indice general - carelec.gob.pe · figura 2.2.3 diagrama del sistema de prueba de un motor dual...
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INDICE GENERAL
RESUMEN ......................................................................................................... 1
ABSTRACT ....................................................................................................... 2
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN ......................................................................... 3
1.1. Reseña ................................................................................................. 3
1.2. Descripción del Problema ..................................................................... 4
1.3. Justificación y Relevancia del Estudio................................................... 4
1.4. Antecedentes ........................................................................................ 5
1.5. Objetivos ............................................................................................... 5
1.5.1. Objetivo General ............................................................................ 5
1.5.2. Objetivos Específicos ..................................................................... 6
1.6. Hipótesis ............................................................................................... 6
1.7. Variables ............................................................................................... 7
1.7.1. Variables Dependientes ................................................................. 7
1.7.2. Variables Independientes ............................................................... 7
1.8. Alcances, delimitación de la investigación ............................................ 7
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO ..................................................................... 9
2.1. PRODUCCIÓN DE BIOCOMBUSTIBLES PARA USO ENERGÉTICO10
2.1.1. Introducción .................................................................................. 10
2.1.2. Biogás .......................................................................................... 11
2.1.3. Biodiesel ....................................................................................... 15
2.1.4. Balances de Emisiones de los Biocombustibles ........................... 25
2.2. GENERACIÓN DISTRIBUIDA UTILIZANDO BIOGAS-BIODIESEL .... 28
2.2.1. Introducción .................................................................................. 28
2.2.2. Utilización de Biogás para la Generación de Energía Eléctrica .... 29
2.2.3. Generación de Energía en un Motor de Combustión Interna ........ 30
2.2.4. Generación de Energía en un Motor Stirling ................................. 35
2.2.5. Generación de Energía en Micro Turbinas ................................... 39
2.2.6. Generación de Energía en Turbinas de Gas ................................ 42
2.2.7. Generación de Energía con Pilas de Combustible ........................ 44
2.2.8. Incentivos para el Uso del Biogas para la Generación de Energía
Eléctrica .................................................................................................... 46
2.3. REDUCCIÓN DE LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO
INVERNADERO Y LA ENERGÍA RENOVABLE ........................................... 49
2.3.1. Introducción .................................................................................. 49
2.3.2. Cambio Climático ......................................................................... 49
2.3.3. El Protocolo de Kyoto ................................................................... 53
2.3.4. Reducción de las Emisiones de Carbono ..................................... 54
2.3.5. Mecanismo de Desarrollo Limpio.................................................. 55
2.3.6. Medidas para Mitigar el Cambio Climático .................................... 57
2.3.7. Aspectos Medioambientales en Generación Distribuida ............... 62
2.3.8. Cambio Climático en el Perú ........................................................ 64
2.3.9. Portafolio de Proyectos Peruanos de Carbono ............................. 76
CAPÍTULO III. IDENTIFICACIÓN DE LAS UNIDADES TÉRMICAS PARA SU
RECONVERSIÓN Y OPERAR CON ENERGÍAS RENOVABLES ................... 85
3.1. Introducción ........................................................................................ 85
3.2. Marco Normativo Peruano .................................................................. 85
3.3. Centrales Térmicas Retiradas de Operación Comercial. ..................... 86
3.4. Análisis Económico de la Conversión ................................................. 94
3.4.1. Riesgos del Proyecto de Conversión ............................................ 95
3.4.2. Evaluación Económica de la Conversión ...................................... 96
3.4.3. Reducción de Emisiones de CO2 ................................................. 99
3.4.4. Potencial Térmico para operación de los Grupos Térmicos con
Biomasa .................................................................................................. 101
3.4.5. Evaluación de Estados Financiero del proyecto de Conversión .. 102
3.5. Alcances para la Ejecución del Proyecto de Conversión ................... 103
3.6. Desarrollo de Proyectos de Generación de Energías Renovables .... 105
3.7. Centrales Térmicas de Biomasa en el Perú ...................................... 108
CAPITULO IV. CONVERSIÓN DE MOTORES DIESEL A MOTORES CON GAS
NATURAL EN EGESUR................................................................................ 112
4.1. Concepto de Motores DF .................................................................. 112
4.1.1. Conversión a gas de bajo costo que ofrece bajas emisiones y rápida
respuesta de carga .................................................................................. 112
4.1.2. Concepto de mezcla de orificio para Gas / Combustible ............. 113
4.1.3. Conversión de Motor Diésel en Motor DF ................................... 115
4.2. Concepto de Motores SG .................................................................. 130
4.2.1. Conversión de Motor Diésel en Motor SG .................................. 130
4.2.2. Beneficios obtenidos con la Conversión SG ............................... 135
4.3. Cuidado del Combustible ................................................................. 136
4.3.1. Tratamientos de las Impurezas del Combustible ........................ 137
4.3.2. La evaluación del Tratamiento de las Impurezas del Combustible139
4.3.3. Conociendo el Combustible a Utilizar ......................................... 140
4.4. Proyecto de Conversión Central Térmica Independencia (GN) ......... 141
4.4.1. Estudio de Prefactibilidad de Conversión de la C.T. Calana ....... 143
4.4.2. Planteamiento de Alternativas: ................................................... 143
4.4.3. Costos Directos de la Obra e Inversión ...................................... 145
4.4.4. Evaluación Económica del Proyecto ........................................... 146
4.4.5. Resultados de la Evaluación de la Alternativa Seleccionada ...... 148
4.5. Conversión a Gas Natural de los Grupos de la C.T. Calana ............. 148
4.6. Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de la C.T.
Independencia ............................................................................................ 149
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ................................................. 156
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................. 159
LISTA DE FIGURAS
Figura 2.1.1. Obtención de la Biomasa. ............................................................... 11
Figura 2.1.2. Producción de Energía con biogás .................................................. 14
Figura 2.1.3. Materias Primas Renovables para la Producción de biodiesel. ....... 18
Figura 2.1.4. Esquema del proceso productivo del aceite refinado ...................... 20
Figura 2.1.5. Esquema del proceso de transesterificación. Reactivos y productos
............................................................................................................................ 21
Figura 2.1.6. Esquema de los procesos de separación y purificación del biodiesel
............................................................................................................................ 22
Figura 2.2.1. Funcionamiento básico motor Otto. ................................................. 30
Figura 2.2.2. Vista de Corte de la Cabeza del Cilindro Modificado ...................... 34
Figura 2.2.3 Diagrama del sistema de prueba de un motor dual biogás – diésel.. 35
Figura 2.2.3. Generación de energía eléctrica por el motor de combustión externa.
............................................................................................................................ 36
Figura 2.2.4. El motor de Stirling (Configuración Alfa). ......................................... 38
Figura 2.2.6. Proceso de una Turbina a Gas con recuperación de calor. ............. 43
Figura 2.2.7. Tipos de Células de Combustible y las reacciones químicas. ......... 45
Figura 2.3.1. Emisiones Mundiales de GEI Antropógenos. .................................. 50
Figura 2.3.2. Efecto Invernadero en la atmósfera ................................................ 52
Figura 2.3.3. Distribución porcentual de las emisiones totales de GEI por
categorías ............................................................................................................ 66
Figura 2.3.4. Comparativo de emisiones de GEI 1994 – 2000 ............................. 69
Figura 2.3.5. Cuadro comparativo de los GEI ...................................................... 71
Figura 2.3.6. Matriz energética en base a la oferta interna bruta de energía
primaria ................................................................................................................ 72
Figura 2.3.7. Reducción de Emisiones de GEI en tCO2e por Tipo de Proyecto,
mayo 2013 ........................................................................................................... 78
Figura 2.3.8. Distribución geográfica de los Proyectos de Carbono en Perú ........ 79
Figura 3.1.1. Histórico de Precios CERs – Mercado Spot .................................... 99
Figura 3.1.2. Central Térmica Huaycoloro .......................................................... 108
Figura 3.1.3. Central Térmica Maple Etanol ....................................................... 109
Figura 3.1.4. Central Térmica de Biomasa La Gringa V ..................................... 110
Figura 3.1.5. Central Térmica Paramonga ......................................................... 111
Figura 4.1.1. Conversión en 32DG a bajo costo. ................................................ 113
Figura 4.1.2. Concepto DF – mezcla el aire de carga y el gas natural en el
canal de aire de entrada y la inyección de Diésel 2 como en el modo dual. .... 114
Figura 4.1.3. Principio de Operación del Motor DF. ........................................... 114
Figura 4.1.4. Culata de cilindros 32DG, tubería principal de alimentación de gas /,
válvula principal de admisión de gas. ................................................................. 116
Figura 4.1.5. Sistema de compuerta de descarga de gases de escape. ............ 117
Figura 4.1.6. Unidad CCU del WECS................................................................. 119
Figura 4.1.7. Configuración típica de la sala de control con una unidad para
visualización del WOIS y una unidad separada para WISE. ....................... 120
Figura 4.1.8. Típico panel de control, con controles de generador y motor, PMU
(Unidad de Monitoreo de Potencia), relés de protección de generador y medidores
analógicos. ........................................................................................................ 121
Figura 4.1.9. Conducto de entrega de gas con válvula manual de cierre y válvula
automática de cierre. ......................................................................................... 122
Figura 4.1.10. Filtro de gas antes de los conductos de alimentación de gas del
motor para retirar el resto de impurezas. ........................................................... 123
Figura 4.1.11. Ilustración de tubo de ventilación característico con disco de ruptura
.......................................................................................................................... 125
Figura 4.1.12. La ilustración anterior muestra un típico sistema de gases de
escape ............................................................................................................... 126
Figura 4.1.13 Detector de gas ubicado encima del motor .................................. 126
Figura 4.1.14 Centro de Alarma de Gas ubicado en la sala de control ............... 127
Figura 4.1.15. Motores SG el gas es mezclado con aire de carga en el cilindro y
en la pre-cámara una mezcla gas/aire es encendida por una bujía.................... 130
Figura 4.1.16. Principio de Operación de un motor SG ...................................... 130
Figura 4.1.17 Sistema de compuerta de descarga de gases de escape ............ 132
Figura 4.1.18. Conducto de entrega de gas con válvula manual de cierre y válvula
automática de cierre .......................................................................................... 134
Figura 4.1.19. Detector de gas ubicado encima del motor ................................. 135
Figura 4.1.20. Niveles de emisión de gases de motores Wartsila ...................... 136
Figura 4.1.21. Válvula de escape con acumulación de siloxano ........................ 137
Figura 4.1.22. Bujía contaminada con Siloxano ................................................. 137
Figura 4.1.23. Central Térmica Independencia – EGESUR................................ 143
LISTA DE TABLAS
Tabla 2.1.1. Composición del Biogas a partir de Digestores Anaeróbicos............ 15
Tabla 2.1.2. Principales aceites usados para la Producción de Biodiesel ............ 17
Tabla 2.1.3 Biodiesel: especificaciones ASTM. .................................................... 23
Tabla 2.1.4. Comparación de los niveles de emisión entre el biodiesel (B100) y el
diésel ................................................................................................................... 24
Tabla 2.1.5. Balances de emisiones de GEI de los biocombustibles (sin cambio en
el uso de la tierra) ................................................................................................ 27
Tabla 2.2.1. Comparación de Maquinas Térmicas de Biogás para la Generación
de Energía Eléctrica. ............................................................................................ 29
Tabla 2.3.1. Gases de Efecto Invernadero ........................................................... 51
Tabla 2.3.2. Proyectos que califican al MDL ........................................................ 56
Tabla 2.3.3. Ejemplos seleccionados de medidas y opciones técnicas para mitigar
las emisiones de GEI en la generación de electricidad. ....................................... 62
Tabla 2.3.4. Comparación de Emisiones .............................................................. 63
Tabla 2.3.5. Inventario Nacional de emisiones de GEI, año 2000 ........................ 68
Tabla 2.3.6. Variaciones en las emisiones de GEI en relación al incremento del
PBI ....................................................................................................................... 70
Tabla 2.3.7. Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, 1994, 2000 Y
2009..................................................................................................................... 71
Tabla 2.3.8. Comparación de las emisiones de CO2e de 1994, 2000 y 2009 ...... 72
Tabla 2.3.9. Factor de emisiones de CO2 ............................................................ 76
Tabla 2.3.10. Reducción de Emisiones de GEI en tCO2e, por tipo de proyecto,
mayo 2013 ........................................................................................................... 78
Tabla 2.3.11. Resumen Cartera de Proyectos de Energía, Industria y Otros.
Cartera de Proyectos - Perú 2013 ........................................................................ 80
Tabla 3.1.1. Centrales Térmicas Inoperativas por Unidad de Generación ............ 88
Tabla 3.1.2. Centrales Térmicas Inoperativas de Uso Propio ............................... 90
Tabla 3.1.3. Identificación de las Centrales de Generación, Retiradas de
Operación Comercial – a diciembre del 2013....................................................... 91
Tabla 3.1.4. Retiro de Unidades de generación en el COES - 2011 ..................... 92
Tabla 3.1.5. Retiro de Unidades de generación en el COES - 2012 ..................... 92
Tabla 3.1.6. Retiro de Unidades de generación en el COES - 2013 ..................... 93
Tabla 3.1.7. Retiro de Unidades de generación en el COES 2011 - 2014 ........... 94
Tabla 3.1.8. Datos teóricos para motores de combustión interna ......................... 95
Tabla 3.1.9. Costo de Conversión de Motores ..................................................... 96
Tabla 3.1.10. Costos de Grupos Térmicos Nuevos .............................................. 97
Tabla 3.1.11. Comparación de Tecnologías según Criterio de Selección............. 98
Tabla 3.1.12. Consumo de Combustible Fósil de la C.T. Calana ....................... 100
Tabla 3.1.13. Ahorro de las emisiones GEI luego de la conversión a GN .......... 100
Tabla 3.1.14. Ahorro de emisiones GEI de la C.T. Independencia – año 2013 .. 101
Tabla 3.1.15. Estados Financieros del Proyecto de Conversión. ....................... 103
Tabla 3.1.16. Primera Subasta de Energías Renovables RER - 2009 ............... 106
Tabla 3.1.17. Segunda Subasta de Energías Renovables RER - 2011 .............. 106
Tabla 4.1.1. Costos Variables Combustibles (CVC) antes y después de
Conversión......................................................................................................... 142
Tabla 4.1.2. Alternativa Nº1. Costos Directos de Obra ....................................... 145
Tabla 4.1.3. Alternativa Nº2. Costos Directos de Obra ....................................... 145
Tabla 4.1.4. Alternativa Nº3. Costos Directos de Obra ....................................... 146
Tabla 4.1.5. Indicadores para escenario hidrotérmico ........................................ 147
Tabla 4.1.6. Indicadores para escenario térmico ................................................ 147
Tabla 4.1.7. Resultado de la evaluación de Alternativa seleccionada ................ 148
Tabla 4.1.8. Presupuesto de Conversión a Gas Natural de los Grupos de la
Central Térmica Calana ..................................................................................... 149
Tabla 4.1.9. Características del Gas Natural ...................................................... 149
Tabla 4.1.10. Potencia Efectiva de las Unidades Wartsila ................................. 150
Tabla 4.1.11. Resultados Finales de los Ensayos de Potencia Efectiva y
Rendimiento....................................................................................................... 150
Lista de Siglas y Acrónimos
AD Digestores Anaeróbicos
CCU Cylinder Control Unit
CERs Certificados de Emisiones Reducidas
CH4 Metano
CHP Combined Head and Power
CO2 Dióxido de Carbono
COES Comité de Operación Económica del Sistema
COP Conferencia de las Partes
CVC Costo Variable Combustible
CVNC Costo Variable No Combustible
DCU Distributed Control Unit
DF Doble Combustible
EGESUR Empresa de Generación Eléctrica del Sur S.A.
FONAM Fondo Nacional del Ambiente
GEI Gases de Efecto Invernadero
GN Gas Natural
GWP Índice de Poder de Calentamiento Global
H2S Ácido sulfhídrico
HC Hidrocarburos no Quemados
HFC Hidrofluorurocarbonos
HFO Combustible Pesado
IPCC Panel Intergubernamental de Cambio Climático (de sus siglas en inglés)
MCU The Main Control Unit
MDL Mecanismo de Desarrollo Limpio
MDO Combustible Diesel Nº2
N2O Óxido Nitroso
NOx Óxido de Nitrógeno
PFC Perfluorocarbonados
PK Protocolo de Kyoto
PLC Controlador Lógico Programable
ppm Partes por millón
SEIN Sistema Eléctrico Interconectado Nacional
SF6 Hexafluoruro de Azufre
SG Solo Gas
SMU Sensor Multiplexing Unit
THC Hidrocarburos totales
UNFCCC Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático
WECS Wärtsilä Engine Control System
WISE Wärtsilä Information System Environment
WOIS Wärtsilä Operators Interface System
1
RESUMEN
El cambio climático, provocado principalmente por el aumento de las emisiones
de efecto invernadero por el uso de los combustibles fósiles, inició una serie de
medidas en el plano mundial. Uno de ellos es el aumento del uso de fuentes de
energía renovables. Los biocombustibles son una alternativa como una fuente de
energía renovable que se genera a partir de biomasa para la producción de
energía eléctrica.
Se cuenta con varias tecnologías para la generación de energía eléctrica las
cuales pueden ser conectadas como generación distribuida principalmente en
zonas alejadas en Sistemas Aislados en áreas donde aún no llega la energía
eléctrica.
La Generación de energía eléctrica utilizando combustibles renovables, es una
alternativa ante las emisiones de GEI. En el Perú grupos térmicos fueron retirados
de operación comercial con aprobación del COES, donde se verificó que dichas
unidades no ponen en riesgo la calidad del servicio eléctrico, ni la seguridad de la
operación del SEIN.
Se propone la conversión de Motores de Combustión Interna que operaban con
combustibles fósiles para su utilización con combustibles renovables como el uso
del biogás y biodiesel. Se logrará reducir las emisiones de los gases de efecto
invernadero como el metano (CH4) y dióxido de carbono (CO2) contribuyendo con
las metas del Protocolo de Kioto al cual el Perú ratificó su permanencia.
Se evaluó a los Grupos Térmicos, para un trabajo de conversión para su uso
como motores que operan solo con biogás (motores SG) o motores que operan
con biogás y biodiesel (motores duales DF), al modificar ciertos componentes y
adicionar un sistema de control para la inyección del combustible piloto para la
ignición en la cámara de combustión.
Es posible aprovechar la biomasa para combustible (biogás y/o biodiesel) para la
producción de energía y la reducción de las emisiones de gases de efecto
invernadero y un aprovechamiento energético en zonas aisladas donde aún no
llega la energía eléctrica.
2
ABSTRACT
Climate change, caused mainly by the increase in greenhouse gas emissions from
the use of fossil fuels, began a series of measures at the global level. One is the
increased use of renewable energy. Biofuels are an alternative as a source of
renewable energy generated from biomass for the production of electricity.
It has several technologies for generating electricity which can be connected as
distributed generation in isolated mainly in remote areas where they do not get
electricity systems areas.
The generation of electricity using renewable fuels, is an alternative to greenhouse
gases emissions. In Peru thermal units were withdrawn from commercial operation
with the approval of COES, where it was verified that these units do not jeopardize
the quality of electricity service, or the safety of the operation of SEIN.
Converting Internal Combustion Engines operating with fossil fuels for use with
renewable fuels such as biogas and biodiesel use is proposed. This will be
achieved reduce emissions of greenhouse gases such as methane (CH4) and
carbon dioxide (CO2) contributing to the goals of the Kyoto Protocol which Peru
ratified its permanence.
It was assessed at Heating Units, for a conversion job for use as engines
operating only with biogas engines (SG) or engines operating on biogas and
biodiesel (dual motors DF), by modifying certain components and add a control
system for injection of pilot fuel for ignition in the combustion chamber.
It is possible to use biomass fuel (biogas and / or biodiesel) for energy production
and reducing emissions of greenhouse gases and energy use in isolated areas
where they do not get electricity.
3
CAPÍTULO I: INTRODUCCIÓN
1.1. Reseña
El presente trabajo trata de identificar el potencial térmico en el Perú de
unidades térmicas que podrían ser convertidas de utilizar combustibles
fósiles como el diésel o residual con altas emisiones de gases de efecto
invernadero y puedan operar con combustibles ecológicos como el biogás y
el biodiesel con el objetivo de reducir los gases de efecto invernadero.
Se determinará el potencial térmico que podrían aprovecharse con
combustibles menos contaminantes, primero con la identificación de las
unidades térmicas que fueron retiradas de operación comercial del SEIN o
de sistemas aislados, que operaban con combustibles fósiles (diésel,
residual) con sus costos operativos demasiados onerosos.
El biogás y el biodiesel, cuentan con un gran potencial para la generación de
energía eléctrica los cuales pueden ser aprovechados por diferentes
máquinas térmicas de diferente potencia, como se desarrollará más
adelante.
Las unidades térmicas que operan con combustibles fósiles contribuyen al
cambio climático por las altas emisiones de gases de efecto invernadero. La
conversión de las Unidades Térmicas y operar con combustibles biogás y
biodiesel, pueden tener incentivos en el mercado de bonos de carbono con
los CERs, dentro del marco del Protocolo de Kioto, del cual el Perú es un
miembro calificado para la venta de dichos bonos.
Para la determinación de la viabilidad técnica y económica para la
conversión de motores, se tomó como caso de estudio los grupos Térmicos
de la Empresa de Generación Eléctrica del SUR S.A. (EGESUR), que
operaban en la ciudad de Tacna con 04 motores de 6,4 MW cada uno y
usaban como combustible diésel y residual posteriormente fueron
convertidos los cuatro motores y actualmente vienen operando en la ciudad
de Ica en la C.T. Independencia las 04 unidades de 5,7 MW cada uno y
usando como combustible el Gas Natural con un porcentaje del 90% de
4
metano. Según recomendaciones del fabricante dichas unidades podrían
operar sin problemas hasta con 70% de metano.
1.2. Descripción del Problema
En el Perú, varias unidades térmicas de diferentes potencias (desde 35 kW),
que operaban con combustibles fósiles fueron retiradas de operación
comercial por sus propietarios y cumpliendo lo solicitado en el anexo Nº 6
del Procedimiento PR-20 del COES.
Un motivo fundamental de su retiro de operación comercial, fueron los
costos variables de los combustible fósiles lo cual los hace no competitivas
para su operación y el ingreso de grupos térmicos de mayor potencia de
ciclo combinado utilizando el Gas Natural de Camisea.
El incremento de los gases de efecto invernadero producidos por el sector
de energía se incrementó en un 20% los últimos años, igualmente las
principales fuentes de energía que abastecen actualmente al Perú,
provienen principalmente de petróleo, aún después de la ejecución del
proyecto Camisea en el Perú.
EL Presidente del Concejo Directivo del OSINERGMIN, el Ing. Jesús
Tamayo Pacheco declaró en Mayo de 2014 que el coeficiente de
electrificación nacional llegó al 90% y el coeficiente de electrificación rural
llegó a 70% en el periodo del 2013. Dichos indicadores podrían ser cubiertos
parcialmente con energía renovable como la biomasa, como alternativa de
suministro de energía a localidades rurales y/o comunidades nativas muy
aisladas y poder cumplir con los objetivos de PNER para el periodo 2008 –
2017 del MINEM.
1.3. Justificación y Relevancia del Estudio
Para la Generación de Energía Eléctrica se utiliza combustibles fósiles, para
el funcionamiento de motores o turbinas, lo que ha provocado la emisión de
grandes cantidades de gases de efecto invernadero a la atmósfera.
5
El presente trabajo trata de proponer que las unidades térmicas identificadas
en el presente estudio, podrían utilizar combustibles renovables como biogás
y biodiesel para la generación de energía eléctrica y reducir la emisión de
gases de efecto invernadero y contribuir con el compromiso del Perú para el
cumplimiento del Protocolo de Kioto, para lo cual se debería realizar una
evaluación técnica económica de su posible reconversión y su posible
ingreso comercial.
De la identificación de los grupos térmicos que fueron retirados de operación
comercial por sus propietarios y actualmente se encuentran abandonadas,
las cuales podrían ser utilizadas para la producción de energía en
comunidades alejadas donde no se cuenta con energía eléctrica como
granjas, fábricas, etc., aprovechando el potencial de los desechos de
biomasa que éstos producen.
Los costos de realizar la conversión son bajos comparando con el costo de
una máquina térmica nueva con combustible renovable.
1.4. Antecedentes
En el Perú no hay mucha experiencia o investigación de la conversión de
motores térmicos para usar como combustible el biogás y/o biodiesel.
Con el ingreso del Gas Natural de Camisea, EGESUR tomo la decisión de
realizar la conversión de sus 04 unidades para su operación con Gas Natural
el cual tiene el 90% de metano, según indicaciones del fabricante (Wartsila)
dichas unidades pueden operar sin problemas desde el 70% de
concentración de metano.
1.5. Objetivos
1.5.1. Objetivo General
6
Identificación de las máquinas térmicas para su conversión para usar
como combustible el biogás y biodiesel para la generación de energía
eléctrica.
1.5.2. Objetivos Específicos
- Identificar las Centrales Térmicas, que fueron declaradas inoperativas.
- Evaluación para la conversión y/o puesta en operación utilizando
como combustible el biogás.
- Encontrar el potencial térmico de las Centrales de Generación
convertidas para operar con biogás.
- Reducción de los costos de operación por menor costo del
combustible.
- Reducción de la contaminación ambiental, debido a la baja emisión de
gases de efecto invernadero.
1.6. Hipótesis
Se realizará una identificación de los Grupos Térmicos (SEIN y Sistema
Aislado), que han sido retiradas de operación comercial y se encuentran en
abandono, de los cuales luego de una evaluación, algunos de esos grupos
térmicos podrían ser recuperados mediante un mantenimiento integral
(overhaul) con una conversión y cambios de componentes críticos, que
puedan operar con combustibles renovables (biogás y biodiesel) para la
producción de energía eléctrica.
Se evaluará la posibilidad de realizar la conversión de un grupo térmico el
cual operaba con combustible fósil (diésel 2 y residual), para que pueda
operar utilizando un solo combustible operando bajo el tipo SG (solo gas)
utilizando como combustible el gas natural el cual tiene una concentración
de metano del orden del 90% de CH4.
7
1.7. Variables
1.7.1. Variables Dependientes
La evaluación de grupos térmicos que se encuentra fuera de operación
comercial y su posible conversión para utilizar combustibles renovables
como la biomasa y su utilización en sistemas aislados.
El uso de la biomasa como fuente principal de combustible para que sea
utilizado en motores térmicos.
El cambio de la matriz energética y la reducción de los gases de efecto
invernadero como consecuencia de utilizar recursos renovables para el
suministro de energía.
1.7.2. Variables Independientes
El retiro de operación comercial de grupos térmicos por la variación de los
costos variables combustibles por lo cual no son competitivos.
La falta de electrificación en zonas rurales o aisladas en las cuales
podrían ser cubiertas con energías no convencionales.
El aumento de los gases de efecto invernadero por el uso del suministro
de energía proveniente de combustibles fósiles.
1.8. Alcances, Delimitación de la Investigación
El alcance del presente trabajo es poder determinar la conversión de los
motores de combustión interna que operaban con combustibles fósiles para
que puedan operar con combustibles renovables como el biogás.
Este proyecto propondrá la conversión de motores que utilizan combustible
fósil para el uso de combustibles como el biogás en motores térmicos para la
producción de energía eléctrica, donde se identificará los grupos térmicos
que fueron retirados de operación comercial y que podrían ser candidatos a
poder ser convertidos a grupo SG o DF previa evaluación.
8
Se realizará una comparación con la conversión de un motor que operaba
con combustible fósil (residual y diésel 2) y luego de la conversión opera con
combustible de gas natural el cual tiene una concentración de metano (CH4)
del 90%.
Se propondrá la viabilidad de un proyecto para la conversión de un motor de
combustión para que pueda operar con combustible como el biogás y/o
biodiesel sin embargo, este proyecto no analizó la producción del biogás y
biodiesel, que tendrían que ser analizado considerando la ubicación donde
se desarrollará el proyecto y la biomasa que se usará como materia prima.
Más bien el proyecto está centrado en la operación de los motores de
combustión interna identificados con gas natural como el caso de los grupos
de EGESUR en Ica, y por analogía se podrán deducir que si operan con gas
natural que tiene 90% de metano podrán operar con biogás que contiene 50
– 70% de metano.
9
CAPÍTULO II: MARCO TEÓRICO
El cambio climático, provocado principalmente por el aumento de las emisiones
de efecto invernadero y la reducción de las reservas de combustibles fósiles,
inició una serie de medidas en el plano mundial. Uno de ellos es el aumento del
uso de fuentes de energía renovables. El biogás es una fuente de energía
renovable que se genera a partir de biomasa en condiciones anaerobias. Las
fuentes comunes para la producción de biogás son los cultivos agrícolas, residuos
ganaderos, residuos sólidos urbanos y residuos orgánicos y aguas residuales
procedentes de diferentes sectores. El biogás contiene un alto porcentaje de
metano (50-75%) y la tecnología del biogás tiene un gran potencial para reducir
las emisiones de metano al ambiente. La Biomasa en el mundo ocupa el cuarto
lugar como fuente de energía, proporcionando aproximadamente el 14% de las
necesidades energéticas del mundo [1].
El metano tiene un potencial de calentamiento global 25 veces mayor que el del
dióxido de carbono, esto compromete las ventajas medioambientales de los
digestores anaeróbicos [2].
Los rellenos sanitarios constituyen la principal fuente de antropogénicas CH4
emisiones, y se estima que representan 3-19% de CH4 de las emisiones a nivel
mundial [3].
El protocolo de Kyoto exige una reducción de las emisiones de gases de efecto
invernadero entre 2008 y 2012 a los niveles que son unos 5,2% inferiores a los
niveles de 1990 en 38 países industrializados [4].
El biogás puede utilizarse para generar calor y electricidad, 1 m3 de biogás
pueden ahorrar 0,92 m3 de gas natural [5].
