eficiencia térmica máxima de

ciclo. La planta opera de la siguiente manera.

El fluido de trabajo sale de la bomba 2 con la corriente 4, (liquido comprimido)

pasando por el economizador (vapor saturado) y supercalentador (vapor

sobrecalentado) de la caldera, el vapor sobrecalentado entra a la turbina de alta

presión (corriente 5), donde se expande a presión de recalentamiento y retorna a

la caldera (corriente 5”) donde se recalienta a presión constante alcanzando la

misma temperatura de entrada de la turbina de alta. La corriente 5”” ingresa a la

turbina de baja, expandiéndose a presión de condensación (corriente 7). Una

extracción en la turbina se realiza proporcionando el vapor necesario para el

funcionamiento del desaireador (corriente 6). El vapor condensado ingresa a la




82

Figura 17. Esquema Ciclo recalentamiento (C4)

Fuente. Autor

El propósito de introducir en este escenario una etapa de recalentamiento es

reducir el contenido de humedad del vapor en la etapa final de expansión en la

turbina y aumentar de esta manera la eficiencia de ciclo, es importante recordar

que se tienen limitaciones en los parámetros de vapor en la caldera, debido a los

agentes corrosivos derivados de la incineración de RSU.

La presión de recalentamiento óptima se determinó en función de la eficiencia

térmica máxima de ciclo como se muestra en la figura 18.

83

Figura 18. Presión de recalentamiento óptima (C4)

Fuente. Autor




Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 14,416 15 53,969 225,944 0,755 5,442 78,450

2 14,416 350 53,997 226,344 0,755 5,738 82,715

3 16,586 350 138,857 584,261 1,727 73,806 1224,110

4 16,586 4000 139,384 588,893 1,733 76,809 1273,921

5 16,586 4000 380,000 3166,766 6,699 1173,898 19469,74

5" 16,586 1120 233,323 2900,744 6,794 879,676 14589,91

5"s 16,586 1120 233,323 2853,799 6,699 860,931 14279,01

5"" 16,586 1120 380,000 3219,840 7,348 1033,566 17142,26

6 2,170 350 248,140 2962,373 7,499 730,991 1586,003

6s 2,170 350 241,116 2916,937 7,348 730,663 1585,291

7 14,416 15 54,119 2508,286 7,732 207,563 2992,212

7s 14,416 15 54,119 2382,718 7,348 196,443 2831,905

A 787,134 101325 298,150 104,920 0,367 0,000 0,000

B 787,134 101325 308,150 146,720 0,505 0,686 539,691

23.4%

23.4%

23.5%

23.5%

23.6%

23.6%

23.7%

400 550 700 850 1000 1150 1300 1450

Efic

ien

cia

térm

ica

[%]

Presión de recalentamiento [kPa]

23.630654 % a 1120 kPa

84


Fuente. Autor




generación de energía eléctrica alrededor de 88.500 GWh por año con una

eficiencia térmica del 23.41 % y una eficiencia líquida del 17.26 %.











Fuente. Autor

85

6.2.6 Escenario con recalentamiento y un regenerador (C5)


presión óptima de recalentamiento en función de la eficiencia térmica máxima de

ciclo, la planta opera de la siguiente manera.

El fluido de trabajo sale de la bomba 2 con la corriente 4, (líquido comprimido)

ingresando al regenerador R1. La corriente 5 pasa por el economizador (vapor

saturado) y supercalentador (vapor sobrecalentado) de la caldera, el vapor

sobrecalentado entra a la turbina de alta presión (corriente 6), donde se expande y

se extrae una fracción de vapor para el regenerador R1, (corriente 7) el vapor

restante retorna a la caldera a presión de recalentamiento (corriente 6”) donde se

recalienta a presión constante alcanzando la misma temperatura de entrada de la

turbina de alta. La corriente 6”” ingresa a la turbina de baja, expandiéndose a

presión de condensación (corriente 9). Dos extracciones se realizan en la turbina

de baja, proporcionando el vapor para R1 (corriente 7) y el vapor necesario para el

funcionamiento del desaireador (corriente 8). El vapor condensado ingresa a la




86

Figura 19. Esquema Ciclo recalentamiento y un regenerador (C5)

Fuente. Autor.

La presión de recalentamiento óptima se recalculó, debido a la extracción de vapor

siete en la turbina de alta y si determinó en función de la eficiencia térmica máxima

de ciclo como se muestra en la Figura 20.

87

Figura 20. Presión de recalentamiento óptima (C5)

Fuente. Autor




Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 14.644 15 53.969 225.944 0.755 5.442 79.691

2 14.644 350 53.997 226.344 0.755 5.738 84.024

3 18.531 350 138.857 584.261 1.727 73.806 1367.678

4 18.531 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 1423.331

5 18.531 4000 195.132 831.509 2.280 156.155 2893.667

6 18.531 4000 380.000 3166.766 6.699 1173.898 21753.231

6" 16.400 1550 266.853 2961.509 6.767 948.349 15552.760

6"s 16.400 1550 233.323 2925.287 6.699 932.419 15291.510

6"" 16.400 1550 380.000 3212.284 7.190 1073.294 17601.824

7 2.131 1559.23 267.490 2962.662 6.767 949.642 2023.634

7s 2.131 1559.23 267.490 2926.644 6.699 933.775 1989.824

8 1.756 350 215.998 2896.482 7.339 712.782 1251.502

8s 1.756 350 215.998 2840.752 7.190 701.761 1232.151

9 14.644 15 53.969 2463.056 7.594 203.558 2980.908

9s 14.644 15 53.969 2330.840 7.190 191.849 2809.442

10 2.131 1560 473.282 852.867 2.332 162.207 345.653

23.44%

23.45%

23.46%

23.46%

23.47%

23.48%

1200 1300 1400 1500 1600 1700 1800 1900 2000

Presión de recalentamiento [kPa]

Efi

cie

ncia

térm

ica [

%]

23.4606 % a 1550 kPa

88

11 2.131 350 138.857 852.867 2.379 148.034 315.453

A 783.745 101325 298.150 104.920 0.367 0.000 0.000

B 783.745 101325 308.150 146.720 0.505 0.686 537.367


Fuente. Autor




generación de energía eléctrica alrededor de 88.583 GWh por año con una












Fuente. Autor

89

6.2.7 Escenario con recalentamiento y dos regeneradores (C6)




por los regeneradores R1 Y R2 de características cerrados, al abandonar el



entra a la turbina de alta presión (corriente 7), donde se expande y se extrae una

fracción de vapor para el regenerador R2 (corriente 8), el vapor restante retorna a

la caldera a presión de recalentamiento (corriente 7”), allí se recalienta a presión

constante alcanzando la misma temperatura de entrada de la turbina de alta. La

corriente 7”” ingresa a la turbina de baja, expandiéndose a presión de

condensación (corriente 15). Dos extracciones en la turbina se realizan

proporcionando el vapor necesario para el funcionamiento del desaireador

(corriente 14) y el regenerador R1 (corriente 11). Las presiones de extracción de

los regeneradores se calcularon mediante el método Badr [5], después de

abandonar el regenerador R2, la corriente 9 se somete a un proceso isoentálpico

en la válvula 2 (V2) alcanzando la presión de R1 (corriente 10). La corriente 12

ingresa a la válvula 1 (V1), que por medio de un proceso isoentálpico alcanza la

presión del desaireador ingresando al mismo (corriente 13). El vapor condensado

ingresa a la bomba 1 (corriente 1) la cual aumenta la presión del agua hasta la

presión de operación del desaireador (corriente 2). Finalmente, el agua entra a la

bomba 2, a través de la corriente 3, cerrando el ciclo.

90

Figura 21. Esquema Ciclo con recalentamiento y dos regeneradores (C6)

Fuente. Autor




Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 14.655 15 53.969 225.944 0.755 5.442 79.750

2 14.655 350 53.997 226.344 0.755 5.738 84.086

3 18.972 350 138.857 584.261 1.727 73.806 1400.256

4 18.972 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 1457.234

5 18.972 4000 176.549 749.441 2.102 127.401 2417.065

6 18.972 4000 213.715 915.251 2.456 187.614 3559.442

7 18.972 4000 380 3166.766 6.699 1173.898 22271.390

7" 17.475 1550 266.853 2961.509 6.767 948.349 17992.242

7"s 17.475 1550 380 2925.287 6.767 912.127 17305.035

91

7"" 17.475 1550 380 3212.284 7.190 1073.294 20362.705

8 1.498 2263 228.006 3038.224 6.739 1033.644 1547.954

8s 1.498 2263 200.132 3015.540 6.699 1022.671 1531.521

9 1.498 2263 267.490 937.639 2.506 195.111 292.192

10 1.498 1039 267.490 937.639 2.523 189.925 284.426

11 1.097 1039 200.132 3116.545 7.218 969.159 1063.118

11s 1.097 1039 172.258 3099.650 6.699 1106.782 1214.084

12 2.595 1039 205.270 769.901 2.154 132.175 342.930

13 2.595 350 205.270 769.901 2.178 125.107 324.592

14 1.723 350 172.258 2896.482 7.339 712.782 1228.038

14s 1.723 350 138.857 2840.752 6.699 847.884 1460.801

15 14.655 15 138.857 2463.056 7.594 203.558 2983.095

15s 14.655 15 138.857 2330.840 6.699 337.971 4952.893

A 784.320 101.325 53.969 104.920 0.367 0.000 0.000

B 784.320 101.325 53.969 146.720 0.505 0.686 537.761


Fuente. Autor







Producción de vapor en caldera ( ��𝑺−𝑪𝑨𝑳𝑫 ) 5.2700 𝑡𝑉𝐴𝑃𝑂𝑅/ℎ𝑟 (6)

Capacidad de planta ( ��𝑹𝑺𝑼 ) 622.466 𝑡𝑅𝑆𝑈/𝑑𝑖𝑎 (7)


Potencia eléctrica líquida ( ��𝑺𝑻,𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒 ) 11.109 𝑀𝑊 (25)

92


Electricidad entregada a red (��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅) 88.876 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 (29)

Consumo específico de RSU (CER) 1.7290 𝑘𝑔/𝑘𝑊ℎ (30)

Índice de electricidad líquida excedente ( 𝑰𝑬𝑳𝑬) 428.344 𝑘𝑊ℎ/𝑡𝑅𝑆𝑈 (31)


Fuente. Autor

6.2.8 Escenario con recalentamiento y tres regeneradores (C7)


presión óptima de recalentamiento en función de la eficiencia térmica máxima de

ciclo, la planta opera de la siguiente manera.


por los regeneradores R1, R2 Y R3 de características cerrados, al abandonar el



entra a la turbina de alta presión (corriente 8), donde se expande y se extraen dos

fracciones de vapor, para el regenerador R3 (corriente 9) y el regenerador R2

(corriente 12). El vapor restante retorna a la caldera a presión de recalentamiento

(corriente 8”), allí se recalienta a presión constante alcanzando la misma

temperatura de entrada de la turbina de alta. La corriente 8”” ingresa a la turbina

de baja presión, expandiéndose a presión de condensación (corriente 19). Dos

extracciones en la turbina se realizan proporcionando el vapor necesario para el

funcionamiento del desaireador (corriente 18) y el regenerador R1 (corriente 15).

Las presiones de extracción de los regeneradores se calcularon mediante el

método Badr [5], después de abandonar el regenerador R3, la corriente 10 se

somete a un proceso isoentálpico en la válvula 3 (V3) alcanzando la presión de R2

(corriente 11). La corriente 13 ingresa a la válvula 2 (V2), que por medio de un

93

proceso isoentálpico alcanza la presión de R1 (corriente 14). La corriente 16

ingresa a la válvula 3 (V3), que por medio de un proceso isoentálpico alcanza la

presión del desaireador ingresando al mismo (corriente 17). El vapor condensado

ingresa a la bomba 1 (corriente 1) la cual aumenta la presión del agua hasta la

presión de operación del desaireador (corriente 2). Finalmente, el agua entra a la

bomba 2, a través de la corriente 3, cerrando el ciclo.

Figura 22. Esquema Ciclo con recalentamiento y tres regeneradores (C7)

Fuente. Autor.

94




Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 14.403 15 54.0 225.974 0.755 5.445 78.420

2 14.403 350 54.0 226.374 0.755 5.790 83.389

3 19.592 350 138.9 584.273 1.727 73.809 1446.051

4 19.592 350 139.4 588.902 1.739 75.088 1471.111

5 19.592 4000 167.3 713.256 2.020 115.430 2261.479

6 19.592 4000 195.1 836.052 2.290 157.808 3091.753

7 19.592 4000 223.0 962.556 2.552 206.253 4040.862

8 19.592 4000 380.0 3168.373 6.702 1174.771 23015.888

8" 17.325 1550 233.3 2966.890 6.777 950.766 16471.541

8"" 17.325 1550 380.0 3223.490 7.207 1079.404 18700.138

9 1.190 2696 330.0 3083.667 6.739 1079.066 1284.520

10 1.190 2696 228.0 980.840 2.592 212.681 253.175

11 1.190 1559 200.1 980.840 2.602 209.561 249.462

12 1.077 1559 272.7 2968.118 6.777 952.096 1025.217

13 2.267 1559 200.1 852.946 2.332 162.236 367.820

14 2.267 836 172.3 852.946 2.342 159.197 360.932

15 0.920 836 319.4 3097.300 7.284 930.223 855.991

16 3.187 836 172.3 728.979 2.064 118.212 376.789

17 3.187 350 138.9 728.979 2.079 113.798 362.720

18 2.001 350 232.4 2930.053 7.374 735.993 1472.649

19 14.403 15 54.0 2472.116 7.621 204.360 2943.483

A 773.978 101325 298.2 104.920 0.367 0.000 0.000

B 773.978 101325 308.2 146.720 0.505 0.686 530.670


Fuente. Autor

95



se muestran en la Tabla 25. La planta considerada, entrega a la red una













Fuente. Autor

6.2.9 Escenario con ciclo combinado híbrido (CCH1)

En la figura 23 se muestra un ciclo combinado de doble combustible con un diseño

de caldera de recuperación (HRSG) de un nivel de presión evaluado por Branchini

(2012) (Branchini, 2012). Para el ejercicio numérico se tomó el mismo flujo de

RSU como capacidad de planta del escenario base (C0) (651.346 𝑡𝑅𝑆𝑈 𝑑í𝑎⁄ ). La

planta opera de la siguiente manera.

96

El fluido de trabajo sale de la bomba 2 (liquido comprimido) pasando por el

economizador de la HRSG y precalentando el fluido de trabajo (liquido saturado)

para la posterior entrada a la caldera de RSU (corriente 5). De la caldera de RSU

sale vapor saturado e ingresa de vuelta al sobrecalentador de la HRSG, el vapor

sobrecalentado entra a la turbina (corriente 7), donde se expande a presión de

condensación (corriente 9). Una extracción en la turbina se realiza proporcionando

el vapor necesario para el funcionamiento del desaireador (corriente 8). El vapor

condensado ingresa a la bomba 1 (corriente 1) la cual aumenta la presión del agua

hasta la presión de operación del desaireador (corriente 2). Finalmente, el agua

entra a la bomba 2, a través de la corriente 3, cerrando el ciclo.

Figura 23. Esquema Ciclo combinado híbrido (CCH1)

Fuente. Autor

97

En la tabla 26 se pueden observar los parámetros de operación de la turbina de

gas seleccionada para combinar la potencia de los gases de escape con el ciclo

de vapor. La composición de los gases de escape se observan en la tabla 27 y los

parámetros de diseño de la caldera de recuperación en la tabla 28.

Tabla 26. Parámetro de la turbina de gas (GT) seleccionada

Fuente. (Electric, 2018)

Peso molecular (gases de escape) (𝑷𝒎𝒀𝒊) 28.495 kg/kmol ∑ 𝒀𝒊. 𝑿𝒊

Compuesto Base molar X Peso molar Y O2 0.1335 32 N2 0.7505 28 H2O 0.0715 18 CO2 0.0355 44 Argón 0.009 40

Tabla 27. Composición de los gases de escape de la turbina de gas

Fuente. Adaptado de (Electric, n.d.)

GE Energy Aero LM2500PE (60Hz)- Modelo GTW Año 2009

Parámetro Valor Unidad

Temperatura gases de escape GT ( 𝑻𝒆𝒙𝒉−𝑮𝑻) 514.68 ℃ Presión gases de escape GT ( 𝒑𝒆𝒙𝒉−𝑮𝑻) 172.37 kPa Flujo gases de escape GT ( ��𝒆𝒙𝒉−𝑮𝑻) 120.588 kg/seg

Potencia de los gases de escape ( 𝑸𝒆𝒙𝒉−𝑮𝑻) 114.226 MWt

Potencia eléctrica GT (��𝑮𝑻,𝒆𝒍) 40.156 MWe

Potencia combustible gas natural ( 𝑭𝑮𝑵 ) 115.224 MWt

98

Parámetro Valor Unidad

Presión Caldera HRSG (𝑷𝑯𝑹𝑺𝑮) 4000 kPa

ΔT pinch point (∆𝑻𝑷𝑷) 11 ℃

ΔT Aproximación (∆𝑻𝑨𝑷) 22 ℃

ΔT Sub-enfriamiento (∆𝑻𝑺𝑪) 5 ℃

Tabla 28. Parámetros de diseño de la HRSG

Fuente. (Deng-chern & Chuang, 2004)

La figura 24 nos permite observar el incremento de temperatura del vapor que sale

de la caldera de RSU aprovechando los gases de escape de la turbina de gas en

contraflujo. En la tabla 29 y 30 se describen los cálculos de temperatura y entalpía

respectivamente para los diferentes puntos de la HRSG.