El biogás es una de las soluciones: produce energía limpia y renovable, reduce la
necesidad de importar combustibles fósiles [6].
Para Generación Distribuida se consideran tecnologías de generación a pequeña
escala que proporciona electricidad más cercanos al consumidor, la que se
conecta a la red de distribución de baja tensión y la asocia a tecnologías como los
motores, mini y microturbinas y pilas de combustible para su uso biocombustibles.
10
Los motores utilizando biogás pueden funcionar a mayores relaciones de
compresión, lo que produce una mayor eficiencia térmica, sino también el
aumento de las emisiones de óxido de nitrógeno (NOx), mientras que produce
menos emisiones de dióxido de carbono (CO2), hidrocarburos no quemados (HC)
y el monóxido de carbono (CO). El biogás puede ser utilizado en motores de
encendido a chispa o como motores duales biogás-diésel [7].
Para mejorar la eficiencia energética de biogás se requiere la purificación del
biogás con la eliminación de CO2 y H2S, para enriquecer el metano en el biogás
[8].
El motor a gas encendido por chispa, funciona de acuerdo al ciclo Otto, mientras
que el motor con combustible dual funciona de acuerdo al ciclo Diésel [9].
2.1. PRODUCCIÓN DE BIOCOMBUSTIBLES PARA USO ENERGÉTICO
2.1.1. Introducción
En los últimos años, más que en ningún otro momento de la Historia, el
mundo se está enfrentando a situaciones que requieren decisiones
globales y que de alguna manera marcarán el futuro. El biocombustible
apareció como una solución para varios problemas, especialmente para la
reducción de gases de efecto invernadero, para el desarrollo de las
economías agrícolas regionales y para la independencia de la economía
en base a combustibles fósiles.
En este marco, a pesar de que la producción de biocombustibles sigue
siendo reducida en el contexto de la demanda total de energía, deben
reconocerse las posibles implicaciones medioambientales y sociales de
su continuo crecimiento. La producción agrícola provoca en general
ciertos efectos negativos inesperados en la tierra, el agua y la
biodiversidad que resultan especialmente preocupantes en relación con
los biocombustibles.
Con base en la información disponible en la literatura no se infiere que los
biocombustibles por sí mismos puedan ser alternativa total a la crisis
11
energética que afrontará el mundo con el descenso previsible del
petróleo, pero sí que la humanidad ha redescubierto una alternativa
energética renovable que puede responder parcialmente por parte de los
requerimientos de energía que deben ser paulatinamente sustituidos.
Figura 2.1.1. Obtención de la Biomasa. Fuente: http://www.aulatecnologia.com/ del 13/10/2014
2.1.2. Biogás
Se produce por la descomposición microbiológica de la materia orgánica
en ausencia de aire, es un proceso natural que tiene lugar en todos los
ámbitos donde se descompone dicha materia, también llamada biomasa,
en un entorno húmedo y anoxico a través de la actividad bacteriológica.
El biogás se produce por bacterias anaerobias que degradan la materia
orgánica en biogás en cuatro etapas: hidrólisis, acidificación, producción
de ácido acético y la producción de metano.
Los métodos de producción del biogás se pueden caracterizar por el
número de pasos del proceso, la temperatura, el contenido de materia y la
forma en que se alimenta el sustrato.
Las plantas de biogás se alimentan de productos agrícolas como el
estiércol líquido, residuos de cosecha y de cultivos energéticos a menudo
12
emplean un proceso con rango de temperatura (32-42ºC) para la
fermentación húmeda y una alimentación casi continua.
2.1.2.1. Propiedades físicas y químicas del biogás
El biogás es una mezcla de gases, cuyos principales componentes
son metano CH4 y dióxido de carbono CO2. El metano es un gas
combustible, incoloro, inodoro e insípido, con una densidad menor
que la del aire; pues de asfixiante y explosivos sino se maneja
adecuadamente. El dióxido de carbono es un gas inerte insolencia es
mayor que la del aire.
La composición del gas puede variar dependiendo de diversos
factores que intervienen en el proceso de digestión tal como:
temperatura, ph, etc. Teóricamente en la fermentación anaeróbica se
produce la misma cantidad de metano y dióxido de carbono, pero
debido a la alta solubilidad del dióxido de carbono en agua baja su
contenido en la fase gaseosa.
El producto del proceso digestivo, el biogás consiste en 50-75% de
metano, dióxido de carbono 25-50% y 2-8% de otros gases tales
como nitrógeno, oxígeno y otros gases como el sulfuro de hidrógeno
(H2S), amoniaco (NH3) e hidrógeno. Su poder calorífico varía entre el
19,7 y el 23,3 MJ/m3 y depende de la cantidad de CH4 presente en el
biogás (Rasi et al, 2007; Petersson y Wellinger, 2009).
2.1.2.2. Generación de Calor y Energía Eléctrica a partir de la Producción
de Biogás
La composición de biogás, su porcentaje de CH4 obtenido después
del proceso anaeróbico, la tasa de producción de biogás de acuerdo
al proceso de digestión, incidirá en la selección de tecnología para la
utilización de generación de energía eléctrica y/o calor.
13
El biogás se produce durante la degradación anaeróbica de la materia
orgánica en ambientes naturales y artificiales, plantas dedicadas a la
digestión anaeróbica (AD), plantas de tratamiento de aguas residuales
y rellenos sanitarios. El biogás se compone principalmente de 55 a
65% de metano (CH4) y dióxido de carbono 35-45% (CO2) con
pequeñas cantidades de otros gases. El gas es generalmente
saturado de agua (H2O) y, sulfuro de hidrógeno, dependiendo de la
materia prima utilizada, el biogás también pueden contener (H2S),
amoniaco (NH3), siloxanos y algo de oxígeno (O2) y nitrógeno (N2).
El biogás es considerado como un biocombustible sin emisiones de
CO2 y se puede utilizar como combustible en todas las aplicaciones
estacionarias igual que para el gas natural. El valor calorífico del
biogás oscila entre 19,7 y 23,3 MJ/m3 y depende de la cantidad de
CH4 (55-65%) en el biogás. Este valor calorífico es típicamente entre
50 y 70% del valor calórico de gas natural de calidad comercial, el
cual depende de la fuente y la composición.
El biogás tiene numerosas aplicaciones en comparación con otras
fuentes de energía renovables. Tradicionalmente, el biogás se ha
utilizado como combustible para las calderas para producir calor o
para la cogeneración de calor y plantas de generación de energía
eléctrica en la cogeneración (CHP).
14
Figura 2.1.2. Producción de Energía con biogás Fuente: www.aczia-biogas.es del 13/10/2014
En general, la composición de biogás y la tasa de producción están
influenciadas por el tipo de proceso de la digestión y la materia prima
utilizada.
Las concentraciones altas de H2S en la composición del biogás
inciden directamente en los costos de mantenimiento, en motores
alternativos su costo se incrementa al aumentar las concentraciones
de H2S, en comparación con motores a gas o microturbinas que son
más resistentes a compuestos de azufre H2S y óxidos de nitrógeno
NOx, monóxido de carbono CO los cuales están presentes en el
biogás, para el caso de las pilas de combustible se requiere una
purificación del biogás para su utilización.
2.1.2.3. Purificación del Biogás
La composición de biogás típica de digestores que operan en Europa
se presenta en la Tabla 2.1.1. Dependiendo de la fuente, el biogás
contiene principalmente 45-70% de CH4, 30-55% de CO2, H2S 0-
2000 ppmv. Concentración de H2S está fuertemente influenciada por
la composición de la materia prima utilizada para la producción de
biogás.
15
Tabla 2.1.1. Composición del Biogas a partir de Digestores Anaeróbicos
Parámetro Planta AD
Granja Relleno
Sanitario
Planta de Tratamiento de
Aguas Residuales
Gas Natural
CH4 (vol %) 55 - 60 35 - 65 60 - 65 81 – 89
Otros HC (vol %) 0 0 0 3.5 - 9.4
H2 (vol %) 0 0 - 3 0 -
CO2 (vol %) 35 - 40 25 - 45 35 - 40 0.67 - 1.00
N2 (vol %) < 1 - 2 < 1 - 17 < 1 - 2 0.28 - 14.00
O2 (vol %) < 1 < 1 - 3 < 0.05 - 0.70 0
H2S (ppm) 25 - 30 30 - 500 < 0.5 - 6800 0 - 2.9
Poder Calorífico Inferior (MJ/Nm3)
19.7 - 21.5 10.7 - 23.3 21.5 - 23.3 31 – 40
Fuente: Rais et al. (2007); and Petersson and Wellinger (2009)
El costo de mantenimiento de los motores alternativos (motores de
encendido por chispa y motores diésel) aumenta al aumentar la
concentración de H2S en el biogás. La limpieza del H2S es una
necesidad si las concentraciones son superiores a 1.000 ppmv
El uso de biogás sin tratar puede aumentar la frecuencia de los
mantenimientos de las máquinas térmicas por uso de combustible de
biogás y podría reducir su vida útil de las mismas.
2.1.3. Biodiesel
El Biodiesel, es un éster monoalquílico (éster metílico o etílico) de ácidos
grasos de cadena larga derivados de lípidos renovables tales como
aceites vegetales y grasas animales, puede ser utilizado como
combustible como sustitución para el combustible diésel en cualquiera
motor de compresión (diésel) con poca o ninguna modificación. Mezcla /
dilución, microemulsión, craqueo térmico y transesterificación son los
16
métodos comúnmente adoptables para convertir los aceites vegetales
como combustible en el motor de CI.
El biodiesel se produce comercialmente mediante la transesterificación de
aceites vegetales con alcohol. Metanol o etanol son los alcoholes
comúnmente utilizados, que pueden ser producidos a partir de fuentes de
biomasa, para este proceso. El uso directo de alcoholes como
combustible provoca la corrosión de diversas partes en el motor. El
proceso de transesterificación resuelve este problema.
El término biodiesel fue originalmente acuñado para describir los aceites
vegetales no modificados que podrían sustituir a los combustibles diesel.
El uso industrial de los biocombustibles se inició en la década de 1880
cuando Rudolf Diesel diseñó un prototipo del motor diesel, recibió una
patente alemana (28 de febrero 1892), y demostró un motor funcionando
en 1897 la primera demostración pública por la Compañía Otto de un
pequeño motor diesel operado de aceite de maní. El aceite fue visto en la
Feria Mundial de París de 1900. El inventor del motor diesel, Rudolf
Diesel, considera que el futuro de su motor (en contraste con los que
operan en vapor de agua) se conectaría al uso de combustible derivado
de la biomasa, en particular aceites vegetales (como el maní y aceite de
ricino) y grasas animales. Inicialmente, los aceites vegetales, con alta
viscosidad se utilizan en motores más grandes. Pero en la década de
1920, los cambios tecnológicos hicieron posible diesel mucho más
pequeño, lo que requiere combustibles de menor viscosidad, inyectado
por pequeños inyectores.
Al mismo tiempo, la introducción del combustibles diesel de origen fósil
producida por la industria petrolera, provocó la no viabilidad comercial de
los biocombustibles. Desde 1930 el motor diésel ha sido construido para
funcionar con combustible diésel, de petróleo crudo, que se compone
principalmente de hidrocarburos saturados. Como resultado, los motores
diésel modernos no se ejecutan satisfactoriamente en un aceites
vegetales debido a problemas de alta viscosidad, y pobres de arranque en
17
frío. Cuatro técnicas se pueden utilizar para reducir la viscosidad de los
aceites vegetales; a saber, calefacción / pirolisis, la dilución / mezcla,
micro-emulsión, y la transesterificación. Ahora, la tendencia del uso de los
combustibles se está desplazando hacia las fuentes renovables, como los
biocombustibles. Muchos países han iniciado la utilización de biodiesel
como combustible para el transporte y la generación de energía.
2.1.3.1. Materia Prima Para la Producción de Biodiesel
Las potenciales materias primas renovables para la producción de
biodiesel son productos comestibles y no comestibles, grasas y
aceites animales, aceites reciclados o aceites, subproductos de las
industrias del petróleo y los productos lácteos comestibles y otros
ácidos grasos saturados e insaturados que varían en longitud de
cadena de carbono y el grado de insaturación. Los criterios para la
selección de los aceites vegetales son: la disponibilidad, el costo, la
calidad del aceite (composición) y vida útil del producto. En la tabla
2.1.2, se presentan los principales aceites usados para la producción
de Biodiesel.
Tabla 2.1.2. Principales aceites usados para la Producción de Biodiesel
Los diez principales
oleaginosas
Otros cultivos
oleaginosos
Las Nuevas
variedades
Las Grasas animales y
aceites usados
Soja Camelina Girasol Sebo
Semilla de algodón Cáñamo Colza Manteca de cerdo
Maní Oliva Grasas de aves
Girasol Jatropha Las grasas extarídas
Colza Maíz Aceite de freír usado
Sésamo
La palma de aceite
Coco
Linaza
Castor
18
Fuente: Manual de Biocombustibles, Instituto Interamericano para la Agricultura, Octubre 2009.
La Asociación Mundial de Soya (United Soybean Board, 2005) realizó
un estudio donde evaluaba los precios, los incentivos, las demandas y
las regulaciones en torno a los principales aceites usados para
producir biodiesel, tomando como referencia cuatro principales
regiones: Estados Unidos, Unión Europea, Brasil y Otros, este último
compuesto por Malasia, India, Taiwán, Colombia, Filipinas, Ecuador e
investigaciones contempladas en Indonesia, Australia y Sudáfrica.
Como consecuencia de este estudio, el pronóstico de producción de
las tres principales materias primas (soya, palma y colza) [10].
Figura 2.1.3. Materias Primas Renovables para la Producción de biodiesel. Fuente: Imágenes de google
Soja - Soya (Glycine max) Palma Aceitera (Elaeis guineensis)
Colza / Canola (Brassica napus ) Jatropha (Jatropha Curcas L.)
19
2.1.3.2. La Producción de Biodiesel
Los biocombustibles pueden ser producidos a partir de una variedad
de bio-materias primas, que son renovables, sostenibles,
biodegradables, carbono neutral para todo el ciclo de vida y el medio
ambiente; son aplicables como combustibles para motores, sin o con
pequeñas modificaciones del motor. Varios biocombustibles,
incluyendo el bioetanol, el biometanol, el biodiesel y biohidrógeno,
parecen ser opciones atractivas para el futuro del sector del
transporte.
En la actualidad, alrededor del 35% de la demanda de la energía
primaria en el mundo se encuentra con el petróleo, la demanda
mundial de petróleo en 2009 fue de 84 millones de barriles/día. De
acuerdo con las estimaciones de la Agencia Internacional de la
Energía, la demanda llegará a 90 millones de barriles/día en 2014, a
un aumento del 7% en los niveles de 2009 o 5 millones de
barriles/día, con la mayor parte del aumento de la demanda
concentrada en China y Asia. Con una relación de reservas a
producción de alrededor de 53 años, hay una preocupación de su
agotamiento. Hay una necesidad urgente de fomentar el uso de
biocarburantes disponibles actualmente como un paso intermedio
para preparar la economía mundial de alternativas más eficientes en
el sector del transporte.
2.1.3.3. Proceso para la Obtención de Biodiesel
La materia prima utilizada para el proceso de fabricación del biodiesel
es muy variada (distintos tipos de aceites vegetales y grasas
animales, aceites reciclados, etc.), haciendo que el resultado de la
reacción química correspondiente sea una multiplicidad de ésteres de
ácidos grasos distintos, en proporciones muy variables, todos ellos
denominados biodiesel.
20
La reacción química que mejores resultados ha demostrado tener
para obtener biodiesel es la transesterificación. Esta consiste en la
reacción entre un triglicérido (compuesto por una molécula de glicerol
esterificada por tres moléculas de ácidos grasos), contenido en el
aceite vegetal o grasa animal y un alcohol ligero (metanol o etanol),
obteniéndose como productos glicerina y ésteres derivados de los tres
ácidos grasos de partida, es decir, biodiesel. En general se suele usar
metanol como alcohol de sustitución, en cuyo caso el biodiesel estará
compuesto por ésteres metílicos.
a. Conversión de la materia prima en aceite vegetal
El aceite utilizado para la fabricación del biodiesel por
transesterificación debe presentar unas características
determinadas para que el biocombustible final cumpla con las
especificaciones deseadas. Así, el aceite bruto es sometido
generalmente a desgomado, filtración, neutralización y secado,
cuyos procedimientos dependen de la naturaleza del aceite bruto,
obteniéndose un aceite refinado sin sólidos en suspensión y con un
mínimo de acidez (<1%) y de humedad (<0,5%) aptos para su
transesterificación en biodiesel. Figura 2.1.4.
Figura 2.1.4. Esquema del proceso productivo del aceite refinado
Fuente: [48]
21
b. Transformación química de los aceites en ésteres
Una vez obtenido el aceite refinado generalmente se lo hace
reaccionar con un alcohol monovalente como el metanol, en
presencia de un catalizador básico (condiciones de presión y
temperatura menos exigentes).
Las etapas necesarias para la producción de biodiesel a partir de
aceites vegetales ya refinados, son las siguientes: reacción de
transesterificación propiamente dicha; y separación y purificación
de los ésteres obtenidos.
La reacción de transesterificación se efectúa entre los triglicéridos
del aceite y un exceso de metanol, generalmente en presencia de
un catalizador básico (más comúnmente hidróxido de sodio o
metilato de sodio) a una temperatura que suele variar entre 40 °C y
110 °C. Durante la reacción de transesterificación se presentan
reacciones secundarias que dan lugar a productos indeseables que
contaminan los ésteres. Estos productos no deseados, los jabones,
disminuyen la conversión y el rendimiento de la reacción, y harán
necesarias etapas posteriores de purificación.
Figura 2.1.5. Esquema del proceso de transesterificación. Reactivos y productos
Fuente: [48]
22
Al término de la reacción de transesterificación son varios los
subproductos que se encuentran en el reactor, y que habrá que
separar de los ésteres metílicos o biodiesel. Además de los
compuestos del aceite que no han llegado a reaccionar (tri, di,
monoglicéridos y ácidos grasos libres) se encuentra en el medio el
metanol que se adicionó en exceso, los restos del catalizador
básico y los productos de las reacciones secundarias (jabón y
agua).
Figura 2.1.6. Esquema de los procesos de separación y purificación del biodiesel
Fuente: [48]
El último proceso para la obtención del biodiesel es la purificación
de los ésteres. Aquí se separa y recupera el exceso de alcohol
introducido para mejorar el rendimiento, y se lavan los ácidos
grasos libres y los mono, di y triglicéridos que no se han
esterificado. Figura 2.1.6.
2.1.3.4. Especificación de biodiesel
Especificaciones para biodiesel han sido implementadas en varios
países alrededor del mundo, en EE.UU. se ha adoptado la norma
ASTM D 6751, en Europa la EN 14214, y en Brasil la ANP Nº 7/08.
Estos estándares han surgido del consenso de grupos relevantes que
23
han participado en su elaboración, como ser: fabricantes de
vehículos, motores y equipos de inyección, compañías refinadoras,
productores de biocombustibles, representantes de los gobiernos y de
los usuarios de biocombustibles.
No todas las normas especifican valores para las mismas
propiedades. El Tabla 2.1.3. muestra las especificaciones del
biodiesel según las normas anteriormente mencionadas, y otras
normas referentes a nivel regional.
Tabla 2.1.3 Biodiesel: especificaciones ASTM.
P ro piedad Unidad M í nimo M áximo M éto do de Ensayo
Contenido en éster % (m/m) 96,5 - EN 14103
Densidad a 15ºC kg/m3 860 900EN ISO 3675
EN ISO 12185
Viscosidad a 40ºC mm2/g 3,5 5 EN ISO 3104
Punto de inflamación ºC 120 - prEN ISO 3679
Contenido de azufre mg/kg - 10prEN ISO 20846
prEN ISO 20884
Resíduo de carbón
(en 10% de residuo destilado)% (m/m) - 0,3 EN ISO 10370
Índice de cetano 51 EN ISO 5165
Contenido de cenizas sulfatadas % (m/m) - 0,02 ISO 3987
Contenido en agua mg/kg - 500 EN ISO 12937
Contaminación total mg/kg - 24 EN 12662
Corrosión de la tira de cobre
(3h a 50ºC)Clasif icación Clase 1 EN ISO 2160
Estabilidad a la oxidación 110ºC Horas 6 - EN 14112
Índice de ácido mg KOH/g 0,5 EN 14104
Índice de yodo g de yodo/100g 120 EN 14111
Éster de metilo de ácido linoléico % (m/m) 12 EN 14103
Ésteres de metilo poli-insaturados
(> = a 4 dobles enlaces)% (m/m) 1
Contenido de metanol % (m/m) 0,2 EN 14110
Fuente: Wearcheckiberica. Boletín Mensual, septiembre 2004
Límites
24
2.1.3.5. Desempeño en Motores del Biodiesel Puro y sus Mezclas con
Diésel
De algunos ensayos realizados en motores de vehículo de calle con
diésel comercial (referencia), biodiesel puro (B100) y distintas mezclas
diésel – biodiesel (B5, B15 y B30) se han podido inferir algunas
conclusiones:
a. Torque máximo: No se detectaron diferencias significativas entre
los valores de las mezclas B5, B15 y B30
b. Potencia máxima: Los valores de las mezclas son del mismo
orden de magnitud (que el diésel de referencia) pero con una
caída (≈ 4%) en el B100.
c. Opacidad: Con la mezcla B5 se incrementa la opacidad máxima.
Con el resto de las mezclas a opacidad disminuye en forma
progresiva según el contenido de biodiesel de la mezcla.
d. Temperatura de los gases de escape: no se registran diferencias
significativas para las mezclas.
e. Consumo a carga total: los consumos horarios de todas las
mezclas son mayores a los del diésel de referencia. Los
consumos específicos también se incrementan.
Tabla 2.1.4. Comparación de los niveles de emisión entre el biodiesel (B100) y el diésel
Tipo de emisión 100% biodiesel
Total HC sin quemar -67%
Monóxido de Carbono -48%
Material particulado -47%
NOx +/-2%
Emisiones medias de biodiesel comparadas con las de
diesel tradicional según EPA (EE.UU.)
Fuente: Manual de Biocombustibles, Instituto Interamericano de
Cooperación para la Agricultura (IICA) Octubre de 2009.
25
2.1.4. Balances de Emisiones de los Biocombustibles
Uso de los biocombustibles en el mundo se basa en su potencialidad para
generar mejoras ambientales a partir de la reducción de emisiones de
GEI.
La eficiencia ambiental, medida a través del balance de emisiones, se
refiere a la reducción de las emisiones de GEI por parte de los
biocombustibles en comparación con los combustibles fósiles,
considerando toda su cadena o ciclo de vida (siembra, cosecha y
transporte de la materia prima, distintas fases de conversión a
biocombustible, transporte, distribución y venta al por menor del
biocombustible, y las emisiones causadas por su combustión) e
incluyendo los efectos del cambio en el uso de tierras. En la Tabla 2.1.5.
se presentan, a modo de referencia, los valores típicos y por defecto de
balances de emisiones de GEI correspondientes a diferentes
biocombustibles elaborados con diversas materias primas y tecnologías,
tal cual han sido planteados en la propuesta de Directiva de Energías
Renovables de la Comisión Europea (Anexo VII) y en el texto finalmente
adoptado por el Parlamento Europeo, junto con estimaciones de valores
típicos efectuadas por el Gobierno de Holanda.
En el caso de los balances de emisiones, además del balance de energía
fósil, entre los factores decisivos se encuentran la cantidad y tipo de
fertilizantes y plaguicidas utilizados [11], la tecnología de riego, el
tratamiento de los suelos, los cambios en el uso de la tierra, la materia
prima utilizada (y sus rendimientos) y su ubicación (distancias recorridas
por el transporte), los métodos de producción y las tecnologías de
conversión y uso. Al mismo tiempo, los resultados de los cálculos de
estos balances pueden diferir significativamente según la metodología
utilizada y sus supuestos.
26
Rajagopal y Zilberman (2007), realizan una revisión y síntesis de la
literatura, en la cual destacan, entre otros, los siguientes hallazgos por
parte de dichos estudios:
La producción de electricidad a partir de la biomasa (por ejemplo la
cogeneración de energía eléctrica a partir del bagazo de caña),
también tiene el potencial de ofrecer.
27
Tabla 9.3.2.12: Balances de emisiones de GEI de los biocombustibles (sin cambio en el uso de la tierra)
Programa GAVE
(SenterNovem,
Gobierno de
Holanda)
Proceso de producción de biocombustibles
Reducción de
emisiones de gases de
efecto invernadero,
valores típicos
Reducción de
emisiones de gases de
efecto invernadero,
valores por defecto
Reducción de
emisiones de gases de
efecto invernadero,
valores típicos
Reducción de
emisiones de gases de
efecto invernadero,
valores por defecto
Reducción de
emisiones de gases de
efecto invernadero,
valores típicos
Biodiesel de colza (UE) 44% 36% 45% 38% 35%
Biodiesel de colza (Holanda/Alemania) 44% 36% 45% 38% 39%
Biodiesel de girasol 58% 51% 58% 51% -
Biodiesel de soja 40% 31%
Biodiesel de palma aceitera (proceso no
especificado)32% 16% 36% 19%
Biodiesel de palma aceitera (proceso sin
emisiones atmosféricas de metano en la
almazara)
57% 51% 62% 56%
Biodiesel de aceites usados de origen vegetal o
animal83% 77% 88% 83% 88%
Aceite vegetal de colza tratado con hidrógeno 49% 45% 51% 47% -
Aceite vegetal de girasol tratado con hidrógeno 65% 60% 65% 62% -
Biogás producido a partir de residuos orgánicos
urbanos como gas natural comprimido81% 75% 80% 73% -
Biogás producido a partir de estiércol húmedo
como gas natural comprimido86% 83% 84% 81% 100%
Biogás producido a través de estiércol seco
como gas natural comprimido88% 85% 86% 82% -
Directiva de Energías Renovables -
Propuesta de la Comisión Europea
(Anexo VII)
Directiva de Energías Renovables -
Texto adoptado por el Parlamento
Europeo (Anexo V)
Biodiesel (FAME)
48%
Biometano (biogás)
Fuente: Directiva de Energías Renovables: propuesta de la Comisión Europea (ene-2007) y texto adoptado por el Parlamento Europeo (dic-2008) y Programa GAVE (Gobierno de Holanda)
Tabla 2.1.5. Balances de emisiones de GEI de los biocombustibles (sin cambio en el uso de la tierra)
28
2.2. GENERACIÓN DISTRIBUIDA UTILIZANDO BIOGAS-BIODIESEL
2.2.1. Introducción
El esquema de generación distribuida puede darse en dos modalidades:
mediante sistemas aislados en sitios remotos, donde aún no hay acceso
al servicio convencional, y con sistemas interconectados a la red eléctrica,
donde ésta se encuentra ya disponible.
Los problemas técnicos de los sistemas de generación no convencional
se han venido resolviendo gracias a las importantes inversiones en
investigación científica y desarrollo tecnológico que se han realizado en
varios países en los últimos veinte años. El advenimiento de nuevos
materiales, el florecimiento de los microprocesadores y una concepción
ingenieril más a tono con la realidad han hecho que los equipos y los
sistemas avancen a un punto de madurez tal que ahora ya es posible
realizar proyectos técnicamente exitosos con sistemas de generación
desde unos cuantos watts hasta varios miles de megawatts de potencia.
En general, el uso del biogás y el biodiesel presenta unas características
de combustión inferiores, comparada con los combustibles fósiles, debido
a su baja densidad energética y alta humedad, además de la
imposibilidad de almacenarla durante mucho tiempo porque se deteriora.
Sin embargo, su potencial es lo suficientemente elevado como para
justificar el estudio y desarrollo de tecnologías que permitan un uso
eficiente de la misma como fuente de energía.
La generación de energía eléctrica mediante energías renovables es muy
apropiada para su implantación en zonas aisladas, a las que la red de
transporte y distribución actual no llega. Esto favorece el desarrollo
regional homogéneo de todo el país.
Por último, la producción descentralizada de energía eléctrica representa
una mayor oferta de posibilidades de inversión para la iniciativa privada,
que, de esta forma, puede penetrar más fácilmente en el negocio de la
generación.
29
2.2.2. Utilización de Biogás para la Generación de Energía Eléctrica
Con los años, las tecnologías de recolección de biogás y su utilización
han mejorado. La variedad de tecnologías para conseguir el biogás son
cada vez más accesibles. Para la utilización del biogás, éste tiene que ser
limpiado de impurezas (H2S, siloxanos, vapor de agua, etc.) y los equipos
tienen que ser ligeramente modificados para evitar la corrosión y
mantener la presión de alimentación de gas estable y continuo a fin de
asegurar la estabilidad de la llama.
En la Tabla 2.2.1. se presenta una comparación de las unidades térmicas
típicas de generación de energía eléctrica con sus capacidades y
eficiencias. El rendimiento y las características de algunas de estas
tecnologías han mejorado en los últimos tiempos debido a la mayor
experiencia en el uso de biogás para la generación de electricidad.
Tabla 2.2.1. Comparación de Maquinas Térmicas de Biogás para la Generación de Energía Eléctrica.