(CCH1)

Fuente. Autor

10

X

11

7

6

5

4

0

100

200

300

400

500

600

0 20000 40000 60000 80000 100000 120000

Tem

per

atu

ra [c

]

Q [kW]

GASES DEESCAPE GTH2O

SH ECO

99

Punto Definición Temperatura T ℃

10 𝑻𝟏𝟎 = 𝑻𝒆𝒙𝒉,𝑮𝑻 514.68

7 𝑻𝟕 = 𝑻𝟏𝟎 − ∆𝑻𝑨𝑷 ( 35 )

492.68

6 𝑻𝟔 = 𝑻@𝑷𝟔,@𝒉𝟔 250.354

5 𝑻𝟓 = 𝑻𝟔 − ∆𝑻𝑺𝑪 ( 36 )

245.354

X 𝑻𝐗 = 𝑻𝟔 + ∆𝑻𝑷𝑷 ( 37 )

256.354

4 𝑻𝟒 = 𝑻@𝑷𝟒,@𝒉𝟒 139.384

Tabla 29. Definición de la temperatura en la HRSG (CCH1)

Fuente. Autor

Tabla 30. Definición de la entalpía en la HRSG (CCH1)

Punto Definición Entalpia h (kJ/kg)

10 𝒉𝟏𝟎 = 𝒀𝑶𝟐. 𝒉𝑶𝟐 @𝑻𝟏𝟎 + 𝒀𝑵𝟐. 𝒉𝑵𝟐 @𝑻𝟏𝟎 + 𝒀𝑯𝟐𝑶. 𝒉𝑯𝟐𝑶@𝑻𝟏𝟎 +

𝒀𝑪𝟐. 𝒉𝑪𝟐 @𝑻𝟏𝟎 + 𝒀𝑨𝒓𝒈𝒐𝒏. 𝒉𝑨𝒓𝒈𝒐𝒏@𝑻𝟏𝟎/𝑷𝑴𝑶,𝑮𝑻 ( 38 )

947.249

7 𝒉𝟕 = 𝒉@𝑻𝟕,@𝑷𝟕 3429.265

6 𝒉𝟔 = 𝒉@𝑷𝟔,@𝑸𝟏 2800.821

5 𝒉𝟓 = 𝒉@𝑻𝟓,@𝑷𝟓 1063.263

X 𝒉𝑿 = 𝒀𝑶𝟐. 𝒉𝑶𝟐 @𝑻𝑿 + 𝒀𝑵𝟐. 𝒉𝑵𝟐 @𝑻𝑿 + 𝒀𝑯𝟐𝑶. 𝒉𝑯𝟐𝑶@𝑻𝑿 +

𝒀𝑪𝟐. 𝒉𝑪𝟐 @𝑻𝑿 + 𝒀𝑨𝒓𝒈𝒐𝒏. 𝒉𝑨𝒓𝒈𝒐𝒏@𝑻𝑿/𝑷𝑴𝑶,𝑮𝑻 ( 39 )

658.679

4 𝒉𝟓 = 𝒘𝑩𝒐𝒎𝒃𝒂 𝟐 + 𝒉𝟑 ( 40 )

588.893

Fuente. Autor

100


diferentes propiedades y flujos principales del ciclo combinado.


Presión p (kPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (kJ/kg)



Exergía E (kW)

1 16.497 15 53.969 225.944 0.755 5.442 89.772 2 16.497 350 53.997 226.344 0.755 5.738 94.654 3 28.590 350 138.857 584.261 1.727 73.806 2110.096 4 28.590 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 2195.958 5 28.590 4000 245.354 1063.263 2.751 247.606 7079.021 6 28.590 4000 250.354 2800.821 6.070 995.738 28467.99 7 28.590 4000 492.680 3429.265 7.070 1325.783 37903.92 8 3.993 350 164.787 2789.263 7.079 683.153 2727.578 9 24.597 15 53.969 2368.221 7.304 195.159 4800.377 A 244.843 101325 298.150 104.920 0.367 0.000 0.000 B 244.843 101325 308.150 146.720 0.505 0.686 167.875 X 120.588 172.368 256.354 658.679

10 120.588 172.368 514.680 947.249 7.413 308.824 37240.42 11 120.588 172.368 204.560 600.822 12 2.428 172.369 15.555

Tabla 31. Propiedades termodinámicas (CCH1)

Fuente. Autor

Resultados basados en primera ley (CCH1)

Al incluir el aprovechando de los gases de escape de la turbina de gas (GT) por

medio de la caldera de recuperación (HRSG), se presentan las ecuaciones con las

cuales se calcularon los indicadores de desempeñado del ciclo.

Potencia eléctrica de turbina de vapor

��𝑺𝑻−𝑪𝑪𝑯 = WST,mec− CCH . ɲGen

( 41 )

Donde

��𝑺𝑻,𝒎𝒆𝒄− 𝑪𝑪𝑯 = wST,Termico . mST ( 42 )

101

Potencia líquida integrada

��𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒 𝒊𝒏𝒕𝒆𝒈𝒓𝒂𝒅𝒂 = WST,liq + WGT,el ( 43 )

Electricidad entregada a red por año

��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅−𝑪𝑪𝑯 = Wel,liq integrada . HrsOperacion al año ( 44 )

Eficiencia térmica

𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝑪𝑪𝑯 = (WST,el + WGT,el

PCIRSU. mRSU + PCIGN. mGN) ( 45 )

Eficiencia térmica líquida

𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒𝒖𝒊𝒅𝒂 𝑪𝑪𝑯 = (Wel,liq integrada

PCIRSU. mRSU + PCIGN. mGN) ( 46 )

Consumo específico de RSU

𝑪𝑬𝑹𝑪𝑪𝑯 = mRSU (WST−CCH + WGT,el)⁄ ( 47 )

Indicé de electricidad líquida excedente

𝑰𝑬𝑳𝑬 = Wel,liq,integrada /mRSU ( 48 )

Efectividad de la caldera de recuperación HRSG

𝛜 = (Texh,GT − TOUT,HRSG) (Texh,GT − T0)⁄ ( 49 )

102






Temperatura entrada turbina de vapor (𝑻𝟕) 492.68 ℃

Flujo de vapor ingresando a turbina ( ��𝑺𝑻 ) 7.941 tVAPOR/hr (6)


Potencia eléctrica de turbina Vapor (��𝑺𝑻− 𝑪𝑪𝑯𝟏) 28.224 MW (41)

Potencia líquida integrada (��𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒,𝒊𝒏𝒕𝒆𝒈𝒓𝒂𝒅𝒂) 64.309 MW (43)

Eficiencia térmica ( 𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝑪𝑪𝑯𝟏 ) 37.7 % (45)

Eficiencia térmica líquida (𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 𝑪𝑪𝑯𝟏) 35.4 % (46)

Electricidad entregada a red ( ��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅−𝑪𝑪𝑯𝟏) 552.63 GWh/año (44)


Índice de electricidad líquida excedente ( 𝑰𝑬𝑳𝑬) 25.632 MWh/tRSU (48)

Efectividad de la HRSG ( ϵ ) 63 % (49)

Tabla 32. Principales resultados de los balances de masa y energía (CCH1)

Fuente. Autor


En la figura 25 se muestra un ciclo combinado de doble combustible con un diseño

de caldera de recuperación (HRSG) de un nivel de presión evaluado por

Korobitsyn (Korobitsyn et al., 1999). Para el ejercicio numérico se tomó el mismo

flujo de RSU como capacidad de planta del escenario base (C0)

(651.346 𝑡𝑅𝑆𝑈 𝑑í𝑎⁄ ).

103

El fluido de trabajo sale de la bomba 2 (liquido comprimido) dividiéndose en dos

corrientes, una fracción ingresa al HRSG (corriente 6) y la otra a la caldera de

RSU (corriente 5), El vapor saturado que sale de la caldera de RSU se mezcla con

el vapor saturado que es producido por el evaporador del HRSG y dirigido al

sobrecalentador del HRSG para elevar la temperatura. El vapor sobrecalentado

ingresa a la turbina (corriente 8), donde se expande a presión de condensación

(corriente 10). Una extracción en la turbina se realiza proporcionando el vapor

necesario para el funcionamiento del desaireador (corriente 9). El vapor

condensado ingresa a la bomba 1 (corriente 1) la cual aumenta la presión del agua

hasta la presión de operación del desaireador (corriente2). Finalmente, el agua

entra a la bomba 2, a través de la corriente 3, cerrando el ciclo.

Figura 25. Esquema Ciclo combinado híbrido (CCH2)

Fuente. Autor

104

En la tabla 27 se pueden observar los parámetros de operación de la turbina de

gas seleccionada para combinar la potencia de los gases de escape con el ciclo

de vapor. La composición de los gases de escape se observan en la tabla 28 y los

parámetros de diseño de la caldera de recuperación en la tabla 29, se tuvo en

cuenta para el cálculo de la temperatura de salida 𝑇12−𝑂𝑈𝑇,𝐻𝑅𝑆𝐺 una efectividad ϵ de

63 % en la HRSG, como se observa en la ecuación 50.

𝑻𝟏𝟐−𝑶𝑼𝑻,𝑯𝑹𝑺𝑮 = Texh,GT − (Texh,GT − T0). ∈ ( 50 )

En la figura 27 se puede observar el perfil de temperatura en la HRSG. En la tabla

33 y 34 se describe la definición y resultados de los diferentes puntos en el

economizador (ECO), evaporador (EVA) y sobre calentador (SH). Se realizó un

balance de masa y energía en la HRSG (figura 26) y en la caldera de RSU para

determinar el flujo másico de vapor que ingresa a la turbina de vapor según las

ecuaciones 51 y 52.

��𝟕 = ɳBoil . (mRSU. PCIRSU) (h7−h5)⁄ ( 51 )

��6 =(m11h11) + (m7h7) − ( m12h12) − (m7h8)

(h8 − h6)

( 52 )

105

Figura 26. Balance de masa y energía de la HRSG

Fuente. Autor


(CCH2)

Fuente. Autor

HRSG ��7ℎ7

��11ℎ11

��6ℎ6

��8 = ��7 + ��6

��12ℎ12

��8ℎ8

ECO

EVA

SH

106

Punto Definición Temperatura T ℃

11 𝑻𝟏𝟏 = 𝑻𝒆𝒙𝒉,𝑮𝑻 514.68

Y 𝑻𝒀 = 𝑻 @𝐈𝐧𝐭𝐞𝐫𝐩𝐨𝐥𝒍𝒊𝒏𝒆𝒂 𝒅𝒆 𝒆𝒙𝒉,𝑮𝑻

456.8

Z 𝑻𝒁 = 𝑻𝐗 + ∆𝑻𝑷𝑷 ( 53 )

261.3

12 𝑻𝟏𝟐−𝑶𝑼𝑻,𝑯𝑹𝑺𝑮 = 𝑇𝑒𝑥ℎ,𝐺𝑇 − (𝑇𝑒𝑥ℎ,𝐺𝑇 − 𝑇0). ∈ ( 52 ) 204.7

6 𝑻𝟔 = 𝑻@𝑷𝟔,@𝒉𝟔 139.3

X 𝑻𝑿 = 𝑻𝑾 250.3

W 𝑻𝑾 = 𝑻@𝑷𝟔,@𝑸𝟏 250.3

8 𝑻𝟖 = 𝑻𝟏𝟏 + ∆𝑻𝑷𝑷 ( 54 )

492.6

Tabla 33. Definición de la temperatura en la HRSG (CCH2)

Fuente. Autor

Punto Definición Entalpía h (KJ/Kg)

11 𝒉𝟏𝟏 = 𝑌𝑂2 . ℎ𝑂2 @𝑇11 + 𝑌𝑁2. ℎ𝑁2 @𝑇11 + 𝑌𝐻2𝑂. ℎ𝐻2𝑂@𝑇11 + 𝑌𝐶2. ℎ𝐶2 @𝑇11

+ 𝑌𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛. ℎ𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛@𝑇11/𝑃𝑀𝑂,𝐺𝑇 (55) .

947.249

Y 𝒉𝒀 = 𝑌𝑂2 . ℎ𝑂2 @𝑇𝑌 + 𝑌𝑁2. ℎ𝑁2 @𝑇𝑌 + 𝑌𝐻2𝑂. ℎ𝐻2𝑂@𝑇𝑌 + 𝑌𝐶2. ℎ𝐶2 @𝑇𝑌 +

𝑌𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛. ℎ𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛@𝑇𝑌/𝑃𝑀𝑂,𝐺𝑇 (56)

872.04

Z 𝒉𝒁 = 𝑌𝑂2 . ℎ𝑂2 @𝑇𝑍 + 𝑌𝑁2. ℎ𝑁2 @𝑇𝑍 + 𝑌𝐻2𝑂. ℎ𝐻2𝑂@𝑇𝑍 + 𝑌𝐶2. ℎ𝐶2 @𝑇𝑍 +

𝑌𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛. ℎ𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛@𝑇𝑍/𝑃𝑀𝑂,𝐺𝑇 (57)

664.1

12 𝒉𝟏𝟐 = 𝑌𝑂2. ℎ𝑂2 @𝑇12 + 𝑌𝑁2. ℎ𝑁2 @𝑇12 + 𝑌𝐻2𝑂. ℎ𝐻2𝑂@𝑇12 + 𝑌𝐶2. ℎ𝐶2 @𝑇12

+ 𝑌𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛. ℎ𝐴𝑟𝑔𝑜𝑛@𝑇12/𝑃𝑀𝑂,𝐺𝑇 (58)

602.9

6 𝒉𝟔 = 𝑤𝐵𝑜𝑚𝑏𝑎 2 + ℎ3 (59) 588.893

X 𝒉𝑿 = ℎ@𝑃6,@𝑇𝑋−∆𝑇𝑆𝐶 ,@𝑄0 1063.263

W 𝒉𝑾 = ℎ@𝑃6,@𝑇𝑊,@𝑄1 2800.82

8 𝒉𝟖 = ℎ@𝑇8,@𝑃8 3429.265

107

Tabla 34. Definición de la entalpía en la HRSG (CCH2)

Fuente. Autor Escriba aquí la ecuación . ( 55 )

Escriba aquí la ecuación . ( 56 )




A partir de los cálculos realizados, la tabla 35, muestra los resultados de las

diferentes propiedades y flujos principales del ciclo combinado.

Corriente Flujo �� (Kg/seg)

Presión p (KPa)

Temperatura t (℃)

Entalpia h (KJ/Kg)

Entropía s (KJ/Kg.K)

Exergía e (KJ/Kg)

Exergía E (Kw)

1 27.623 15 53.969 225.944 0.755 5.442 150.320

2 27.623 350 53.997 226.344 0.755 5.738 158.494

3 32.106 350 138.857 584.261 1.727 73.806 2369.646

4 32.106 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 2466.070

5 22.458 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 1725.013

6 9.648 4000 139.384 588.893 1.733 76.809 741.057

7 22.458 4000 250.354 2800.821 6.070 995.738 22362.749

8 32.106 4000 492.680 3429.265 7.070 1325.783 42566.259

9 4.484 350 164.787 2789.263 7.079 683.153 3063.081

10 27.623 15 53.969 2368.221 7.304 195.159 5390.842

A 1415.692 101325 25 104.920 0.367 0.000 0.000

B 1415.692 101325 35 146.720 0.505 0.686 970.656

X 9.648 4000 250.3 1063.263 2.796 234.119 2258.787

W 32.106 4000 250.3 2800.8 6.070 995.738 31969.647

Y 120.588 172.368 456.8 872.0 6.055 574.998 69337.787

Z 120.588 172.368 261.300 664.100 6.970 94.127 11350.608

11 120.588 172.368 514.6 947.249 7.41 246.090 29675.507

12 120.588 172.368 204.7 602.9 6.858 66.320 7997.396

13 2.428 172.368 15.555

Tabla 35. Propiedades termodinámicas (CCH2)

Fuente. Autor

108

Resultados basados en primera ley (CCH2)




eficiencia térmica del 39.6% y una eficiencia líquida del 37.4%.


Temperatura entrada turbina de vapor (𝑻𝟖) 492.68 ℃

Flujo de vapor ingresando a turbina ( ��𝑺𝑻 ) = (��𝟕 + ��𝟔 ) 8.92 tVAPOR/hr


Potencia eléctrica de turbina Vapor (��𝑺𝑻− 𝑪𝑪𝑯𝟐) 31.695 MW (41)

Potencia líquida integrada (��𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒,𝒊𝒏𝒕𝒆𝒈𝒓𝒂𝒅𝒂) 67.781 MW (43)

Eficiencia térmica ( 𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝑪𝑪𝑯𝟐 ) 39.6 % (45)

Eficiencia térmica líquida (𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 𝑪𝑪𝑯𝟐) 37.4 % (46)

Electricidad entregada a red ( ��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅−𝑪𝑪𝑯𝟐) 585.627 GWh/año (44)


Índice de electricidad líquida excedente ( 𝑰𝑬𝑳𝑬) 29.104 MWh/tRSU (48)

Efectividad de la HRSG ( ϵ ) 63 % (49)

Tabla 36. Principales resultados de los balances de masa y energía (CCH2)

Fuente. Autor

6.3 ANÁLISIS EXERGÉTICO

El análisis exergético es una metodología que permite analizar los mecanismos

básicos de la eficiencia exergética de cualquier sistema, mediante la aplicación de

las leyes de la termodinámica. Por ello, es considerada una herramienta de

análisis y diagnóstico de sistemas útil en el diseño de soluciones alternativas que

109

busquen reducir la utilización innecesaria de recursos, y por ende los impactos

potenciales generados por los mismos, orientando así hacia la búsqueda del

desarrollo sostenible.

Con el objetivo de identificar cuáles son los equipos y dispositivos que más

contribuyen a la destrucción de exergía de los diferentes escenarios, se realizó un

análisis en cada uno de los componentes de la planta, calculando inicialmente las

exergías de los combustibles. En este trabajo, la presión de referencia (𝑃0) es una

atmósfera (101,325 kPa) y la temperatura de referencia (𝑇0) es de 25 °C. Se

considera que las propiedades intensivas del ambiente no cambian de forma

significativa con la interacción de cualquier proceso en cuestión, permaneciendo

así, un ambiente de referencia sin irreversibilidades.

6.4 EXERGÍA DE COMBUSTIBLE

Un procedimiento básico para realizar este análisis es determinar los valores de

entrada y salida de exergía para todos los componentes del sistema, con lo cual

es relevante calcular los valores exergéticos de los diferentes combustibles o

fuentes de energía que interfieren en los escenarios de generación.

Exergía de los residuos sólidos urbanos RSU

Para todos los escenarios evaluados se tuvo en cuenta la exergía de entrada de

los RSU. La Exergía química de los RSU se calculó para los componentes sólidos

C, H, O, N de la Tabla 9, utilizando las ecuaciones (8) y (9) (Bhering et al., 2018).

La tabla 37. Presenta los resultados obtenidos del cálculo de la Exergía química

de los RSU.

110

Exergía química de los RSU

𝜷 = 1.111 PCI-RSU (kJ/Kg) 8,786

Exergía química RSU

𝐞𝐜𝐡 (kJ/Kg) 9,765.928

Flujo másico de RSU (kg/s) 7.538

𝐄𝐜𝐡 (kW) 73,622.740

Tabla 37. Cálculo de la Exergía química RSU

Fuente. Adaptado (Bhering et al., 2018)

Exergía del gas natural GN

La exergía física del gas natural se discrimina, no obstante con la ecuación 10 y

junto con los datos de la tabla 38, se calculó la exergía química del gas natural

𝑒𝑐ℎ−𝐺𝑁 =∑ 𝑋𝑖. 𝑒𝑐ℎ−𝑐𝑜𝑚𝑝 + ∑ 𝑋𝑖 . ln (𝑥𝑖)

∑ 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑋𝑖. 𝑌𝑖= 49409.416 kJ/kg (10)

Tabla 38. Cálculo de la exergía química del Gas natural GN

Fuente. Adaptado (Electric, n.d.)

COMP Fracción

molar Xi

Peso M Yi

(kg/kmol)

Peso Xi.Yi

(kg/kmol)

h

(kJ/kmol)

ho

(kJ/kmol)

Xi.(h-ho) s

(kJ/kmol

K)

so

(kJ/kmol

K)

Xi.(s-so) ech

(kJ/kmol)

Xi.ech

(kJ/kmol)

ln (Xi).Xi

N2 0.0147 28 0.412 8383.36 8371.92 0.168 186.109 190.485 0.064 720 10.584 -0.062

CO2 0.0068 44 0.299 21878.8 21889.6 -0.073 114.754 119.176 0.030 19870 135.116 -0.033

CH4 0.8708 16 13.933 14249.8 14241.9 6.890 101.483 105.862 3.813 831650 724200 -0.120

C2H6 0.0783 30 2.349 19542.0 19557.0 -1.174 95.989 100.409 0.346 149584 117124 -0.199

C3H8 0.0294 44 1.294 27002.9 27061.2 -1.713 118.412 122.926 0.133 215400 63327.6 -0.103

TOTAL= 18.286 4.098 4.386 TOTAL= 904798 -1287.9

𝒆𝒄𝒉−𝑮𝑵 = 𝟒𝟗𝟒𝟎𝟗. 𝟒𝟏𝟔 𝐤𝐉/𝐤𝐠

111

Exergía de los gases de escape de la turbina de gas (GT)

La exergía de los gases de escape de la turbina de gas, se utiliza para calentar el

vapor saturado que sale de la caldera de residuos elevando su temperatura.

𝑒𝐸𝑋𝐻,𝐺𝑇 = 𝑒𝑐ℎ−𝐸𝑋𝐻,𝐺𝑇 + 𝑒𝑝ℎ−𝐸𝑋𝐻,𝐺𝑇 = 𝟑𝟎𝟖. 𝟖𝟐𝟒 𝒌𝑱/𝒌𝒈

(11)

Exergía química de los gases de escape de la turbina de gas (GT)

𝑒𝑐ℎ−𝐸𝑋𝐻,𝐺𝑇 =∑ 𝑥𝑖. 𝑒𝑐ℎ−𝑐𝑜𝑚𝑝 + 𝑇0. 𝑅. ∑ 𝑋𝑖 . ln (𝑥𝑖)

∑ 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑋𝑖 . 𝑌𝑖= 𝟏𝟕. 𝟑𝟏𝟒 𝒌𝑱/𝒌𝒈 (12)

Tabla 39. Cálculo de la exergía química de los gases de escape GT. Fuente.

Adaptado (Electric, n.d.)

Compuesto

Fracción molar Xi

Peso M Yi (kg/kmol)

Peso Xi.Yi (kg/kmol)

ech (kJ/kmol)

Xi.ech (kJ/kmol)

ln (Xi).Xi

O2 0.134 32 4.272 3970 529.995 -0.26882

N2 0.751 28 21.014 720 540.36 -0.21541

H2O 0.072 18 1.287 9500 679.25 -0.18862

CO2 0.036 44 1.562 19870 705.385 -0.11851

Argón 0.009 40 0.36 11690 105.21 -0.04239

TOTAL= 28.495 2560.2 -0.83375

𝒆𝒄𝒉−𝑬𝑿𝑯,𝑮𝑻 = 𝟏𝟕. 𝟑𝟏𝟒 𝒌𝑱/𝒌𝒈

112

Exergía física de los gases de escape de la turbina de gas (GT)

𝑒𝑝ℎ−𝐸𝑋𝐻,𝐺𝑇 =∑ 𝑥𝑖 . (ℎ − ℎ0) − 𝑇0 . ∑ 𝑥𝑖 . (𝑠 − 𝑠0) . 𝑅. 𝑙𝑛 (

𝑃𝐺𝑇𝑃𝑎𝑡𝑚

)

∑ 𝑃𝑒𝑠𝑜𝑋𝑖 . 𝑌𝑖= 𝟐𝟗𝟏. 𝟓 𝒌𝑱/𝒌𝒈

(13)

Tabla 40.

Cálculo de la exergía física de los gases de escape (GT)

Fuente. Adaptado (Electric, n.d.)

6.5 EXERGÍA DESTRUIDA

Como la energía, la exergía puede ser transferida a través de la frontera de un

volumen de control en régimen permanente. El cambio en la Exergía de un

sistema puede no ser igual al total de exergía transferida al sistema debido a las

irreversibilidades y pérdidas. Los conceptos de cambio, transferencia y destrucción

de exergía, están relacionados con el balance de exergía en un volumen de

control.

La siguiente expresión permite calcular la exergía destruida en el volumen de

control en régimen permanente:

Compuesto Fracción

molar Xi

Peso M Yi

(kg/kmol)

Peso Xi.Yi

(kg/kmol)

Xi.(h-ho)

(kJ/kmol)

Xi.(s-so)

(kJ/kmol)

O2 0.134 32 4.272 2061.3 4.044

N2 0.751 28 21.014 11015.0 21.732

H2O 0.072 18 1.287 4398.1 10.636

CO2 0.036 44 1.562 789.9 1.529

Argón 0.009 40 0.36 91.7 0.182

TOTAL= 28.495 18356.0 38.124

𝒆𝒑𝒉−𝑬𝑿𝑯,𝑮𝑻 = 𝟐𝟗𝟏. 𝟓 𝒌𝑱/𝒌𝒈

113

0 = ∑ (1 −T0

TJ) Qj

j

− Wvc + ∑ me

e

efe − ∑ ms

s

efes − Ed ( 60 )

Donde 𝑒𝒇𝒆 es la Exergía por unidad de masa entrando al volumen de control, 𝑒𝒇𝒔

es la exergía por unidad de masa saliendo del volumen de control, 𝑒𝒇 se denomina

flujo de exergía y se define por la siguiente ecuación:

𝐞𝐟 = h − h0 − T0(s − s0) +V2

2+ gz ( 61 )

Donde h y 𝑠 representan la entalpía y la entropía específica, respectivamente; h0 y

s0 representan los valores de estas propiedades evaluadas en T0 y P0

respectivamente. A través de un análisis de destrucción de exergía y perdidas

exergéticas se pueden localizar y cuantificar la exergía de cada corriente, se

calculó como la suma de la exergía física y química. De acuerdo a la siguiente

ecuación.

𝒆 = eph + ech (62)

Cálculo de la destrucción de exergía de cada componente.

Con las exergías calculadas, es posible hacer un balance de exergía y determinar

la destrucción de exergía de cada componente presente en el ciclo. La exergía

que ingresa en un componente es igual a la exergía de productos, más Exergía

destruida, más Exergía de pérdidas, como se muestra en la ecuación 63.

��𝑭,𝒕𝒐𝒕 = EP,tot + Ed,tot + El,tot ( 63 )

114

Las pérdidas de exergía, El,tot no deben confundirse con la destrucción de exergía,

las pérdidas de exergía consisten en la exergía que fluye hacia el entorno,

mientras que la destrucción de exergía indica pérdida de exergía dentro de los

límites del proceso debido a irreversibilidades.

Para cada dispositivo hay un insumo y un producto, los balances que definen la

diferencia insumo menos producto en cada dispositivo, se muestra en la siguiente

ecuación.

��𝑫,𝒌 = EI,k − EP,k ( 64 )

6.6 RESULTADOS Y ANÁLISIS EXERGÉTICO

A continuación se calcularon las destrucciones exergéticas por dispositivo, la

exergía total destruida y la eficiencia exergética por escenario.

Se pudo determinar que la mayor parte de la destrucción exergética de cada

escenario ocurre en la caldera, alrededor del 90% de la destrucción total de

exergía. El problema de este dispositivo radica en los parámetros de vapor (4.0

MPa / 380°C), los cuales están penalizados por problemas de corrosión (Viklund et

al., 2013), es poco lo que se pueda hacer para reducir las irreversibilidades que

ocurren en este sistema; sin embargo, avances tecnológicos respecto a materiales

con mayor resistencia a la corrosión (Inconel) entre otros (Dal Magro, Xu, Nardin,

& Romagnoli, 2018), permitiría una reducción considerable en la destrucción

exergética de los escenarios. A pesar de que otros componentes no tienen

destrucción de exergía significativa, estos deben analizarse para cuantificar un

valor de destrucción de exergía exógena asociados con ellos, que pueden

contribuir a mejorar el rendimiento de la planta; pero esto solo se puede lograr a

través del análisis de exergía avanzado (Bhering et al., 2018).

En cuanto a los escenarios de ciclo combinado, se observa que la configuración

CCH2, aprovecha de mejor manera la utilización de la HRSG, reduciendo la

115

destrucción de exergía alrededor de 10 puntos porcentuales respecto al caso

CCH1.

6.6.1 Escenario base (C0)

Dispositivo Insumo [kW] Producto [kW]

BOMBA1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��6. (𝑒6 − 𝑒3) ��2. (𝑒3 − 𝑒2)

BOMBA2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

CALDERA ��𝑅𝑆𝑈 . bch𝑅𝑆𝑈 ��5 − ��4

TURBINA VAPOR ��5 − ��6 − ��7 ��5ℎ5 − ��6ℎ6

− ��6ℎ6

CONDENSADOR

��7 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

Tabla 41. Definición Insumo-producto por dispositivos (C0)

Fuente. Autor.

Componentes Insumo [kW] Producto [kW] Exergía destruida Ed [kW]

%Ed

BOMBA1 6,593 4,882 1,711 0,003%

DEA 1631,664 1122,885 508,778 0,878%

BOMBA2 89,251 57,874 31,377 0,054%

CALDERA 73622,740 21141,275 52481,465 90,605%

TURBINA VAPOR 17636,083 15228,426 2407,656 4,157%

CONDENSADOR 2492,546 4,303%

Exergía total destruida

57923,534 100%

Tabla 42. Valores de destrucción exergética por dispositivo (C0)

Fuente. Autor.

116


Eficiencia Exergética 𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 20.37 % (26)

Eficiencia Exergética líquida 𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 14.84 % (27)

Entrada de Exergía ��𝑰𝑵,𝑩𝑶𝑰𝑳, 𝑹𝑺𝑼 73.6 MW (17)

Exergía destruida ��𝒅𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 57.9 MW (28) Exergía perdida ��𝒍,𝒕𝒐𝒕 0.7 MW (63)

Tabla 43. Resultados basados en segunda ley (Escenario Base C0)

Fuente. Autor.

A partir de valores obtenidos en el análisis exergético, los resultados de la Exergía

destruida por componente se presentan en la figura 28.

Figura 28. Porcentaje de exergía destruida por dispositivo (C0)

Fuente. Autor.

POTENCIA PRODUCIDA

15 MW

EXERGIA PERDIDA 0.7 MW

B1. 0%

DEA 1%

B2.0%

CALDERA 90.6%

TURBINA ALTA 4.1% COND 4.3%

EXERGIA DESTRUIDA 57.90 MW

117

6.6.2 Escenario regenerativo. Un regenerador (C1)

Dispositivo Insumo [Kw] Producto [Kw]

B1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��8. (𝑒8 − ��3) + ��11. (𝑒8 − 𝑒3) ��2. (��3 − ��2)

B2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

R1 ��7. (𝑒7 − 𝑒5) ��4. (𝑒5 − 𝑒4) + ��10. (𝑒10 − 𝑒5)


TURBINA ALTA ��6 − ��7 − ��8 − ��9 ��6ℎ6 − ��7ℎ7 − ��8ℎ8 − ��9ℎ9

CONDENSADOR ��9 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

V1 ��10

��11


Fuente. Autor.

Dispositivo Insumo [Kw] Producto [Kw] Exergía destruida Ed [Kw]

%Ed

B1 6,550 4,850 1,700 0,003% DEA 1431,067 1115,664 315,403 0,551% B2 96,919 62,846 34,073 0,060% R1 1909,431 1674,947 234,484 0,410% CALDERA 72423,780 21297,252 51126,528 89,397% TURBINA ALTA 17741,462 15337,129 2404,332 4,204% CONDENSADOR 3039,495 5,315% V1 390,331 356,227 34,104 0,060% Exergía total

destruida 57190,119 100%

Tabla 45. Valores de destrucción Exergética por dispositivo (C1)

Fuente. Autor.

118






Tabla 46. Resultados basados en segunda ley (C1)

Fuente. Autor.

A partir de valores obtenidos en el análisis exergético, los resultados de la exergía



Fuente. Autor.

POTENCIA

PROD 15 MW


B1 0%

DEA 0%

B2 0%

R1 0%

CALDERA 89.4%

TURBINA ALTA 4.2% CONDENSADOR

5.3%

V1 0%

EXERGIA DESTRUIDA 57.2 MW

119

6.6.3 Escenario regenerativo. Dos regeneradores (C2)



B1 ��1 . (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��14. (𝑒14 − 𝑒3) + ��13 . (𝑒13 − 𝑒3) ��2 . (𝑒3 − 𝑒2)

B2 ��3 . (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

R1 ��11. (𝑒11 − 𝑒5) + ��10 . (𝑒10 − 𝑒5) ��4 . (𝑒5 − 𝑒4) + ��12. (𝑒12 − 𝑒5)

R2 ��8 . (𝑒8 − 𝑒6) ��5 . (𝑒6 − 𝑒5) + ��9. (𝑒9 − 𝑒6)


TURBINA ALTA ��7 − ��8 − ��11 − ��14 − ��15 ��7ℎ7 − ��8ℎ8 − ��11ℎ11 − ��14ℎ14 − ��15ℎ15

CONDENSADOR ��15 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

V1 ��12

��13

V2 ��9

��10

Fuente. Autor.

Tabla 48. Valores de destrucción exergética por dispositivo (C2)

Dispositivo Insumo [Kw]

Producto [Kw] Exergía destruida Ed [Kw]

%Ed

B1 6.556 4.855 1.702 0.003% DEA 1368.821 1116.658 252.163 0.450% B2 99.784 64.703 35.080 0.063% R1 1123.737 1104.674 19.063 0.034% R2 1438.768 1310.011 128.758 0.230% CALDERA 71890.393 21248.925 50641.468 90.427% TURBINA ALTA 17845.702 15430.514 2415.188 4.313% CONDENSADOR 2478.722 4.426% V1 407.246 385.470 21.776 0.039% V2 331.807 322.989 8.818 0.016% Exergía total

56002.739 100%

120

destruida

Fuente. Autor.






Exergía destruida ��𝒅𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 56 MW (28) Exergía perdida ��𝒍,𝒕𝒐𝒕 0.89 MW (63)

Fuente. Autor.

A partir de valores obtenidos en el análisis exergético, los resultados de la exergía



Fuente. Autor.