Parámetro Motor Turbina a
Gas Micro
turbina Motor
Stirling Celula de
Combustible
Potencia (kW) 110 - 3 000 3 500 - 15
000 30 - 300 <150 300 - 1 500
Tamaño de la Planta
Pequeño - medio
Largo Pequeño Pequeño Pequeño
Eficiencia Eléctrica (%)
30 - 42 25 - 40 25 - 30 30 - 40 40 - 45
Eficiencia Térmica (%)
40 - 50 30 - 50 30 - 35 35 - 40 30 - 40
Eficiencia Total (%)
70 - 80 70 - 75 55 - 65 65 – 80 75 - 80
Purificación requerida del Biogas
Medio Medio Medio Medio - bajo Alto
Emisiones NOx Alto 500 -
700 mg/Nm3 Bajo 25 - 50
mg/Nm3 Bajo Muy Bajo
Extremadamente Bajo (3 mg/Nm3)
Costo de Inversión (€/kW)
1
400 - 1 100 900 - 1 500 600 - 1 200 1 300 - 1
500 3 000 - 4 000
Costo de Operación y Mantenimiento (€/kWh)
2
0.01 - 0.02 0.005 - 0.010 0.008 - 0.015
0.003 - 0.005
0.003 - 0.010
1 El costo de la Instalación varía con el tipo y la cantidad de equipamiento auxiliar
2 Costo de Mantenimiento depende de la calidad del biogás
Fuente: The Biogas Handbook, Science, production and applications (Chambers and Potter-2002, Obernberger-2003 and Deublein y Steinhauser-2008)
30
2.2.3. Generación de Energía en un Motor de Combustión Interna
Los motores de combustión interna pueden ser de dos tipos: de
encendido por chispa y de encendido por compresión. Su eficiencia
normalmente no excede 30-45%. Los ciclos ideales para modelar este
tipo de motores son el ciclo Otto y el Diésel respectivamente.
2.2.3.1. Motores de combustión interna de encendido por chispa
Los motores de encendido por chispa o motores Otto pueden
funcionar con 100% de biogás como combustible. Por ejemplo para la
alimentación de gas se requieren elementos extra para su pre-
compresión.
En un motor Otto el aire y el combustible entran a través del
carburador, cuya función es mezclarlos. Ésta mezcla se comprime
hasta una temperatura menor a la de autoencendido, con el aumento
de la relación de compresión aumenta la eficiencia pero si se alcanza
la temperatura de auto-ignición el combustible puede “quemarse”
antes de tiempo y éste se consumiría más rápidamente, además, se
produciría un sonido llamado “golpeteo” del motor. Por lo tanto para el
caso de los motores Otto se tiene un control de la relación de
compresión de entre 7 y 10 con un máximo de 12. Es posible también
adicionar un antidetonante, pero alguno usados son contaminantes.
Figura 2.2.1. Funcionamiento básico motor Otto.
Fuente: http://www.oni.escuelas.edu.ar/2001/santa-fe-sur/motor/Esquema/otto.htm
31
Motores Otto cuentan con controles de encendido de la chispa, por
medio de la descarga de un capacitor lo que permite un encendido
exacto lo que resulta en mejoras en los tiempos de combustión que
provoca una disminución en las emisiones y más tiempo de servicio
en el sistema de encendido. Es posible trabajar con gas natural, al
inicio de la operación de la planta, cuando el biogás que se extrae no
tiene la suficiente calidad para usarse en los motores.
No es recomendable que se elimine por completo el CO2 y el CO del
biogás, ya que estos compuestos impiden que el biogás detone
cuando se somete a compresión. Pero a la vez, si existe una cantidad
excesiva (>45 % por volumen) provoca una pérdida en fuerza de los
motores.
2.2.3.2. Motores de combustión interna de encendido por compresión.
Este tipo de planta se usa para cubrir la carga base donde no hay una
estación de alimentación, como reserva o para disminuir los costos en
una instalación durante los periodos pico. Requieren algunas
modificaciones para permitirles que funcionen principalmente con
biogás complementado con combustible Diésel; esto es una
operación de combustible dual con hasta el 60% del requerimiento de
combustible Diésel reemplazado por biogás.
El aire se comprime hasta alcanzar una temperatura mayor a la
temperatura de autoencendido del combustible, y la combustión
ocurre al contacto cuando éste es inyectado (bujía y carburador
sustituidos por inyector de combustible). Como solo se comprime el
aire se evitan problemas de autoencendido. Las relaciones de
compresión para este motor van de 12 a 24.
La mayoría de los motores Diésel pueden ser modificados para su
operación con combustible dual. En muchos casos, el arreglo más
32
sencillo es el de conectar el tubo del suministro de biogás
directamente al tubo de admisión de aire de motor, después del filtro.
Al aumentar el nivel de sustitución de biogás a más de 60 %, se tiene
una reducción de la eficiencia promedio respecto al modo Diésel de
entre 3 y 10%. Para asegurar una operación satisfactoria con
combustible dual, el H2S del biogás debe ser removido.
2.2.3.3. Conversión de Motor Diésel a Motor de Biogas
Para la producción del Biogas, en el Perú se cuenta como materia
prima, en los residuos sólidos los cuales están dispuestos en rellenos
sanitarios municipales, las plantas de aguas residuales que las EPS
por falta de una adecuada infraestructura solo están tratando
aproximadamente el 35% de las aguas recolectadas.
Finalmente otra fuente importante para la producción de biogás con
biodigestores son los excrementos y desperdicios animales en las
granjas.
El uso de biogás para hacer funcionar los generadores es una
solución eficiente para ahorrar combustible fósil y la protección del
medio ambiente.
Actualmente están siendo diseñados y puestos en el mercado local
motores que funcionan con biogás, pero se cuenta en el sistema
nacional con motores diésel mayores de 50 kW, que están
inoperativos por usar combustible diésel, los cuales podrían ser
modificados para operar a biogás.
Los motores diésel pueden ser convertidos en los motores de biogás
de dos maneras diferentes: motor de combustible dual diésel-biogás o
motor de biogás de encendido con chispa.
El rendimiento de los motores a biogás se ven afectados por los
parámetros estructurales y operativos de los motores así como la
composición del biogás.
33
i. Funcionamiento de Motor con Combustible de Biogas
Para generar energía eléctrica mediante la adaptación del motor
diésel para su funcionamiento con combustible de biogás, son 3 las
modificaciones que tienen que ser ajustadas para el mejor
rendimiento. Los tres parámetros son:
Se debe de añadir un sistema de encendido de chispa al motor
y el tiempo de encendido debe ser ajustado para producir la
máxima eficiencia.
Relación de compresión, debe ser reducida para que sea
utilizado solamente con combustible biogás.
Un carburador de biogás debe utilizarse para facilitar el ajuste,
para obtener una menor contaminación.
El encendido está controlado por un microprocesador, el cual
puede ser adaptado a diferentes características de biogás, donde
el tiempo de encendido necesita ser calibrado de acuerdo al
contenido de metano en el biogás.
La inyección del diésel no es más utilizada, para lo cual es
sustituido por una bujía después de haber rediseñado la culata.
Se aumenta las dimensiones de pistón y del cilindro para lograr
reducir la relación de la compresión y sea utilizado solo con biogás.
La admisión tiene que ser modificado para incluir el inyector de
gas, la válvula de control y su unidad de control.
La conversión de un motor diésel a gas/biogás causa una
reducción de la potencia de hasta un 30%.
34
Figura 2.2.2. Vista de Corte de la Cabeza del Cilindro Modificado
Fuente: [51]
ii. Funcionamiento de Motor con Combustible Dual Biogás-
Biodiesel
Los motores diésel pueden funcionar con biogás en el modo de
combustible dual, para lo cual para producir el encendido del
biogás, una pequeña cantidad de diésel es inyectado para producir
la ignición.
La culata de cilindro no se modifica, ya que no se requiere la bujía
de encendido y la inyección del combustible líquido aún se lleva a
cabo con un sistema de inyección dentro del cilindro.
Los Motores duales tienen menores emisiones de humo y óxidos
de nitrógeno que los motores de combustión convencionales,
manteniendo sus altos rendimientos térmicos. Sin embargo se
produce un incremento de las emisiones de hidrocarburos (HC) y
monóxido de carbono (CO), esto se debe a la mala combustión
35
para la ignición de la mezcla, por lo cual es necesario realizar una
evaluación para la optimizar la mezcla para la combustión.
Figura 2.2.3 Diagrama del sistema de prueba de un motor dual biogás – diésel
Fuente 102.
2.2.4. Generación de Energía en un Motor Stirling
El motor Stirling es un motor alternativo de combustión externa
desarrollado por Robert Stirling en 1817. Se utiliza una fuente externa de
energía para calentar el gas situado dentro de un cilindro. Este gas, bajo
presión, se expande cuando se calienta, la conducción de un pistón para
llevar a cabo el trabajo. El volumen de gas expandido, después de haber
liberado la mayor parte de su energía, se enfría y se comprime antes de
que el siguiente ciclo de calentamiento.
El motor de ciclo Stirling es muy adecuado para la energía estacionaria.
Es inherentemente combustible-eficiente que tiene una alta eficiencia
teórica entre los pequeños motores térmicos capacidad. Y es
inherentemente "verde", ya que puede utilizar diferentes tipos de fuentes
de energía renovables como la energía, la biomasa y el biogás a partir de
residuos animales y basura solar y geotérmica. Como se trata de la
quema continua del combustible en lugar de la quema intermitente
presentada por motores de combustión interna, se quema el combustible
de forma más completa, la producción mucho más baja de emisiones no
deseadas (Thompson, 2002; Mc Kenna, 2003) [12].
36
Dado que se puede utilizar el calor de una llama constante y no depende
de explosiones como en un motor de combustión interna, el motor se
ejecuta en silencio [13].
Figura 2.2.3. Generación de energía eléctrica por el motor de combustión externa.
Fuente: [100]
El motor Stirling se basa en la propiedad de los gases que se expanden
cuando se calientan y se contraen cuando se enfrían. Si el gas está
contenido dentro de un volumen fijo, su presión aumentará en la
calefacción y disminuirá al enfriar.
Si el gas se mantiene en un recipiente de volumen variable, construido a
partir de un pistón móvil en un cilindro cerrado en un extremo, la presión
aumenta y disminuye hará que el pistón se mueva hacia fuera y por
dentro de calentamiento y enfriamiento repetidos causar un movimiento
de vaivén del pistón que se puede convertir en movimiento giratorio
utilizando una varilla de conexión convencional y un cigüeñal con un
volante de inercia.
Por desgracia, la velocidad a la que la temperatura del gas puede variarse
mediante el calentamiento y el enfriamiento del cilindro está limitada por la
gran capacidad térmica de pistones y cilindros prácticos. Este problema,
sin embargo se puede superar mediante el mantenimiento de un extremo
del cilindro a una temperatura elevada constante y el otro extremo a una
temperatura fría constante y moviendo el gas desde un extremo del
cilindro a la otra. Esto se logra por medio de un pistón suelta, conocida
37
como el desplazador, que se mueve hacia atrás y adelante dentro del
cilindro, transportando así el gas de un extremo al otro. A medida que el
desplazador se mueve, el gas se fuga alrededor de la brecha entre el
desplazador y la pared del cilindro. El desplazador no tiene ningún poder
en sí y sólo utiliza la energía suficiente para hacer circular el gas dentro
del cilindro. La energía se extrae de la instalación térmica mediante el uso
de las variaciones de volumen / presión del gas en el extremo frío del
cilindro para empujar un "pistón de potencia" separada de ida y vuelta.
Muchos diferentes configuraciones de pistón y desplazador son posibles y
ejemplos que ilustran los tipos más comunes son los siguientes.
El motor Stirling es conocido por su funcionamiento silencioso y la
facilidad con que se puede utilizar casi cualquier fuente de calor. Motores
Stirling se conocen como motores térmicos de combustión externa y se
operan sobre la base de un ciclo de potencia regenerativa cerrado usando
helio, nitrógeno, aire o hidrógeno como fluido de trabajo. Un ciclo de
Stirling regenerativo ideal se compone de cuatro procesos en un ciclo. En
primer lugar, el fluido de trabajo absorbe el calor desde un depósito de
alta temperatura y experimenta expansión isotérmica (proceso 1 → 2). En
segundo lugar, el fluido de trabajo caliente fluye a través de un
regenerador, que absorbe el calor del fluido de trabajo caliente. Por lo
tanto, la temperatura del fluido de trabajo se reduce en un proceso isócoro
(2 → 3). En tercer lugar, el fluido de trabajo rechaza calor a un depósito
de baja temperatura y experimenta compresión isotérmica (3 → 4). Por
último, el fluido de trabajo frío fluye de vuelta a través del regenerador,
que rechaza el calor al fluido de trabajo. La temperatura del fluido de
trabajo aumenta en el segundo proceso de isócoro (4 → 1) [14].
38
Figura 2.2.4. El motor de Stirling (Configuración Alfa). Fuente: [100]
Ventajas
Eficiencia global de alrededor de 30%, lo que los hace competitivos
frente a otras tecnologías de generación de pequeña capacidad. De
acuerdo con Carlsen et al. (1996) para un motor Stirling de 40 kW, un
aumento en la temperatura del gas de calentamiento de 360 ° C a 700
° C corresponde a un aumento de 25% en la eficiencia;
Alta eficiencia durante la operación de carga parcial (SOLO Motor
Stirling, 2002 );
Bajo NO x y las emisiones de CO;
Operación segura y bajo nivel de ruido;
Bajo costo de mantenimiento. Se estima en un rango
aproximadamente 0,008 US$ / kW h, muy inferior a los valores típicos
para motores de combustión interna (0.020 US$ / kW h) (Mc Kenna,
2003 );
La posibilidad de utilizar una amplia variedad de combustibles;
La vida útil esperada de aproximadamente 25 000 h (Jakobsen et al,
1998);
Posibilidad de aplicación de cogeneración.
Desventajas
Los costos de capital de los motores Stirling son relativamente altos,
debido principalmente a que se fabrican actualmente en cantidades
muy bajas. Los desarrolladores están trabajando para reducir los
39
costos a través de una combinación de refinamiento del diseño y la
sustitución de materiales;
Unos combustibles han sido probados. Pueden producirse problemas
cuando se utilizan combustibles residuales. Entre ellas podemos
destacar: óxido, alquitrán y partículas, lo que puede reducir la
eficiencia del intercambiador de calor. Las pruebas han demostrado
que este tipo de dificultad con el GLP y combustibles líquidos (Kreider
y Curtiss, 2000 );
Sólo pequeños motores de potencia han sido probados (9-75 kWe).
En el futuro, los motores con 150-300 kWe deben ser diseñados y
probados (Carlsen, 2004 ; Mc Kenna, 2003 );
Datos relativos a la fiabilidad y la vida útil son escasos.
La posibilidad de utilizar biomasa como combustible hace que los motores
Stirling más atractivo para las regiones aisladas donde este recurso está
disponible y donde el suministro de electricidad a través de la red es
totalmente inviable.
Una planta piloto diseñado y probado por la Universidad Técnica de
Dinamarca mostró una eficiencia eléctrica y en general del 19% y 87%,
respectivamente, cuando se quema el 40% de la biomasa de humedad (
Carlsen y Ammundsen, 1996 ). Un motor / biomasa de la planta piloto
gasificador de corriente ascendente de Stirling fue probado en Dinamarca,
que muestra y la eficiencia de 0,153%, y su gran ventaja es una baja
intensidad de la deposición de cenizas en la superficie de transferencia de
calor del motor ( Carlsen et al., 2002 ) [15].
2.2.5. Generación de Energía en Micro Turbinas [16]
Una de las tecnologías más innovadora que se proyecta en la actualidad
para la generación distribuida (30 a 500 kW), son las microturbinas,
debido principalmente a su tamaño y flexibilidad. Esta tecnología permite
la cogeneración (producción electricidad y calor) o la trigeneración
40
(producción de electricidad, calor y refrigeración) a partir de un único
combustible.
Los componentes básicos de una microturbina son el compresor, la
turbina, el generador y un intercambiador de calor (recuperador) como se
puede observar en la figura 2.2.10.
El funcionamiento de una microturbina es similar a una turbina
convencional; inicialmente el gas de combustión se expande en una o
más secciones de la turbina produciendo energía mecánica rotacional
mediante un eje para accionar el compresor y el generador eléctrico. El
eje del turbocompresor en una microturbina gira alrededor de 96.000 RPM
en máquinas de 30 kW y alrededor de 70.000 RPM en máquinas de 100
kW.
La electricidad producida por la microturbina puede ser a través de un
generador de alta velocidad directamente manejada por el
turbocompresor o con una turbina de potencia-caja de velocidades-
generador como en una turbina convencional. Sin embargo el sistema
más usado en micro turbinas es el generador de alta velocidad de eje
simple el cual requiere un rectificador y un inversor.
Las microturbinas pueden tener o no sistemas de recuperación. Estos
sistemas de recuperación son intercambiadores de calor de aire-gas, que
usan el calor de los gases de escape de la turbina (alrededor de 650° C)
para precalentar el aire de compresión (alrededor de 150 °C a 205°C)
antes de que el aire entre a la cámara de combustión y producir calor para
aplicaciones como calentamiento de agua y calentamiento de espacios.
Adicionalmente los gases de escape también pueden ser empleados para
refrigeración mediante un sistema por absorción.
41
Figura 2.2.5. Esquema microturbina básica con trigeneración. Fuente: [102]
Debido a su funcionamiento y su alta flexibilidad, estos equipos presentan
ventajas ambientales, económicas y operativas. Debido a su baja relación
tamaño-peso permite que estas sean fáciles de ubicar dentro de una
planta de proceso, además de que presentan un funcionamiento continuo
con bajas paradas de mantenimiento, lo cual brinda una confiabilidad en
la disponibilidad de la energía, haciendo que sean fáciles de interconectar
a la red.
Una de las grandes ventajas de las microturbinas es la reducción de
emisiones de gases invernadero. Las emisiones de NOx son muy
reducidas y no se requiere sistema de post-combustión, lo cual a
comparación de otras fuentes de energía, ofrece un beneficio ambiental
muy grande.
Esta tecnología ha sido aplicada en diferentes ámbitos que van desde
edificios, universidades, hospitales hasta en vehículos, grandes granjas y
en la industria del petróleo y del gas, de acuerdo a cada una de las
necesidades de los usuarios.
En Bogotá, Colombia, el edificio de la Cámara Colombiana de
Infraestructura, tiene instaladas 2 microturbinas a gas en su parte
superior, gracias al bajo peso del equipo y la baja vibración presente
durante la operación. A través del proceso de trigeneración, se conoce
que con la microturbina se logra abastecer de electricidad, agua caliente,
y capacidad de refrigeración a todo el edificio.
42
En otros países como Bolivia, debido a la dificultad de suministro eléctrico
regulado, se instalaron microturbinas en una estación de compresión de
gas, la cual se encuentra a aproximadamente 6 horas de la ciudad más
cercana. Con la instalación de las microturbinas se obtuvo generación de
energía eléctrica en el campo, haciendo que la planta fuera independiente
de la red y además que se pudiera supervisar desde sitios remotos, lo que
permitió adicionalmente, optimizar el proceso debido a la reducción de
visitas del personal a la planta.
2.2.6. Generación de Energía en Turbinas de Gas
El biogás también se puede utilizar como combustible en la generación de
electricidad por turbinas de gas, se compone principalmente de un
compresor, cámara de combustión y turbina.
La turbina de gas se ha encontrado cada vez mayor de servicios en los
últimos 60 años en la industria de la energía en el mundo entero. La
utilización de los gases de escape de la turbina de gas se utiliza para la
generación de vapor o el calentamiento por transferencia de calor o el uso
de la refrigeración o calefacción de edificios. Los motores aeroespaciales
han sido líderes en la mayor parte de la tecnología en la turbina de gas.
Los criterios de diseño para estos motores eran una alta fiabilidad, alto
rendimiento, con gran número de arranques y operación flexible de toda la
envolvente de vuelo. La turbina de gas industrial siempre ha enfatizado
larga vida y este enfoque conservador se ha traducido en la turbina de
gas industrial en muchos aspectos a un alto rendimiento para el
funcionamiento robusto.
En un ciclo continuo, el aire es comprimido en el compresor y se transmite
a la cámara de combustión, donde se introduce el biogás y la combustión
tiene lugar a una temperatura máxima de 1200 ºC (Deublein y Steinhause,
2008). El gas de combustión producido pasa a una turbina donde se
expande y transfiere su energía a la turbina. La turbina impulsa el
compresor por un lado y el generador en el otro lado para producir
43
energía. El gas de escape sale de la turbina a una temperatura de
aproximadamente 400-600 ºC (Deublein y Steinhause, 2008).
El calor residual puede ser utilizado en una turbina de vapor, con fines de
calefacción, o para precalentar el aire que es aspirado (Figura 2.2.11.).
Unidades comerciales pueden variar en tamaño desde 500 kW a 400 MW.
Una turbina de ciclo simple tiene una eficiencia del 20 - 40% a plena
carga. La capacidad eléctrica, y por lo tanto la eficiencia de la turbina de
gas, se puede aumentar mediante el incremento de la cantidad de biogás
suministrado a la cámara de combustión o el aumento de la temperatura
de entrada de la turbina.
Figura 2.2.6. Proceso de una Turbina a Gas con recuperación de calor. Fuente: [102]
Las turbinas de gas están disponibles en medianas y grandes
capacidades y se caracterizan por los valores bajos de emisión. Cuando
se les alimenta con biogás limpios, la emisión de NOx de los gases de
escape es menor de 25 ppmv (Deublein y Steinhause, 2008). El contenido
de CO se puede reducir considerablemente mediante la instalación de un
catalizador [17].
La turbina de gas de ciclo simple se clasifica en las siguientes seis
grandes grupos [18]:
44
Turbinas de Gas de Servicio Pesado.- Son las más grandes unidades de
generación de energía que van desde 3 a 480MW en ciclo simple, con
eficiencias que van desde 30% a 48%.
Turbinas de gas Aeroderivativas.- Son unidades de generación de energía
que tienen origen en la industria aeroespacial como el motor principal de
las aeronaves. Estas unidades se han adaptado para la industria de
generación eléctrica. La potencia de estas unidades varía de
aproximadamente 2,5 a 50 MW. Las eficiencias de estas unidades
pueden variar desde 35% a 45%.
Turbinas de Gas Industriales.- Estas turbinas están en el rango de 2,5 a
15 MW. Se utilizan ampliamente en plantas petroquímicas. La eficiencia
de estas unidades están por debajo del 30%.
Pequeñas Turbinas de Gas.- Estas turbinas están en el rango de 0,5 a 2,5
MW. Las eficiencias en ciclo simple varían de 15% a 25%.
Las Microturbinas.- Estas turbinas están en el rango de 20 a 350 kW. El
crecimiento de estas turbinas ha sido espectacular desde finales de 1990,
con el aumento en el mercado de la generación distribuida.
Turbinas de Gas Vehicular.- Estas turbinas han variado de 300 a 1500
HP. La primera turbina vehicular fue construida en 1954 por Chrysler
Corporation y seguida por el motor del camión de Ford Motor Company.
La única turbina vehicular que ha tenido un gran éxito ha sido la turbina
de gas utilizado en el Ejército EE.UU. Abrams Tank.
2.2.7. Generación de Energía con Pilas de Combustible
Las pilas de combustible son dispositivos que pueden convertir la energía
química de un combustible directamente en energía eléctrica, sin
combustión, con una alta eficiencia y con las emisiones de contaminantes
más bajos que los equipos / técnicas convencionales
45
Las pilas de combustible generan electricidad directamente por la
reacción electroquímica en la que el oxígeno y el hidrógeno se combinan
para formar agua.
Cada pila de combustible consiste en un ánodo negativo y un cátodo
positivo, que están separados por un electrolito sólido o líquido.
Figura 2.2.7. Tipos de Células de Combustible y las reacciones químicas. Fuente: [102]
La entrada de combustible (por ejemplo H2) pasa a través del ánodo
donde se divide catalíticamente en iones (H+) y electrones (e-). Al mismo
tiempo, el oxígeno (por lo general de aire) pasa sobre el cátodo. Los iones
pasan a través del electrolito (no conductivo), mientras los electrones
fluyen a través del circuito eléctrico externo desde el ánodo al cátodo. Un
catalizador, como platino, a menudo se utiliza para acelerar las
reacciones en los electrodos. En este caso, la reacción se produce en el
lado del ánodo. Teniendo en cuenta todas las pérdidas, el voltaje por
célula individual es 0.6-0.9V (Deublein y Steinhause, 2008). El voltaje
deseado se puede alcanzar colocando las células dispuestas en serie
haciendo una pila.
Dependiendo del tipo de Pila de Combustible, el biogás tiene que ser
purificado, en especial removiendo el CO y H2S, antes de alimentar la pila
de combustible, especialmente cuando se trabaja en un rango de
temperatura hasta 200 ºC (Deublein y Steinhause, 2008). El metano del
46
biogás debe ser reformado a H2 y se introduce en la pila. El hidrógeno
que no pasa a través del electrolito se utiliza para la generación de calor a
través de postcombustión. Por el momento, sólo un pequeño número de
plantas de células de combustible, en su mayoría plantas piloto, se
encuentran en funcionamiento para la generación de electricidad a partir
de biogás. Las pilas de combustible son consideradas como las plantas
de energía a pequeña escala del futuro para la producción de electricidad
y calor con eficiencia superior al 60% y bajas emisiones (EE.UU.
Departamento de Energía, 2011) [19].
.
2.2.8. Incentivos para el Uso del Biogas para la Generación de Energía
Eléctrica
El uso de las energías renovables en el Perú viene creciendo muy rápido
en el Perú con el mejoramiento del Marco Normativo y la inclusión de
Recursos Energéticos Renovables (RER) a la matriz energética del Perú
[20].
Para la promoción de las energías renovables en el Perú se basó en un
marco normativo especial, entre las cuales destacan:
Decreto Legislativo de Promoción de la Inversión para la Generación
de Electricidad con el Uso de Energías Renovables, Decreto
Legislativo Nº 1002, publicado en mayo de 2008.
Reglamento de la Generación de la Electricidad con Energías
Renovables, Decreto Supremo D.S. 012-2011-EM publicado en
marzo de 2011.
1ra y 2da Subasta de Suministro de Electricidad con Recursos
Energéticos Renovables (RER) los cuales fueron aprobados con
Resolución del Ministerio de Energía y Minas.
El potencial de generación de energía eléctrica con Recursos Renovables
para el biogás en el Perú es de aproximadamente 51MW [21] [22], siendo
47
las regiones de Arequipa, Cajamarca, Cuzco, Lima, Puno las que tienen
mayor potencial con biogás.
Con los incentivos de las subastas del RER, se podrían incentivar el
ingreso de tecnología de máquinas térmicas que utilice el biogás como
combustible para la generación de energía eléctrica, con aporte de
energía al Sistema Interconectado, su implementación como generación
distribuida o en su defecto su utilización como generación de energía y
cogeneración en zonas aisladas donde aún no es posible interconectar al
sistema.
La poca información sobre el uso de biogás como un recurso renovable
para el uso de generación energía eléctrica y cogeneración que son
ampliamente utilizados en otros países, además de su posible utilización
para cocinas de los pobladores en zonas rurales, calefacción y para la
electrificación rural.
La reducción de los gases de efecto invernadero como CO2 y CH4. El
metano es un gas de invernadero muy potente por ejemplo una tonelada
de metano podría calentar el globo 23 veces más que una tonelada de
dióxido de carbono, dado que estos dos gases se encuentran
principalmente en el biogás, se contribuiría con el mecanismo de
desarrollo sostenible asociado al Protocolo de Kyoto.
De acuerdo con el diagnóstico del Plan Nacional de Gestión Integral de
Residuos Sólidos del Consejo Nacional del Ambiente, los residuos sólidos
generados en el Perú tienen las siguientes características generales [23]:
Ámbito Municipal Urbano: Aproximadamente 13 000 toneladas
diarias (TMD).
- Composición: 55% material orgánico, 20% materiales reciclables
y 25% materiales no reciclables.
- Cajamarca, Arequipa, La Libertad, Piura y Lambayeque
concentran el 25% de municipalidades que realizan el recojo de
basura en rellenos sanitarios.
48
Ámbito Industrial: 4 700 TMD cuya composición es 81% material
peligroso y 19% no peligroso.
49
2.3. REDUCCIÓN DE LAS EMISIONES DE GASES DE EFECTO
INVERNADERO Y LA ENERGÍA RENOVABLE
2.3.1. Introducción
Según el informe del IPCC (Intergovernmental Panel on Climate Change)
del 2001, las emisiones de dióxido de carbono (CO2), el cual es el
principal gas de efecto invernadero (GEI), son del orden de 29 millones de
toneladas al año. Estas son emisiones generadas por la actividad
humana, de las cuales 23 millones corresponden a la industria y a la
quema de combustibles fósiles, provocando un rápido incremento en la
concentración del CO2 en la atmósfera. Una de las vertientes para reducir
este incremento es evolucionar la mezcla de energéticos primarios
usados para satisfacer la demanda, y reducir los que emiten CO2. Esta
vertiente es la que impulsa el incremento de utilizar energía renovable en
el sector eléctrico [24].
Se estima que las actividades humanas como la generación de energía, la
tala de árboles y el uso de la tierra para cultivar ciertos productos
agrícolas, tienen un impacto en la cantidad de GEI en la atmósfera del
planeta.
Dado que el uso del petróleo, el gas natural y el carbón mineral se ha
incrementado durante los dos últimos siglos para generar electricidad,
mover motores, calentar y enfriar viviendas y proveer energía a los
procesos productivos, grandes cantidades de GEI han sido liberadas a la
atmósfera. La explotación y uso de combustibles fósiles es el causante de
tres cuartas partes de las emisiones de dióxido de carbono (CO2) que
resultan de la actividad humana.
2.3.2. Cambio Climático
De acuerdo a lo establecido por el artículo 1, inciso 2 de la Convención
Marco de las Naciones Unidas sobre el Cambio Climático, el cambio
climático se entiende como “un cambio de clima atribuido directa o
indirectamente a la actividad humana que altera la composición de la
50
atmósfera mundial y que se suma a la variabilidad natural del clima
observada durante períodos de tiempo comparables [25]
2.3.2.1. Causas del Cambio [26]
Las emisiones mundiales de GEI por efecto de actividades humanas
han aumentado, desde la era preindustrial, en un 70% entre 1970 y
2004.
Figura 2.3.1. Emisiones Mundiales de GEI Antropógenos. Fuente: [88]
La variación de las concentraciones de gases de efecto invernadero
(GEI) y aerosoles en la atmósfera, y las variaciones de la cubierta
terrestre y de la radiación solar, alteran el equilibrio energético del
sistema climático.
El dióxido de carbono (CO2) es el GEI antropógeno más importante.