POTENCIA PROD 15 MW


B1 0% DEA 0% B2 0%

R1 0%

R2 0%

CALDERA 90.4%

TURBINA ALTA 4.3% CONDENSADOR 4.4%

V1 0% V2 0%

EXERGÍA DESTRUIDA 56MW

121

6.6.4 Escenario regenerativo. Tres regeneradores (C3)



B1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��18. (𝑒18 − 𝑒3) + ��17. (𝑒17 − 𝑒3) ��2. (𝑒3 − 𝑒2)

B2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

R1 ��15. (𝑒15 − 𝑒5) + ��14. (𝑒14 − 𝑒5) ��4. (𝑒5 − 𝑒4) + ��16. (𝑒16 − 𝑒5)

R2 ��12. (𝑒12 − 𝑒6) + ��11. (𝑒11 − 𝑒6) ��5. (𝑒6 − 𝑒5) + ��13. (𝑒13 − 𝑒6)

R3 ��9. (𝑒9 − 𝑒7) ��6. (𝑒7 − 𝑒6) + ��10. (𝑒10 − 𝑒7)


TURBINA ALTA ��8 − ��9 − ��12 − ��15 − ��18 − ��19 ��8ℎ8 − ��9ℎ9 − ��12ℎ12 − ��15ℎ15 − ��18ℎ18

− ��19ℎ19

CONDENSADOR ��19 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

V1 ��16

��17

V2 ��13

��14

V3 ��10

��11

Fuente Autor.



Producto [Kw]

Exergía destruida Ed [Kw]

%Ed

B1 6.562 5.665 0.897 0.002% DEA 1338.095 1116.868 221.228 0.397% B2 101.295 90.257 11.039 0.020% R1 795.668 780.579 15.089 0.027% R2 958.374 936.200 22.174 0.040% R3 1148.927 1065.956 82.971 0.149%

122

CALDERA 71596.924 21203.843 50393.081 90.510% TURBINA ALTA 17909.806 15487.225 2422.580 4.351% CONDENSADOR 2480.978 4.456% V1 402.841 387.799 15.042 0.027% V2 395.524 388.123 7.402 0.013% V3 280.612 276.496 4.116 0.007% Exergía total

destruida 55676.595 100%

Fuente. Autor



Eficiencia Exergética 𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 21 % (26)




Fuente. Autor

A partir de valores obtenidos en el análisis exergético, los porcentajes de la

exergía destruida por dispositivo se presentan en la figura 31.

123


Fuente. Autor

6.6.5 Escenario con recalentamiento (C4)


Dispositivo Insumo [kW] Producto [kW]

B1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��6. (𝑒6 − 𝑒3) ��2. (𝑒3 − 𝑒2)

B2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

CALDERA ��𝑅𝑆𝑈 . bch𝑅𝑆𝑈 ��5 + ��5"" − ��4 − ��5"

TURBINA ALTA ��5 − ��5" ��5ℎ5 − ��5"ℎ5"

TURBINA BAJA ��5"" − ��6 − ��7 ��5""ℎ5"" − ��6ℎ6 − ��7ℎ7

CONDENSADOR

��7 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

POTENCIA PRODUCIDA 15

MW

EXERGÍA PERDIDA 0.9MW

B1 0%

DEA 0%

B2 0%

R1 0%

R2 0%

R3 0%

CALDERA 90.5%

TURBINA ALTA 4.3%

CONDENSADOR 4.4%

V1 0%

V2 0%

V3 0%

EXERGÍA DESTRUIDA 55.6 MW

124

Fuente. Autor


Dispositivo Insumo [kW]

Producto [kW]

Exergía destruida Ed [kW]

%Ed

B1 5.761 4.266 1.495 0.003% DEA 1425.870 981.261 444.609 0.801% B2 76.816 49.810 27.006 0.049% CALDERA 71209.004 20748.169 50460.835 90.882% TURBINA ALTA 4879.830 4412.122 467.708 0.842% TURBINA BAJA 12564.044 10816.304 1747.740 3.148% CONDENSADOR 5.761 4.266 2374.072 4.276% Exergía total

destruida 55523.465 100%

Fuente. Autor






Exergía destruida ��𝒅𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 55.5 MW (28)

Exergía perdida ��𝒍,𝒕𝒐𝒕 0.69 MW (63)

Fuente. Autor



125


Fuente. Autor

6.6.6 Escenario con recalentamiento y un regenerador (C5)



B1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��8. (𝑒8 − 𝑒3) + ��11. (𝑒11 − 𝑒3) ��2. (𝑒3 − 𝑒2)

B2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

R1 ��7. (𝑒7 − 𝑒5) ��4. (𝑒5 − 𝑒4) + ��10. (𝑒10 − 𝑒5)

CALDERA ��𝑅𝑆𝑈 . bch𝑅𝑆𝑈 ��6 − ��5 + ��6"" − ��6"

TURBINA ALTA ��6 − ��6" − ��7 ��6ℎ6 − ��6"ℎ6" − ��7ℎ7

TURBINA BAJA ��6"" − ��8 − ��9 ��6""ℎ6"" − ��8ℎ8 − ��9ℎ9

CONDENSADOR ��9 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

POTENCIA PRODUCIDA 15 MW

EXERGÍA PERDIDA 0.68 MW

B1 0%

DEA 1%

B2 0%

CALDERA 90.88 %

TURBINA ALTA 1% TURBINA BAJA 3.14%

CONDENSADOR 4.2%


126

V1 ��10

��11

Fuente. Autor



Producto [Kw]


%Ed

B1 5.853 4.333 1.519 0.003 DEA 1280.091 996.790 283.301 0.513 B2 85.826 55.652 30.173 0.055 R1 1690.877 1483.232 207.645 0.376 CALDERA 71021.273 18859.564 50112.645 90.704 TURBINA ALTA 4176.837 3801.113 375.724 0.680 TURBINA BAJA 13369.414 11526.196 1843.218 3.336 CONDENSADOR 2363.850 4.279 V1 345.653 315.453 30.200 0.055 Exergía total

destruida 55248.275 100

Fuente. Autor.





Entrada de Exergía ��𝑰𝑵,𝑩𝑶𝑰𝑳, 𝑹𝑺𝑼 71 MW (17)


Fuente. Autor

127




Fuente. Autor

6.6.7 Escenario con recalentamiento y dos regenerador (C6)



B1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��14. (𝑒14 − 𝑒3) + ��13. (𝑒13 − 𝑒3) ��2. (𝑒3 − 𝑒2)

B2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

R1 ��11. (𝑒11 − 𝑒5) + ��10. (𝑒10 − 𝑒5) ��4. (𝑒5 − 𝑒4) + ��12. (𝑒12 − 𝑒5)

R2 ��8. (𝑒8 − 𝑒6) ��5. (𝑒6 − 𝑒5) + ��9. (𝑒9 − 𝑒6)


TURBINA ALTA ��7 − ��7" − ��8 ��7ℎ7 − ��7"ℎ7" − ��8ℎ8

POTENCIA PRODUCIDA 15 MW


B1 0%

DEA 0.5%

B2 0%

R1 0%

CALDERA 90.7 %

TA 0.68% TB 3.33%

COND 4.2%

V1 0%


128

TURBINA BAJA ��6"" − ��8 − ��9 ��6""ℎ6"" − ��8ℎ8 − ��9ℎ9

CONDENSADOR ��15 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

V1 ��9

��10

V1 ��12

��13

Fuente. Autor


Componentes Insumo [Kw] Producto [Kw] Exergía destruida Ed [Kw] %Ed

B1 5.857 4.337 1.520 0.003% DEA 1233.981 997.521 236.460 0.434% B2 87.870 56.978 30.892 0.057% R1 1017.002 972.217 44.785 0.082% R2 1266.989 1153.604 113.385 0.208% CALDERA 70358.354 20895.299 49463.055 90.748% TURBINA ALTA 4151.414 3779.285 372.128 0.683% TURBINA BAJA 13481.122 11628.872 1852.250 3.398% CONDENSADOR 2365.585 4.340% V1 342.930 324.592 18.337 0.034% V2 292.192 284.426 7.765 0.014% Exergía total

destruida 54506.163

Fuente. Autor







129


Fuente. Autor




Fuente. Autor

6.6.8 Escenario con recalentamiento y tres regenerador (C7)



B1 ��1. (ℎ2 − ℎ1) ��2 − ��1

DEA ��18. (𝑒18 − 𝑒3) + ��17. (𝑒17 − 𝑒3) ��2. (𝑒3 − 𝑒2)

B2 ��3. (ℎ4 − ℎ3) ��4 − ��3

R1 ��15. (𝑒15 − 𝑒5) + ��14. (𝑒14 − 𝑒5) ��4. (𝑒5 − 𝑒4) + ��16. (𝑒16 − 𝑒5)

POTENCIA PRODUCIDA

15 MW


B1 0% DEA 0.43%

B2 0% R1 0%

R2 0.2%

CALDERA 90.74 %

TA 0.68% TB 3.39% COND 4.34%

V1 0%

V2 0%


130

R2 ��12. (𝑒12 − 𝑒6) + ��11. (𝑒11 − 𝑒6) ��5. (𝑒6 − 𝑒5) + ��13. (𝑒13 − 𝑒6)

R3 ��9. (𝑒9 − 𝑒7) ��6. (𝑒7 − 𝑒6) + ��10. (𝑒10 − 𝑒7)


TURBINA ALTA ��8 − ��9 − ��12 − ��8"" ��8ℎ8 − ��9ℎ9 − ��12ℎ12 − ��8"ℎ8"

TURBINA BAJA ��8"" − ��15 − ��18 − ��19 ��8""ℎ8"" − ��15ℎ15 − ��18ℎ18

− ��19ℎ19

CONDENSADOR ��19 + ��𝐴 − ��1 − ��𝐵

V1 ��16

��17

V2 ��13

��14

V3 ��10

��11

Fuente. Autor




%Ed

B1 5.756 4.969 0.787 0.001%

DEA 1452.426 979.712 472.714 0.868%

B2 90.683 25.060 65.623 0.120%

R1 849.002 799.236 49.766 0.091%

R2 916.895 840.310 76.585 0.141%

R3 1038.997 956.761 82.236 0.151%

CALDERA 70234.198 21203.623 49030.575 90.019%

TURBINA ALTA 4234.610 3807.363 427.247 0.784%

TURBINA BAJA 13428.015 11525.598 1902.417 3.493%

CONDENSADOR 2334.393 4.286%

V1 376.789 362.720 14.069 0.026%

V2 367.820 360.932 6.888 0.013%

V3 253.175 249.462 3.713 0.007%

Exergía total

destruida 54467.012

Fuente. Autor

131








Fuente. Autor




Fuente. Autor

POTENCIA PRODUCIDA

15MW


B1 0% DEA 0.8%

B2 0% R1 0% R2 0% R3 0%

CALDERA 90.01%

TA 0.78% TB 3.49% COND 4.28%

V1 0% V2 0%

V3 0%


132


Un análisis termodinámico basado en la segunda ley, permite determinar donde

ocurren las mayores irreversibilidades del ciclo.

Tabla 65. Definición destrucción de Exergía por cada dispositivo (CCH1)

Dispositivo

Definición [kW]

Exergía

destruida Ed

[kW]

%Ed

B1 ��𝟏. (𝒉𝟐 − 𝒉𝟏) + ��𝟏 − ��𝟐 1.711 0.001

DEA ��𝟖 + ��𝟐 − ��𝟑 712.136 0.437

B2 ��𝟑. (𝒉𝟒 − 𝒉𝟑) + ��𝟑 − ��𝟒 46.552 0.029

CALDERA RSU ��𝑹𝑺𝑼. 𝒆𝒄𝒉−𝑹𝑺𝑼 − ��𝟓 − ��𝟔 52233.768 32.075

CALDERA HRSG ��𝟏𝟎 + ��𝟒 + ��𝟔 − ��𝟓 − ��𝟕 22921.430 14.075

TURBINA VAPOR −(��𝟕𝒉𝟕 − ��𝟖𝒉𝟖 − ��𝟗𝒉𝟗) + ��𝟕 − ��𝟖 − ��𝟗 1721.980 1.057

TURBINA GT (𝒆𝒄𝒉−𝑮𝑵 . ��𝟏𝟐) − (𝒆𝑬𝑿𝑯,𝑮𝑻. ��𝟏𝟎) 82740.457 50.808

CONDENSADOR ��𝟗 + ��𝑨 − ��𝟏 − ��𝑩 2469.932 1.517

Exergía total destruida 162847.9667 100%

Fuente. Autor

Tabla 66. Resultados basados en segunda ley (CCH1)







133

Fuente. Autor

Las eficiencias exergéticas del ciclo combinado híbrido se calcularon bajo las

siguientes ecuaciones

𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂−𝑪𝑪𝑯

= (WST,el + WGT,el) (Ech−RSU + EEXH−GT)⁄ ( 65 )

𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒−𝑪𝑪𝑯 = Wel,liq integrada (Ech−RSU + EEXH−GT)⁄ ( 66 )

��𝑰𝑵−𝑪𝑪𝑯 = (Ech−RSU + EEXH−GT) ( 67 )



Figura 36. Porcentaje de exergía destruida por dispositivo (CCH1)

Fuente. Autor

POTENCIA PRODUCIDA 28.2 MW


B1 0%

DEA 0.4%

B2 0%

CALDERA RSU 32%

HRSG 14%

TURBINA VAPOR 1%

TURBINA GT 50.8%

COND 1%


134


Un análisis termodinámico basado en la segunda ley, permite determinar donde

ocurren las mayores irreversibilidades del ciclo.

Tabla 67. Valores de destrucción de Exergía por cada dispositivo del ciclo

Componentes

Definición [kW]

Exergía

destruida Ed

[kW]

%Ed

B1 ��𝟏. (𝒉𝟐 − 𝒉𝟏) + ��𝟏 − ��𝟐 2.865 0.001

DEA ��𝟗 + ��𝟐 − ��𝟑 851.929 0.556

B2 ��𝟑. (𝒉𝟒 − 𝒉𝟑) + ��𝟑 − ��𝟒 52.278 0.034

CALDERA RSU ��𝑹𝑺𝑼. 𝒆𝒄𝒉−𝑹𝑺𝑼 − ��𝟓 − ��𝟔 52985.004 34.619

CALDERA HRSG ��𝟏𝟎 + ��𝟒 + ��𝟔 − ��𝟓 − ��𝟕 10213.054 6.673

TURBINA VAPOR −(��𝟖𝒉𝟖 − ��𝟗𝒉𝟗 − ��𝟏𝟎𝒉𝟏𝟎) + ��𝟖 − ��𝟗 − ��𝟏𝟎 1933.790 1.263

TURBINA GT (𝒆𝒄𝒉−𝑮𝑵 . ��𝟏𝟑) − (𝒆𝑬𝑿𝑯,𝑮𝑻. ��𝟏𝟏) 82740.457 54.061

CONDENSADOR ��𝟏𝟎 + ��𝑨 − ��𝟏 − ��𝑩 4269.866 2.789

Exergía total destruida 153049.2445 100%

Fuente. Autor

Tabla 68. Resultados basados en segunda ley (CCH2)



Eficiencia Exergética líquida 𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 35 % (66)


Exergía destruida ��𝒅𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 153 MW (28) Exergía perdida ��𝒍,𝒕𝒐𝒕 8.8 MW (63)

135

Fuente. Autor



Figura 37. Porcentaje de exergía destruida por dispositivo (CCH2)

Fuente. Autor

6.7 COMPARACIÓN DE LOS ESCENARIOS EVALUADOS

En el siguiente apartado se realizó un análisis a nivel de resultados en función de

la eficiencia energética y exergética, utilización de RSU y potencia eléctrica

entregada a red. Se compararon los escenarios de regeneración con la

incorporación de cada regenerador versus el ciclo de recalentamiento C4, de igual

manera se analizaron los resultados de cada incorporación regenerativa en

simultáneo con la etapa de recalentamiento C7. En la tabla 69 se presentan los

principales resultados de rendimientos de cada escenario

POTENCIA PRODUCIDA

31.7 MW


B1 0% DEA 0.5%

B2 0%

CALDERA RSU 34.6 %

HRSG 6.6%

TURBINA VAPOR 1.2 %

TURBINA GT 54 %

COND 2.7%

EXERGÍA DESTRUIDA 153 MW

136

Tabla 69. Comparación entre los diferentes escenarios

Parámetro C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 CCH1 CCH2

( ��𝑺𝑻 ) tVAPOR/hr 5.352 5.812 5.984 6.075 4.607 5.147 5.270 5.442 7.942 8.918

( ��𝑹𝑺𝑼 ) tRSU/dia 651.347 640.739 636.020 633.424 629.992 628.331 622.466 621.368 651.347 651.347

( ��𝑺𝑻,𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒 ) MW 10.929 10.995 11.025 11.041 11.063 11.073 11.110 11.116 24.153 27.624

(��𝒆𝒍,𝒍𝒊𝒒,𝒊𝒏𝒕𝒆𝒈𝒓𝒂𝒅𝒂) MW - - - - - - - - 64.309 67.781

( 𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 ) % 22.647 23.021 23.192 23.287 23.414 23.476 23.697 23.739 37.683 39.597

(𝜼𝑻é𝒓𝒎𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒 ) % 16.500 16.875 17.046 17.141 17.268 17.330 17.551 17.593 36.466 37.353

(𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 ) % 20.374 20.711 20.865 20.951 21.065 21.120 21.319 21.357 35.320 37.113

(𝜼𝑬𝒙𝒆𝒓𝒈é𝒕𝒊𝒄𝒂 𝒍𝒊𝒒) % 14.845 15.182 15.336 15.421 15.535 15.591 15.790 15.828 33.217 35.010

��𝒅𝑻𝒐𝒕𝒂𝒍 MW 57.924 57.190 56.003 55.677 55.523 55.248 54.506 54.467 162.848 153.049

(��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅) GWh/año 87.433 87.963 88.199 88.329 88.500 88.583 88.877 88.932 555.633 585.628

(CER) kg/kWh 1.809 1.780 1.767 1.760 1.750 1.745 1.729 1.726 0.397 0.378

(𝑰𝑬𝑳𝑬) MWh/tRSU 0.403 0.412 0.416 0.418 0.421 0.423 0.428 0.429 25.633 29.105

Fuente. Autor

137

6.7.1 Eficiencia Energética

La eficiencia térmica de cada escenario se describe en la figura 38. A partir de los

resultados obtenidos es posible realizar las siguientes consideraciones:

La incorporación de 1 a 3 regeneradores (C3) permite obtener eficiencias de

primera ley en el rango de 22.65% a 23.29%, esto representa un incremento

porcentual de 0.64%.