Sus emisiones anuales aumentaron en torno a un 80% entre 1970 y
2004. La disminución a largo plazo de las emisiones de CO2 por
unidad de energía suministrada invirtió su tendencia a partir del año
2000.
Las concentraciones atmosféricas mundiales de CO2, metano (CH4) y
óxido nitroso (N2O) han aumentado notablemente por efecto de las
Figura 2.3.1. Emisiones Mundiales de GEI Antropógenos
a) Emisiones anuales mundiales de GEI antropógenos entre 1970 y 2004.5 b) Parte proporcional que representan diferentes GEI antropógenos respecto de las emisiones totales en 2004, en términos de CO2 equivalente. c) Parte proporcional que representan diferentes sectores en las emisiones totales de GEI antropógenos en 2004, en términos de CO2 equivalente. (En el sector silvicultura se incluye la deforestación).
51
actividades humanas desde 1750, y son actualmente muy superiores
a los valores preindustriales.
Las concentraciones atmosféricas de CO2 (379 ppm) y CH4 (1774
ppm) en 2005 exceden con mucho el intervalo natural de valores de
los últimos 650.000 años. Los aumentos de la concentración mundial
de CO2 se deben principalmente a la utilización de combustibles de
origen fósil y, en una parte apreciable pero menor, a los cambios de
uso de la tierra. Es muy probable que el aumento observado de la
concentración de CH4 se deba predominantemente a la agricultura y
a la utilización de combustibles de origen fósil. El aumento de metano
ha sido menos rápido desde comienzos de los años 90, en
concordancia con las emisiones totales (como suma de fuentes
antropógenas y naturales), que han sido casi constantes durante ese
período. El aumento de la concentración de N2O procede
principalmente de la agricultura.
2.3.2.2. Los Gases de Efecto Invernadero
Los Gases de Efecto Invernadero (GEI) considerados por el Protocolo
de Kyoto son seis gases a los que se les atribuye la mayor
responsabilidad por el incremento de la temperatura global y de los
disturbios en los patrones del clima. El efecto causado por la emisión
de GEI a la atmósfera es medido por el índice de poder de
calentamiento global (GWP). Tabla 2.3.1.
Tabla 2.3.1. Gases de Efecto Invernadero
Gas Descripción GWP
52
Dióxido de carbono (CO2)
Gas natural liberado como producto de la combustión de combustibles fósiles, algunos procesos industriales y cambios en el manejo de los diversos usos del suelo.
1
Metano (CH4)
Gas emitido en la minería de carbón, rellenos sanitarios, ganadería y extracción de gas y petróleo, y de cualquier fuente de descomposición anaeróbica de residuos orgánicos.
21
Óxido nitroso (N2O)
Gas producido durante la elaboración de fertilizantes y la combustión de combustibles fósiles, y cuyo contribuyente más significativo es el sector transporte.
310
Hidrofluorocarbonados (HFC)
Se emiten en algunos procesos industriales y se los usa con frecuencia en refrigeración y equipos de aire acondicionado.
140 - 11,700
Perfluorocarbonados (PFC)
Desarrollados e introducidos como una alternativa para reemplazar a algunos gases que destruían la capa de ozono, estos gases son emitidos en una variedad de procesos industriales.
6,500 - 9,200
Hexafluoruro de azufre (SF6)
Aunque este gas es lanzado en muy pocos procesos industriales, es el más potente de los GEI. Es emitido durante la producción de magnesio y se aplica en algunos equipos eléctricos.
23,9
Fuente: FONAM
Figura 2.3.2. Efecto Invernadero en la atmósfera
Fuente: UNEP – GRD Arendal
53
2.3.3. El Protocolo de Kyoto
El Panel Intergubernamental en Cambio Climático (IPCC), entidad
compuesta por más de 2000 científicos, cuyo objetivo es evaluar e
informar el estado de conocimiento sobre el cambio climático, concluyó en
su primer informe sobre las emisiones de Gases de Efecto Invernadero
(GEI), que la actividad humana influye en el proceso de cambio climático.
La Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático
(UNFCCC), realizada en el año 1992, fue el punto de partida para que las
naciones reconozcan el problema del cambio climático, y para que los
países industrializados asuman compromisos para estabilizar la
concentración de gases de efecto invernadero. De esta forma se busca
que la humanidad pueda adaptarse al proceso del calentamiento global.
Sin embargo, no se establecieron metas de reducción de GEI hasta 1997,
durante la tercera Conferencia de las Partes. En ésta conferencia se
aprobó el Protocolo de Kyoto (PK), por el cual las partes que son países
desarrollados se comprometen a reducir sus emisiones globales de gases
de efecto invernadero, por lo menos en un promedio 5.2% respecto al año
1990, para el periodo del 2008 al 2012, el segundo periodo fue
determinado en el COP 17 que tuvo lugar en Durban en el año 2011, y
tendrá lugar a partir del año 2013 hasta el año 2015.
Desde 1992 el Perú es miembro de la Convención Marco de las Naciones
Unidas sobre el Cambio Climático (CMNUCC o UNFCCC por sus siglas
en inglés) y forma parte del Protocolo de Kioto desde el 2002.
Lima será la sede de la Vigésima Conferencia de las Partes
(COP20/CMP10) de la Convención Marco de las Naciones Unidas sobre
el Cambio Climático (CMNUCC) del 1 al 12 de Diciembre de 2014. El
Perú recibirá alrededor de 15,000 representantes de grupos de interés de
195 países, tales como organizaciones internacionales, la sociedad civil,
el sector privado y varios medios de comunicación masiva, así como a
Presidentes y Ministros de todo el mundo [27].
54
2.3.4. Reducción de las Emisiones de Carbono
Los recursos de combustibles fósiles son muy limitados y su combustión
es una fuente importante de contaminación del medio ambiente. Como
resultado, los científicos buscan ávidamente alternativas a los
combustibles fósiles y la biomasa puede ser una fuente alternativa de
energía viable. La digestión anaeróbica es una de manera de convertir la
biomasa en biogás [28].
El Tratamiento de aguas residuales tiene como objetivo reducir el impacto
ambiental de las actividades humanas. Sin embargo, en la actualidad
existe una comprensión incompleta del impacto de la industria de
tratamiento de aguas residuales tiene en términos de emisiones de
carbono y su impacto sobre el cambio climático. Por otra parte, la política
ambiental no cuadra necesariamente el requisito de control de emisión de
contaminantes a la huella de carbono resultante [29].
El Tratamiento biológico de las aguas residuales consiste en la
transformación de los contaminantes orgánicos disueltos y suspendidos a
la biomasa y los gases emitidos (CO2, CH4, N2 y SO2), que son
separables de las aguas tratadas [30].
En un estudio realizado en Finlandia con el gas del digestor de aguas
residuales, biogás de vertedero y biogás agrícolas, se determinó que el
biogás digestor de aguas residuales fue de lejos el más rico en metano y
menos contaminados con benceno, sulfuro de hidrógeno y nitrógeno [31].
El principal producto de la digestión anaerobia de las aguas residuales es
el biogás, un biocombustible gaseoso compuesto principalmente por
metano (40-75%) y dióxido de carbono (60-15%). El biogás puede usarse
tanto para generar electricidad mediante la combustión o para producir un
gas mejorado con la opción de utilizarlo como combustible para vehículos
o para su inyección en la red de gas natural existente. En términos
generales, la generación de biogás se considera una solución económica,
ecológica y descentralizada, que contribuye a reducir en parte la
dependencia de los combustibles fósiles [32].
55
El Biogás procedente de la digestión anaeróbica de los lodos de aguas
residuales está siendo utilizado para la producción de energía, sin
embargo, la estimación de estos costos y beneficios es una tarea difícil.
Sin embargo, en China, cuando se utilizan digestores de biogás a nivel
familiar, que han reducido el consumo de energía en los hogares en un
40% [33].
2.3.5. Mecanismo de Desarrollo Limpio
En 1992 las Naciones Unidas reconocieron que existe evidencia de que
la actividad humana está afectando la temperatura del planeta, debido al
incremento en la concentración de gases de efecto invernadero (GEI) en
la atmósfera, y para intentar frenar este problema se estableció la
Convención Marco de las Naciones Unidas para el Cambio Climático
(UNFCCC), de la cual el Perú es miembro.
En reuniones posteriores se firmó el Protocolo de Kyoto (PK), por medio
del cual los países desarrollados y economías en transición se
comprometen a reducir las emisiones de GEI en un promedio de 5.2%
con respecto a 1990 para el periodo de compromiso 2008-2012. Para
lograr este objetivo, se crearon mecanismos de mercado que aminoran el
costo de implementación de las medidas. Uno de estos es el Mecanismo
de Desarrollo Limpio (MDL), el cual permite que los países con metas de
reducción de emisiones de GEI, puedan adquirirlas de proyectos
ejecutados en países en desarrollo. Perú ha ratificado el Protocolo de
Kyoto, por lo que se puede beneficiar de este mecanismo.
El MDL está destinado a cumplir con dos objetivos principales:
Ayudar a los países desarrollados (Anexo I) a cumplir sus metas de
reducción de emisiones de GEI.
Apoyar a los países en desarrollo en la transferencia tecnológica y
fomentar el desarrollo sostenible.
56
2.3.5.1. Certificación y emisión periódica de CER
Las reducciones de emisiones de GEI provenientes de los proyectos
se miden en toneladas de CO2 equivalente, y se traducen en
certificados de emisiones reducidas (CERs), los cuales pueden ser
vendidos en el mercado de carbono a países industrializados, a fin de
contribuir a que estos últimos cumplan con parte de sus compromisos
de reducción y mitigación de las emisiones de GEI, y al mismo tiempo
contribuyan al desarrollo sostenible en los países en vías de
desarrollo.
A través de este mecanismo se permite que los países desarrollados
o sus empresas, realicen proyectos de inversión en países en vías de
desarrollo con el fin de mitigar la emisión o secuestrar GEI. A través
de éste mecanismo, los países en vías de desarrollo se benefician de
la inversión, nueva tecnología, y de la obtención de beneficios
económicos adicionales a partir de la venta de los Certificados de
Emisiones Reducidas (en adelante CERs).
2.3.5.2. Tipos de Proyectos que califican al MDL
Los sectores que emiten gases de efecto invernadero (GEI), así como
las tecnologías y proyectos que reducen o secuestran GEI y que son
elegibles para realizar proyectos de Mecanismo de Desarrollo Limpio
– MDL Tabla 2.3.2.
Tabla 2.3.2. Proyectos que califican al MDL
Uso de fuentes de energía renovables
Hidroeléctricas, parques eólicos, energía geotérmica, energía solar, biomasa como combustible (biocombustibles, bagazo etc.)
Cambio de combustibles de alta intensidad de carbono a combustibles de menor intensidad de carbono
Cambio de carbón, petróleo o sus derivados a gas natural
Eficiencia energética Proyectos que consuman menor cantidad de energía por unidad de producto
Combinación de generación de calor y electricidad
Cogeneración
Forestación y reforestación Plantaciones forestales
57
Proyectos en el sector transporte
Proyectos de reordenamiento del transporte público y privado, cambio de unidades de transporte más eficientes etc.
Reducción de emisiones de rellenos sanitarios y otros medios de disposición final de residuos
Proyectos de captura de metano en relleno sanitarios, en lagunas o depósitos de residuos animales etc.
Reducción de emisiones de gases de alto poder de calentamiento global
Destrucción de HFCs en la industria de refrigeración, Destrucción de N2O en la industria de fertilizantes y explosivos y reducción de emisiones de SF6 en su uso como aislante de equipos eléctricos.
Fuente: FONAM
2.3.6. Medidas para Mitigar el Cambio Climático
2.3.6.1. Sector del suministro de energía [34]
Es posible realizar grandes reducciones de emisiones en el sector de
suministro de energía coincidiendo con el momento normal de las
inversiones para sustituir infraestructura y equipo a medida que se
desgasta o queda anticuado. En los próximos 50-100 años, todo el
sistema de suministro de energía se sustituirá al menos dos veces.
Entre los medios prometedores para reducir las emisiones futuras
figuran: la conversión más eficiente de combustibles fósiles; la
utilización de combustibles fósiles con poco carbono; la
descarbonización de gases de escape y combustibles, y
almacenamiento de CO2; la utilización de energía nuclear, y la
utilización de fuentes de energía renovables.
La eficiencia de generación de electricidad puede aumentarse de la
actual media mundial de 30% aproximadamente a más de 60% entre
2020 y 2050. Ahora, las mejores plantas de carbono y gas natural
tienen eficiencias de 45 y 52%, respectivamente. Suponiendo una
eficiencia típica de nueva generación de energía a base de carbón
(con equipo de depuración que elimina SOx y NOx) de 40% en los
países del Anexo I, con un aumento del rendimiento de 1% se
obtendría una reducción de 2,5% en las emisiones de CO2.
Cambiando a combustibles fósiles con poco carbono (por ejemplo, la
58
sustitución de carbón por gas natural) se pueden lograr reducciones
específicas de CO2 de hasta 50%. Con la descarbonización de gases
de escape y combustibles se pueden obtener reducciones de las
emisiones de CO2 más altas: hasta el 85% o más con unos costos
típicos de descarbonización de 80 a 150 $ por tonelada de carbón
evitada. Pasando a la energía nuclear y a fuentes de energía
renovables se pueden eliminar prácticamente todas las emisiones de
CO2 directas, además de reducir otras emisiones de CO2 que se
producen durante el ciclo de vida de sistemas energéticos (por
ejemplo, minería, construcción de plantas, desmantelamiento); los
costos de mitigación varían entre costos adicionales insignificantes y
centenares de dólares por tonelada de carbón evitada. También
existen métodos para reducir las emisiones de metano (CH4)
procedentes de la minería de carbón en 30-90%, de los escapes y
quema de gas natural en más de 50%, y los sistemas de distribución
de gas natural hasta 80%.
2.3.6.2. Medidas de Mitigación en el Sector de Suministro de Energía [35]
El sector de suministro de energía consta de una serie de procesos
complicados y complejos para extraer recursos energéticos,
convertirlos en formas más deseables y apropiadas de energía, y
suministrar la energía a los lugares donde existe demanda. El
consumo de energía global ha crecido por término medio a una tasa
anual del orden de 2% en casi dos siglos, si bien el aumento de
energía varía considerablemente en función del tiempo y de las
regiones. Debido a la disponibilidad de reservas fósiles y recursos, así
como de potenciales renovables, no es probable que haya dificultades
para el suministro de energía a largo plazo. También hay grandes
posibilidades a largo plazo de recursos de energía renovables,
aunque no se conocen con certidumbre los costos que representa la
59
realización de una parte sustancial de esas posibilidades, que
depende de numerosos factores
2.3.6.3. Tecnologías para reducir las emisiones de GEI en el sector de
suministro de energía
Entre los métodos prometedores para reducir las emisiones en el
futuro, no relacionados por orden de prioridad, figuran la conversión
más eficiente de combustibles fósiles; el cambio a combustibles
fósiles con poco carbono; la descarbonización de gases de escape y
combustibles, y el almacenamiento de CO2; el cambio a energía
nuclear, y el cambio a fuentes de energía renovables. Cada una de
estas opciones tiene sus propias características que determinan la
rentabilidad, así como la aceptabilidad social y política. Tanto los
costos como los efectos para el medio ambiente deben evaluarse
sobre la base de análisis de ciclos vitales completos.
i. Conversión más eficiente de combustibles fósiles
En general, con nuevas tecnologías se pueden lograr mayores
eficiencias de conversión de combustibles fósiles. Por ejemplo, la
eficiencia de la producción de energía puede aumentarse de la
media mundial actual de 30% aproximadamente a más del 60% a
largo plazo. Asimismo, la producción combinada de calor y
energía cuando sea aplicable – con fines industriales o de
calefacción y refrigeración – permite un considerable aumento en
las eficiencias de utilización de combustible. Con la integración de
la conversión de energía de temperaturas muy altas a muy bajas
(denominada a veces cascada energética) se pueden obtener las
mejoras de rendimiento.
La eficiencia media global de la generación de energía mediante
combustibles fósiles es del orden del 30%; y la eficiencia media
en los países de la OCDE, del 35%. Suponiendo una eficiencia
típica de nueva generación de energía a base de carbón (con
60
equipo de eliminación de SOx y NOx) del 40% en los países del
Anexo I, una mejora de eficiencia de 1% supondría una reducción
de 2,5% en las emisiones de CO2.
ii. Cambio a fuentes de energía renovables
Los avances tecnológicos ofrecen nuevas posibilidades que
permitirán reducir los costos de la energía de fuentes renovables.
A largo plazo, con esas fuentes se podrá atender una importante
parte de la demanda mundial de energía. Los sistemas
energéticos, junto a equipos auxiliares y de almacenamiento de
respuesta rápida, pueden absorber crecientes cantidades de
generación intermitente. Las fuentes de energía renovables
utilizadas constantemente producen pocas emisiones de GEI, o
ninguna. Algunas emisiones están asociadas con el uso no
sostenible de biomasa; por ejemplo, las debidas a la reducción de
la cantidad de biomasa permanente y a la descomposición de
biomasa vinculada a embalses desbordados. Si la energía de
biomasa puede desarrollarse en formas en que se tengan
realmente en cuenta las preocupaciones por los problemas
ambientales (p. ej., impactos sobre la diversidad biológica) y la
competencia con otros usos de la tierra, la biomasa puede hacer
importantes contribuciones a los mercados de la electricidad y de
los combustibles. En general, con las fuentes de energía
renovables se pueden obtener sustanciales reducciones de
emisiones de GEI en comparación con el uso de combustibles
fósiles, siempre y cuando su rendimiento económico siga
mejorando y no surjan problemas de emplazamiento.
iii. Biomasa
61
Entre las posibilidades de suministrar energía de biomasa figuran
los desechos sólidos municipales, los residuos industriales y
agrícolas, los bosques existentes y las plantaciones de energía.
El rendimiento y los costos de la energía de biomasa dependen
de condiciones locales, como la disponibilidad de tierra y de
residuos de biomasa y la tecnología de producción. Normalmente,
la relación producto-insumo para cultivos alimentarios de gran
calidad es reducida en comparación con la correspondiente a los
cultivos destinados a energía, que rebasa a menudo la primera
relación en un factor de 10. Se estima que el costo de la
producción de biomasa varía mucho.
La energía de biomasa moderna ofrece asimismo posibilidades de
generar ingresos en zonas rurales. Con esos ingresos, los
agricultores de un país en desarrollo podrían modernizar sus
técnicas de cultivo y reducir la necesidad de ampliar los
rendimientos dedicando más tierras marginales a la producción.
En los países industrializados, produciendo biomasa en las tierras
agrícolas excedentes, los gobiernos podrían eliminar
gradualmente las subvenciones a la agricultura.
2.3.6.4. Medidas para reducir las emisiones de GEI en el sector de
suministro de energía
En el Tabla 2.3.3. figuran ejemplos de medidas y opciones técnicas
para mitigar las emisiones de GEI en la generación de electricidad.
62
Tabla 2.3.3. Ejemplos seleccionados de medidas y opciones técnicas para mitigar las emisiones de GEI en la generación de electricidad.
Fuente: Tecnologías, Políticas y Medidas para Mitigar el Cambio Climático, Documento técnico I del IPCC, Noviembre de 1996.
2.3.7. Aspectos Medioambientales en Generación Distribuida
La penetración y crecimiento de la Generación Distribuida, está muy
ligada a las energías renovables y otras tecnologías de alta eficiencia
como la cogeneración. Adicionalmente, las pérdidas netas del sistema
eléctrico derivadas de la lejanía entre las fuentes generación centralizada
y los puntos de consumo, se estiman en un 7-10 % del total consumido.
La Generación Distribuida entendida como generación junto a las fuentes
de consumo, conlleva importantes reducciones en estas pérdidas.
Opciones técnicas
Medidas
Efectos climáticos y
otros efectos ambientales
Efectos económicos y
sociales
Consideraciones administrativas, institucionales y
políticas
Biomasa
– Plantaciones y silvicultura para energía – Conversión de biomasa para la generación de electricidad y calor – Gasificación de biomasa y producción de combustibles líquidos – Hidrógeno de biomasa
Programas basados en el mercado
– Cambio de estructura de subvenciones a la agricultura – Impuestos sobre el carbono – Permisos de emisiones negociables Medidas reglamentarias – Reglamentación de las emisiones – Zonación agrícola Acuerdos voluntarios – Utilización de tierras marginales para plantaciones destinadas a energía – Apoyo de iniciativas de biocombustible local o bioconversión IDyD
– Apoyo de IDyD para reducir costos de plantas de conversión avanzadas
Efectos climáticos – Pueden causar emisiones de carbono no netas – Pueden ser una opción de secuestro Otros efectos
– Reducción de otros contaminantes – Preocupaciones por la biodiversidad y los monocultivos
Rentabilidad
– Plantas de conversión avanzadas no disponibles comercialmente, pero posible con IDyD acelerada Cuestiones macroeconómicas – Reestructuración de la agricultura y tal vez de la silvicultura – Desarrollo económico en zonas rurales Cuestiones de equidad – Tierra accesible
Factores administrativos/ institucionales
– Conflicto por el uso de la tierra – Cooperativas de plantaciones destinadas a energía – Arreglos de producción de energía independientes – Compatible con la descentralización y desreglamentación de industrias de energía – Difusión de información Factores políticos – Política agrícola y de desarrollo rural estable
63
Se puede afirmar por tanto, que la Generación Distribuida, tanto por las
tecnologías de generación que utiliza, como por la reducción de pérdidas
de transporte y distribución que conlleva, es un factor clave de cara a
cumplir los compromisos adquiridos en materia medioambiental,
reduciendo las emisiones de gases de efecto invernadero y el consumo
de combustibles fósiles.
En 2004, el consumo de energías renovables evitó la emisión a la
atmósfera de entre 62 y 31 millones de toneladas de CO2 (según se
considere la sustitución de carbón o gas). En términos económicos,
considerando a 15 € la tonelada de CO2, supondría entre 930 y 470
millones de euros [36].
El Protocolo de Kyoto, aprobado el 10 de diciembre de 1997 en la Cumbre
de Kyoto, obliga a los países industrializados a limitar las emisiones de
seis gases de efecto invernadero en el periodo 2008-2012.
La Tabla 2.3.4 muestra una comparación de las emisiones de algunas de
las tecnologías de generación distribuida, así como las emisiones de un
ciclo combinado, que no es GD pero sirve para comparar con la
generación centralizada.
Tabla 2.3.4. Comparación de Emisiones
Fuente: Ventajas e inconvenientes de las tecnologías de GD. Barreras a su expansión". Desarrollado por Instituto de Investigación Tecnológica (IIT) de la Universidad Pontificia Comillas para IBERDROLA. 2002
64
2.3.8. Cambio Climático en el Perú [37]
Aunque el cambio climático es un fenómeno global, sus impactos serán
distintos, en intensidad y tipo, a nivel local. El Perú es un país con una
valiosísima riqueza ecológica (en especies de flora, fauna, recursos
genéticos, ecosistemas) y megadiversidad climática (tenemos 27 de los
32 climas del mundo), contribuyendo al equilibrio ecológico del Planeta.
Así mismo, es un país que ha logrado, en los últimos años, importantes
avances en la reducción de la pobreza. Sin embargo, los impactos del
cambio climático podrían ocasionar un retroceso en este esfuerzo. En
concreto:
Cambios en los patrones de lluvia
Elevación del nivel del mar
Los glaciares se derriten
Las olas de calor contribuyen a la expansión de enfermedades
El aumento de las temperaturas intensifica la expansión de plagas e
incendios forestales
La frecuencia e intensidad de los desastres climáticos es mayor
El fenómeno El Niño será más frecuente e intenso
La sabanización del Amazonas podría producir millones de
toneladas de CO2
La biodiversidad se reduce y algunas especies están en peligro
de extinción
El Perú es uno de los países más vulnerables al cambio climático porque
gran parte de su población vive en condiciones de pobreza y pobreza
extrema, y además se dedica a actividades económicas y productivas que
dependen directamente del clima (como la agricultura y la pesca). En
líneas generales, los principales impactos del cambio climático a nivel
nacional son:
65
La pérdida del 22% de la superficie de nuestros glaciares en los
últimos 30 años, que a la vez son el 71% de los glaciares tropicales
del mundo. Esta pérdida representa 7000 millones de metros
cúbicos de agua, que equivale al consumo de agua de la población
de Lima durante un periodo de 10 años.
Peligro de extinción de flora y fauna biodiversa en la Amazonía.
Pérdida de los cultivos vulnerables al cambio climático, como el
maíz, la papa y el arroz, que forman parte de la canasta básica
familiar del peruano.
Destrucción de la infraestructura vial. Se estima que un 89% de la
infraestructura vial en nuestro país es altamente vulnerable a los
eventos climáticos.
En ese sentido, es importante fortalecer las capacidades
institucionales para impulsar la implementación de medidas de
adaptación y mitigación, lo que supone trabajar en la búsqueda de
recursos financieros y tecnológicos; así como invertir en sistemas de
información climática.
2.3.8.1. Mitigación del Cambio Climático en el Perú
La temperatura en la tierra está aumentando y los escenarios del
IPCC proyectan que las emisiones de GEI serán cada vez mayores.
Como se sabe, para efectos de la contabilidad de los GEI, da igual
si la tonelada de CO2 proviene de Estados Unidos o Perú: los gases
de efecto invernadero entran a la atmósfera y no se segmentan por
lugar de origen; sin embargo, las consecuencias de su acumulación
no son las mismas en todo territorio, y aquellos que menos
contribuyen al problema son los que más sufren las consecuencias.
2.3.8.2. Niveles de Emisiones en el Perú
El inventario de emisiones de GEI es una base de datos que lista,
por fuente, la cantidad de GEI emitidos a la atmósfera en un espacio
66
y periodo determinados (EPA, 2009). En el Perú, la data del
inventario nacional se refiere al año 2000 y se expresa en la unidad
de medida CO2 equivalente, por ser éste el GEI de referencia. Las
principales fuentes de emisiones nacionales se clasificaron en seis
categorías (energía, procesos industriales, agricultura, uso del suelo,
cambio de uso de suelo y silvicultura –USCUSS- y desechos), y se
presentaron indicando las variaciones en relación al incremento del
PBI y la población en el período.
Según el Inventario Nacional de Emisiones de Gases Efecto
Invernadero, del año 2000, el total de emisiones/ remociones de GEI
ha sido de 120 023 GgCO2eq. Comparado con las emisiones
reportadas en 1994, hemos crecido significativamente, en un 21%. A
su vez, las emisiones per cápita ascienden a 2.5 toneladas de
CO2eq por año.
Figura 2.3.3. Distribución porcentual de las emisiones totales de GEI por categorías
Fuente: [103]
Como se puede observar en la tabla 2.3.5, la principal fuente de
emisiones de GEI a nivel nacional es la conversión de bosques y
pasturas, atribuida a la deforestación de la Amazonía para ampliar la
frontera agrícola.
67
La segunda fuente de emisiones en el país, corresponde al sector
Energía, siendo la actividad principal el transporte terrestre. La
tercera categoría que contribuye al total nacional de emisiones de
GEI está representada por Agricultura. La cuarta categoría de
contribución está representada por los procesos Industriales, cuya
fuente principal es la producción de metal procedente de las
emisiones de producción de hierro y acero. Finalmente, la sexta
categoría corresponde a los desechos con su principal fuente
residuos sólidos.
68
Tabla 2.3.5. Inventario Nacional de emisiones de GEI, año 2000
Fuente: [103]
2.3.8.3. Comparación entre las emisiones de 1994, 2000 y 2009
Con relación al primer inventario de emisiones de 1994
(correspondiente a la Primera Comunicación Nacional), se presentan
avances en la institucionalización de las acciones de monitoreo de
las emisiones, producto del trabajo coordinado entre los sectores
involucrados, mejorando los métodos de obtención y
almacenamiento de información.
La comparación también reporta que las emisiones aumentaron
aproximadamente 21% respecto al año 1994, hecho que está
relacionado con la evolución demográfica, los cambios económicos y
tecnológicos, pero sobre todo debido al sector USCUSS. Al
69
respecto, cabe destacar que, entre los años 1994 y 2000, el PBI se
incrementó en un porcentaje de 23%, similar al incremento de
emisiones. De igual forma para la comparación que reporta las
emisiones para el año 2009, aumentaron 22,3% respecto al 2000.
Figura 2.3.4. Comparativo de emisiones de GEI 1994 – 2000
Fuente: [103]
La siguiente tabla destaca que la emisiones nacionales del Sector
Agricultura disminuyeron en 1%, mientras que el PBI se incrementó
en 43%, lo que demuestra un incremento en la eficiencia del sector,
pudiendo atribuir esto a las mejoras implementadas en los últimos
años (riego tecnificado, uso racional de fertilizantes, etc). Este
mismo fenómeno se presenta en el sector Procesos Industriales. De
otro lado, los dos sectores que no generan PBI han incrementado
sus emisiones (USCUSS 38% y Desechos 168%), sin justificación
alguna, ya que sus incrementos no van en el orden del crecimiento
demográfico (9%).
70
Tabla 2.3.6. Variaciones en las emisiones de GEI en relación al incremento del PBI
Fuente: [103]
Las variaciones del periodo 1994 con el 2000 son diferentes en
función de cada una de las categorías de fuentes, teniéndose que
los sectores Procesos Industriales y Agricultura han experimentado
reducciones del orden de 20% y 1% respectivamente. De otro lado,
los sectores Energía, USCUSS (deforestación) y Desechos, han
incrementado sus niveles de emisión en 14.65%, 37.9% y 168%
respectivamente.
Las variaciones del periodo 2000 con el 2009 igualmente varian en
función de cada una de las categorías de fuentes, teniéndose que
los sectores de energía, procesos industriales y USCUSS
(deforestación) han experimentado reducciones de 5,4%, 24,3% y
0,7% respectivamente. De otro lado los sectores de agricultura y
desechos, han incrementado sus niveles de emisiones en 62,1% y
22,4% respectivamente.