El escenario con recalentamiento (C4), aumenta la eficiencia a 23.41%,

correspondiente a un incremento de 0.77% con relación al C0. Solo la etapa de

recalentamiento iguala y supera la incorporación de tres regeneradores C3.

La incorporación de una etapa de recalentamiento y 3 regeneradores en

simultáneo (C7) permite obtener eficiencias en un rango de 23.41 - 23.74%

respecto al C4, esto corresponde a un incremento porcentual de 0.33%.

El acoplamiento de los gases de escape de la turbina de gas por medio de un

ciclo combinado híbrido, permite incrementar las eficiencias de ciclo en un

37.68% y 39.60%. lo cual corresponde a 15 y 17 puntos porcentuales respecto

al C0.

Figura 38. Comparación de la eficiencia energética

Fuente. Autor

138

Figura 39. Variación porcentual en la eficiencia térmica

Fuente. Autor

6.7.2 Eficiencia Exergética

La eficiencia térmica de cada escenario se describe en la figura 40, A partir de los

resultados obtenidos es posible realizar las siguientes consideraciones:

La incorporación de 1 a 3 regeneradores (C3) permite obtener eficiencias

exergéticas en el rango de 20.37% - 20.95%, esto representa un incremento

porcentual de 0.58%.

La incorporación de la etapa de recalentamiento en el ciclo (C4) aumenta la

eficiencia a 21.06%, correspondiente a un incremento de 0.7% con relación al

C0.

· La incorporación de una etapa de recalentamiento y 3 regeneradores en

simultáneo (C7) permite obtener eficiencias en un rango de 21.12- 21,36%,

esto corresponde al incremento porcentual de 1 % respecto al escenario base.

139

El acoplamiento de los gases de escape de la turbina de gas por medio de un

ciclo combinado, permite incrementar la eficiencia Exergética del ciclo, en

rango de 20.37 – 35.32%, lo cual corresponde a 15 puntos porcentuales.

Figura 40. Comparación de la eficiencia exergética

Fuente. Autor

Figura 41. Variación porcentual de la eficiencia Exergética

Fuente. Autor

140

6.7.3 Variación de RSU utilizados por escenario

A partir de los resultados del escenario base (C0), se obtuvo que la cantidad de

residuos sólidos urbanos, para generar 15 MWe sea de 651.347 𝑡𝑅𝑆𝑈 𝑑í𝑎⁄ . Para el

CCH1 y CCH2 se tomó el mismo flujo de RSU del C0.

La figura 42 representa una comparación de los diferentes escenarios, para indicar

un incremento de la variación de RSU en relación con el CO, se puede observar

en la figura 43.

Figura 42. Comparación RSU utilizados en los diferentes escenarios

Fuente. Autor

141

Figura 43. Variación de RSU utilizados en los diferentes escenarios

Fuente. Autor

A partir de los resultados obtenidos es posible realizar las siguientes

consideraciones:

La incorporación de 1 a 3 regeneradores (C1, C2 y C3) permite reducir la

cantidad de RSU al horno en 10.6, 15.326 y 17.923 𝑡𝑅𝑆𝑈 𝑑í𝑎⁄ , esto representa

una disminución porcentual de 2.75 %.

La incorporación de la etapa de recalentamiento en el ciclo (C4) disminuye la

cantidad de RSU al horno en 21.355 𝑡𝑅𝑆𝑈 𝑑í𝑎⁄ , correspondiente al 3.27 % con

relación al C0.

· La incorporación de una etapa de recalentamiento y 3 regeneradores en

simultáneo (C7) permiten reducciones alrededor de 30 𝑡𝑅𝑆𝑈 𝑑í𝑎⁄

correspondiente al 4.6 % respecto al escenario base.

142

6.7.4 Energía eléctrica entregada a red por año

Como resultado de referencia se tiene el escenario base (C0) el cual entrega a red

87.433 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜, la figura 44, presenta una comparación de los diferentes

escenarios, del C0 al C7, se observa un incremento de 1.5 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 (1.7 %).

Los escenarios de regeneración presentan incrementos del C0 al C1 de 0.6 %, del

caso C1 al C2 del 0.27 % y del caso C2 al C3 de 0.15 %.

El escenario de recalentamiento sin regeneración C4, iguala y supera en

generación eléctrica al C3. Por cada regenerador adicionado en simultáneo con la

etapa de recalentamiento, se presenta un incremento de 0.5% al C7.

Los escenarios de ciclo combinado híbrido aumentan en 466.7 y 496 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜

respecto al C7, entre los ciclos combinados se evidencia un incremento de 30

𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 (5.4 %) en el caso CCH2.

Figura 44. Potencial de generación eléctrica entregada a la red

Fuente. Autor

La figura 45 indica un incremento de la variación porcentual en relación con el

escenario base C0.

143

Figura 45. Variación porcentual de generación eléctrica entregada a la red

Fuente. Autor

144

6.8 RESULTADOS DEL ANALISIS ECONOMICO

Para la definición de la inversión, costos de producción y manteamiento de planta

se utilizó como referencia el trabajo de Schneider (2010) (Schneider, 2010). Los

valores de los conceptos mencionados se calcularon en función de los RSU

procesados en planta por año (capacidad de planta), como se mostró en el

análisis energético, cada escenario tiene diferentes eficiencias, esto se traduce en

mayor generación eléctrica con menos RSU. Los datos iniciales para el análisis

económico se muestran en la tabla 70.

Parámetro C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 CCH1 CCH2

Capacidad

𝒕𝑹𝑺𝑼/𝒂ñ𝒐 217,116 213,580 212,007 211,141 209,997 209,444 207,489 207,123 217,116 217,116

Horas

trabajo 𝐇𝐫𝐬 𝐚ñ𝐨⁄

8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,640 8,640

𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼 𝐤𝐉 𝐤𝐠⁄

8,786 8,786 8,786 8,786 8,786 8,786 8,786 8,786 8,786 8,786

𝑷𝑪𝑰𝑮𝑵

𝐤𝐉 𝐤𝐠⁄ - - - - - - - - 47,450 47,450

ɳ𝑮𝒆𝒏

% 96 96 96 96 96 96 96 96 96 96

��𝑬𝒍𝒆𝒄𝒕𝒓𝒊𝒄𝒂 𝑹𝒆𝒅

𝑮𝑾𝒉/𝒂ñ𝒐 87.433 87.963 88.199 88.329 88.500 88.583 88.877 88.932 555.633 585.628

Tabla 70. Datos de entrada

Fuente. Autor

6.8.1 Gastos de inversión en bienes de capital

Los costos de inversión podrían variar sustancialmente con respecto a varios

factores influyentes: diseño de la planta WtE, su tamaño (capacidad), existencia

de la infraestructura local como la posibilidad de vender energía. En la tabla 71 se

145

presentan los costos iniciales de inversión en bienes de capital para los diferentes

escenarios. A continuación se definen.

Inversión en infraestructura y almacenamiento de RSU

Es necesario construir infraestructura vial, área de pesaje y almacenamiento para

la recepción de residuos, esto incluye los costos de construcción de las vías de

acceso y los cimientos para el área de almacenamiento de residuos, los costos

fueron estimados en 51.05 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ . Alrededor del 7.5% de la inversión de

capital.

Inversión en sistemas de combustión y generadores de vapor

La cámara de combustión y el sistema de generación de vapor incluye:

Un sistema para la alimentación de residuos en la cámara

Suministro de aire de combustión

Cámara de combustión con la rejilla

Remoción y almacenamiento de cenizas y escorias

Canales de gases de combustión que proporcionan calor para el agua de

alimentación.

Generador de vapor con suministro de agua de alimentación y sistema de la

salida de vapor.

El costo de este sistema se estimó en 216.42 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ . Alrededor del 32% de la

inversión de capital.

Inversión en sistemas de agua y vapor

El sistema de agua y vapor consta de los siguientes componentes:

Instalación de tratamiento de agua

Condensador enfriado por aire

Turbina de condensación con vapor de extracción controlado.

146

El costo de este sistema se estimó en 88.78 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ . Alrededor del 13% de la

inversión de capital.

Inversión en los sistemas de limpieza de gases

El sistema de limpieza de gases de combustión representa una parte importante

del proceso general de combustión de residuos. La selección de la tecnología para

el tratamiento de gases de combustión depende de la composición del gas,

valores límite de emisión para condiciones locales (suministro de agua,

tratamiento de aguas residuales, etc.). En este estudio se estableció un

tratamiento de emisiones mediante la técnica de reducción catalítica selectiva

(SCR), el cual está conformado por:

Un sistema de tratamiento de gases de combustión húmedos

Precipitador electroestático

Sistema de reducción catalítica selectiva

Los gases de combustión que salen del generador de vapor ingresan al

precipitador electrostático donde se limpian las sustancias sólidas. Luego, los

gases de combustión ingresan al primer depurador húmedo donde los ácidos (HCl

y HF) y el mercurio son eliminados, después, en el segundo depurador húmedo

con una adición de hidróxido de sodio, se eliminan los óxidos de azufre.

Finalmente, el tratamiento SCR sigue para reducir el nivel de NOx, el proceso se

observa en la figura 46.

147

Figura 46. Sistema de limpieza de gases SCR.

Fuente. (Schneider, 2010)

El costo se estimó en 85.45 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ alcanzando un 13 a 15% de la inversión

total inicial.

Inversión en los diseños de planta

El costo estimado para la inversión de los diferentes diseños de la planta se

calculó en 22.2 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ . Alrededor del 3% de la inversión total.

Inversión del costo de construcción

El costo estimado para la construcción de la planta se calculó en 79 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ .

Aproximadamente un 11.5% de la inversión de capital.

Inversión de la instalación electromecánica

La instalación de los diferentes equipos que conforman la planta se calculó en un

valor estimado de 55.5 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ . Alrededor del 8 a 9% de la inversión de capital

148


Dentro de los costos de capital al inicio de la planta se tienen que hacer

inversiones de diversas características, estas se agrupan en otros costos de

inversión que se estimaron en 65.5 $ 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜⁄ . Aproximadamente un 10% de la

inversión total

Esc

Infraestructura y

almacén RSU (usd)

Sistema Comb y Gen de

vapor (usd)

Sistema de agua y

vapor (usd)

Diseño (usd)

Construcción (usd)

Instalación electromecánica (usd)


(usd)

Sistema limpieza

gases (usd)

Regeneradores

adicionales (usd)

Total

Inversión

C0 11,084,472 46,988,523 19,277,343 4,819,336 16,867,675 12,048,339 14,458,007 18,554,443 0 144,098,138

C1 10,903,959 46,223,306 18,963,408 4,740,852 16,592,982 11,852,130 14,222,556 18,252,280 1,431,833 143,183,305

C2 10,823,654 45,882,881 18,823,746 4,705,936 16,470,778 11,764,841 14,117,809 18,117,855 2,871,582 143,579,083

C3 10,779,470 45,695,579 18,746,904 4,686,726 16,403,541 11,716,815 14,060,178 18,043,895 4,334,014 144,467,123

C4 10,721,066 45,447,995 18,645,331 4,661,333 16,314,665 12,818,665 13,983,998 17,946,131 143,631,047

C5 10,692,801 45,328,179 18,596,176 4,649,044 16,271,654 12,784,871 13,947,132 17,898,819 1,447,315 144,731,544

C6 10,592,994 44,905,082 18,422,598 4,605,649 16,119,773 12,665,536 13,816,948 17,731,750 2,897,531 144,876,533

C7 10,574,301 44,825,841 18,390,089 4,597,522 16,091,328 12,643,186 13,792,566 17,700,460 4,384,370 146,145,655

CC1 11,084,472 46,988,523 19,277,343 4,819,336 16,867,675 12,048,339 14,458,007 18,554,443 214,636,682

CC2 11,084,472 46,988,523 19,277,343 4,819,336 16,867,675 12,048,339 14,458,007 18,554,443 214,636,682

Tabla 71. Costos de inversión inicial de planta

Fuente. Autor adaptado (Schneider, 2010)

Consideraciones adicionales para calcular los costos iniciales de inversión:

Los regeneradores adicionales que se incluyeron en los escenarios con

regeneración, y recalentamiento simultáneo con regeneración (C1, C2, C3, C5,

C6, C7) se tasaron cada uno en 1% de la inversión inicial total (Bhering et al.,

2018).

149

Para los escenarios de recalentamiento se incrementó un 2.2% de la inversión

total, por el concepto de la inclusión de una etapa de recalentamiento en la

caldera de RSU (Perry, Green, & Maloney, 1997).

El costo de la caldera de recuperación HRSG y la turbina de gas GT utilizados

en los ciclos combinados híbridos son de 12,538,544 y 58,000,000 millones de

dólares respectivamente, según referencia (de Castro Villela, 2007),(Perry et

al., 1997).

6.8.2 Costos de O&M Fijos y variables

De acuerdo con la referencia (“Independent Statistics and Analysis EIA. Updated

Capital Cost Estimates for Utility Scale Electricity Generating Plants. Washington:

2013.,” n.d.), los costos de operación y mantenimiento de una planta de

generación eléctrica por medio de RSU son estimados en 392.82 $ / kW-año, para

los fijos y los variables en 8,75 $ / MWh.

Para las horas de funcionamiento de la turbina de gas al año se gastan

43,653,300 millones de dólares por concepto de gas natural (valor por m3 de

GN=0.40 dólares)

6.8.3 Costo nivelado de electricidad LCOE

Se calculó el LCOE para cada escenario utilizando la ecuación 32, se tuvo en

cuenta una tasa de interés de 10% y una vida útil de planta de 25 años. Se

observa según la tabla 72, que el escenario de ciclo simple C1, con un costo de

189.304 dólares por MWh es el más económico. Los escenarios de ciclo

combinado hibrido reducen el costo de energía generado en aproximadamente

30%.

150

Con relación a los costos de producción de energía eléctrica de las plantas WtE de

RSU, el departamento de energía de los estados unidos y la oficina de eficiencia

energética y energía renovable en su reporte de agosto de 2019 publicó los

valores de LCOE para las plantas WtE en los estados unidos, estando entre 120 y

170 US$/MWh, los cuales se aproximan a los valores de este estudio (U.S.

Department of Energy, 2019).

ESC COSTO

INVERSION (USD)

FRC O&M (Fijos)

(USD)

O&M (Variables)

(USD)

HORAS Años

CAP INSTAL

(kW)

LCOE (US$/MWh)

C0 144,098,138 0.11 5,892,300 1,050,000 8,000 15,000

190.144

C1 143,183,305 0.11 5,892,300 1,050,000 8,000 15,000

189.304

C2 143,579,083 0.11 5,892,300 1,050,000 8,000 15,000

189.668

C3 144,467,123 0.11 5,892,300 1,050,000 8,000 15,000

190.483

C4 143,631,047 0.11

5,892,300 1,050,000 8,000 15,000

189.715

C5 144,731,544 0.11

5,892,300 1,050,000 8,000 15,000

190.726

C6 144,876,533 0.11 5,892,300 1,050,000 8,000 15,000 190.859

C7 146,145,655 0.11 5,892,300 1,050,000 8,000 15,000 192.024

CC1 166,033,200 0.11 49,545,599 2,133,748 8640 68380.2 127.496

CC2 166,033,200 0.11 49,545,599 2,396,208 8640 71851.9 121.759

Tabla 72. Calculo del LCOE por escenario

Fuente. Autor

151

6.8.4 Flujo de caja para cada escenario

Los datos de entrada para empezar a elaborar el flujo de caja se encuentran en el

anexo AII, los ingresos, relacionados con los precios por venta de energía, venta

de metales y tarifa de eliminación de RSU se describen en la siguiente tabla.

Ingresos de ventas Ref.

Precio venta Energía eléctrica US$ / MWh 115.1 (XM, n.d.)

Precio eliminación de RSU US$ / t RSU 42.1 (EMAB, 2019)

Precio venta de metales separados US$ / año 665,610 (Schneider, 2010)

Tabla 73. Ingresos generados por planta

Fuente. Autor

Se tuvo en cuenta para liquidar el precio por gestión de RSU, los conceptos

cobrados por la EMAB, correspondientes a costos variables tales como, Costo de

disposición final, costo de tratamiento lixiviado y costos por el valor base de

aprovechamiento (EMAB, 2019).

El precio por venta de energía eléctrica se tazo de acuerdo al informe mensual de

la empresa XM de julio del 2019, el cual determina el precio promedio de venta de

energía eléctrica a las distribuidoras para el área metropolitana de Bucaramanga

(XM, n.d.).

Se calculó la depreciación anual de los equipos que intervienen en los diferentes

escenarios como se muestra en la tabla 76, para ello se redefinieron los costos

distribuidos en planta, siendo del 60% para el equipamiento (Schneider, 2010),

como lo muestra la tabla 74.

152

Distribución costos en planta % costo

Inversión

Equipamiento 60%

Montaje electromecánica 8%

Construcción civil 16%

Instrumentación / Automatización 3%

Otros costos de Inversión 13%

Tabla 74. Distribución de costos de planta

Fuente. Adaptado de (Schneider, 2010)

La tabla 76 representa el porcentaje del costo de cada equipo en relación con la

inversión inicial de planta.

Distribución de costos por equipos % costo

Inversión

Generadores de vapor (Caldera- Horno) 37%

HRSG (CCH1-CCH2) 5.8%

Turbinas Vapor / Generadores de Energía 7%

Turbina de Gas GT (CCH1-CCH2) 27%

Condensador 6.8%

Regeneradores (Desaireador) 1%

Bombas 0.3%

Tabla 75. Distribución de costos por equipos

Fuente. Adaptado de (Schneider, 2010)

Los resultados de cada escenario en cuanto a la distribución de costos de planta y

equipos se muestran en el anexo AII.

153

Activos % Tasa

Depreciación Esc

Valor depreciación anual (USD)

Obra Civil

3% C0 4,905,101

Caldera 4% C1 4,925,506

HRSG 4% C2 4,990,809

Turbina Vapor 4% C3 5,073,686

Turbina Gas GT 4% C4 4,889,201

Condensador 4% C5 4,978,765

Regeneradores

(Desaireador)

4% C6 5,035,908

Bombas 4% C7 5,132,636

Montaje

electromecánico

10% CCH1 9,626,232

CCH2 9,626,232

Tabla 76. Tasa depreciación de activos y valor anual de depreciación

Fuente. Adaptado (De Oliveira & Barra, 2008)

Se definieron las condiciones del préstamo, tipo de financiamiento (largo plazo) y

amortizaciones (PRICE). En la tabla 77 se describen los anteriores parámetros.

Concepto Financiero

Impuesto sobre la renta 33% (Congreso de Colombia, 2016)

Horizonte de Planeamiento (Años) 25 (Kalogirou, 2017)

Cuota financiada de la inversión (préstamo) 60%

Plazo de financiamiento (Años) 15

Tasa de interés de préstamo 10%

Tasa mínima aceptable TMA 10% (Fundacion Carlos slim, 2018)

Tabla 77. Determinación de las condiciones del préstamo

Fuente. Autor

Realizados los cálculos de flujos de caja para cada escenario (ver anexo AIII) se

puede observar que las mejores relaciones VAN, TIR en los ciclos de vapor

154

recaen en el C1 presentando las mejores condiciones a nivel económico, para el

año diecinueve se realiza el retorno de la inversión RI, en los escenarios de ciclo

combinado híbrido, el CCH2 presenta mejor viabilidad retornando la inversión en

el año diecisiete.

ESCENARIO

RI (Años)

VAN (USD)

TIR (%)

C0 19.7 5,880,477 10.99%

C1 19.4 6,878,103 11.16%

C2 19.4 6,855,053 11.16%

C3 19.5 6,381,426 11.07%

C4 19.4 6,795,186 11.14%

C5 19.6 6,124,412 11.02%

C6 19.5 6,334,945 11.06%

C7 19.8 5,518,142 10.91%

CCH1 18.6 12,354,139 11.43%

CCH2 17.2 31,754,531 13.71%

Tabla 78. Resultados VAN, TIR y RI

Fuente. Autor

Los anteriores resultados se pueden comparar con las simulaciones realizadas por

el Dr. Efstratios N. Kalogirou en su libro de aplicaciones globales de tecnologías

WtE del capítulo 9 (Evaluación de inversiones), donde con parámetros de vapor

400 °C / 40 bar, PCI RSU 9.02 MJ/kg, 200,000 𝑡𝑅𝑆𝑈−𝑎ñ𝑜, venta de electricidad 77

US$ / MWh, Venta metales 220,000 USD/año, tarifa de eliminación de residuos

74.6 USD/𝑡𝑅𝑆𝑈, préstamo de 80% del capital, obtuvo rendimientos de TIR de

11.53%, VAN de 31,827,963 USD y un retorno de la inversión en el año 17

(Kalogirou, 2017).

155

Figura 47. Flujo de caja Escenario C1

Fuente. Autor

Figura 48. Flujo de caja Escenario CCH2

Fuente. Autor

156

6.8.5 Análisis de sensibilidad

Identificados los escenarios de mejor viabilidad económica (C1, CCH2). El objetivo

de realizar un análisis de sensibilidad, se basa en identificar los límites de los

parámetros VAN y TIR para toma de decisión. Las variables que se utilizaron para

la sensibilidad son:

Precio venta de la energía eléctrica a red

Se observa en la figura 49 y 50, que con solo vender la electricidad un 10% por

debajo del valor inicial, empieza a no tener viabilidad el proyecto, el valor mínimo

de venta de electricidad para el C1 es de 102 US$ / MWh. Para el CCH2 la venta

de electricidad es más sensible ya que la mayor renta de la planta se da en este

rublo, el precio mínimo en que se puede vender la electricidad es de 108.3 US$ /

MWh.

% Variación

Venta electricidad

(US$ / MWh)

VAN (USD)

TIR %

-40% 69.06 -17,751,338 7.06%

-30% 80.57 -11,593,978 8.07%

-20% 92.08 -5,436,617 9.09%

-10% 103.59 720,743 10.12%

0 115.1 5,857,770 10.98%

10% 126.61 13,035,464 12.21%

20% 138.12 19,192,824 13.28%

30% 149.63 25,350,184 14.35%

40% 161.14 31,507,544 15.44%

Tabla 79. Sensibilidad precio venta electricidad C1

Fuente. Autor

157

Figura 49. Sensibilidad precio venta electricidad C1

Fuente. Autor

% Variación

Venta electricidad

(US$ / MWh)

VAN (USD)

TIR %

-40% 69.06 -132,219,907 -5.6%

-30% 80.57 -91,226,297 -0.4%

-20% 92.08 -50,232,688 4.3%

-10% 103.59 -9,239,078 8.9%

0 115.1 31,754,532 13.7%

10% 126.61 72,748,141 18.6%

20% 138.12 113,741,751 23.7%

30% 149.63 154,735,361 28.9%

40% 161.14 195,728,970 34.1%

Tabla 80. Sensibilidad precio venta electricidad CCH2

Fuente. Autor

158

Figura 50. Sensibilidad precio venta electricidad CCH2

Fuente. Autor

Precio por tarifa de eliminación de RSU

En los flujos de caja se refleja que el valor recibido por la tarifa de eliminación de

residuos en el C1 supera la de la venta de electricidad (no aplica CCH2), por

consiguiente son los ingresos más importantes de la planta. El análisis de

sensibilidad de la figura 51, permite identificar el punto de no perdidas, alrededor

de 38.9 US$ / tRSU. Para el CCH2 el margen es de 27.7 US$ / tRSU, este se da,

debido a que el ingreso por la tarifa de eliminación de residuos no es el más

relevante, siendo cuatro veces inferior a la venta de energía eléctrica.

En Europa se manejan valores de tarifas asociadas a la eliminación de residuos

alrededor de 120 USD/tRSU (Schneider, 2010). En la propuesta de EMAB se

maneja una tarifa de 7.5 USD/tRSU (EMAB, 2017). Con las tarifas de EMAB seria

complejo tener un cierre financiero.

159

% Variación

Gestión RSU (US$ / tRSU)

VAN (USD)

TIR %

-40% 25.23 -30,458,767 5.00%

-30% 29.435 -21,124,549 6.51%

-20% 33.64 -11,790,332 8.04%

-10% 37.845 -2,456,114 9.59%

0 42.05 6,878,103 11.16%

10% 46.255 16,212,321 12.76%

20% 50.46 25,546,538 14.39%

30% 54.665 34,880,756 16.04%

40% 58.87 44,214,973 17.71%

Tabla 81. Sensibilidad tarifa eliminación RSU C1

Fuente. Autor

Figura 51. Sensibilidad tarifa eliminación RSU C1

Fuente. Autor

160

% Variación

Gestión RSU (US$ / tRSU)

VAN (USD)

TIR %

-40% 25.23 -5,582,338 9.4%

-30% 29.435 3,751,879 10.4%

-20% 33.64 13,086,097 11.5%

-10% 37.845 22,420,314 12.6%

0 42.05 31,754,532 13.7%

10% 46.255 41,088,749 14.8%

20% 50.46 50,422,967 15.9%

30% 54.665 59,757,184 17.1%

40% 58.87 69,091,402 18.2%

Tabla 82. Sensibilidad tarifa eliminación RSU CCH2

Fuente. Autor

Figura 52. Sensibilidad tarifa eliminación RSU CCH2

Fuente. Autor

161

Cuota financiada de la inversión

Como ultima variable para el análisis de sensibilidad, se tomó el porcentaje de la

inversión que será financiado, esta variable es interesante debido a los costos

financieros generados, en esta variable intervienen otras implícitas, tales como, la

tasa de interés del préstamo y el plazo de financiamiento. Para el escenario C1 se

pagaron 83.5 millones de dólares de interés durante los 15 años de

financiamiento, teniendo como capital base 57.3 millones de dólares. Se podría

disminuir a 48 millones los pagos de interés, si solo se presta el 34.5% de la

inversión total, sin embargo se debería tener un capital inicial de 93.4 millones de

dólares.

% cuota financiada

VPL (USD)

TIR %

20% -3,910,358 9.59%

30% -1,213,243 9.86%

40% 1,483,873 10.19%

50% 4,180,988 10.61%

60% 6,878,103 11.16%

70% 9,575,219 11.93%

80% 12,272,334 13.13%

90% 14,969,449 15.42%

Tabla 83. Sensibilidad % financiado de la inversión

Fuente. Autor

162

Figura 53. Sensibilidad % financiado de la inversión C1

Fuente. Autor

Para el CCH2, se pagan en intereses 125.2 millones de dólares, teniendo un

precio base de 85.8 millones.

Figura 54. Sensibilidad % financiado de la inversión CCH2

Fuente. Autor

163

7. CONCLUSIONES

El crecimiento socio-económico de los países industrializados y en vía de

desarrollo ha implicado un aumento progresivo en la generación de RSU,

Colombia, como otros países en la misma etapa de desarrollo, tiene una

producción significativa de RSU, alrededor de 11 millones de toneladas por año.

La mayor parte de este desperdicio todavía tiene destinos inadecuados, siendo

vectores de enfermedades y contaminación del medio ambiente.

Las plantas WtE se han convertido en soluciones convenientes para la gestión

sostenible de los RSU, potenciando el reciclaje en la fuente y preseleccionando el

compostaje de material orgánico (sin ninguna contradicción). Los procesos de

combustión con generación energética (electricidad / calefacción urbana y en

algunos casos, refrigeración urbana) representan las tecnologías alternativas que

dominan el mercado de desechos, alcanzando una madurez tecnológica probada

en más de 2000 plantas WTE instaladas alrededor del mundo.

Las plantas incineradoras de RSU enfrentan una gran resistencia social e

incertidumbre fundadas en los gases de escape producto de la combustión, ya que

estos están compuestos por dibenzodioxinas y dibenzofuranos policlorados que

representan altos riesgos para la salud humana, no obstante, el desarrollo

tecnológico de última generación en cuanto a limpieza de humos permitiría operar

una planta moderna WtE cumpliendo las estrictas normas y valores límites de

emisiones establecidas por el estado Colombiano.

De la evaluación energética realizada, se evidencian las ventajas de incorporar

recalentamiento, regeneración y recalentamiento en simultáneo para plantas WtE.

El escenario con mejor eficiencia térmica es el (C7), este escenario logra

aumentar 1.09 % la eficiencia del ciclo respecto al caso base (C0), entregando 1.5

𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 adicionales de electricidad a la red.

164

Dentro de los ciclos Rankine analizados, el escenario de recalentamiento sin

regeneración (C4), entrega a red 88.5 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 superando al (C3) en 0.2

𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜, es decir, el arreglo con una etapa de recalentamiento es más eficiente

(23.49%) que incorporar tres regeneradores (23.29%).

Se evidencia que mediante la integración de una planta WtE con un ciclo

combinado híbrido de gas natural, se produce un aumento sustancial en la

eficiencia energética global alrededor de 37 a 39%, la generación de caudal

másico del ciclo de vapor aumenta en 48% para el CCH1 y 66% para el CCH2,

proporcionando un aumento de potencia de turbina de vapor de 88% y un 100.1%

respectivamente. Los ciclos híbridos CCH1, CCH2 entregan a red 555.633 y

585.628 𝐺𝑊ℎ/𝑎ñ𝑜 respectivamente, este es un incremento significativo en

comparación con el escenario base (C0).

En el análisis exergético realizado, se puede demostrar el impacto de cada uno de

los sistemas incorporados en la reducción de la exergía destruida total. La

aplicación de tres regeneradores puede reducir en 3.8% la exergía destruida,

mientras que el escenario de recalentamiento (C4) puede reducir la exergía

destruida en un 4%, para los escenarios de recalentamiento y regeneración en

simultáneo disminuye paulatinamente la destrucción exergética logrando un 6% en

el (C7).

En los ciclos combinados híbridos se evidencia que la incorporación de la turbina

de gas y la caldera de recuperación, aumentan la destrucción de Exergía global en

64% para el CCH1 y 62% para el CCH2.

La caldera de RSU es el equipo que produce la mayor destrucción de exergía. En

este equipo las irreversibilidades se pueden reducir en un 6.5% con

recalentamiento y regeneración en simultáneo (C7), reducciones del 4% con

recalentamiento (C4) y tres regeneradores (C3) alcanza a reducir un 3.8% la

165

destrucción de exergía. El problema de la caldera de RSU radica en los bajos

parámetros de vapor (4.0 MPa / 380°C), los cuales son penalizados por problemas

de corrosión (Viklund et al., 2013).

En los ciclos combinados, la turbina de gas GT representa la mayor destrucción de

exergía, seguido de la caldera de RSU y la caldera de recuperación HRSG, la

destrucción exergética en la turbina de gas en ambos casos permanece constante.

La caldera de RSU en CCH2 aumenta la destrucción de Exergía en 1.4%, esto

debido a que el agua de alimentación no ha sido precalentada como en el CCH1,

sin embargo en la caldera HRSG disminuye la destrucción de exergía en 55%.

Los parámetros sobre los cuales depende la rentabilidad de una planta WtE son

del orden técnico y financiero, tales como la capacidad de planta, que en este

estudio superaron las 207,123 tRSU procesadas en el año. El PCI de los RSU

(incluido el porcentaje de humedad y materia biodegradable) el cual fue

determinado en 8,786 kJ/kg susceptible a incrementar, si se realizan tratamientos

biológicos mecánicos MTB en planta. Factores económicos como las condiciones

de préstamo, ingresos por venta de electricidad y el factor más importante, la tarifa

de eliminación de RSU, para este estudio se taso en 42 USD/tRSU, en Europa se

manejan valores de alrededor de 120 USD/tRSU y la propuesta de EMAB ofertó

una tarifa de 7.5 USD/tRSU. Con las tarifas de EMAB seria complejo tener un

cierre financiero.

Realizada la evaluación económica, se puede observar que todos los escenarios

bajo las condiciones planteadas son viables económicamente. Entre los ciclos

Rankine simples, el escenario con un regenerador (C1) presenta la mejor

rentabilidad, con un periodo de recuperación de 19.4 años y valores de VAN de 6,

878,103 USD y TIR de 11.16 %. Se puede observar que la variable que más

afecta; es la tarifa de eliminación de RSU, seguido de los ingresos por venta de

electricidad. Los rendimientos económicos son similares a los escenarios con dos

166

regeneradores (C2) y al escenario de recalentamiento (C4), si bien los escenarios

(C2) y (C4) tienen mejores eficiencias energéticas, los costos de incorporar un

regenerador adicional y la etapa de recalentamiento respectivamente, no alcanzan

el rendimiento económico del (C1).

De los ciclos combinados híbridos, el de mejor rentabilidad es el CCH2, el cual

retorna la inversión en el año 17, con valores de VAN de 31,754,531 USD y TIR de

13.71% En este escenario la variable más importante por ingresos de planta es la

venta de electricidad, diferente a los ciclos simples que el mayor ingreso es

representado por la tarifa de eliminación de RSU.