71
Tabla 2.3.7. Inventario Nacional de Gases de Efecto Invernadero, 1994, 2000 Y 2009
Figura 2.3.5. Cuadro comparativo de los GEI
Fuente: Ministerio del Ambiente (MINAM), INEI
Sector /Fuente de emisión Gg CO2e Gg CO2 Gg CH4 Gg N2O
2009 146 782,54 99 041,79 1 171,63 74,63
Energía 24 026,94 22 131,73 83,04 0,49
Transporte 14 848,27 14 775,02 1,63 0,12
Procesos industriales 5 994,32 5 994,32 - -
Agricultura 36 538,65 - 649,13 73,89
Uso del suelo, cambio de uso de la
tierra y silvicultura56 396,36 56 140,72 10,31 0,13
Desechos 8 978,00 - 427,52 -
2000 120 023,00 88 582,00 965,43 36,02
Energía 25 400,00 24 226,00 47,76 0,55
Procesos industriales 7 917,00 7 838,00 - 0,26
Agricultura 22 545,00 - 578,57 33,53
Cambio de uso de la tierra y
silvicultura56 826,00 56 518,00 12,43 0,15
Desechos 7 335,00 - 326,67 1,53
1994 98 816,36 67 853,55 811,61 44,90
Energía 22 153,91 20 770,53 53,18 0,86
Procesos industriales 9 899,24 9 886,22 0,62 -
Agricultura 22 809,06 - 471,46 41,64
Cambio de uso de la tierra y
silvicultura41 217,97 37 196,80 173,77 1,20
Desechos 2 736,18 0,00 112,58 1,20
Fuente: M inisterio del Ambiente (M INAM ), INEI
72
Tabla 2.3.8. Comparación de las emisiones de CO2e de 1994, 2000 y 2009
2.3.8.4. Matriz Energética
Las principales fuentes de energía que abastecen actualmente al
Perú, provienen principalmente de petróleo, aún después de la
ejecución del proyecto Camisea en el Perú, según muestra el
gráfico, de la matriz energética al 2008.
Figura 2.3.6. Matriz energética en base a la oferta interna bruta de energía primaria
Fuente: [103]
La matriz muestra también una mayor participación del gas natural y
de líquidos de gas natural (LGN), pasando de 5% en 2001 a 29% en
2008. Ahora bien, aunque la matriz energética está compuesta por
un alto componente hidroeléctrico y se tiene la intención de cambiar
la matriz hacia fuentes primarias disponibles y el uso de recursos de
Sector /Fuente de emisión 1994-2000 2000-2009
Acumulado Anual 22,30% 21,46%
Energía -5,41% 14,65%
Procesos industriales -24,29% -20,02%
Agricultura 62,07% -1,16%
Cambio de uso de la tierra y
silvicultura-0,76% 37,87%
Desechos 22,40% 168,07%
Fuente: Ministerio del Ambiente (MINAM), INEI
73
energía renovable (MINEM, 2008), la generación térmica se
encuentra en aumento, debido al incremento de la demanda y a las
épocas de estiaje.
2.3.8.5. Energías Renovables No Convencionales
Las energías renovables son aquellas que se generan con fuentes
no agotables y no contaminantes (pequeñas hidroeléctricas, eólica,
solar, geotermia) y/o por fuentes que aprovechan excedentes de
otros procesos (biomasa, residuos sólidos urbanos). La energía mini-
hidráulica, se considera como energía renovable a la obtenida
mediante centrales hidroeléctricas menores a 10 MW, de acuerdo a
la Ley de Concesiones Eléctricas.
En el Perú, las energías renovables no convencionales han tenido
una baja utilización, centradas en: pequeñas centrales hidráulicas,
biomasa, fotovoltaica y eólica. La geotermia no ha tenido ningún
desarrollo comercial.
Sin embargo, el Perú posee gran potencial para invertir en el
desarrollo de las energías renovables como energía hidroeléctrica,
geotérmica, eólica, solar y bioenergía.
La bioenergía o biomasa es un tipo de energía renovable no
convencional de origen biológico, cuyo uso y transformación puede
producir biocombustibles líquidos, gaseosos y sólidos.
2.3.8.6. Avances en la Mitigación en el Sector Energético
El Estado ha fomentado la producción y el uso de energías
renovables a través de la aprobación de diversas normas legales
que promueven la inversión en la generación eléctrica basada en
energías renovables. Este es el caso del Decreto Legislativo N°
1002, del año 2008, de Promoción de la Inversión para la
Generación de Electricidad con el Uso de Energías Renovables
(DLRER), el cual considera como Recursos Energéticos Renovables
74
(RER) lo siguiente: biomasa, energía eólica, solar, geotérmica,
mareomotriz e hidroeléctrica, limitando este última a una potencia
instalada menor a 20 MW. Está previsto que el Ministerio de Energía
y Minas (MINEM), elabore el Plan Nacional de Energías Renovables,
que se enmarque en un Plan Nacional de Energía, el que incluirá
estrategias, programas y proyectos de energía renovable que
mejoren la calidad de vida de la población y protejan el ambiente.
Retos identificados en el sector energético
Generar incentivos para centrales térmicas de ciclo combinado.
Introducir parámetros de emisiones de Gases de Efecto
Invernadero (GEI) en el reglamento de Protección Ambiental de
las actividades eléctricas para su supervisión y fiscalización.
Buscar alternativas para viabilizar el acceso y consumo
sostenible del gas natural el cual emite menos GEI que otros
combustibles fósiles.
Promover los flujos de inversión hacia tecnologías RER que
generalmente son más costosas que las fuentes energéticas
convencionales.
Fomentar la inversión en centrales y mini centrales
hidroeléctricas, y a la producción de energías renovables,
facilitando el acceso al financiamiento principalmente en las
primeras que presentan costos de inversión inicial altos.
El sector energético es uno de los sectores clave para el desarrollo
de nuevas actividades económicas a nivel nacional, por ello la
importancia de asegurar las fuentes de abastecimiento de energía
en cantidades que viabilicen el desarrollo. El Estado Peruano viene
dando un paso firme hacia una política de seguridad energética y
protección del medio ambiente, lo que implica el fomento de la
diversificación de la matriz energética.
75
El Perú viene promocionando una serie de regulaciones y medidas
que buscan apoyar el desarrollo sostenible de las energías
renovables no convencionales. Parte de estas energías renovables
no convencionales son aquellas de origen biológico denominadas
biomasa, cuyo uso y transformación pueden producir
biocombustibles líquidos, gaseosos y sólidos. A este grupo de
energías renovables se le ha llamado Bioenergía.
El Estado peruano, a pesar de continuar con la promoción de los
biocombustibles líquidos como parte de un conjunto de bioenergías,
ha priorizado también la promoción de energías provenientes de
fuentes naturales renovables no convencionales, como es el caso de
la energía solar, eólica, geotérmica, mareomotriz y la biomasa, para
la electrificación rural, con especial atención a aquellas poblaciones
rurales que no tienen acceso a la red nacional de electricidad y para
la producción de electricidad comercial producida también por
fuentes renovables.
La Ley 28054 de Promoción del Mercado de los Biocombustibles
establece el marco general para promover el desarrollo del mercado
de los biocombustibles para el parque automotor, sobre la base de la
libre competencia y el libre acceso a la actividad económica con el
objetivo de diversificar el mercado de combustibles, promover el
desarrollo agropecuario y agroindustrial, generar empleo, disminuir
la contaminación ambiental y ofrecer un mercado alternativo en la
lucha contra las drogas. El Reglamento, publicado en el 2005,
intenta concretar aspectos sobre los porcentajes de mezcla y
cronogramas de aplicación, normas técnicas de calidad, registro y
autorizaciones para productores y comercializadores, lugares de
mezcla, promoción de cultivos para biocombustibles, promoción del
desarrollo de tecnologías, y el Programa de Promoción del Uso de
los Biocombustibles (PROBIOCOM).
76
2.3.8.7. Cálculo del Factor de CO2 de la Red Eléctrica Peruana – Año
2007
El Fondo Nacional del Ambiente (FONAM) se encuentra
desarrollando el Proyecto “Consolidación del Portafolio de Proyectos
MDL en el Perú” con el apoyo del CF-Assist del Banco Mundial
desde mayo del 2008, dentro del cual se está llevando a cabo
acciones para institucionalizar la estimación del Factor de Emisión
del Sistema Eléctrico Interconectado Nacional y su publicación de
manera sostenible todos los años.
El Factor de Emisión representa la cantidad de CO2 que se genera
por MWh de electricidad producida para la Red de Energía Eléctrica.
Hasta el momento cada nuevo proyecto del sector de energía que
aplica al Mecanismo de Desarrollo Limpio debe estimar el factor de
emisión de la red eléctrica como parte de la documentación
necesaria para su validación y posterior registro. Por lo tanto, se ha
realizado el cálculo del factor de emisión de la red eléctrica para el
año 2007 como una de las acciones importantes dentro del marco
del proyecto.
Tabla 2.3.9. Factor de emisiones de CO2
Factor del SEIN AÑO 2007
0.5470 tCO2/MWh
Fuente: FONAM
2.3.9. Portafolio de Proyectos Peruanos de Carbono
En los últimos años el Perú está presentando un crecimiento económico
sostenible, lo cual le permite ofrecer a los inversionistas un clima
macroeconómico estable. Así a nivel internacional, el Perú viene llevando
a cabo importantes acciones para consolidar su posición como uno de los
países más atractivos y proactivos en términos de desarrollo de proyectos
MDL, siendo considerado por la revista Point Carbon como el sexto país
(vendedores) más importantes a nivel mundial.
77
A nivel internacional, el Perú ha realizado importantes acciones para
consolidar su posición como uno de los países más dinámicos y atractivos
en términos de desarrollo de proyectos de carbono, siendo considerado
como uno de los seis países más atractivos Hosts (vendedores) a nivel
mundial.
En el primer semestre de 2013, el Perú tiene una cartera de 249
proyectos que representa un US$ 13.34 billones de dólares en
inversiones en proyectos de energía. Tabla 2.3.13.
187 proyectos en el sector energético con 34,16 millones en
reducciones de tCO2e por año.
62 proyectos en el sector forestal: 41 proyectos forestación y
reforestación y 21 iniciativas de REDD con 66,06 millones de tCO2e
en veinte años.
El progreso de la Cartera de Proyectos de Carbono
86 proyectos aprobados por la Autoridad Nacional Designada
(MINAM).
52 proyectos registrados por la Junta Ejecutiva del MDL.
19 proyectos de validación y en proceso de registro.
12 proyectos con los CER emitidos.
10 proyectos con PDD en curso de elaboración.
Todos los proyectos tienen por lo menos una Nota Idea de Proyecto
(PIN).
78
Tabla 2.3.10. Reducción de Emisiones de GEI en tCO2e, por tipo de proyecto, mayo 2013
Fuente: FONAM
La mayoría de los proyectos son Hidroeléctrica (87) que representa el
47% del total de las reducciones de tCO2e. Proyectos de biomasa tienen
el segundo lugar con 12%, mientras que la gestión de residuos representa
el 11%.
Figura 2.3.7. Reducción de Emisiones de GEI en tCO2e por Tipo de Proyecto, mayo 2013
Fuente: FONAM
79
Figura 2.3.8. Distribución geográfica de los Proyectos de Carbono en Perú
Fuente: FONAM
80
Tabla 2.3.11. Resumen Cartera de Proyectos de Energía, Industria y Otros. Cartera de Proyectos - Perú 2013
81
COD Project Name and DescriptionEmisión de Reduction
(TCO2e/year)
Inversión en Millones
de US$
H-1 Poechos I Hydroelectric Pow er Plant 31,463 16.5
H-2 Poechos II Hydroelectric Pow er Plant 22,771 10.5
H-3 Tarucani I Hydroelectric Pow er Plant 153,957 11.3
H-4 Carhuaquero IV Hydroelectric Pow er Plant 23,909 6.4
H-5 Caña Brava Hydroelectric Pow er Plant 21,974 9.5
H-6 La Chiroca Hydroelectric Pow er Plant 52 4.4
H-7 La Virgen Hydroelectric Pow er Plant 220,218 100
H-8 La Joya Hydroelectric Pow er Plant 41,987 17.55
H-9 El Platanal Hydroelectric Pow er Plant 501,814 350
H-10 Centauro I Hydroelectric Pow er Plant 68 TBD
H-11 Chaglla Hydroelectric Pow er Plant CDM project 1' 814,613 1.0
H-12 Rehabilitation of Calca Hydroelectric Pow er Plant 8,111 1.1
H-13 San Gaban I Hydroelectric Pow er Plant 550 225
H-14 San Gaban III Hydroelectric Pow er Plant 700 335
H-15 San Gabán IV Ollachea Hydroelectric Pow er Plant 746 395.8
H-16 Mancahuara Hydroelectric Pow er Plant 9,962 2.4
H-24 Huanza Hydroelectric Pow er Plant 235,494 190
H-25 Marañon Hydroelectric Pow er Plant 270,195 136.6
H-26 Pariac CH 2-3 Hydropow er Optimization Project 2,846 1
H-27 Pariac CH 5-6 Hydroelectric Pow er Plant 30,399 12
H-28 Rapay Salto 2 Hydroelectric Pow er Plant 30,399 12
H-29 Rapay Salto I Hydroelectric Pow er Plant 243,647 100
H-30 Rehabilitation of Machupicchu Hydroelectric Pow er Plant 392,796 148.7
H-31 SANTA TERESA Hydroelectric Pow er Plant 416,608 154.5
H-32 Yuncan Hydroelectric Pow er Plant 497,009 192.3
H-33 Chirhuain Hydroelectric Pow er Plant 18,785 10
H-34 Santa Rita Hydroelectric Pow er Plant 914,301 534.5
H-35 Central Graton Hydroelectric Pow er Plant 20,272 5.8
H-36 Yaupi Hydropow er Expansion Project 107,592 35.5
H-37 Fuel substitution by Hydro Generation in Pasto Bueno 5,326 2.7
H-38 Chaucalla Hydroelectric Pow er Plant 68,305 28
H-39 Hispana Huaca Hydroelectric Pow er Plant 37 12
H-40 Porvenir Hydroelectric Pow er Plant 37 10.5
H-41 Quitaracsa I Hydroelectric Pow er Plant 249,463 250
H-42 Cheves Hydroelectric Pow er Plant 393,831 320
H-43 Naranjos II Hydroelectric Pow er Plant 16,526 22.7
H-44 Comas Hydroelectric Pow er Plant 15,172 6.9
H-45 Yanapampa Hydroelectric Pow er Plant 29,69 14.8
H-46 Santa Cruz II Hydroelectric Pow er Plant 25,644 10.2
H-47 Retrofiting of existing Restitucion hydropow er plant 48,723 22
H-48 Rurichinchay Hydroelectric Pow er Plant 28,09 10
H-49 Cerro del Aguila Hydroelectric Pow er Plant 2'001,434 900
H-50 Santa Maria Hydroelectric Pow er Plant 2'300,000 1,100.0
H-51 San Gaban IV Corani Hydroelectric Pow er Plant 145 76.78
H-52 Baños IV Hydroelectric Pow er Plant 11,323 6
H-53 Chancay Hydroelectric Pow er Plant 87,762 130.5
H-54 Belo Horizonte Hydroelectric Pow er Plant 560 300
H-55 Angel I, II, III Hydroelectric Pow er Plant 219,94 90
H-56 Huasahuasi I-II Hydroelectric Pow er Plant 73,453 30.8
H-57 Nuevo Imperial Hydroelectric Pow er Plant 18,652 8.3
H-58 Purmacana Hydroelectric Pow er Plant 7,164 3.4
H-59 Roncador Hydro Pow er Plant 17,277 3
82
COD Project Name and DescriptionEmisión de Reduction
(TCO2e/year)
Inversión en Millones
de US$
H-60 Shima Hydroelectric Pow er Plant 20,129 9.6
H-61 Baños V Hydroelectric Pow er Plant 35,59 18
H-62 Pizarras Hydroelectric Pow er Plant 68,132 45
H-63 Agua Clara I Hydroelectric Pow er Plant 16,53 6.5
H-64 ALIS II -Hydroelectric Pow er Plant 336 82
H-65 Vilcanota 1 Hydroelectric Pow er Plant 89,7 51
H-66 Vilcanota 3 Hydroelectric Pow er Plant 90 50
H-67 Vilcanota 4 Hydroelectric Pow er Plant 280 155
H-68 Santa Cruz III Hydroelectric Pow er Plant 10,251 6.3
H-69 Arma I Hydroelectric Pow er Plant 61,474 24
H-70 Arma II Hydroelectric Pow er Plant 68,305 28
H-71 San Francisco Hydroelectric Pow er Plant 58,06 27.2
H-72 Chanchallay Hydroelectric Pow er Plant 68,305 28
H-73 Chichas I Hydroelectric Pow er Plant 61,474 28
H-74 Chichas II Hydroelectric Pow er Plant 30,737 15
H-75 Salamanca I Hydroelectric Pow er Plant 30,737 15
H-76 Salamanca II Hydroelectric Pow er Plant 30,737 15
H-77 Las Cruces Hydroelectric Pow er Plant 61,474 26
H-78 ANTA II Hydroelectric Pow er Plant 448,512 135
H-79 ANTA I Hydroelectric Pow er Plant 370,022 103
H-80 PIEDRA HUECA Hydroelectric Pow er Plant 90,022 30
H-81 CHURO Hydroelectric Pow er Plant 201,83 62
H-82 CENTAURO III Hydroelectric Pow er Plant 70 12
H-83 Vilcanota 5 Hydroelectric Pow er Plant 90 48
H-84 Tunki Small Scale Hydropow er Program of Activities 100 TBD
H-85 Inti Renew able Energy Program of Activities ("Inti PoA") 90 TBD
H-86 Potrero Hydropow er Plant 91,243 42
H-87 Rucuy Hydroelectric Pow er Plant 90 TBD
TL-1Grid Connection of isolated electricity systems San Gabán - Puerto
Maldonado 7,79 20.2
TL-2 138 kV Transmission Line Majes - Camana 2,482 3.2
TL-3 Electrical substation pow er of 20 MVA to tow n Bayóvar 10,5 4
TL-4 The Cajamarca Rural Electrif ication CDM Program 9,555 80.1
TL-5 220 kV Transmission Line E.S. Francoise - E.S. Paragasha II TBD 23
W-1 Bayovar Wind Energy Project 95 95.3
W-2 El Tunal Wind Farm Project 209,446 218.3
W-3 Malabrigo Wind Energy Project 136 96
W-4 CUPISNIQUE Wind Pow er Plant 204,09 150
W-5 MARCONA Wind Pow er Plant 113,774 300
W-6 TALARA Wind Pow er Plant 80,62 63
W-7 SALKA PERU WIND FARM PROJECT 1’642,500 TBD
W-8 Tres Hermanas Wind Farm Project 286,225 170
W-9 Tepeu Wind Programme of Activities 107 83.3
S-1 Panamericana Solar 20TS Project 36,513 96
S-2 Tacna Solar 20TS Project 34,006 96
S-3 Majes Solar 20T Project 27 75.3
S-4 Reparticion Solar 20T Project 28 75
S-5 MOQUEGUA FV: 16 MW Solar Photovoltaic Pow er Plant 30,983 43
WM-1 Portillo Grande Landfill Gas Recovery Project 151,646 1.6
WM-2 El Zapallal Landfill Gas Recovery Project 54,213 1.6
WM-3 Ancon – EcoMethane Landfill Gas Project 69,012 3.6
WM-4 Huaycoloro Landfill Gas Recovery Project 298,996 2
WM-5 Sechura Compost Plant and Mechanized Landfill Project 2,102 4.9
WM-6 Solid Waste Management Systems National Program 470 74.5
WM-7 Biogas Recovery at Carapongo Wastew ater Treatment Plant 78,84 1.6
83
COD Project Name and DescriptionEmisión de Reduction
(TCO2e/year)
Inversión en Millones
de US$
WM-8 Wasterw ater Treatment Plant at Chancay - Huaral 26 TBD
WM-9 Sanitary Landfill in Cajamarca 3 0.5
WM-10 Modelo del Callao Landfill Gas Capture and Flaring System 61,024 6
WM-11 Methane Recovery in Wasterw ater Treatment Plant– Sullana 26,732 1.6
WM-12 La Chira Ww astereater Treatment Plant and Outfall 15 145
WM-13 Taboada Wasterw ater Treatment Plant TBD 212.5
WM-14 Wasterw ater Treatment Plant at Arequipa 28,18 170
WM-15 PERUVIAN DOMESTIC Wasterw ater Treatment Program 26,732 1.65
WM-16 Simbal Wasterw ater Treatment Plant 27,91 0.7
WM-17 Julcan Waterw ater Treatment Plant 613,938 2
WM-18 CALAMARCA Wastew ater treatment plant 386,055 1.2
WM-19 CASCAS Wastew ater treatment plant 489,65 1.2
WM-20 HUASO Wastew ater treatment plant 310,908 1.2
WM-21 LA ESPERANZA Wastew ater treatment plant 3'014,280 12
T-1 Bus Rapid Transport System (BRT) for Public Transport – COSAC I – Perú 70 189
T-2 Integrated Transport System in Lima/GTU 436,543 333.3
T-3Renew al Program of Automotive Fleet to Promote Change of Energy
Matrix 73,563 50.2
T-4Integral and Sustainable Improvement of Public Transport Services in the
City of Arequipa 69,04 170
B-1 Cogeneration w ith Biomass at Cartavio S.A.A. 32,887 6.1
B-2Avoid methane emissions using biodigester for Vinasse Treatment at
Cartavio S.A.A. 120 10
B-3 Paramonga bagasse boiler project 80 17
B-4HEAVEN Biodiesel Production and Distribution for Automobile
Transportation 412,759 15
B-5 COMISA Sugar cane ethanol project 192 81
B-6Palmas del Espino Biogas recovery and heat generation from Palm Oil Mill
Eff luent 26,719 1.5
B-7 Boiler Optimization in Agroindustrial Laredo 75,979 2
B-8 Chiclayo Rice Husk Pow er Plant 14,717 16.6
B-9The project consists of incorporating foliage-fuel into the Peruvian
National Energy Matrix 296 20
B-10 Rice Husk Pow er Generation Project in San Martin 8 2.8
B-11 Chira’s Bioenergy Project 87 11.25
B-12 Marosgreen Biogas Project 6 0.7
B-13 Triplay Amazonico Methane Avoidance Project 4,131 1.3
B-14Methane avoidance by anaerobic generation of biogas from agricultural
w astes, w astew ater and renew able energy generation 92,944 15.8
B-15 Pow er generation w ith black liquor in Trupal 52,897 15
B-16 La Calera Biodigesters Project 30 1.7
B-17 Maple Bagasse Cogeneration Plant 37,073 22.5
B-18Methane Recovery in Wastew aterTreatment System at Industrias del
Shanusi 29,4 3
B-19Development of an Electromechanical Prototype and a Feeder Line for a
Standardized Combustion Process, using Wood w aste 2 0.1
B-20 Biodigester Project in Peruvian Farms 3,7 TBD
B-21 Biodigester in San Fernando Farms 12 TBD
B-22 Biodigester Treatment for solid manure of Poultry Farm 2,7 TBD
FS-1Fuel Sw itching at Atocongo Cement Plant and Natural Gas Pipeline
Extension 269,851 6.6
FS-2 REX S.A. Fuel Sw itching Project 26,016 0.6
FS-3 Peruvian Fuel-Sw itching Project 25,577 0.7
FS-4Fuel oil to natural gas sw itching at Tecnologica de Alimentos S.A. (TASA)
Callao Sur plant 4,9 NA
FS-5Natural gas fuel sw itch umbrella project by Irradia, Vanguard Capital
Partners 224,406 140
FS-6 Natural gas Fuel Sw itching at Chaclacayo 15,763 0.1
FS-7 Fuel sw itch project from heavy fuel to LPG 30 1.5
FS-8 Sw itching Food Plant Boiler to CNG 1,2 1.1
84
COD Project Name and DescriptionEmisión de Reduction
(TCO2e/year)
Inversión en Millones
de US$
FS-9 Natural Gas Fuel Sw itch in Hospitals of Ministry of Health in Lima-Peru 2,6 TBD
C-1 Natural Gas Cogeneration Plant in Nuevo Mundo Industrial Company 14 6
C-2 Natural Gas Cogeneration at Aris Industrial Company 1,9 2.6
C-3 Natural Gas Cogeneration in Rey Corporación S.A. 1,657 0.3
C-4 Natural Gas Cogeneration plant at Western Cotton S.A 5,302 5
C-5 Project Gringa IV 5 0.5
C-6 Project Gringa V TBD TBD
C-7 Gringa I Project: Distributed generation plant using NG as fuel 8,5 2
EE-1CDM PROGRAM TO REPLACE FLORESCENT Lamps T12 w ith Fluorescent
lamps T8 at public and private biuldings 2,784 0.01
EE-2Waste Heat Recovery from the Sponge Iron Production Kilns for Pow er
Generation project 120 0.05
EE-3Ventanilla Conversion from single cycle to combined cycle pow er
generation project 407,296 156
EE-4590 MW Natural gas based grid connected combined cycle pow er plant -
ElectroPeru TBD 570
EE-5 Kallpa combined cycle thermoelectric pow er plant 927 587
EE-6Substitution of Natural Gas by Waste Heat using the new Heat Recovery
Steam Generator (HRSG) of Sudamericana de Fibras S.A. 53,859 4.9
EE-7“Light for all” - Rural electrif ication program w ith photovoltaic home
systems - PHS 12,41 0.1
EE-8 Improved cooking stoves national program 400 40
EE-9 Chilca I Combined Cycle Project 915,5 350
EE-10 Aguaytia Combined Cycle Project 288 TBD
EE-11 Energy eff iciency for smes in Peru POA TBD 0.01
EE-12 Improving eff iciency of boilers in f ish meal plant 13,69 TBD
EE-13Energy eff iciency in asrtisan brick kilns in latin america to mitigate clmate
change 55 0.2
EE-14 Transformation of the Lighting Market in Peru 363,261 10.5
EE-15Inkahuasi - Improving Cook Stoves in communities surrounding to the mine
Catalina Huanca 1 0.2
EE-16 Energy Eff iciency at Malvinas gas plant 61,504 6.4
G-1 Borateras Geothermal Project 224,406 140
PCH-1 Ilo N2O Abatement Project 160 8
TOTAL 34'160,163.3 13,335.2
Fuente: Fonam
85
CAPÍTULO III. IDENTIFICACIÓN DE LAS UNIDADES TÉRMICAS PARA SU
RECONVERSIÓN Y OPERAR CON ENERGÍAS RENOVABLES
3.1. Introducción
En 1992 se produce la reestructuración del sector eléctrico con la
promulgación de la Ley de la Concesiones Eléctricas, Decreto Ley Nº 25844.
En Octubre del 2000, se produce la interconexión del SICN con SIS con la
entrada en operación de la Línea de Transmisión Mantaro – Socabaya en
220 kV.
El Perú en los últimos años está dando mayor promoción a las fuentes de
energías renovables no convencional como la eólica, solar y la biomasa para
la generación de energía eléctrica.
Se ha elaborado un listado de las centrales Térmicas del SEIN que a la
fecha se encuentran inoperativas, ya que al ser Grupos Térmicos los cuales
se encontraban operando como combustible con Diésel, su operación es
onerosa, considerando que la interconexión los costos de la operación y
mantenimiento de dichos motores térmicos resulta muy caro en comparación
a los costos de la compra de energía del SEIN.
Los grupos térmicos, fueron retirados de operación comercial por sus
propietarios debido a sus costos de mantenimiento y operación muy
elevados y sus costos variables (combustibles y no combustibles) muy
elevados, los cuales se encontraban como últimas máquinas para despacho
según el ranking del COES y por lo tanto el arranque de dichas unidades era
requerido eventualmente.
3.2. Marco Normativo Peruano [38]
Para la promoción de las energías renovables en el Perú, se basa en un
marco normativo especial, entre las cuales destacan las siguientes normas.
86
Decreto Legislativo Nº 1002 (“DL 1002”) del 02/05/2008, declara de
interés nacional y necesidad pública el desarrollo de la generación de
electricidad mediante recursos renovables.
Decreto Supremo Nº 012-2011-EM del 23/03/2011, se aprobó el
reglamento de la generación de electricidad con energías renovables.
Decreto Supremo Nº 020-2013-EM del 27/06/2013, aprobó reglamento
para la promoción de la inversión eléctrica en áreas no conectadas a
red.
Dentro de este marco normativo, las instituciones involucradas son:
Ministerio de Energía y Minas: Es la autoridad competente responsable
de proponer los proyectos que utilicen recursos renovables. Encargado
de elaborar el Plan Nacional de Energías Renovables.
OSINERGMIN: Es el organismo responsable de conducir las subastas
donde se determinaran los precios de las energías renovables.
COES: Propondrá los procedimientos de conexión al Sistema
Interconectado Nacional de Generadores con Recursos Renovables.
3.3. Centrales Térmicas Retiradas de Operación Comercial.
La calificación de Operación Comercial se otorga a una unidad o a una
central de generación a solicitud de la empresa titular, y constituye un
requisito previo para su operación en el SEIN conforme a los Procedimientos
Técnicos del COES.
Para la Conclusión de la Operación Comercial de una unidad o una central
de generación, la empresa titular deberá presentar una solicitud dirigida al
COES, suscrita por su representante legal, adjuntando la documentación
descrita en el Anexo 6 del Procedimiento Técnico del COES el PR-20
“Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones del SEIN”, por lo menos con
un (01) año de anticipación a la fecha de retiro estimada. La referida solicitud
87
y todas las comunicaciones relacionadas entre el COES y la empresa titular
deberán también ser remitidas en copia al OSINERGMIN.
En caso de reubicación, reconstrucción, repotenciación, ampliación y/o
reconversión que conlleve la indisponibilidad de las instalaciones por más de
tres (03) meses continuos, la empresa titular deberá gestionar la Conclusión
de la Operación Comercial. Vencido el plazo, el COES podrá declarar la
Conclusión de Operación Comercial.