167

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ANEXOS

176

Anexo AI - Cálculos de flujo másico de vapor a turbina, flujo másico de RSU al

horno, trabajo térmico de turbina y fracciones de vapor

Anexo AI.1 - Cálculos de ��𝑆𝑇 y ��𝑅𝑆𝑈

ESCENARIO ��𝑺𝑻 𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒂𝒏𝒅𝒐 𝒂 𝒕𝒖𝒓𝒃𝒊𝒏𝒂

kg/seg

��𝑹𝑺𝑼 𝑰𝒏𝒈𝒓𝒆𝒔𝒂𝒏𝒅𝒐 𝒂𝒍 𝒉𝒐𝒓𝒏𝒐

kg/seg

C0 ��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓. (𝒉𝟓 − 𝒉𝟒)

Ƞ𝑪𝑨𝑳𝑫. 𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼

C1 ��𝑹𝑺𝑼 . Ƞ𝑪𝑨𝑳𝑫. 𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼

(𝒉𝟔 − 𝒉𝟓)

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓. (𝒉𝟔 − 𝒉𝟓)



(𝒉𝟕 − 𝒉𝟔)

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓. (𝒉𝟕 − 𝒉𝟔)



(𝒉𝟖 − 𝒉𝟕)

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓. (𝒉𝟖 − 𝒉𝟕)



(𝒉𝟓 − 𝒉𝟒) − (𝒉𝟓"" − 𝒉𝟓")

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓 . (𝒉𝟓 − 𝒉𝟒) − (𝒉𝟓"" − 𝒉𝟓")



(𝒉𝟔 − 𝒉𝟓) − (𝒉𝟔"" − 𝒉𝟔")

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓 . (𝒉𝟔 − 𝒉𝟓) − (𝒉𝟔"" − 𝒉𝟔")



(𝒉𝟕 − 𝒉𝟔) − (𝒉𝟕"" − 𝒉𝟕")

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓 . (𝒉𝟕 − 𝒉𝟔) − (𝒉𝟕"" − 𝒉𝟕")



(𝒉𝟖 − 𝒉𝟕) − (𝒉𝟖"" − 𝒉𝟖")

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓 . (𝒉𝟖 − 𝒉𝟕) − (𝒉𝟖"" − 𝒉𝟖")


CC1 ��𝑹𝑺𝑼 . Ƞ𝑪𝑨𝑳𝑫. 𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼

(𝒉𝟔 − 𝒉𝟓)

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓. (𝒉𝟓 − 𝒉𝟒)


CC2 ��𝑹𝑺𝑼 . Ƞ𝑪𝑨𝑳𝑫. 𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼

(𝒉𝟕 − 𝒉𝟓)

��𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓. (𝒉𝟓 − 𝒉𝟒)


Fuente. Autor

��𝑹𝑺𝑼. Ƞ𝑪𝑨𝑳𝑫. 𝑷𝑪𝑰𝑹𝑺𝑼

(𝒉𝟓 − 𝒉𝟒)

177

Anexo AI.2 – 𝒘𝑻𝒆𝒓𝒎𝒊𝒄𝒐 𝑺𝑻

ESCENARIO 𝒘𝑻𝒆𝒓𝒎𝒊𝒄𝒐 𝑻𝒖𝒓𝒃𝒊𝒏𝒂 𝑽𝒂𝒑𝒐𝒓

(kJ/kg)

Definición

C0 (𝒉𝟓 − 𝒉𝟔) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟔 − 𝒉𝟕)

C1 (𝒉𝟔 − 𝒉𝟕) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟕 − 𝒉𝟖) + (𝟏 − 𝒚 − 𝒛)(𝒉𝟖 − 𝒉𝟗)

C2 (𝒉𝟕 − 𝒉𝟖) + (𝟏 − 𝒙)(𝒉𝟖 − 𝒉𝟏𝟏) + (𝟏 − 𝒙 − 𝒚)(𝒉𝟏𝟏 − 𝒉𝟏𝟒)

+(𝟏 − 𝒙 − 𝒚 − 𝒛)(𝒉𝟏𝟒 − 𝒉𝟏𝟓)

C3 (𝒉𝟖 − 𝒉𝟗) + (𝟏 − 𝒘)(𝒉𝟗 − 𝒉𝟏𝟐) + (𝟏 − 𝒘 − 𝒙)(𝒉𝟏𝟐 − 𝒉𝟏𝟓)

+(𝟏 − 𝒘 − 𝒙 − 𝒚)(𝒉𝟏𝟓 − 𝒉𝟏𝟖) + (𝟏 − 𝒘 − 𝒙 − 𝒚 − 𝒛)(𝒉𝟏𝟖 − 𝒉𝟏𝟗)

C4 (𝒉𝟓 − 𝒉𝟓´) + (𝒉𝟓´´ − 𝒉𝟔) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟔 − 𝒉𝟕)

C5 (𝒉𝟔 − 𝒉𝟕) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟕 − 𝒉𝟔´) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟔´´ − 𝒉𝟖) + (𝟏 − 𝒚 − 𝒛)(𝒉𝟖 − 𝒉𝟗)

C6 (𝒉𝟕 − 𝒉𝟖) + (𝟏 − 𝒙)(𝒉𝟖 − 𝒉𝟕´) + (𝟏 − 𝒙)(𝒉𝟕´´ − 𝒉𝟏𝟏)

+(𝟏 − 𝒙 − 𝒚)(𝒉𝟏𝟏 − 𝒉𝟏𝟒) + (𝟏 − 𝒙 − 𝒚 − 𝒛)(𝒉𝟏𝟒 − 𝒉𝟏𝟓)

C7 (𝒉𝟖 − 𝒉𝟗) + (𝟏 − 𝒘)(𝒉𝟗 − 𝒉𝟏𝟐) + (𝟏 − 𝒘 − 𝒙)(𝒉𝟏𝟐 − 𝒉𝟖´) + (𝟏 − 𝒘 − 𝒙)(𝒉𝟖´´ − 𝒉𝟏𝟓)

+(𝟏 − 𝒘 − 𝒙 − 𝒚)(𝒉𝟏𝟓 − 𝒉𝟏𝟖) + (𝟏 − 𝒘 − 𝒙 − 𝒚 − 𝒛)(𝒉𝟏𝟖 − 𝒉𝟏𝟗)

CC1 (𝒉𝟓 − 𝒉𝟔) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟔 − 𝒉𝟕)

CC2 (𝒉𝟓 − 𝒉𝟔) + (𝟏 − 𝒚)(𝒉𝟔 − 𝒉𝟕)

Fuente. Autor

178

Anexo AI.3 - Calculo de los % de fracciones de vapor saliendo de ST

ESC FRACCION

VAPOR CORRIENTE DEFINICIÓN

C0 y 6 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 𝒉𝟔 − 𝒉𝟐⁄

C1 y 7 𝒉𝟓 − 𝒉𝟒 𝒉𝟕 − 𝒉𝟏𝟎⁄

z 8 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 − 𝒚(𝒉𝟏𝟏 − 𝒉𝟏𝟐) 𝒉𝟖 − 𝒉𝟐⁄

C2

x 8 𝒉𝟔 − 𝒉𝟓 𝒉𝟖 − 𝒉𝟗⁄

y 11 𝒉𝟓 − 𝒉𝟒 + 𝒙(𝒉𝟏𝟐 − 𝒉𝟏𝟎) 𝒉𝟏𝟏 − 𝒉𝟏𝟐⁄

z 14 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 + 𝒙(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟑) + 𝒚(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟑) 𝒉𝟏𝟒 − 𝒉𝟐⁄

C3

w 9 𝒉𝟕 − 𝒉𝟔 𝒉𝟗 − 𝒉𝟏𝟎⁄

x 12 𝒉𝟔 − 𝒉𝟓 + 𝒘(𝒉𝟏𝟑 − 𝒉𝟏𝟏) 𝒉𝟏𝟐 − 𝒉𝟏𝟑⁄

y 15 𝒙(𝒉𝟏𝟔 − 𝒉𝟏𝟒) + 𝒘(𝒉𝟏𝟔 − 𝒉𝟏𝟒) + 𝒉𝟓 − 𝒉𝟒 𝒉𝟏𝟓 − 𝒉𝟏𝟔⁄

z 18 𝒙(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟕) + 𝒚(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟕) + 𝒘(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟕)+𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 𝒉𝟏𝟖 − 𝒉𝟐⁄

C4 y 6 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 𝒉𝟔 − 𝒉𝟐⁄

C5 y 7 𝒉𝟓 − 𝒉𝟒 𝒉𝟕 − 𝒉𝟏𝟎⁄

z 8 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 − 𝒚(𝒉𝟏𝟏 − 𝒉𝟏𝟐) 𝒉𝟖 − 𝒉𝟐⁄

C6

x 8 𝒉𝟔 − 𝒉𝟓 𝒉𝟖 − 𝒉𝟗⁄

y 11 𝒉𝟓 − 𝒉𝟒 + 𝒙(𝒉𝟏𝟐 − 𝒉𝟏𝟎) 𝒉𝟏𝟏 − 𝒉𝟏𝟐⁄

z 14 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 + 𝒙(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟑) + 𝒚(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟑) 𝒉𝟏𝟒 − 𝒉𝟐⁄

C7

w 9 𝒉𝟕 − 𝒉𝟔 𝒉𝟗 − 𝒉𝟏𝟎⁄

x 12 𝒉𝟔 − 𝒉𝟓 + 𝒘(𝒉𝟏𝟑 − 𝒉𝟏𝟏) 𝒉𝟏𝟐 − 𝒉𝟏𝟑⁄

y 15 𝒙(𝒉𝟏𝟔 − 𝒉𝟏𝟒) + 𝒘(𝒉𝟏𝟔 − 𝒉𝟏𝟒) + 𝒉𝟓 − 𝒉𝟒 𝒉𝟏𝟓 − 𝒉𝟏𝟔⁄

z 18 𝒙(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟕) + 𝒚(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟕) + 𝒘(𝒉𝟐 − 𝒉𝟏𝟕)+𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 𝒉𝟏𝟖 − 𝒉𝟐⁄

CCH1 y 8 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 𝒉𝟔 − 𝒉𝟐⁄

CCH2 y 8 𝒉𝟑 − 𝒉𝟐 𝒉𝟔 − 𝒉𝟐⁄

179

Anexo AII – Datos de entrada para flujo de caja

Anexo AII.1 – Datos de entrada para el flujo de caja

DATOS DE ENTRADA C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 CC1 CC2

POTENCIA TOTAL (MW) 15 15 15 15 15 15 15 15 68 72

COSTO DE INVERSION (US$) 144,098,138 143,183,305 143,579,083 144,467,123 143,631,047 144,731,544 144,876,533 146,145,655 214,636,682 214,636,682

HORAS DE GENERACION AL AÑO (Horas) 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,000 8,640 8,640

CONSUMO ELEC DE PLANTA (kWh/Trsu) 150 150 150 150 150 150 150 150 150 150

RSU INCINERADOS (Trsu / Año) 217,116 213,580 212,007 211,141 209,997 209,444 207,489 207,123 217,116 217,116

VENTA DE ENERGÍA RED (GWh/año) 87 88 88 88 89 89 89 89 556 586

Valor Residual (20%) (US$) 28,819,628 28,636,661 28,715,817 28,893,425 28,726,209 28,946,309 28,975,307 29,229,131 42,927,336 42,927,336

POTENCIA LÍQUIDA (MW) 11 11 11 11 11 11 11 11 64 68

RECEPCION RSU EN PLANTA (Trsu / Año) 365,000 365,000 365,000 365,000 365,000 365,000 365,000.00 365,000 365,000 365,000

C0STOS TOTALES DE O&M (US$ / Ano) 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 51,679,348 51,941,807

FACTOR DE CAPACIDAD 0.91 0.91 0.91 0.91 0.91 0.91 0.91 0.91 0.99 0.99

Anexo AII. 2 – Distribución de costos de planta (USD)

C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 CCH1 CCH2

-Equípamelos 86,458,883 85,909,983 86,147,450 86,680,274 86,178,628 86,838,926 86,925,920 87,687,393 128,782,009 128,782,009

-Montaje electromecánica

11,527,851 11,454,664 11,486,327 11,557,370 11,490,484 11,578,523 11,590,123 11,691,652 17,170,935 17,170,935

-Construcción civil

23,055,702 22,909,329 22,972,653 23,114,740 22,980,967 23,157,047 23,180,245 23,383,305 34,341,869 34,341,869

-Instrumentación / Automatización 4,322,944 4,295,499 4,307,372 4,334,014 4,308,931 4,341,946 4,346,296 4,384,370 6,439,100 6,439,100

-Otros costos de Inversión

18,732,758 18,613,830 18,665,281 18,780,726 18,672,036 18,815,101 18,833,949 18,998,935 27,902,769 27,902,769

180

Anexo AII. 3 – Distribución de costos por equipo (USD)

Anexo AII. 4 – Ingresos generados por planta (USD $/año)

Equipos C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 CCH1 CCH2

-Generadores de vapor (Caldera- Horno)

53,316,311 52,977,823 53,124,261 53,452,835 53,143,487 53,550,671 53,604,317 54,073,893 79,415,572 79,415,572

-HRSG (CCH1-CCH2) 12,538,544 12,538,544

-Turbinas Vapor / Generadores de Energía

10,086,870 10,022,831 10,050,536 10,112,699 10,054,173 10,131,208 10,141,357 10,230,196 15,024,568 15,024,568

-GT (CCH1-CCH2) 58,000,000 58,000,000

-Condensador 9,798,673 9,736,465 9,763,378 9,823,764 9,766,911 9,841,745 9,851,604 9,937,905 14,595,294 14,595,294

-Regeneradores (Desaireador) 1,296,883 2,577,299 3,876,635 5,200,816 1,292,679 2,605,168 3,911,666 5,261,244 1,931,730 1,931,730

-Bombas 864,589 859,100 861,474 866,803 861,786 868,389 869,259 876,874 1,287,820 1,287,820

Ingresos de ventas

C0 C1 C2 C3 C4 C5 C6 C7 CCH1 CCH2

Venta Energía 10,063,500 10,124,545 10,151,702 10,166,644 10,186,395 10,195,954 10,229,706 10,236,027 63,953,310 67,405,775

Gestión de RSU 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

Venta de metales

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

Total 26,077,360 26,138,405 26,165,562 26,180,504 26,200,255 26,209,814 26,243,566 26,249,887 79,967,170 83,419,635

181

Anexo AIII – Flujo de caja diferentes escenarios

Anexo AIII. 1– Flujo de caja Escenario C0

AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Ingresos brutos de ventas 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360

+ Venta de energía eléctrica 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500

+ Ingreso gestión de RSU 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

+ Venta de metales separados 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

- Impuestos proporcionales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ingresos netos de ventas 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360

- costos fijos & variables 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

Beneficio neto 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Gastos variables 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Depreciación 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

- Gastos financieros (intereses) 8,645,888 8,373,770 8,074,439 7,745,175 7,382,985 6,984,576 6,546,326 6,064,251 5,533,969 4,950,658

Lucro Operacional 5,498,363 5,770,481 6,069,812 6,399,076 6,761,266 7,159,675 7,597,925 8,080,000 8,610,282 9,193,593

- Gastos no operativos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

+ Ingresos no operativos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Lucro antes de IR 5,498,363 5,770,481 6,069,812 6,399,076 6,761,266 7,159,675 7,597,925 8,080,000 8,610,282 9,193,593

- Impuesto de renta 1,814,460 1,904,259 2,003,038 2,111,695 2,231,218 2,362,693 2,507,315 2,666,400 2,841,393 3,033,886

Lucro Líquido 3,683,903 3,866,222 4,066,774 4,287,381 4,530,048 4,796,982 5,090,610 5,413,600 5,768,889 6,159,707

+ Depreciación 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

- Ingresos no operativos

- Amortizaciones dividas 2,721,188 2,993,306 3,292,637 3,621,901 3,984,091 4,382,500 4,820,750 5,302,825 5,833,107 6,416,418

- Costo de inversión 144,098,138

+ Liberación Financiamiento 86,458,883

+ Valor Residual

Flujo de Caja -57,639,255 5,953,524 5,863,725 5,764,946 5,656,289 5,536,766 5,405,291 5,260,669 5,101,584 4,926,591 4,734,098

182

11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360

10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500 10,063,500

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360 26,077,360

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060 19,135,060

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

4,309,016 3,603,210 2,826,824 1,972,798 1,033,371 0 0 0 0 0

9,835,235 10,541,041 11,317,427 12,171,453 13,110,880 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9,491,717

9,835,235 10,541,041 11,317,427 12,171,453 13,110,880 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 14,144,251 23,635,967

3,245,627 3,478,543 3,734,751 4,016,579 4,326,591 4,667,603 4,667,603 4,667,603 4,667,603 4,667,603 4,667,603 4,667,603 4,667,603 4,667,603 7,799,869

6,589,607 7,062,497 7,582,676 8,154,873 8,784,290 9,476,648 9,476,648 9,476,648 9,476,648 9,476,648 9,476,648 9,476,648 9,476,648 9,476,648 15,836,098

4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

9,491,717

7,058,060 7,763,866 8,540,252 9,394,278 10,333,705 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,819,628

4,522,357 4,289,441 4,033,233 3,751,405 3,441,394 14,467,457 14,467,457 14,467,457 14,467,457 14,467,457 14,467,457 14,467,457 14,467,457 14,467,457 40,154,818

183


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Ingresos brutos de ventas 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405

+ Venta de energía eléctrica 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545

+ Ingreso gestión de RSU 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

+ Venta de metales separados 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

- Impuestos proporcionales 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ingresos netos de ventas 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405

- costos fijos & variables 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

Beneficio neto 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Gastos variables 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Depreciación 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506

- Gastos financieros (intereses) 8,590,998 8,320,607 8,023,177 7,696,004 7,336,113 6,940,233 6,504,766 6,025,751 5,498,835 4,919,228 4,281,660