La solicitud de Retiro de Instalaciones se deberá presentar al COES antes
de solicitar la renuncia de concesión al MINEM, o la desconexión definitiva
de instalaciones del SEIN. Tabla 3.1.1 y Tabla 3.1.2.
88
Tabla 3.1.1. Centrales Térmicas Inoperativas por Unidad de Generación
89
Empresa Origen Central GrupoTipo de
GrupoSistema
Potencia
Instalada
(kW)
Combustible Distrito Provincia Departamento
Duke Energy Térmicas C.T. Chimbote TG-1 TG SEIN 20 500 D2 Chimbote Santa Ancash
Térmicas C.T. N° 2 - Chiclayo F.Villareal SULZER-2 EL SEIN 5 700 D2 Chiclayo Chiclayo Lambayeque
Térmicas C.T. Paita EMD-1 EL SEIN 2 500 D2 Paita Paita Piura
Térmicas SKODA-2 EL SEIN 1 000 D2 Paita Paita Piura
Térmicas SKODA-3 EL SEIN 1 000 D2 Paita Paita Piura
Térmicas C.T. Piura MAN EL SEIN 8 800 D2 Piura Piura Piura
Térmicas SWD EL SEIN 5 660 D2 Piura Piura Piura
Térmicas C.T. Sullana ALCO-2 EL SEIN 2 500 D2 Sullana Sullana Piura
Térmicas ALCO-3 EL SEIN 2 500 D2 Sullana Sullana Piura
Térmicas ALCO-5 EL SEIN 2 500 D2 Sullana Sullana Piura
Térmicas C.T. Trujillo TG-4 TG SEIN 20 500 D2 Trujillo Trujillo La Libertad
EDEGEL S.A.A. Térmicas C.T. Santa Rosa TG-2 TG SEIN 10 700 D2 Lima Lima Lima
Térmicas TG-3 TG SEIN 10 700 D2 Lima Lima Lima
Térmicas TG-4 TG SEIN 22 800 D2 Lima Lima Lima
Electro Oriente S.A. Térmicas C.T. Alonso Alvarado Jhon Deere EL SA 250 D2 Alonso de Alvarado Lamas San Martin
Térmicas C.T. Bagazan CKD EL SA 100 D2 Saquena Requena Loreto
Térmicas PERKINS EL SA 75 D2 Saquena Requena Loreto
Térmicas C.T. Chachapoyas_Elor PERKINS 4 EL SA 688 D2 Chachapoyas Chachapoyas Amazonas
Térmicas C.T. Colonia Angamos Volvo TD 100 EL SA 150 D2 Yaquerana Maynas Loreto
Térmicas C.T. El Alamo MODASA EL SA 35 D2 Putumayo Maynas Loreto
Térmicas C.T. El Porvenir Perkins M. 4-326-I EL SA 35 D2 Fernando Lores Maynas Loreto
Térmicas C.T. Flor De Punga Volvo TD 100 EL SA 150 D2 Capelo Requena Loreto
Térmicas C.T. Inahuaya CKD DAT 120 EL SA 100 D2 Inahuaya Ucayali Ucayali
Térmicas C.T. Indiana Cat. D-3304 EL SA 90 D2 Indiana Maynas Loreto
Térmicas CKD BC275 EL SA 200 D2 Indiana Maynas Loreto
Térmicas Volvo Penta TD-70 EL SA 100 D2 Indiana Maynas Loreto
Térmicas C.T. Jenaro Herrera Cat. D-3306 EL SA 135 D2 Jenaro Herrera Requena Loreto
Térmicas CKD DAT-120 EL SA 100 D2 Jenaro Herrera Requena Loreto
Térmicas C.T. Juanjui SKODA-6S 1 EL SA 324 D2 Juanjui Mariscal Cáceres San Martin
Térmicas C.T. Moyobamba 2 SKODA EL SEIN 432 D2 Moyobamba Moyobamba San Martin
Térmicas C.T. Orellana CKD EL SA 200 D2 Vargas Guerra Ucayali Ucayali
Térmicas C.T. Pampa Hermoza CKD EL SA 100 D2 Zapatero Lamas San Martin
Térmicas C.T. Petropolis MODASA EL SA 35 D2 Yavari Mariscal Ramón Castilla Loreto
Térmicas C.T. Pevas CKD 6S150PV EL SA 200 D2 Pebas Mariscal Ramón Castilla Loreto
Térmicas Volvo TD-70G N§1 EL SA 100 D2 Pebas Mariscal Ramón Castilla Loreto
Térmicas C.T. San Juan De Pacayzapa PERKINS EL SA 40 D2 Alonso de Alvarado Lamas San Martin
Térmicas C.T. San Pablo Cat. EL SA 90 D2 Bellavista Bellavista San Martin
Térmicas CKD EL SA 100 D2 Bellavista Bellavista San Martin
Térmicas C.T. San Roque De Maquia CKD EL SA 90 D2 Maquia Requena Loreto
Térmicas PERKINS EL SA 100 D2 Maquia Requena Loreto
Térmicas C.T. Santa Clotilde Cat. EL SA 225 D2 Napo Maynas Loreto
Térmicas CKD EL SA 100 D2 Napo Maynas Loreto
Térmicas C.T. Sapuena MODASA EL SA 35 D2 Saquena Requena Loreto
Térmicas C.T. Tamanco Viejo CKD EL SA 100 D2 Emilio San Martín Requena Loreto
Térmicas PERKINS EL SA 75 D2 Emilio San Martín Requena Loreto
Térmicas C.T. Tarapoto CKD 2 EL SEIN 2 350 D2 La Banda de Shilcayo San Martín San Martin
Térmicas CUMMINS 2 EL SEIN 2 000 D2 La Banda de Shilcayo San Martín San Martin
Térmicas C.T. Tierra Blanca CKD EL SA 100 D2 Sarayacu Ucayali Ucayali
Térmicas C.T. Yurimaguas SKODA 6S 310 T EL SA 1 000 D2 Yurimaguas Alto Amazonas Loreto
Electro Sur Este S.A.A. Térmicas C.T. Abancay CKD EL SEIN 200 D2 Abancay Abancay Apurimac
Térmicas C.T. Iñapari Cummins EL SA 60 D2 Iñapari Tahuamanu Madre de Dios
Térmicas C.T. Pto. Maldonado CATERPILLAR 1 EL SEIN 1 100 D2 Tambopata Tambopata Madre de Dios
Térmicas CATERPILLAR 2 EL SEIN 900 D2 Tambopata Tambopata Madre de Dios
Térmicas CATERPILLAR 4 EL SEIN 350 D2 Tambopata Tambopata Madre de Dios
Térmicas CUMMINS-4 EL SEIN 2 500 D2 Tambopata Tambopata Madre de Dios
Electro Ucayali S.A Térmicas C.T. Diesel WARTSILA 1 EL SEIN 6 340 R6 Yarinacocha Coronel Portillo Ucayali
Térmicas WARTSILA 2 EL SEIN 6 340 R6 Yarinacocha Coronel Portillo Ucayali
Térmicas WARTSILA 3 EL SEIN 6 340 R6 Yarinacocha Coronel Portillo Ucayali
Térmicas WARTSILA 4 EL SEIN 6 340 R6 Yarinacocha Coronel Portillo Ucayali
Electrocentro S.A. Térmicas C.T. Satipo CAT-E2 EL SA 500 D2 Satipo Satipo Junín
Electronoroeste S.A. Térmicas C.T. Canchaque V. PENTA 1 EL SA 150 D2 Canchaque Huancabamba Piura
Térmicas VOLVO 3 EL SA 200 D2 Canchaque Huancabamba Piura
Térmicas C.T. Huancabamba CAT-3412 EL SA 600 D2 Huancabamba Huancabamba Piura
Térmicas Volvo Penta EL SA 100 D2 Huancabamba Huancabamba Piura
Térmicas C.T. Huápalas CAT D 399 EL SEIN 900 D2 Chulucanas Morropon Piura
Térmicas C.T. Malacasi CAT EL SA 320 D2 Morropon Morropon Piura
Térmicas C.T. Morropon CAT D 399 EL SA 900 D2 Morropon Morropon Piura
Térmicas CAT. 1 EL SA 660 D2 Morropon Morropon Piura
Térmicas SKODA EL SA 320 D2 Morropon Morropon Piura
Térmicas C.T. Santo Domingo CKD EL SA 220 D2 Santo Domingo Morropon Piura
Térmicas V.PENTA EL SA 100 D2 Santo Domingo Morropon Piura
Térmicas C.T. Sechura CKD. 2 EL SEIN 480 D2 Sechura Sechura Piura
Térmicas CKD. 3 EL SEIN 480 D2 Sechura Sechura Piura
Térmicas SKODA 1 EL SEIN 1 000 D2 Sechura Sechura Piura
Empresas Generadoras del Mercado Eléctrico Con Grupos Térmicos Inoperativos
90
Fuente: Anuario Estadístico de Electricidad del 2010 , Ministerio de Energía y Minas, Anexo 5: Centrales Eléctricas por Unidad de Generación y Tipo de Sistema 2010* (*) Sólo empresas que informan a la DGE/EPE a Diciembre 2010
Tabla 3.1.2. Centrales Térmicas Inoperativas de Uso Propio
Fuente: Anuario Estadístico de Electricidad del 2010 , Ministerio de Energía y Minas, Anexo 5: Centrales Eléctricas por Unidad de Generación y Tipo de Sistema 2010* (*) Sólo empresas que informan a la DGE/EPE a Diciembre 2010
Empresa Origen Central GrupoTipo de
GrupoSistema
Potencia
Instalada
(kW)
Combustible Distrito Provincia Departamento
Electronorte Medio S.A. -
HIDRANDINA
Térmicas C. T. Huaraz (Sepicup) G 2EL SEIN 700 D2
- - -
Electronorte S.A. Térmicas C.T. Chota Grupo G.E EL SA 750 D2 Chota Chota Cajamarca
Térmicas C.T. Pucara G-1 Volvo EL SA 100 D2 Pucara Jaén Cajamarca
Térmicas C.T. Moquegua Grupo 1 EL SEIN 500 D2 Moquegua Mariscal Nieto Moquegua
Térmicas Grupo 2 EL SEIN 500 D2 Moquegua Mariscal Nieto Moquegua
Térmicas C.T. Dolorespata ALCO 2 EL SEIN 2 500 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Térmicas G.MOTORS1 EL SEIN 2 500 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Térmicas G.MOTORS2 EL SEIN 2 500 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Térmicas G.MOTORS3 EL SEIN 2 500 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Térmicas GENERAL MOTORS 1 EL SEIN 2 500 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Térmicas SULZER 1 EL SEIN 1 000 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Térmicas SULZER 2 EL SEIN 2 120 D2 Santiago Cuzco Cuzco
Empresa Eléctrica de
Piura S.A.
Térmicas C.T. Malacas Unidad CTG SEIN 19 350 GN
Pariñas Talara Piura
INADE - Proyecto
Especial Chavimochic
Térmicas C. T. Bocatoma GE-BOC 01EL SA 150 D2
- - -
Térmicas C.T. Atico CAT EL SA 220 D2 Chaparra Caraveli Arequipa
Térmicas Volvo Penta EL SA 200 D2 Chaparra Caraveli Arequipa
Térmicas C.T. Corire CAT 1 EL SA 500 D2 Chiguata Arequipa Arequipa
Térmicas CAT 2 EL SA 500 D2 Chiguata Arequipa Arequipa
Térmicas C.T. Ocoña PERKINS 1 EL SA 200 D2 Ocoña Camana Arequipa
204 054
Empresa de Generación
Eléctrica del Sur S.A.
Empresa de Generación
Eléctrica Machupicchu
Sociedad Eléctrica del
Sur Oeste S.A.
TOTAL
Empresa Origen CentralTipo de
GrupoSistema
Potencia
Instalada
(kW)
Combustible Distrito Provincia Departamento
Alicorp S.A. Térmicas C.T. Molinos Callao EL SEIN 3 000 D2 Callao Callao Lima
Térmicas C.T. Molinos Santa Rosa EL SEIN 1 890 D2 Callao Callao Lima
Térmicas C.T. Nicovita Trujillo EL SEIN 800 D2 Trujillo Trujillo La Libertad
Castrovirreyna Compañía Minera S.A. Térmicas C.T. San Genaro EL SEIN 1 190 D2 Santa Ana Castrovirreyna Huancavelica
Cemento Andino S.A. Térmicas C.T. Andino EL SEIN 3 000 D2 Tarma Tarma Junin
Cementos Pacasmayo S.A.A Térmicas C.T. Pacasmayo (Tv) TV SEIN 6 600 D2 Pacasmayo Pacasmayo La Libertad
Cementos Selva S.A. Térmicas C.T. Cementos Rioja EL SEIN 2 000 D2 Elías Soplin Vargas Rioja San Martín
Cía. Minera Ares S.A.C. - Unidad Sipán Térmicas C.T. Sipán EL SA 1 090 D2 - - -
Compañía Minera Poderosa Térmicas C.T. Pataz EL SA 1 050 D2 Pataz Pataz La Libertad
Compañía Minera Santa Luisa S.A. Térmicas C.T. Huanzalá EL SA 2 190 D2 Huallanca Bolognesi Ancash
Compañía Minera Sayapullo S.A. Térmicas C.T. Sayapullo EL SA 400 D2 Sayapullo Gran Chimú La Libertad
Compañía Pesquera del Pacífico Centro S.A. Térmicas C.T. Planta Chimbote EL SEIN 1 680 D2 Chimbote Santa Ancash
Térmicas C.T. Planta Supe EL SEIN 2 050 D2 Supe Barranca Lima
Térmicas C.T. Planta Tambo De Mora EL SEIN 3 050 D2 Tambo de Mora Chincha Ica
Metalúrgica Peruana S.A. Térmicas C.T. Mepsa EL SA 750 D2 Lurigancho Lima Lima
Minera Bateas S.A.C. Térmicas C.T. Huayllacho EL SA 600 D2 Caylloma Caylloma Arequipa
Minera Yanaquihua S.A.C. Térmicas C.T. Yanaquihua EL SA 420 D2 Yanaquihua Condesuyos Arequipa
Sociedad Minera Corona S.A. Térmicas C.T. Carolina EL SEIN 3 630 D2 Hualgayoc Hualgayoc Cajamarca
Sociedad Minera El Brocal S.A. Térmicas C.T. Huaraucaca EL SA 1 600 D2 Ticlacayan Pasco Pasco
Southern Perú Cooper Corporation Térmicas C.T. Emergencia Fund Ilo EL SA 1 250 D2 Pacocha Ilo Moquegua
Unión de Cerveceras Peruanas Backus y Johnston S. Térmicas C.T. Arequipa Dorada EL SEIN 2 040 D2 Sachaca Arequipa Arequipa
Térmicas C.T. Cusco EL SA 1 430 D2 - - -
Térmicas C.T. Malteria Lima EL SEIN 2 160 D2 - - -
Térmicas C.T. Trujillo EL SA 2 320 D2 Trujillo Trujillo La Libertad
Volcan Compañía Minera S.A.A. Térmicas C.T. Crosland Andaychagua EL SA 550 D2 - - -
Vopak Serlipsa S.A. Térmicas C.T. Vopak EL SA 650 D2 Callao Callao Lima
47 390TOTAL
Empresas Generadoras para el Uso Propio con Centrales Térmicas Inoperativas
91
Tabla 3.1.3. Identificación de las Centrales de Generación, Retiradas de Operación Comercial – a diciembre del 2013
La información de las tablas son datos que fueron recopilados del Ministerio
de Energía y Minas a diciembre del 2010. Tabla 3.1.3.
Se identificaron 93 unidades de Generación Térmica con 204 MW en total y
26 unidades térmicas con 47 MW en total que operaban como Uso Propio,
que se encontraban inoperativas en el SEIN al ser retiradas de operación
Comercial por el Titular de la concesión ante el COES y el MINAM.
En total se encontró como Centrales retiradas de operación comercial 119
unidades térmicas a lo largo de todo el Perú entre centrales térmicas
conectadas al SEIN y centrales térmicas que operan en sistema aislado, con
una Potencia Total Instalada de 251,44 MW
Como Grupos Térmicos que operaban en el SEIN se encontraron 41
unidades con 192 MW en total y como Grupos Térmicos en Sistema Aislado
se encontraron 52 unidades con 12 MW en Total.
Como Grupos Térmicos que operaban para Uso Propio, se encontraron en el
SEIN 13 unidades con 33 MW en total y Sistema Aislado 13 unidades con 14
MW en total.
De las 119 unidades térmicas identificadas, no se pudo determinar el estado
real de sus componentes y la operatividad de las mismas, ya que cuando es
declarada fuera de operación comercial y de acuerdo al procedimiento de
OSINERGMIN, de deberá llevar un Plan de Abandono de la Central Térmica
SEIN Uso Propio TOTAL
Sistema Aislado (MW) 11,97 14,30 26,27
Sistema Interconectado (MW) 192,08 33,09 225,17
Potencia Parcial Instalada (MW) 204,05 47,39
Unidades 93 26 119
251,44 MW
Centrales Generación (*)
POTENCIA TOTAL INSTALADA
Fuente: Anuario Estadístico de Electricidad del 2010 , Ministerio de Energía y Minas
(*) Sólo empresas que informan a la DGE/EPE a Diciembre 2010
92
y que las instalaciones dentro de la concesión deberán quedar igual que al
momento en las cuales estaban antes de iniciar las actividades de la
concesión. Queda por verificar que las 119 unidades térmicas permanecen
aún en el lugar de operación o si fueron retiradas para operar en otras
instalaciones, si fueron desmantelados o se encuentran en estado de
abandono.
Adicionalmente han sido retirados de operación comercial y declarados ante
el COES en conformidad al Procedimiento N°20: Ingreso, Modificación y
Retiro de Instalaciones en el SEIN – del COES, las siguientes Unidades
térmicas.
Tabla 3.1.4. Retiro de Unidades de generación en el COES - 2011
Fuente: Estadística de Operaciones 2011, COES
Tabla 3.1.5. Retiro de Unidades de generación en el COES - 2012
Fuente: Estadística de Operaciones 2012, COES
N° EMPRESA CENTRAL UNIDADTENSIÓN
(kV)
POTENCIA
EFECTIVA
(MW)
Fecha de Retiro
de Operación
Comercial
1 ELECTROPERU C.T. YARINACOCHA WARTSILA 1 10,5 6,2 04-03-2011
WARTSILA 2 10,5 6,1
WARTSILA 3 10,5 6,1
WARTSILA 4 10,5 6,1
2 ELECTROPERUC.T.EMERGENCIA
TRUJILLO40 unidades MTU 0,5 62,1 31-07-2011
3 EGENOR C.T. CHIMBOTE TG1 13,8 19,3 30-09-2011
106TOTAL (2)
(2) Incluye los retiros de operación comercial en el COES ocurridos por única vez. No incluye unidades de generación
que fueron trasladados.
N° EMPRESA CENTRAL UNIDADTENSIÓN
(kV)
POTENCIA
EFECTIVA
(MW)
Fecha de Retiro
de Operación
Comercial
1 ELECTROPERU C.T.E. TRUJILLO (*) CTE 0,5 60,0 16.01.2012
2 EEPSA C.T. MALACAS TG2 13,2 15,0 17.01.2012
3 EGEMSA C.T. DOLORESPATA Central 10,5 11,8 30.04.2012
4 EGENOR C.T. CHICLAYO GMT1 y GMT3 10,0 8,7 26.06.2012
5 EGESGSA C.T. BELLAVISTA MAN1 10,0 2,5 26.06.2012
6 EGEMSA C.T. DOLORESPATA Central 10,5 11,8 31.07.2012
7 EGEMSA C.T. DOLORESPATA Central 10,5 11,8 28.10.2012
86,2TOTAL (2)
(*) Las 40 Unidades MTU que conformaron la central térmica de emergencia Trujillo fueron trasladados a la central
térmica de emergencia Mollendo.
(2) Incluye los retiros de operación comercial en el COES ocurridos por única vez. No incluye unidades de generación
que fueron trasladados.
93
Tabla 3.1.6. Retiro de Unidades de generación en el COES - 2013
Fuente: Estadística de Operaciones 2013, COES
Durante el periodo del 2014, ya han sido declaradas fuera de operación
comercial las siguientes unidades.
Retiro de Operación comercial de las CT Urpipata, Tamburco y
Cachimayo.
Retiro de Operación Comercial de la unidad TV2 de la CT ILO1.
Retiro de operación comercial de la unidad TG1 de CT Malacas
(2014/08/23)
Retiro de operación CTE Huaraz
Retiro de operación comercial de la unidad TG1 de CT Malacas
(2014/08/23)
Retiro de operación comercial de las unidades de las CT Chiclayo,
Piura 1 y 2 (2014/09/01)
Retiro de operación comercial de la unidad TG3 de la CT Chimbote
(2014/09/01)
N° EMPRESA CENTRAL UNIDADTENSIÓN
(kV)
POTENCIA
EFECTIVA (MW)
Fecha de Retiro
de Operación
Comercial
1 ELECTROPERÚ C.T.E. MOLLENDO Central 0,5 60,0 01.01.2013
2 EGEMSA C.T. DOLORESPATA Central 10,5 11,5 29.04.2013
3 EGEMSA C.T.E. TAMBURCO Central 0,4 4,0 29.04.2013
4 EGEMSAC.T.E.
DOLORESPATA Central 0,4 10,3 29.04.2013
5 EGEMSA C.T.E. CACHIMAYO Central 0,5 3,2 29.04.2013
6 EGEMSA C.T.E. URPIPATA Central 0,4 1,6 29.04.2013
7 EEPSA
C.T. RESERVA FRÍA
DE GENERACIÓN
PLANTA TALARA
TG5 16,5 186,6 17.05.2013
8 EGEMSA C.T. DOLORESPATA Central 10,5 11,8 04.09.2013
9 ELECTROPERÚ C.T.E. PIURA Central 0,5 81,1 01.10.2013
10 EDEGEL C.T. SANTA ROSA TG7 13,8 121,0 26.10.2013
262,1TOTAL (2)
(2) Incluye los retiros de operación comercial en el COES ocurridos por única vez. No incluye unidades de generación
que tuvieron reingresos al SEIN.
94
Tabla 3.1.7. Retiro de Unidades de generación en el COES 2011 - 2014
Durante los periodos del 2011 al 2014 han sido retirados de operación
comercial y declarados ante el COES un total de 31 Centrales Térmicas con
un total de 454 MW de potencia instalada, no se tiene los datos de la
potencia que será retirada durante el 2014, pero el COES informó que
centrales ya habían sido retiradas de operación comercial y a partir de qué
fecha.
3.4. Análisis Económico de la Conversión
Se realizó la evaluación económica de los costos de la conversión de los
grupos Térmicos, donde se recomienda que los grupos térmicos pueden
operar como mínimo con una concentración de metano (CH4) no menor del
70%, para poder obtener la mayor eficiencia posible, el grupo electrógeno
podría operar con concentraciones menores de CH4 pero se vería reducida
la potencia de salida del generador, adicionalmente podría haber problemas
de knocking, perjudicando la vida útil del grupo.
En la tabla 3.1.8. se dan datos teóricos obtenidos de la bibliografía
recopilada, esta es para los motores de combustión interna.
Año Potencia Total Cantidad
2011 106 MW 3 Centrales
2012 86 MW 7 Centrales
2013 262 MW 10 Centrales
2014 n/d 11 Centrales
Fuente: Estadística de Operaciones 2011, 2012, 2013 2014.
Centrales de Generación
95
Tabla 3.1.8. Datos teóricos para motores de combustión interna
Parámetro Motor
Potencia (kW) 110 - 3 000
Tamaño de la Planta Pequeño - medio
Eficiencia Eléctrica (%) 30 - 42
Purificación requerida del Biogas Medio
Costo de Inversión (US$/kW) 500 - 1 400
Fuente: Rais et al. (2007); and Petersson and Wellinger (2009)
3.4.1. Riesgos del Proyecto de Conversión
Para la selección de la tecnología que utilizaremos para la conversión de
los motores térmicos para que operen como Motores SG o Motores duales
(biogás – biodiesel) DF, se está considerando algunos criterios para
realizar un perfil del proyecto o un estudio de pre-factibilidad para la
conversión para una máquina térmica:
a. Riesgo del suministro de combustible (gas/biogás o biodiesel) es
continuo o variable.
Si es continuo: Se seleccionaría motor SG
Si es variable: Se selecciona motor DF
b. Riesgo del grupo térmico está conectada a la red del SEIN o está en
una Red Aislada. En caso de suministro del biogás o biodiesel se
interrumpiera.
En Red del SEIN: Se seleccionaría un Motor SG,
Si la unidad térmica se pone a stop por cualquier motivo, el
suministro de la energía se abastece la energía eléctrica del
SEIN, hasta normalizar el flujo del biogás. Por seguridad del
suministro está conectado al SEIN.
Red Aislada: Se seleccionaría un Motor DF, no se cuenta con
energía eléctrica del Sistema por seguridad del suministro, el
grupo térmico deberá poder operar con combustible dual biogás y
96
biodiesel, en caso de falta de biogás puede operar con 100% de
biodiesel hasta normalizar el suministro de biogás.
c. Riesgo del Inversionista para determinar el uso de la generación de
energía: Para uso propio o para venta de energía al sistema o una
comunidad.
Para uso Propio: La tecnología a utilizar se basará en los criterios
a) y b), con lo cual reducirá la compra de energía al generador o
distribuidor por consiguiente reducirá sus costos operativos.
Para Venta de Energía: Deberá cumplir con ciertos requisitos para
entrar a operar en el SEIN, de acuerdo al Procedimiento de PR-20
del COES “Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el
SEIN”. Declaración de sus costos CVC y CVNC, para entrar en el
ranking diario para ser programado diariamente por el COES para
su despacho.
3.4.2. Evaluación Económica de la Conversión
Al disponer de un grupo electrógeno que se encuentra inoperativo, se
evaluará los costos de la conversión del grupo sea tecnología SG o DF,
se realizó consultas para la conversión de los motores térmicos, donde se
recopiló la información del equipamiento electromecánico que deberá
adecuarse o modificarse para la conversión de los motores para que
operen con combustible a solo gas (SG) o duales (DF), los cuales se dan
en la tabla 3.1.9.
Tabla 3.1.9. Costo de Conversión de Motores
SG DF
Costo Conversión por Unidad 408 363 US$/kW
Costo Conversión por Central 567 504 US$/kW
Fuente: Wartsila
Tecnología
97
Dependiendo de la tecnología de la conversión SG o DF hay diferencia
por la diferencia de componentes que hay que modificar en cada motor.
La conversión se dan en dos partes, el costo de la conversión por unidad
se está incluyendo componentes accesorios y mano de obra propios del
motor térmico; para el costo de conversión de la central se está
incluyendo además de los costos de conversión de la unidad, también se
incluyen las obras civiles, sanitarias, las obras de una subestación con su
línea de transmisión y gastos de traslados. Los costos fueron obtenidos
los costos de la conversión de motores de la marca Wartsila en el año
2005 para el traslado de 04 grupos térmicos de la ciudad de Tacna a
Pisco.
Para obtener una mejor evaluación del proyecto, se realizó una
comparación de los costos obtenidos de la conversión y compararlos con
grupos térmicos nuevos, donde ya está incluido los costos de montaje,
instalación y su puesta en servicio, se da en la tabla 3.1.10.
Tabla 3.1.10. Costos de Grupos Térmicos Nuevos
Haciendo una comparación de tecnologías de conversión ya sea SG o DF
con motores térmicos nuevos de la marca Wartsila y Cummins donde se
puede observar que más económico son la conversión de motores.
Adicionalmente se realizó una comparación con datos obtenidos de tablas
ya que dependiendo de la tecnología, marca y potencia de los motores
térmicos nuevos los precios en el mercado oscilan en el rango de 500
hasta 1400 US$/kW. Con este último criterio de comparación habría que
realizar una mayor evaluación ya como se indicó anteriormente los costos
de cada motor depende de varios factores e inclusive los costos se
reducen por economía de escala.
Marca Costo
Costo de Unidad Nueva Wartsila 1 200 US$/kW
Cummins 750 US$/kWFuente: Elaboración Propia en base a cotizaciones de equipos nuevos, Edwin
Salinas Rivera 2014
98
Tabla 3.1.11. Comparación de Tecnologías según Criterio de Selección
Fuente: Elaboración Propia en base a costos de comparación de tecnologías, Edwin Jesús Salinas Rivera 2014
Cabe señalar que de las consultas que se realizaron al fabricante de
motores de combustión Warsila, indican que la potencia se ve reducida en
el orden del 10% aproximadamente con la conversión de motores SG y en
el orden del 7% a 8% para la conversión de motores DF, aunque la
tecnología según indican que más se está difundiendo es la tecnología DF
con combustible dual en indican que la perdida de potencia en los
motores modernos ya no es muy significativa.
Se deberá prever, que de acuerdo a la potencia obtenida en barra del
generador, se evaluará el uso que se le dará a la energía producida por el
grupo térmico si será para consumo interno o será conectada a la red del
SEIN o como generación distribuida.
El precio medio de la energía es del 50 US$/MWh, con lo cual se podría
comprometer la energía excedente para la venta o formar una alianza
estratégica con alguna empresa concesionaria para la venta de su
energía.
Potencia de la Unidad 1 KW
Inversión
Grupo Nuevo
Wartsila 1 200 US$
Cummins 750 US$
Inversión (tablas)
mínimo 500 US$
máximo 1 400 US$
Conversión
Motor SG 567 US$
Motor DF 504 US$
99
3.4.3. Reducción de Emisiones de CO2
Los Proyectos que utilicen como combustible la biomasa como fuente
generadora de energía también podrían calificar al MDL. El biogás
proveniente de los residuos de la producción agrícola del país o de los
residuos maderos de la Selva peruana, serán utilizados para generar
energía limpia para el país.
Dado que el proyecto actual se propone la utilización la biomasa producto
de residuos, es calificable para recibir los Bonos de Carbono CERs.