Lucro Operacional 5,679,601 5,949,992 6,247,422 6,574,596 6,934,486 7,330,366 7,765,834 8,244,848 8,771,764 9,351,371 9,988,940

- Gastos no operativos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

+ Ingresos no operativos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Lucro antes de IR 5,679,601 5,949,992 6,247,422 6,574,596 6,934,486 7,330,366 7,765,834 8,244,848 8,771,764 9,351,371 9,988,940

- Impuesto de renta 1,874,268 1,963,497 2,061,649 2,169,617 2,288,380 2,419,021 2,562,725 2,720,800 2,894,682 3,085,953 3,296,350

Lucro Líquido 3,805,333 3,986,495 4,185,773 4,404,979 4,646,106 4,911,345 5,203,108 5,524,048 5,877,082 6,265,419 6,692,590

+ Depreciación 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506


- Amortizaciones dividas 2,703,912 2,974,303 3,271,733 3,598,906 3,958,797 4,354,677 4,790,144 5,269,159 5,796,075 6,375,682 7,013,250



+ Valor Residual

Flujo de caja -57,273,322 6,026,927 5,937,698 5,839,546 5,731,578 5,612,815 5,482,174 5,338,470 5,180,395 5,006,513 4,815,242 4,604,845

184

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405

10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545 10,124,545

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405 26,138,405

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105 19,196,105

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506

3,580,334 2,808,877 1,960,274 1,026,810 0 0 0 0 0

10,690,265 11,461,722 12,310,325 13,243,789 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8,591,002

10,690,265 11,461,722 12,310,325 13,243,789 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 14,270,599 22,861,601

3,527,787 3,782,368 4,062,407 4,370,450 4,709,298 4,709,298 4,709,298 4,709,298 4,709,298 4,709,298 4,709,298 4,709,298 4,709,298 7,544,328

7,162,477 7,679,354 8,247,918 8,873,339 9,561,301 9,561,301 9,561,301 9,561,301 9,561,301 9,561,301 9,561,301 9,561,301 9,561,301 15,317,273

4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506 4,925,506

8,591,002

7,714,575 8,486,033 9,334,636 10,268,100 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,636,661

4,373,408 4,118,827 3,838,788 3,530,745 14,486,807 14,486,807 14,486,807 14,486,807 14,486,807 14,486,807 14,486,807 14,486,807 14,486,807 40,288,438

185

Anexo AIII. 3– Flujo de caja Escenario CCH2

AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233





Lucro antes de IR 8,973,395 9,378,721 9,824,579 10,315,023 10,854,511 11,447,948 12,100,729 12,818,788 13,608,653 14,477,505 15,433,241


Lucro Líquido 6,012,175 6,283,743 6,582,468 6,911,065 7,272,522 7,670,125 8,107,489 8,588,588 9,117,798 9,699,928 10,340,272

+ Depreciación 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233





+ Valor Residual

Flujo de caja -85,854,673 11,585,151 11,451,394 11,304,260 11,142,414 10,964,383 10,768,548 10,553,131 10,316,171 10,055,516 9,768,795 9,453,402

186

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635

67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775 67,405,775

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635 83,419,635

51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807 51,941,807

31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829 31,477,829

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233

5,367,044 4,210,603 2,938,517 1,539,223 0 0 0 0 0

16,484,552 17,640,993 18,913,078 20,312,372 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 68,946,471

16,484,552 17,640,993 18,913,078 20,312,372 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 21,851,596 90,798,067

5,439,902 5,821,528 6,241,316 6,703,083 7,211,027 7,211,027 7,211,027 7,211,027 7,211,027 7,211,027 7,211,027 7,211,027 7,211,027 29,963,362

11,044,650 11,819,465 12,671,763 13,609,290 14,640,569 14,640,569 14,640,569 14,640,569 14,640,569 14,640,569 14,640,569 14,640,569 14,640,569 60,834,705

9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233

68,946,471

11,564,413 12,720,854 13,992,940 15,392,234 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

42,927,336

9,106,469 8,724,844 8,305,055 7,843,288 24,266,802 24,266,802 24,266,802 24,266,802 24,266,802 24,266,802 24,266,802 24,266,802 24,266,802 44,441,803

187


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11

Ingresos brutos de ventas

26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562

+ Venta de energía eléctrica

10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702

+ Ingreso gestión de RSU

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

+ Venta de metales separados

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

- Impuestos proporcionales

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Ingresos netos de ventas

26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562

- costos fijos & variables

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

Beneficio neto

19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262

- Gastos fijos

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Gastos variables

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

- Depreciación

4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

- Gastos financieros (intereses)

8,614,745 8,343,606 8,045,354 7,717,276 7,356,391 6,959,417 6,522,746 6,042,407 5,514,035 4,932,825 4,293,495

Lucro Operacional

5,617,708 5,888,847 6,187,099 6,515,177 6,876,062 7,273,036 7,709,708 8,190,046 8,718,419 9,299,628 9,938,959

- Gastos no operativos

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

+ Ingresos no operativos

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Lucro antes de IR

5,617,708 5,888,847 6,187,099 6,515,177 6,876,062 7,273,036 7,709,708 8,190,046 8,718,419 9,299,628 9,938,959

- Impuesto de renta

1,853,844 1,943,319 2,041,743 2,150,008 2,269,101 2,400,102 2,544,204 2,702,715 2,877,078 3,068,877 3,279,856

Lucro Líquido

3,763,865 3,945,527 4,145,357 4,365,169 4,606,962 4,872,934 5,165,504 5,487,331 5,841,340 6,230,751 6,659,102

+ Depreciación

4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809


- Amortizaciones dividas

2,711,386 2,982,524 3,280,777 3,608,854 3,969,740 4,366,714 4,803,385 5,283,724 5,812,096 6,393,305 7,032,636



+ Valor Residual

Flujo de caja -57,431,633 6,043,288 5,953,812 5,855,389 5,747,123 5,628,031 5,497,030 5,352,928 5,194,417 5,020,054 4,828,254 4,617,275

188

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562

10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702 10,151,702

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562 26,165,562

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262 19,223,262

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

3,590,231 2,816,641 1,965,692 1,029,648 0 0 0 0 0

10,642,222 11,415,812 12,266,761 13,202,805 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9,906,961

10,642,222 11,415,812 12,266,761 13,202,805 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 14,232,453 24,139,414

3,511,933 3,767,218 4,048,031 4,356,926 4,696,710 4,696,710 4,696,710 4,696,710 4,696,710 4,696,710 4,696,710 4,696,710 4,696,710 7,966,007

7,130,289 7,648,594 8,218,730 8,845,879 9,535,744 9,535,744 9,535,744 9,535,744 9,535,744 9,535,744 9,535,744 9,535,744 9,535,744 16,173,407

4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809 4,990,809

9,906,961

7,735,900 8,509,490 9,360,438 10,296,482 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,715,817

4,385,198 4,129,914 3,849,101 3,540,206 14,526,553 14,526,553 14,526,553 14,526,553 14,526,553 14,526,553 14,526,553 14,526,553 14,526,553 39,973,072

189


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686





Lucro antes de IR 5,496,491 5,769,307 6,069,404 6,399,511 6,762,628 7,162,058 7,601,430 8,084,739 8,616,380 9,201,184 9,844,469


Lucro Líquido 3,682,649 3,865,436 4,066,501 4,287,672 4,530,961 4,798,579 5,092,958 5,416,775 5,772,974 6,164,793 6,595,794

+ Depreciación 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686





+ Valor Residual

Flujo de caja -57,786,849 6,028,179 5,938,150 5,839,118 5,730,183 5,610,354 5,478,542 5,333,549 5,174,057 4,998,616 4,805,631 4,593,347

190

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504

10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644 10,166,644

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504 26,180,504

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204 19,238,204

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686

3,612,437 2,834,062 1,977,850 1,036,017 0 0 0 0 0

10,552,082 11,330,457 12,186,669 13,128,502 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11,268,440

10,552,082 11,330,457 12,186,669 13,128,502 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 14,164,519 25,432,958

3,482,187 3,739,051 4,021,601 4,332,406 4,674,291 4,674,291 4,674,291 4,674,291 4,674,291 4,674,291 4,674,291 4,674,291 4,674,291 8,392,876

7,069,895 7,591,406 8,165,068 8,796,096 9,490,228 9,490,228 9,490,228 9,490,228 9,490,228 9,490,228 9,490,228 9,490,228 9,490,228 17,040,082

5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686 5,073,686

11,268,440

7,783,746 8,562,121 9,418,333 10,360,166 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,893,425

4,359,834 4,102,971 3,820,421 3,509,616 14,563,913 14,563,913 14,563,913 14,563,913 14,563,913 14,563,913 14,563,913 14,563,913 14,563,913 39,738,753

191


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201





Lucro antes de IR 5,750,891 6,022,128 6,320,488 6,648,685 7,009,701 7,406,819 7,843,648 8,324,160 8,852,724 9,434,144 10,073,706


Lucro Líquido 3,853,097 4,034,826 4,234,727 4,454,619 4,696,500 4,962,568 5,255,244 5,577,187 5,931,325 6,320,876 6,749,383

+ Depreciación 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201





+ Valor Residual

Flujo de caja -57,452,419 6,029,931 5,940,423 5,841,964 5,733,660 5,614,524 5,483,475 5,339,322 5,180,753 5,006,327 4,814,458 4,603,403

192

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255

10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395 10,186,395

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255 26,200,255

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955 19,257,955

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201

3,591,530 2,817,660 1,966,404 1,030,021 0 0 0 0 0

10,777,224 11,551,094 12,402,351 13,338,733 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 7,325,187

10,777,224 11,551,094 12,402,351 13,338,733 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 14,368,754 21,693,942

3,556,484 3,811,861 4,092,776 4,401,782 4,741,689 4,741,689 4,741,689 4,741,689 4,741,689 4,741,689 4,741,689 4,741,689 4,741,689 7,159,001

7,220,740 7,739,233 8,309,575 8,936,951 9,627,065 9,627,065 9,627,065 9,627,065 9,627,065 9,627,065 9,627,065 9,627,065 9,627,065 14,534,941

4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201 4,889,201

7,325,187

7,738,699 8,512,569 9,363,826 10,300,209 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,726,209

4,371,242 4,115,865 3,834,950 3,525,944 14,516,266 14,516,266 14,516,266 14,516,266 14,516,266 14,516,266 14,516,266 14,516,266 14,516,266 40,825,164

193


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765





Lucro antes de IR 5,604,856 5,878,171 6,178,817 6,509,528 6,873,310 7,273,470 7,713,647 8,197,841 8,730,454 9,316,329 9,960,791


Lucro Líquido 3,755,253 3,938,374 4,139,807 4,361,384 4,605,118 4,873,225 5,168,143 5,492,553 5,849,404 6,241,940 6,673,730

+ Depreciación 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765





+ Valor Residual

Flujo de caja -57,892,617 6,000,870 5,910,676 5,811,462 5,702,328 5,582,280 5,450,227 5,304,968 5,145,184 4,969,422 4,776,083 4,563,411

194

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814

10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954 10,195,954

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814 26,209,814

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514 19,267,514

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765

3,619,049 2,839,249 1,981,470 1,037,913 0 0 0 0 0

10,669,700 11,449,499 12,307,278 13,250,835 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 8,683,897

10,669,700 11,449,499 12,307,278 13,250,835 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 14,288,748 22,972,645

3,521,001 3,778,335 4,061,402 4,372,776 4,715,287 4,715,287 4,715,287 4,715,287 4,715,287 4,715,287 4,715,287 4,715,287 4,715,287 7,580,973

7,148,699 7,671,164 8,245,876 8,878,060 9,573,461 9,573,461 9,573,461 9,573,461 9,573,461 9,573,461 9,573,461 9,573,461 9,573,461 15,391,672

4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765 4,978,765

8,683,897

7,797,993 8,577,792 9,435,572 10,379,129 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,946,309

4,329,471 4,072,137 3,789,070 3,477,696 14,552,227 14,552,227 14,552,227 14,552,227 14,552,227 14,552,227 14,552,227 14,552,227 14,552,227 40,632,849

195


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908





Lucro antes de IR 5,572,766 5,846,354 6,147,302 6,478,344 6,842,491 7,243,052 7,683,669 8,168,348 8,701,495 9,287,957 9,933,065


Lucro Líquido 3,733,753 3,917,057 4,118,692 4,340,491 4,584,469 4,852,845 5,148,058 5,472,793 5,830,002 6,222,931 6,655,153

+ Depreciación 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908





+ Valor Residual

Flujo de caja -57,950,613 6,033,774 5,943,490 5,844,177 5,734,933 5,614,765 5,482,580 5,337,176 5,177,232 5,001,294 4,807,761 4,594,876

196

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566

10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706 10,229,706

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566 26,243,566

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266 19,301,266

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908

3,622,674 2,842,094 1,983,455 1,038,953 0 0 0 0 0

10,642,684 11,423,264 12,281,903 13,226,405 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 9,996,485

10,642,684 11,423,264 12,281,903 13,226,405 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 14,265,358 24,261,842

3,512,086 3,769,677 4,053,028 4,364,714 4,707,568 4,707,568 4,707,568 4,707,568 4,707,568 4,707,568 4,707,568 4,707,568 4,707,568 8,006,408

7,130,598 7,653,587 8,228,875 8,861,691 9,557,790 9,557,790 9,557,790 9,557,790 9,557,790 9,557,790 9,557,790 9,557,790 9,557,790 16,255,434

5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908 5,035,908

9,996,485

7,805,805 8,586,385 9,445,024 10,389,526 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

28,975,307

4,360,702 4,103,110 3,819,759 3,508,073 14,593,698 14,593,698 14,593,698 14,593,698 14,593,698 14,593,698 14,593,698 14,593,698 14,593,698 40,270,165

197


AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636





Lucro antes de IR 5,406,213 5,682,198 5,985,782 6,319,724 6,687,061 7,091,131 7,535,608 8,024,533 8,562,350 9,153,949 9,804,708


Lucro Líquido 3,622,162 3,807,073 4,010,474 4,234,215 4,480,331 4,751,058 5,048,857 5,376,437 5,736,775 6,133,146 6,569,154

+ Depreciación 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636





+ Valor Residual

Flujo de caja -58,458,262 5,994,945 5,903,869 5,803,687 5,693,486 5,572,265 5,438,922 5,292,244 5,130,899 4,953,419 4,758,191 4,543,441

198

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887

10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027 10,236,027

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887 26,249,887

6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300 6,942,300

19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587 19,307,587

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636

3,654,409 2,866,990 2,000,830 1,048,054 0 0 0 0 0

10,520,543 11,307,961 12,174,122 13,126,898 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 11,399,365

10,520,543 11,307,961 12,174,122 13,126,898 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 14,174,952 25,574,317

3,471,779 3,731,627 4,017,460 4,331,876 4,677,734 4,677,734 4,677,734 4,677,734 4,677,734 4,677,734 4,677,734 4,677,734 4,677,734 8,439,525

7,048,764 7,576,334 8,156,662 8,795,022 9,497,218 9,497,218 9,497,218 9,497,218 9,497,218 9,497,218 9,497,218 9,497,218 9,497,218 17,134,792

5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636 5,132,636

11,399,365

7,874,184 8,661,602 9,527,763 10,480,539 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

29,229,131

4,307,215 4,047,367 3,761,535 3,447,118 14,629,853 14,629,853 14,629,853 14,629,853 14,629,853 14,629,853 14,629,853 14,629,853 14,629,853 40,097,194

199

Anexo AIII. 10– Flujo de caja Escenario CCH1

AÑO 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11








Beneficio neto 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823

- Gastos fijos 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0


- Depreciación 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233





Lucro antes de IR 5,783,389 6,188,715 6,634,573 7,125,017 7,664,506 8,257,943 8,910,724 9,628,783 10,418,648 11,287,499 12,243,236


Lucro Líquido 3,874,871 4,146,439 4,445,164 4,773,761 5,135,219 5,532,822 5,970,185 6,451,284 6,980,494 7,562,624 8,202,968

+ Depreciación 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233





+ Valor Residual

Flujo de caja -85,854,673 9,447,847 9,314,090 9,166,957 9,005,110 8,827,079 8,631,245 8,415,827 8,178,867 7,918,212 7,631,491 7,316,098

200

12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25

79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170

63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310 63,953,310

15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250 15,348,250

665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610 665,610

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170 79,967,170

51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348 51,679,348

28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823 28,287,823

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233

5,367,044 4,210,603 2,938,517 1,539,223 0 0 0 0 0

13,294,546 14,450,987 15,723,073 17,122,367 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 68,946,471

13,294,546 14,450,987 15,723,073 17,122,367 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 18,661,590 87,608,061

4,387,200 4,768,826 5,188,614 5,650,381 6,158,325 6,158,325 6,158,325 6,158,325 6,158,325 6,158,325 6,158,325 6,158,325 6,158,325 28,910,660

8,907,346 9,682,162 10,534,459 11,471,986 12,503,265 12,503,265 12,503,265 12,503,265 12,503,265 12,503,265 12,503,265 12,503,265 12,503,265 58,697,401

9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233 9,626,233

68,946,471

11,564,413 12,720,854 13,992,940 15,392,234 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

42,927,336

6,969,166 6,587,540 6,167,752 5,705,985 22,129,498 22,129,498 22,129,498 22,129,498 22,129,498 22,129,498 22,129,498 22,129,498 22,129,498 42,304,499

evaluación termodinámica y económica para la generación ...³n termodinámica y...tabla 5....

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