El Perú ha ratificado el Protocolo de Kioto el cual está en vigencia para el
periodo de 2013 – 2020. Los CERs no deberían ser considerados para
determinar la viabilidad de un proyecto ya que los mismos tienen un
precio variable, por ejemplo para el día 23-07-2014 cada CERs vale US$
0,15 [39].
Figura 3.1.1. Histórico de Precios CERs – Mercado Spot
Fuente: Manejo del Relleno Sanitario Huaycoloro: Producción de Energía Eléctrica a partir de los Residuos Sólidos Municipales, 3ra Conferencia de Energías Renovables – Setiembre de 2014
100
FONAM desarrollo una herramienta para la estimación de las reducciones
de las emisiones de CO2 para cambio de combustible a Gas Natural, con
las cuales se pueden obtener las reducciones estimadas por cambio de
combustible.
Por ejemplo se tomó como referencia la Central Térmica de Calana de
propiedad de EGESUR el cual operaba con combustible Diésel 2 y
Residual para su operación, el cual se realizó el proceso de conversión
para operar con Gas Natural.
Tabla 3.1.12. Consumo de Combustible Fósil de la C.T. Calana
Cantidad
Consumo Combustible (Residual) 9 086 342 gal
Consumo Combustible (Diésel 2) 71 092 gal
Producción Energía 152 280 MWh - año
Fuente: Datos de operación C.T. Calana - 1999
Según la herramienta de FONAM, se estimaron las reducciones de las
emisiones de CO2, dando como resultado:
Tabla 3.1.13. Ahorro de las emisiones GEI luego de la conversión a GN
Reducciones de CO2 27 126 tCO2
Fuente: Elaboración Propia en base a Herramienta para la estimación de las reducciones de Emisiones de CO2 / cambio de combustible a gas natural, Edwin Jesús Salinas Rivera 2014.
La conversión de las unidades térmicas de combustible diésel/ residual
para utilizar combustible Gas Natural, produjo una reducción de 27 126
tCO2.
La Central Térmica de Independencia, no realizó ningún trámite, para la
emisión de Bonos de Carbono ni tampoco realizó los cálculos de las
101
cantidades de reducción de CO2 equivalente. Se realizó un análisis para
el año 2013.
Tabla 3.1.14. Ahorro de emisiones GEI de la C.T. Independencia – año 2013
Energía Producida 158 238 MWh – año
Reducción de CO2 86 556 tCO2
Fuente: Elaboración Propia en base al Factor de CO2 de la red Eléctrica Peruana del año 2007 de FONAM, Edwin Jesús Salinas Rivera 2014
Con los costos de los CERs en el mercado internacional en la bolsa, a un
precio de US$ 0,15 (costo al 23-07-14), pagarían por los 27 126 tCO2
producto de la conversión de la Central Térmica Calana para operar con
combustible a Gas Natural en la C.T. Independencia se recibirán US$
4 068. Dicho monto no sería muy atractivo para el inversionista si pensara
en hacer viable su proyecto con la venta de los CERs.
3.4.4. Potencial Térmico para operación de los Grupos Térmicos con
Biomasa
En el SEIN se ha encontrado un aproximado de 119 unidades térmicas
[40] (a diciembre del 2010) que fueron declaradas inoperativas ante el
MINEM, los cuales fueron retirados de operación comercial por sus
propietarios.
Se pudo determinar que existe un potencial térmico de hasta 225 MW
luego de la conversión de motores diésel a motores con biogás o duales
con biogás- biodiesel.
Los Grupos Térmicos están distribuidos a lo largo de todo el Perú entre
grupos que están en el SEIN en el sistema interconectado o como
Sistema Aislado o son Grupos para uso propios.
Adicionalmente se retiraron de operación comercial grupos térmicos que
registraron retiros de generación ante el COES durante los años 2011,
2012 y 2013 un total aproximado de 454 MW.
102
Cabe señalar que los Grupos Térmicos que se presentaron para la
conversión, no se pudieron verificar el estado operativo de los mismos, los
que deberán ser verificados y evaluados para su conversión en forma
individual a fin de determinar la opción más conveniente de realizar la
conversión o adquirir un grupo térmico nuevo.
3.4.5. Evaluación de Estados Financiero del proyecto de Conversión
Dado que los Grupos Térmicos fueron retirados de operación comercial,
consideramos un horizonte de 20 años para la evaluación del proyecto
dado que los grupos térmicos ya cuentan con horas de operación de las
máquinas que le han quitado vida útil a las máquinas que serán
evaluadas para su conversión.
Para la evaluación de los estados financieros del proyecto se
seleccionaron dos alternativas para la conversión los cuales son:
Alternativa 1 (SG)
El uso del grupo térmico será con conversión para utilizar como
combustible solamente biogás. Conversión de los motores a SG.
Alternativa 2 (DF)
El uso del grupo térmico será con conversión para la utilización de
combustible dual biogás – biodiesel. Conversión de los motores a DF
Para la selección de la alternativa más idónea, será determinar los sgtes
criterios:
El uso final de la generación de energía uso propio, venta de energía
al SEIN, venta de energía excedente de la planta.
103
Disponibilidad de los recursos para la producción de biogás y/o
biodiesel.
Comparación económica de las tecnologías de conversión versus la
adquisición de un grupo térmico nuevo.
Tabla 3.1.15. Estados Financieros del Proyecto de Conversión.
Fuente: Elaboración Propia en base al flujo de caja para comparación de alternativas, Edwin Jesús Salinas Rivera 2014.
Las conclusiones a la evaluación de los estados financieros al proyecto
serían:
La alternativa 2 (DF) es la que representaría una mejor opción desde
el punto de vista económico, en comparación con las otras
alternativas.
La inversión para la implementación de la alternativa 2 es de 0,504
Millones de dólares por cada MW.
Los ratios obtenidos como el VAN y el TIR, son bastante estrechos,
por lo que al momento de realizar la evaluación técnico de ambas
tecnologías de conversión, determinaríamos cual nos convendría y
con mayores beneficios económicos.
3.5. Alcances para la Ejecución del Proyecto de Conversión
Los Grupos Térmicos que finalmente sean elegidos para su reconversión,
reubicación e ingreso para operación comercial al SEIN previa aprobación
del COES en conformidad al Procedimiento Técnico del COES PR-20
AlternativaVAN (12%)
(Millon US$)TIR
Potencia
(MW)
Inversión
(Millón US$)
Alternativa 1 (SG) 1,16 40,7% 1 0,567
Alternativa 2 (DF) 1,23 46,1% 1 0,504
Grupo Nuevo
Wartsila 0,43 17,5% 1 1,2
Cummins 0,95 30,2% 1 0,75
104
“Ingreso, Modificación y Retiro de Instalaciones en el SEIN”, Aprobado
mediante Resolución OSINERGMIN N° 035-2013-OS/CD del 14 de marzo
de 2013, podrán operar como Generación Distribuida utilizando como
combustibles biogás – biodiesel.
El OSINERGMIN en su página web indica que la electrificación en el Perú
tiene una cobertura del 87% y la electrificación rural tiene una cobertura del
63% [41].
El presente proyecto podría tratar de cubrir parte del 37% de electrificación
rural no cubierto por otra tecnología o que haya fracasado en su intento de
electrificación. Son poblaciones o comunidades que se encuentran en zonas
alejadas que la única forma de poder acceder a la energía eléctrica es que
produzcan su propio combustible (biogás y/o biodiesel) para generación de
energía.
Los grupos térmicos pueden trabajar sin problemas con un porcentaje
mínimo desde el 70% de CH4 para evitar los knocking en el motor o
mediante algún proceso mejorarse la calidad del biogás y eliminar las
impurezas que podrían deteriorar la vida útil del motor, la presión del biogás
necesaria para los motores será de aproximadamente de 5 bar (72,5 PSI),
para lo cual sería necesario pequeñas instalaciones para el almacenamiento
del combustible ya no sería requerido el uso de compresores o grandes
tanques para almacenamiento.
Los Grupos Térmicos pueden llegar a tener eficiencias del alrededor del
40%, pero con el uso de la cogeneración dichas eficiencias podrían alcanzar
valores del 80 – 90%, dando calor a comunidades alto andinas en la sierra
para calefacción de viviendas y adaptar ambientes cálidos para la cría de
animales (llamas, alpacas, ovejas, etc) para la protección en temporadas de
invierno, también podrían brindar sistemas de refrigeración a comunidades
de la selva para la conservación de alimentos.
105
3.6. Desarrollo de Proyectos de Generación de Energías Renovables
El Perú viene promocionando una serie de regulaciones y medidas que
buscan apoyar el desarrollo sostenible de las energías renovables no
convencionales. Parte de estas energías renovables no convencionales son
aquellas de origen biológico denominadas biomasa, cuyo uso y
transformación pueden producir biocombustibles líquidos, gaseosos y
sólidos. A este grupo de energías renovables se le ha llamado Bioenergía.
El Estado peruano, a pesar de continuar con la promoción de los
biocombustibles líquidos como parte de un conjunto de bioenergías, ha
priorizado también la promoción de energías provenientes de fuentes
naturales renovables no convencionales, como es el caso de la energía
solar, eólica, geotérmica, mareomotriz y la biomasa, para la electrificación
rural, con especial atención a aquellas poblaciones rurales que no tienen
acceso a la red nacional de electricidad y para la producción de electricidad
comercial producida también por fuentes renovables.
En este sentido, el 2009 se realizó la primera subasta de RER,
adjudicándose 1972 GWh/año (429 MW) con energías renovable con un
aproximado del 10% de la máxima demanda del SEIN. Se adjudicaron 03
parques eólicos 142 MW, 04 bosques solares 80 MW, 02 centrales con
biomasa 27 MW y 18 centrales hidráulicas 180 MW, donde tenemos
centrales de biomasa con 143 GWh/año con 2 centrales de biomasa que son
la C.T. Paramonga (23MW) y la C.T. Huycoloro (4,4 MW) [42].
106
Tabla 3.1.16. Primera Subasta de Energías Renovables RER - 2009
Es importante considerar en el marco de una política nacional de bioenergía,
una sensibilización sobre el aprovechamiento de biomasa para la producción
de energía.
Se realizó una segunda convocatoria de RER, adjudicándose 1153 GWh/año
(210 MW), con energías renovables. Se adjudicaron 01 central de biomasa
con 2 MW, 01 parque eólico con 90 MW, 01 central solar con 16 MW y 06
centrales hidráulicas; la central de biomasa adjudicada dará 14 GWh/año
con la C.T. La Gringa V (2 MW) [43].
Tabla 3.1.17. Segunda Subasta de Energías Renovables RER - 2011
Esta promoción de energías renovables no convencionales es respaldada
por un conjunto de leyes y decretos como la Ley 2854 de promoción y
utilización de recursos energéticos renovables no convencionales, el DS
050-08-EM, DL 1002 y el DL 1058.
107
108
3.7. Centrales Térmicas de Biomasa en el Perú
Figura 3.1.2. Central Térmica Huaycoloro
Fuente: Compendio Centrales Generación de SEIN - OSINERGMIN
109
Figura 3.1.3. Central Térmica Maple Etanol
Fuente: Compendio Centrales Generación de SEIN - OSINERGMIN
110
Figura 3.1.4. Central Térmica de Biomasa La Gringa V
111
Fuente: Compendio Centrales Generación de SEIN - OSINERGMIN
Figura 3.1.5. Central Térmica Paramonga
112
Fuente: Compendio Centrales Generación de SEIN - OSINERGMIN
CAPITULO IV. CONVERSIÓN DE MOTORES DIESEL A MOTORES CON GAS
NATURAL EN EGESUR
4.1. Concepto de Motores DF
4.1.1. Conversión a gas de bajo costo que ofrece bajas emisiones y rápida
respuesta de carga
Un gran número de instalaciones para centrales inicialmente han sido
diseñadas y entregadas para operar en HFO (Combustible Pesado) o
MDO (Diésel No.2), pero ahora se puede convertir dichos motores para
funcionar con Gas, biogás/ biodiesel.
El funcionamiento con Gas cada vez resulta más atractivo en todo el
mundo, y en el caso de muchas instalaciones la única restricción
para la conversión a gas es la limitada disponibilidad de este recurso.
La conversión de la instalación de motores en Operación con Gas genera
ahorros y demás beneficios que respaldan la factibilidad de la conversión.
La conversión de motores para que operen con Gas siempre es
específica de la instalación; por consiguiente, este documento
proporciona únicamente información general.
La conversión requiere solamente unos cuantos componentes del motor y
algún equipo auxiliar extra en la planta.
113
Figura 4.1.1. Conversión en 32DG a bajo costo. Fuente: Wartsila
4.1.2. Concepto de mezcla de orificio para Gas / Combustible
Los motores a gas son de cuatro tiempos que funcionan según el
proceso Otto y cuando operan con HFO o MDO, de acuerdo con el
proceso Diésel.
El motor estará dotado de admisión de gas con orificio y se empleará
equipo de inyección de combustible estándar en lo que respecta a la
inyección piloto para el encendido.
El gas natural ingresa en los cilindros mediante las válvulas
principales de admisión de gas, las que se hallan instaladas en cada
culata y mezcladas con aire de carga en el canal de aire de entrada.
Las válvulas principales de la admisión de gas son controladas
mediante el sistema WECS (Sistema de Control de Motor) simplificado,
que permite la admisión controlada del gas a cada cilindro
individualmente.
114
Figura 4.1.2. Concepto DF – mezcla el aire de carga y el gas natural en el canal de aire de entrada y la inyección de Diésel 2 como en el modo dual. Fuente: Wartsila
La mezcla pobre de Aire / Gas es comprimida en el cilindro durante el
tiempo de compresión. El encendido de la mezcla pobre de aire-
combustible se inicia con la inyección de (9% aproximadamente) de LFO
(combustible piloto), dando como resultado una fuente de encendido de
alta energía.
La mezcla de aire y combustible en el cilindro es pobre, en otras palabras,
el aire se halla presente en mayor cantidad que la necesaria para
una combustión completa.
Figura 4.1.3. Principio de Operación del Motor DF. Fuente: Wartsila
115
En relaciones elevadas de aire combustible (combustión más pobre), la
temperatura máxima es reducida dando lugar a emisiones de NOx más
bajas y manteniendo el rendimiento del motor cerca de un límite nominal
debido a un BMEP elevado.
4.1.3. Conversión de Motor Diésel en Motor DF
La conversión del motor requiere cambiar solamente las culatas de los
cilindros. También se agrega válvulas principales para la admisión de
gas, tubería de alimentación de gas, compuerta de descarga y el Sistema
WECS.
Los componentes principales necesarios en el motor son:
Componentes Extra
a. Tubería principal de alimentación de gas
b. Válvula principal de admisión de gas
c. Culata de cilindro DF
d. Tobera de gas
Componentes Estándar
e. Válvula estándar para la inyección del combustible principal y tobera
para la inyección piloto y operación normal con diésel
f. Conducto estándar para fuel oil de alta presión
g. Bomba estándar para inyección con diésel
h. Eje de levas estándar
116
Figura 4.1.4. Culata de cilindros 32DG, tubería principal de alimentación de gas /, válvula principal de admisión de gas. Fuente: Wartsila
4.1.3.1. Sistema de compuerta de descarga de gases de escape
Desviando parte de los gases de escape por el turbocargador, y de
allí reduciendo la presión del aire de carga y la cantidad de aire
alimentado a los cilindros
Regulando una relación constante de aire/combustible en los
cilindros, prescindiendo de las variaciones en las condiciones
ambientales (presión ambiente, temperatura, etc.)
La válvula es accionada con aire comprimido y controlada con el
sistema de control.
117
Figura 4.1.5. Sistema de compuerta de descarga de gases de escape. Fuente: Wartsila
4.1.3.2. Función de los sistemas de alimentación de gas, combustible
piloto y combustible principal
El motor DG es un motor flexible al combustible que puede operar
con gas y con combustible líquido, está dotado de equipo de
inyección de combustible estándar y sistema de alimentación de gas.
El motor puede arrancar únicamente en modo diésel y pasar a modo
de gas con la inyección del combustible piloto al estabilizarse la
combustión.
El sistema WECS controla la regulación y la duración de la admisión
del gas, lo que significa que se puede regular cada cilindro
individualmente para la relación aire-combustible.
Por lo tanto, el sistema de combustible en el motor es un sistema
estándar (bombas de inyección impulsadas con un eje de levas
normal válvulas de inyección con resorte).
En caso de interrupción del suministro de gas, el motor cambia
automáticamente a operación con fuel oil y no se detiene.
118
Cuando se restablece el suministro de gas, el operador puede
transferir nuevamente el motor de operación con combustible de
reserva a operación con gas.
4.1.3.3. Control y Automatización del Motor:
El sistema WECS recolecta la información proveniente de los
sensores del grupo de generadores. Sobre la base de esta
información, se controla el encendido, la presión de aire de carga, la
presión de alimentación de gas, la duración y regulación de
inyección, efectuando ajustes en ellos para satisfacer la carga y
otras demandas.
El sistema WECS también incluye secuencias preprogramadas para
parada de emergencia, cierre, parada y arranque del motor y
transferencia a operación con gas. También se controla los valores
de la señal de entrada y si alguno de ellos muestra un valor anormal,
el sistema dará una alarma. Se detendrá el motor si la señal de
entrada continúa deteriorándose. Todos los parámetros que maneja
el sistema WECS pueden transferirse mediante un databus al control
de la planta y al sistema de monitoreo.
4.1.3.4. La principal unidad de control (MCU) es el master del WECS.
El MCU lee la información que le proveen todas las demás unidades
(CCU, DCU, SMU) y compara la información con los valores
referenciales pre-programados. El MCU también se comunica con el
sistema de control de la planta.
La unidad de control de cilindros CCU en el WECS controla y
monitorea los parámetros de los cilindros como duración y
regulación de la admisión de gas, etc.
La unidad de control distribuido DCU convierte los diferentes tipos de
señales de los sensores del motor en información digital y envía
119
dicha información al MCU. Estas señales de medición provienen de
los sensores del motor que miden temperaturas y presiones
principalmente.
Figura 4.1.6. Unidad CCU del WECS. Fuente: Wartsila
4.1.3.5. Conversión de la Planta
El equipo de planta que se requiere para el funcionamiento con gas
puede dividirse en cinco módulos principales:
Sistema de control.
Sistema de entrega de gas.
Sistema de alimentación de gas.
Sistema eléctrico.
Sistema de gases de escape.
Sistema de alarma de gas.
i. Sistema de control de planta:
El sistema de automatización se encuentra bajo el manejo y
monitoreo del Sistema de Interfaz de Operador (WOIS).
El operador puede monitorear la planta desde la consola del
WOIS y tener acceso a los datos fundamentales provenientes del
grupo electrógeno como varias temperaturas y presiones así
120
como mediciones de diversas variables eléctricas tales como
salida del generador, tensión y frecuencia.
La estación del WOIS también maneja los informes instantáneos,
presenta diversas tendencias, etc.
El operador puede ver e imprimir los informes diarios, semanales,
mensuales, anuales y multianuales que produce el Sistema de
Información (WISE).
El programa WISE mantiene disponibles los informes específicos
de la planta y el motor para su posterior estudio y archivamiento.
Asimismo, el sistema WOIS / WISE maneja varias tareas de
comunicación para compartir los datos con sistemas externos.
Figura 4.1.7. Configuración típica de la sala de control con una unidad para visualización del WOIS y una unidad separada para WISE. Fuente: Wartsila
Paneles de control:
Las modificaciones del sistema de control de planta consisten en:
- Un nuevo panel de control WISE de motor, incluyendo nuevos
relés de protección para protección del generador. Asimismo,
comprende un nuevo Regulador de Tensión automático y la
última versión de la unidad de Monitoreo de Potencia.
- Un nuevo panel de control común.
121
El panel de control común consta de mímica unilineal e
instalaciones completas de sincronización
Figura 4.1.8. Típico panel de control, con controles de generador y motor, PMU (Unidad de Monitoreo de Potencia), relés de protección de generador y medidores analógicos. Fuente: Wartsila
Todas las características principales como controles,
sincronización y medición se incorporarán a los nuevos paneles
de acuerdo al diseño más reciente.
Los centros de alarma y los paneles de interfaz de operador
existentes son evaluados y, en general, son retirados con los
principales paneles de control como no aptos o no necesarios
para el funcionamiento.
Se retirará el panel PLC local WISE del motor, ahora que ya se
encuentran instalados el PLC y los racks para las tarjetas de E/S
en el gabinete de la sala de control.
ii. Sistema de entrega de gas:
La función del sistema de entrega de gas es suministrar gas de
baja presión desde la línea principal hasta la unidad reguladora de
gas.
122
El sistema de entrega consiste básicamente sólo en las
conexiones y válvulas hasta el conducto principal de gas y la
válvula principal de cierre.
Figura 4.1.9. Conducto de entrega de gas con válvula manual de cierre y válvula automática de cierre. Fuente: Wartsila
iii. Sistema de alimentación de gas:
El sistema de alimentación de gas incluye regulador de gas, filtro
de gas y tubería entre el regulador y los conductos de gas del
motor.
El gas natural atraviesa, en primer lugar, un regulador de gas en
la sala de máquinas antes que el gas pase al motor.
El regulador reduce la presión de entrada y distribuye el gas al
sistema de gas del motor. La unidad también incluye válvulas de
cierre y válvulas de ventilación, estas últimas están conectadas a
la salida externa.
La entrada de gas al regulador está provista de una válvula
manual de cierre.
La abertura, cierre y ventilación del Regulador de Gas se halla
bajo control eléctrico mediante el Controlador Lógico Programable
(PLC).
123
El regulador de gas estará instalado muy cerca de los
turbocargadores del motor, ya sea frente o detrás de éste (lado de
la batería A).
Se requiere un filtro de gas para retirar cualquier posible impureza
en el gas antes del motor. En general, el gas está limpio de
impurezas pero los conductos todavía pueden contener suciedad
que se desprende durante el funcionamiento.
El flujómetro de gas (en caso necesario) tiene como finalidad
medir el consumo de gas. Sin embargo, es posible que no provea
valores exactos sin un corrector de gas.
Figura 4.1.10. Filtro de gas antes de los conductos de alimentación de gas del motor para retirar el resto de impurezas. Fuente: Wartsila
iv. Sistema eléctrico:
Convertir la planta HFO en una planta DG no suele requerir
ningún aumento de la carga del sistema eléctrico de la planta ya
que la carga auxiliar (carga de la estación – carga parásita) no
aumenta.
Modificaciones estándares menores son los ventiladores, los
suministros del centro DC y adiciones de menor envergadura en
el equipo.
124
El equipo de corriente continua, se agrega al sistema eléctrico
de la planta con la finalidad de suministrar energía tanto al
sistema de encendido y como al sistema PLC.
La unidad combinada de suministro de CC, entregada como un
panel separado consta de Batería, Cargador de Batería,
distribución de CC y unidad de supervisión de CC.
v. Sistema de gases de escape:
El sistema de gases de escape existente estará dotado de
discos de ruptura de explosión (su número y ubicación se
especificarán en la fase de diseño, el número característico es
de 5 piezas para cada motor).
Se requiere de discos porque los gases de escape después de
un motor de quemado pobre, debido a una combustión
incompleta o a mal funcionamiento, posiblemente contengan
algo de gas natural no calcinado.
Al contacto con gases de escape calientes, dicho gas puede
ocasionar daños al sistema de gases de escape en caso de
encenderse.
125
Figura 4.1.11. Ilustración de tubo de ventilación característico con disco de ruptura. Todos los conductos de ventilación deberán ser dirigidos hacia el exterior de la planta de manera que los gases de explosión o los gases restantes se ventilen al aire libre en caso de encendido en el sistema. Fuente: Wartsila
126
Al detenerse el motor, el sistema de control abre la válvula
automática de ventilación.
Luego, el sistema de gases de escape es ventilado con un
soplador antes de permitir el siguiente intento de arranque.
Esta operación también se realiza con el fin de evitar el riesgo de
acumular gas natural no calcinado en el sistema de gases de
escape.
Figura 4.1.12. La ilustración anterior muestra un típico sistema de gases de escape. 1. Válvula automática de ventilación (adicional) 2. Discos de ruptura de explosión (adicionales) en cada 5 metros de conductos 3. Caldero de gases de escape existente) 4. Silenciador de gases de escape (existente) 5. Chimenea (existente)
vi. Sistema de alarma de gas:
Dos detectors HC (tipo pellistor) instalados en el techo detectan
la mezcla de gas natural y aire en la sala de máquinas.
Figura 4.1.13 Detector de gas ubicado encima del motor. Fuente: Wartsila
127
La alarma HC, que se observará en el sistema de control, se
activa a 30% LEL e inicia el cierre del gas a un valor superior
(los límites son regulables de acuerdo a las normas locales).
Figura 4.1.14 Centro de Alarma de Gas ubicado en la sala de control. Fuente: Wartsila
4.1.3.6. Otros sistemas de la planta:
El sistema de fuel oil no requerirá ningún cambio.
El sistema de aceite lubricante no requiere ningún cambio.
El sistema de aire de arranque no requiere ningún cambio.
El sistema de agua de refrigeración no requiere ningún cambio.
La ventilación no requiere ningún cambio.
La iluminación no suele requerir ningún cambio.
El área que rodea el regulador de gas deberá someterse a estudio,
debiendo posiblemente modificarse la iluminación cercana al área
por una adecuada.
El generador, la base común del motor, las cimentaciones, las
plataformas de mantenimiento, los puntos de elevación, los espacios
de mantenimiento, etc. no requieren modificaciones.
128
4.1.3.7. Beneficios obtenidos con la Conversión DG
DG se halla específicamente concebido para convertir un motor de
HFO en uno que opera con Gas, requiriendo sólo un número muy
limitado de componentes nuevos en el motor y únicamente unos
cuantos equipos de planta.
El motor DG ofrece bajos niveles de emisión de NOx (aprox.
7g/kWH)
DG es un motor de combustible dual que puede operar en máxima
capacidad ya sea con gas natural o en HFO / LFO.
Transferencia automática e instantánea al combustible de seguridad
en caso de interrupción en el suministro de gas.
Para los propietarios de las centrales de energía, la conversión
puede ofrecer una imagen positiva y ecológica, que suele ser muy
valiosa e inclusive puede significar la creación de incentivos por
parte de las autoridades.
El concepto utiliza gas de presión baja de manera que una línea de 4
a 6 bares es suficiente para el funcionamiento de la planta. En la
mayoría de los casos, no se requiere compresores.
La conversión no requiere tuberías ni equipo de gas de presión
elevada, para lo cual sería necesario prestar especial atención a la
instalación y el mantenimiento.
El gas es limpio si se lo compara con el HFO, lo cual significa que
los intervalos de mantenimiento de los pistones y turbocargadores
son prolongados, en otras palabras, ahorros en los costos de
mantenimiento
El costo del gas en muchas zonas es menor que el precio del HFO,
lo cual significa que el tiempo de recuperación de la conversión
puede ser muy corto.
129
La conversión de la planta (1 a 2 plantas de motores) tardará
solamente de 2 a 3 semanas. Ello significa que la planta puede
entrar en funcionamiento con Gas exactamente un mes después de
detener la planta con HFO.
El rendimiento del motor así como el rendimiento térmico son
elevados dentro de una escala aceptable, lo que significa que la
conversión es ideal para un gran número de las aplicaciones.
4.1.3.8. La potencia de salida del DG necesita ser reducida en los
siguientes casos:
La calidad del gas no cumple los límites específicos.
El número de metano es inferior.
El valor térmico inferior (LHV) del gas es inferior al nivel
especificado.
La combinación de la presión de entrada de gas y del LHV se halla
por debajo de los niveles establecidos.
Las condiciones ambientales del lugar exceden los límites
especificados
La temperatura de entrada de aire es superior a los 40 °C.
La temperatura del aire de carga supera los 45 °C.
La presión de aire es inferior a 85 kPa en otras palabras, la
ubicación del lugar se encuentra a más de 1500 metros de altura
sobre el nivel del mar.
La capacidad útil también se calculará como una combinación de las
condiciones del lugar antes mencionadas en caso de que más de
una de las condiciones ambientales del lugar exceda las condiciones
máximas estándar.
130
4.2. Concepto de Motores SG
El grupo térmico ha sido diseñado para operar en HFO (Combustible
Pesado) o MDO (Diésel Nº 2), los cuales pueden convertirse dichos
motores en motores SG los cuales pueden operar solamente con
gas/biogás.
Figura 4.1.15. Motores SG el gas es mezclado con aire de carga en el cilindro y en la pre-cámara una mezcla gas/aire es encendida por una bujía. Fuente: Wartsila
Figura 4.1.16. Principio de Operación de un motor SG. Fuente: Wartsila
4.2.1. Conversión de Motor Diésel en Motor SG
131
La conversión del motor en SG, requiere cambiar solamente las culatas
de los cilindros, también se agregará válvulas principales para la admisión
del gas, tuberías de alimentación a gas y un sistema de control WECS.
Al igual que la conversión de motores DF, varios de los componentes a
cambiar también se repiten en la conversión de motores SG.
a. Adaptación en los conjuntos de potencia de sus dimensiones,
aumentando el diámetro del pistón.
b. Cambio de pistones del motor
c. Cambio de cilindros del motor.
d. Cambio de los turbocompresores.
e. Instalación de válvulas de admisión de gas.
f. Instalación de tuberías de gas
g. Instalación de sistema de arranque a gas del motor.
4.2.1.1. Sistema de compuerta de descarga de gases de escape
Este sistema al igual que en la conversión DF es desviando parte de
los gases de escape por el turbocargador, y de allí reduciendo la
presión del aire de carga y la cantidad de aire alimentado a los
cilindros.
Una relación constante de aire/combustible regulando hacia los
cilindros del motor, prescindiendo de las variaciones en las
condiciones ambientales (presión ambiente, temperatura, etc.). La
válvula es accionada con aire comprimido y controlada con el
sistema de control.
132
Figura 4.1.17 Sistema de compuerta de descarga de gases de escape. Fuente: Wartsila
4.2.1.2. Control y Automatización del Motor
Al igual que la conversión del motor a DF, el sistema de control
WECS recolecta la información proveniente de los sensores del
grupo de generadores, además incluyen secuencias
preprogramadas para la parada de emergencia, cierre, parada y
arranque del motor y transferencia a operación con gas, también
puede transferirse mediante un databus al control de la planta.
4.2.1.3. La principal unidad de control (MCU) es el master del WECS.
La MCU al igual que en la conversión de motor DF, lee la
información que le proveen todas las demás unidades (CCU, DCU,
SMU) y compara la información con los valores referenciales pre-
programados.
4.2.1.4. Conversión de la Planta
Los principales módulos requeridos para el funcionamiento da gas
son:
a. Sistema de control.
b. Sistema de entrega de gas.
c. Sistema de alimentación de gas
133
d. Sistema eléctrico.
4.2.1.5. Sistema de Control de Planta
El sistema de automatización se encontrará bajo el manejo y
monitoreo del sistema de interfaz de operador (SOI).
El operador puede monitorear la planta desde la consola de SIO y
tener acceso a los datos fundamentales provenientes del grupo
electrógeno como varias temperaturas y presiones así como
mediciones de diversas variables eléctricas tales como salida del
generador, tensión y frecuencia.
La estación del SIO también manejará los informes instantáneos,
presenta diversas tendencias, etc.
El operador puede ver e imprimir los informes diarios, semanales,
mensuales, anuales y multianuales que produce el SIO.
El programa SIO mantendrá disponibles los informes específicos de
la planta y el motor para su posterior estudio y archivamiento.
Asimismo, el SIO manejará varias tareas de comunicación para
compartir los datos con sistemas externos.
4.2.1.6. Sistema de Entrada de Gas.
El sistema de entrega consiste básicamente sólo en las conexiones
y válvula desde el conducto principal de gas y la válvula principal de
cierre.
134
Figura 4.1.18. Conducto de entrega de gas con válvula manual de cierre y válvula automática de cierre. Fuente: Wartsila
4.2.1.7. Sistema de Alimentación de Gas.
Comprende:
a. Regulador de gas.
b. Filtro de gas.
c. Tubería entre el regulador y los conductos de gas del motor.
d. Controlador Lógico Programable (PLC) para el control de la
abertura, cierre y ventilación del regulador de gas.
4.2.1.8. Sistema Eléctrico.
La conversión no suele requerir ningún aumento de la carga del
sistema eléctrico de la planta ya que la carga auxiliar (carga de la
estación – carga parásita) no aumenta.
Modificaciones estándares menores son los ventiladores, los
suministros del centro CC y adiciones de menor envergadura en el
equipo.
El equipo de corriente continua, se agrega al sistema eléctrico de la
planta con la finalidad de suministrar energía tanto al sistema de
encendido y como al sistema PLC.
135
La unidad combinada de suministro de CC, como un panel separado
consta de batería, cargador de batería, distribución de CC y unidad
de supervisión de CC.
4.2.1.9. Sistema de Alarma de Gas
Se instalarán detectores de gas ubicados en el techo de la sala de
máquinas, a fin de detectar la mezcla de gas y aire.
4.2.2. Beneficios obtenidos con la Conversión SG
Los motores SG ofrecen bajos niveles de emisiones.
La conversión puede convertirse en una planta más medioambiental al
utilizar como combustible solo gas/biogás.
Utiliza bajos niveles de presión del gas de 4 a 5 bar, para la operación de
la planta, no siendo necesarios un compresor para su operación.
La conversión no requiere altas presiones del gas.
El combustible utilizado es más limpio en comparación con el Diésel, con
lo cual los periodos de mantenimiento se reducen principalmente en
pistones y turbos.
Figura 4.1.19. Detector de gas ubicado encima del motor. Fuente: Wartsila
Fig.13 Detector de gas ubicado encima del motor
136
Figura 4.1.20. Niveles de emisión de gases de motores Wartsila. Fuente Wartsila.
4.3. Cuidado del Combustible [44]
La mayor variable que afecta los costos del proyecto de biogás es la calidad
del combustible. Dependiendo de su fuente, el biogás contiene una variedad
de impurezas que pueden aumentar el desgaste y acortar el mantenimiento
y servicio intervalos. Estas impurezas incluyen:
El sulfuro de hidrógeno (que se encuentra en la mayoría de biogás) y
los hidrocarburos halogenados (más común en vertedero y gas digestor
tratamiento de aguas residuales) pueden combinarse con agua para
formar ácidos que erosionan los componentes del motor.
Silicio (polvo, arena, grava), que se encuentra en la mayoría de biogás,
provoca un desgaste prematuro abrasivo.
Siloxanos (compuestos de silicio de productos caseros encuentran en
los vertederos y aguas residuales gas digestor) forman depósitos duros,
cerámica-como en los componentes del cilindro (Figura 4-8).
Agua. Los motores son típicamente diseñados para funcionar a una
humedad de hasta el 80 por ciento relativo como medido por el agua sin
condensación en el combustible; la mayoría de los biogases superan
ese nivel significativamente.
137
Figura 4.1.21. Válvula de escape con acumulación de siloxano
1.
Fuente: [44]
Figura 4.1.22. Bujía contaminada con Siloxanos
1.
Fuente: [44]
4.3.1. Tratamientos de las Impurezas del Combustible
Hay tres formas básicas para hacer frente a las impurezas del
combustible. Se pueden utilizar solos o en combinación, dependiendo de
la calidad de los combustibles, las condiciones ambientales, los objetivos
financieros y otras consideraciones.
4.3.1.1. Tratar el combustible.
Varias tecnologías pueden eliminar cantidades significativas de
impurezas de combustible. Por ejemplo:
Un enfriador, separador de partículas o un filtro de coalescencia
elimina eficazmente el agua del combustible.
Los siloxanos pueden ser capturados por adsorbentes como el
carbón y el gel de sílice.
La filtración del aire es eficaz contra el silicio (polvo / suciedad) y
otras partículas.
Adsorbente de carbón activado elimina el sulfuro de hidrógeno.
Aunque es eficaz en la reducción de los contaminantes en el
combustible, los tratamientos de combustible se suman a biogás en
energía los costos de capital del sistema, añaden cargas parasitarias
138
al sistema, y requieren un mantenimiento adicional materiales y
mano de obra.
4.3.1.2. Elegir un motor duro
Algunos fabricantes ofrecen motores con características de diseño
que los componentes y sistemas de "endurecer" contra las
impurezas del combustible de biogás. Estas unidades pueden operar
para los intervalos casi normales de mantenimiento con el
tratamiento menos intensivo de combustibles. Dichas modificaciones
incluyen:
De ventilación del cárter - Como una línea adicional de defensa
contra la corrosión, una baja bomba de presión expulsa los
gases blowby del cárter y se basa en caliente, fresco, aire
filtrado, por lo que los componentes del cárter no están
expuestos a los gases y generadores de ácido vapor de agua.
Enfriamiento cambios en el sistema - elevada temperatura del
agua de la chaqueta - 230 o F (110 o C) frente al tradicional 210
o F (99 o C) ayuda a evitar la condensación de agua, que atrae
el azufre, cloro y flúor arrastrado en el combustible de forma
débil todavía perjudicial ácidos. Específicamente, la temperatura
más alta mantiene el agua en el combustible que entra al motor
se condense en las camisas de los cilindros, y mantiene los
gases de ventilación del cárter de condensación en el bloque del
motor y otros componentes, llevando potencialmente a ácidos el
aceite lubricante. Las pruebas han demostrado muestran que
cuanto mayor sea la temperatura del agua de la chaqueta
reduce significativamente picaduras del revestimiento del cilindro
y la corrosión por ácido de los componentes de cilindro,
cigüeñales, cojinetes y otras piezas de desgaste. La limitación
de la condensación de gases de escape gases también aumenta
139
la vida del aceite, reduciendo los ácidos que deben ser
absorbidas por la base (alcalinas) elementos en el aceite
Los cambios materiales - metales brillantes (aluminio y acero sin
protección) que son vulnerables a la corrosión ácida se
sustituyen en determinados componentes. Por ejemplo, núcleos
posenfriador realizadas en aluminio de motores estándar son de
acero de acero en las versiones de biogás; cojinete de biela uso
latón respaldo en lugar de acero.
Cambios en la geometría de los componentes - modificaciones
especiales ayudan a limitar los efectos del combustible
siloxanos. Por ejemplo, los ángulos de válvula y el asiento de la
válvula para evitar que se incrementan formación de depósitos
duros que podrían impedir el cierre valor adecuado, lo que
permite gases de combustión para escapar, porque quemó las
válvulas de escape, y erosionan motor rendimiento
4.3.1.3. Acelerar mantenimiento
En algunos casos, puede ser más atractivo para los propietarios de
diferir en los costes de instalación asociados con sistemas de
tratamiento de combustible avanzados, y aceptar los costes de
explotación relacionados con el menor intervalo de mantenimiento y
revisión. Este dilema 'pagarme ahora o me pague después' se
decide a menudo basada en la evaluación de un desarrollador de
riesgo y la recompensa.
4.3.2. La evaluación del Tratamiento de las Impurezas del Combustible
Tratar con las impurezas del combustible significa sopesar los pros y los
contras de diferentes tecnologías de motores, sistemas de tratamiento de
combustible y sus costos iniciales ya largo plazo. Por ejemplo, si la
calidad del combustible cae dentro de los límites establecidos para los
140
motores de bajo consumo de combustible endurecidas, luego de que el
motor se puede utilizar con mínimos o ningún equipo de tratamiento de
combustible, probablemente salvando cientos de miles de dólares en
capital y de tratamiento de combustible costos de operación.
Por otro lado, si las impurezas del combustible son tales que se requiere
pretratamiento extensivo independientemente de la tecnología de los
motores, a continuación, los motores de alta compresión / de alta
eficiencia puede ser un opción prudente, como el ahorro de operación de
las ganancias de eficiencia que ayudará a compensar los costos de
instalación, operación y mantenimiento del sistema de tratamiento. Cada
proyecto es diferente, y acercado para alimentar impurezas deben
ponderarse de forma Combustible y específica del sitio
4.3.3. Conociendo el Combustible a Utilizar
En la elección de una estrategia para hacer frente a las impurezas, no hay
una sola respuesta correcta. Lo mejor enfoque para un sitio dado
depende de las condiciones de funcionamiento, objetivos financieros y,
sobre todo, en calidad de biogás. Necesita combustible para ser
analizadas en el tiempo para entender los niveles de impurezas, las
contenido de metano y el valor de calentamiento, y la cantidad de esos
parámetros varían con el tiempo - por hora, diaria o estacionalmente.
Tendencia de todo esto es importante.
Es común para el biogás procedentes de la digestión anaerobia para
contener aproximadamente 60 por ciento de metano, 35 por ciento de
dióxido de carbono, y el resto de otros gases. Es fundamental entender el
volumétrica contenido de energía en el combustible es crítico. Por
ejemplo, el biogás una calidad más baja con sólo el 30 por ciento
contenido de metano significa duplicar el flujo de gas para entregar la
misma energía - y exponiendo la motor para el doble de las cantidades de
impurezas. Además, el valor de calentamiento de combustible bajo - la
141
real Btu / ft3 (MJ / Nm 3) - influye en el tamaño del sistema de suministro
de combustible.
Contenido de dióxido de carbono del combustible es también crítico. El
dióxido de carbono afecta a la velocidad de la llama en los cilindros, y la
temperatura debe caer por debajo de un cierto nivel máximo para
mantener de escape y temperaturas de válvula en un margen operativo
de seguridad y minimizan el mantenimiento. Otra variable clave es la
relación de metano a liberar gases inertes, incluyendo dióxido de carbono
y nitrógeno libre de nitrógeno (no entrar naturalmente de aire en el
combustible). El exceso de contenido de gas inerte impide la ignición de
combustible, causando fallo de encendido magra y que resulta en una
pérdida de potencia y el aumento de las emisiones de escape.
Contenido Siloxano es una variable crítica principalmente en vertederos y
tratamiento de aguas residuales de la planta de biogás combustibles.
Motores de alta compresión de relación se prefieren a menudo en
aplicaciones de biogás para su mayor eficiencia, pero también son menos
tolerantes a la contaminación de siloxano. Sitios utilizando alta motores de
compresión-relación pueden tener más remedio que añadir un tratamiento
de siloxano de combustible, y su inicial deben tenerse en cuenta en el
perfil financiero del proyecto costo y el mantenimiento continuo.
El plan del proyecto requiere una estimación de los costos de
mantenimiento en dólares por kilovatio-hora, ambos con tratamiento de
combustible y por fuera. Idealmente, una evaluación de proyecto mira a
diferentes niveles de tratamiento de combustible proporcionará suficiente
información sobre los costes probables del proyecto para guiar la elección
de la mejor alternativa de inversión.
4.4. Proyecto de Conversión Central Térmica Independencia (GN)
Se ha desarrollado el proyecto, con la visión de la utilización de Grupos
Térmicos que fueron retirados de Operación Comercial por sus propietarios,
motivados principalmente al ser grupos que utilizaban como combustible
142
principal el Diésel, sus Costos Variables Combustibles eran muy altos y sus
costos de operación muy elevados en comparación si se compraba energía
del Sistema, grupos que eran eventualmente puestos en operación o no eran
programadas por el COES para despachar, salvo en casos de emergencia
del SEIN.
Recordemos que la empresa de EGESUR la Central Térmica de Calana
operaba en la ciudad de Tacna con combustible diésel y residual, en la cual
el COES la programaba eventualmente para despacho, por ser esta un
central muy cara, sus costos de Variables Combustibles bordeaban los S/.
480 por MWh, el cual es un precio elevado en comparación con otras
energías como hidráulicas y térmicas con Gas Natural. Posterior a los
trabajos de conversión y puesta en servicio los Grupos Térmicos operan
actualmente en la provincia de Pisco, Ica usando como combustible el Gas
Natural y a la fecha sus costos variables combustibles bordean los S/. 80 por
MWh.
Tabla 4.1.1. Costos Variables Combustibles (CVC) antes y después de Conversión
CVC C.T. Calana (Tacna) Antes de la Conversión
S/. 480 por MWh Con combustible Diesel- Residual
Factor de Planta
40% - 50%
CVC C.T. Independencia (Ica) Después de la Conversión
S/. 80 por MWh Con combustible Gas
Natural
Factor de Planta
85% - 95%
Fuente: Elaboración Propia en base a los CVC de EGESUR de los años 2003 y 2011, Edwin Jesús Salinas Rivera.
Con la decisión de realizar la conversión de los Grupos para que operen con
Gas natural, se ha podido reducir considerablemente sus costos operativos
haciéndolo más competitivo en el SEIN y sea programado para despacho.
143
Figura 4.1.23. Central Térmica Independencia – EGESUR Fuente: EGESUR
4.4.1. Estudio de Prefactibilidad de Conversión de la C.T. Calana
El objetivo principal del proyecto de conversión era de reducir los costos
operativos de generación de los 04 grupos de la C.T. Calana al operar
con gas natural, lo que redundaría en un mayor despacho y mayores
ventas de energía en el COES-SINAC y el mercado regulado.
La propuesta era el traslado de cuatro grupos Wartsila de 6,4 MW c/u que
hacen un total de 25,6 MW y que operan con combustible residual, el cual
se encuentra ubicada en el departamento de Tacna.
El proyecto se ubicará a la altura del km 240 de la Carretera
Panamericana Sur de esta a 20 km de la Carretera Vía Los Libertadores
Huari, terreno adyacente a la S.E. Independencia, provincia de Pisco,
departamento de Ica.
4.4.2. Planteamiento de Alternativas:
Teniendo en cuenta el desarrollo del gas de Camisea y aprovechando la
ubicación física de conexión al gaseoducto, se evaluaron las alternativas
de conversión y traslado.
i. Alternativa Nº1: Conversión a Gas Natural y Diésel 2 de los Grupos de
la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Lurín (Conversión Dual)
144
Contempla el traslado de las unidades de generación de la Central
Térmica Calana a Lurín, provincia Lima, departamento de Lima.
Los 4 grupos se trasladarán a un terreno ubicado en el km 25,5 de la
Carretera Panamericana Sur frente a la Refinería de Conchán y a 1 km
del gaseoducto del gas de Camisea y próximo a la S.E. de San Juan
donde se interconectaría al SEIN.
Los cuatro grupos serían convertidos para que operen en forma dual,
mediante Diésel Nº2 en el arranque y ante el corte intempestivo del
suministro de gas y con el gas natural de Camisea en operación
normal, de este modo dejaría de utilizar Petróleo Residual 6.
ii. Alternativa Nº2: Conversión a Gas Natural y Diésel 2 de los Grupos de
la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Pisco (Conversión Dual)
Contempla el traslado de las unidades de generación de la Central
Térmica Calana a la localidad de Independencia en Pisco,
departamento de Ica, junto a la S.E. Independencia.
Los cuatro grupos se trasladarán a un terreno ubicado a a la altura del
km 240 de la Carretera Panamericana Sury de esta a 20 km de la
Carretera Vía Los Libertadores Huari y se encuentra próximo al
gaseoducto de Camisea. Se interconectará al SEIN en la S.E.
Independencia.
iii. Alternativa Nº3: Conversión a Gas Natural de los Grupos de la C.T.
Calana (25,6 MW) – Traslado a Pisco (Conversión solo Gas).
Físicamente se trata de la misma ubicación que de la alternativa Nº2,
osea a ubicarse en Independencia, junto a la S.E. Independencia en
Pisco, departamento de Ica.
Los cuatro grupos, cuyos motores fueron convertidos para que operen
solo a gas, cuya fuente de suministro sería el gas natural de Camisea.
145
4.4.3. Costos Directos de la Obra e Inversión
i. Alternativa Nº1: Conversión a Gas Natural y Diésel 2 de los Grupos de
la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Lurín (Conversión Dual)
Los costos o egresos del proyecto, se han determinado considerando
cotizaciones del fabricante de los grupos y proveedores nacionales e
internacionales, los mismos que se presentan en la siguiente tabla.
Tabla 4.1.2. Alternativa Nº1. Costos Directos de Obra.
Fuente: EGESUR. Estudio de Prefactibilidad “Conversión a Gas Natural de los Grupos de la Central Térmica Calana”, Agosto 2005.
ii. Alternativa Nº2: Conversión a Gas Natural y Diésel 2 de los Grupos de
la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Pisco (Conversión Dual)
Los costos o egresos del proyecto, se han determinado considerando
cotizaciones del fabricante de los grupos y proveedores nacionales e
internacionales, los mismos que se presentan en la siguiente tabla.
Tabla 4.1.3. Alternativa Nº2. Costos Directos de Obra.
DescripciónConversión y
Traslado GT
Terrenos y
EdificacionesS.E. L.T.
Suministro de
Combustible
Infraestructura
de ServiciosTotal
Suministro de Materiales (S/.) 11 932 039,00 136 679,00 3 355 075,00 3 898 229,00 647 280,00 162 650,00 20 131 952,00
Montaje Electromecánico (S/.) 5 607 000,00 0,00 251 547,00 546 592,00 0,00 0,00 6 405 139,00
Transporte (S/.) 712 426,00 0,00 0,00 134 961,00 0,00 0,00 847 387,00
Obras Civiles (S/.) 997 396,00 1 749 461,00 146 594,00 0,00 0,00 2 893 451,00
Costo Directo (S/.) 19 248 861,00 1 886 140,00 3 753 216,00 4 579 782,00 647 280,00 162 650,00 30 277 929,00
Costo Directo (US$) 5 531 281,90 541 994,25 1 078 510,34 1 316 029,31 186 000,00 46 738,51 8 700 554,31
Alternativa Nº1: Conversión a Gas Natural y Diésel 2 de los Grupos de la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Lurín
(Conversión Dual)
Costo Directo de la Obra
146
Fuente: EGESUR. Estudio de Prefactibilidad “Conversión a Gas Natural de los Grupos de la Central Térmica Calana”, Agosto 2005.
iii. Alternativa Nº3: Conversión a Gas Natural de los Grupos de la C.T.
Calana (25,6 MW) – Traslado a Pisco (Conversión solo Gas).
Los costos o egresos del proyecto, se han determinado considerando
cotizaciones del fabricante de los grupos y proveedores nacionales e
internacionales, los mismos que se presentan en la siguiente tabla.
Tabla 4.1.4. Alternativa Nº3. Costos Directos de Obra.
Fuente: EGESUR. Estudio de Prefactibilidad “Conversión a Gas Natural de los Grupos de la Central Térmica Calana”, Agosto 2005.
4.4.4. Evaluación Económica del Proyecto
Para la evaluación económica se ha considerado evaluar el flujo anual de
los costos y de los ingresos a lo largo de un periodo de análisis de 20
años.
DescripciónConversión y
Traslado GT
Terrenos y
EdificacionesS.E.
Suministro de
Combustible
Infraestructura de
ServiciosTotal
Suministro de Materiales (S/.) 11 930 162,00 136 679,00 489 783,00 647 280,00 162 650,00 13 366 554,00
Montaje Electromecánico (S/.) 5 606 118,00 0,00 104 249,00 0,00 0,00 5 710 367,00
Transporte (S/.) 648 206,00 0,00 0,00 0,00 0,00 648 206,00
Obras Civiles (S/.) 1 039 978,00 1 749 461,00 0,00 0,00 0,00 2 789 439,00
Costo Directo (S/.) 19 224 464,00 1 886 140,00 594 032,00 647 280,00 162 650,00 22 514 566,00
Costo Directo (US$) 5 524 271,26 541 994,25 170 698,85 186 000,00 46 738,51 6 469 702,87
Costo Directo de la Obra
Alternativa Nº2: Conversión a Gas Natural y Diésel 2 de los Grupos de la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Pisco
(Conversión Dual)
DescripciónConversión y
Traslado GT
Terrenos y
EdificacionesS.E.
Suministro de
Combustible
Infraestructura de
ServiciosTotal
Suministro de Materiales (S/.) 14 474 657,00 136 679,00 489 783,00 647 280,00 162 650,00 15 911 049,00
Montaje Electromecánico (S/.) 5 546 290,00 0,00 104 249,00 0,00 0,00 5 650 539,00
Transporte (S/.) 641 288,00 0,00 0,00 0,00 0,00 641 288,00
Obras Civiles (S/.) 1 028 880,00 1 749 461,00 0,00 0,00 0,00 2 778 341,00
Costo Directo (S/.) 21 691 115,00 1 886 140,00 594 032,00 647 280,00 162 650,00 24 981 217,00
Costo Directo (US$) 6 233 079,02 541 994,25 170 698,85 186 000,00 46 738,51 7 178 510,63
Costo Directo de la Obra
Alternativa Nº3: Conversión a Gas Natural de los Grupos de la C.T. Calana (25,6 MW) – Traslado a Pisco
(Conversión solo Gas).
147
Los costos totales y los ingresos anuales, se actualizan al año cero (0)
con una tasa de descuento del 12% obteniéndose el VAN, asimismo se
determina la TIR.
La evaluación se realiza para un escenario hidrotérmico, de acuerdo al
plan de proyectos nuevos que estarían ingresando según la información
obtenida para la elaboración del estudio de prefactibilidad el 2005.
i. Para el escenario Hidrotérmico
Tabla 4.1.5. Indicadores para escenario hidrotérmico.
Fuente: EGESUR. Estudio de Prefactibilidad “Conversión a Gas Natural de los Grupos de la Central Térmica Calana”, Agosto 2005.
La alternativa Nº3 es la seleccionada por mostrar los mejores
indicadores
ii. Para el escenario Térmico
Tabla 4.1.6. Indicadores para escenario térmico.
Escenario Hidrotérmico VAN (12%) S/. TIR
Alternativa 1 -14 351 262,10 6,79%
Alternativa 2 -4 951 136,52 9,71%
Alternativa 3 8 875 832,38 15,72%
Indicadores a Precios Privados
148
Fuente: EGESUR. Estudio de Prefactibilidad “Conversión a Gas Natural de los Grupos de la Central Térmica Calana”, Agosto 2005.
En este escenario ninguna alternativa muestra indicadores
favorables
4.4.5. Resultados de la Evaluación de la Alternativa Seleccionada
En función a los resultados y flujos de costo determinados a precios
privados, donde se determinó el VAN y TIR de la alternativa seleccionada.
Los resultados de la evaluación es la siguiente:
Tabla 4.1.7. Resultado de la evaluación de Alternativa seleccionada.
Fuente: EGESUR. Estudio de Prefactibilidad “Conversión a Gas Natural
de los Grupos de la Central Térmica Calana”, Agosto 2005.
4.5. Conversión a Gas Natural de los Grupos de la C.T. Calana
La Central Térmica de Calana antes de realizar las actividades de
conversión, tuvo que ser retirado de operación comercial ante el COES, en
conformidad al Procedimiento N°20: Ingreso, Modificación y Retiro de
Instalaciones en el SEIN, siendo aceptado por el COES el 2008, el cual fue
aceptado por el COES el 14 de julio de 2010 con oficio COES/D – 447-2010,
donde se aprueba el retiro de operación comercial de las 04 unidades de la
C.T. Calana a partir de las 00:00 hrs del 15 de julio de 2010.
Escenario Térmico VAN (12%) S/. TIR
Alternativa 1 -20 361 486,40 1,01%
Alternativa 2 -10 494 661,67 4,77%
Alternativa 3 -2 297 335,57 10,59%
Indicadores a Precios Privados
Escenario Hidrotérmico VAN (12%) S/. TIR
Alternativa 3 8 875 832,38 15,72%
Indicadores a Precios Privados
149
Paralelamente a los trámites del retiro de operación comercial de la C.T.
Calana, se estuvieron realizando el Concurso Público para poder determinar
la empresa que realizaría todos los trabajos de traslado, conversión y puesta
en servicio de la nueva C.T. Independencia.
Se otorgó la Buena Pro para ejecutar el proyecto “Conversión a Gas Natural
de los 04 Grupos de la Central Térmica Calana”, objeto de la Adjudicación
de menor Cuantía Nº AMC-070-2007- EGESUR – Cuarta Convocatoria, el
cual fue convocado por EGESUR, siendo ganador la empresa WARTSILA
Perú S.A.C., por un monto de US$ 13 727 520,31 incluidos impuesto.
Tabla 4.1.8. Presupuesto de Conversión a Gas Natural de los Grupos
de la Central Térmica Calana.
Fuente: EGESUR. AMC-070-2007- EGESUR – Cuarta Convocatoria, Oferta económica.
4.6. Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento de la C.T.
Independencia
Con el uso como combustible de GN en la C.T. Independencia, su costos
variables no combustibles y de mantenimiento se han visto reducidos
ampliamente, no teniendo mayores problemas con el combustible ya que el
Gas de Camisea el cual es quemado en los grupos térmicos contiene un
aproximado de 90% de metano y 10% de etano.
Tabla 4.1.9. Características del Gas Natural.
Item DescripciónSub Total
(US$)
1 Conversión de Grupos Diesel a GN 9 499 685,00
2 Obras Civiles 2 506 379,00
3 Obras Sanitarias 122 973,00
4 Obras Mecánicas 471 681,00
5 Obras Eléctricas 596 615,00
6 Transporte 530 185,00
13 727 518,00 TOTAL
150
Fuente: Estudio de Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento en la Central Térmica de Independencia – EGESUR 2014
De acuerdo al Procedimiento PR-17 del COES SINAC “Determinación de la
Potencia Efectiva y Rendimiento de las Centrales Termoeléctricas” se deben
realizar pruebas a los grupos térmicos cada 2 años y tomando en cuenta las
consideraciones establecidas en el Procedimiento Nº 17 del COES SINAC y
de acuerdo a la Norma ISO 3046-1, se ha podido determinar los valores de:
Tabla 4.1.10. Potencia Efectiva de las Unidades Wartsila.
Fuente: Estudio de Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento en la Central Térmica de Independencia – EGESUR 2014.
Tabla 4.1.11. Resultados Finales de los Ensayos de Potencia Efectiva y
Rendimiento.
DESCRIPCIÓN UNIDAD VALOR
Poder Calorífico Inferior [MJ/m3] 36 171
Poder Calorífico Superior [MJ/m3] 39 999
Densidad relativa 0.609
Wartsila 01 5714,35
Wartsila 02 5756,28
Wartsila 03 5715,92
Wartsila 04 5741,85
POTENCIA EFECTIVA
(KW)Unidad
151
Fuente: Estudio de Determinación de la Potencia Efectiva y Rendimiento en la Central Térmica de Independencia – EGESUR 2014.
Potencia
Efectiva
Heat Rate o
Consumo
específico de
calor
Consumo de
Combustible
Rendimiento
volumetrico
Consumo
específico de
combustible
Eficiencia
(kW) BTU/kWh (m3/h) (kWh/m3) (m3/kWh) (%)
5,7 5714,35 7923,5 1320,7 4,33 0,2311 43,1
4 3848,39 9224,3 1035,5 3,72 0,2691 38,3
3 2975,30 9250,7 802,8 3,71 0,2698 36,9
2 1982,31 10392,4 600,9 3,30 0,3031 32,8
1,5 1486,53 12190,7 528,6 2,81 0,3556 28,0
5,7 5756,28 8196,6 1376,2 4,18 0,2391 41,6
4 4014,82 8526,8 998,5 4,02 0,2487 40,0
3 3005,24 8744,7 766,5 3,92 0,2551 39,0
2 2002,67 9251,0 540,4 3,71 0,2698 36,9
1,5 1502,87 10724,4 470,1 3,20 0,3128 31,8
5,7 5715,92 8136,3 1356,6 4,21 0,2373 42,0
4 3984,85 8590,6 998,5 3,99 0,2506 39,7
3 2980,90 9132,5 794,1 3,75 0,2664 37,4
2 1988,49 16938,7 982,5 2,02 0,4941 34,9
1,5 1491,98 12396,0 539,5 2,77 0,3616 27,5
5,7 5741,85 7742,4 1296,7 4,43 0,2258 44,1
4 4004,60 8569,2 1001,0 4,00 0,2500 39,8
3 2997,60 9264,0 810,0 3,70 0,2702 36,8
2 1999,82 10662,7 622,0 3,22 0,3110 32,0
1,5 1501,34 12476,9 546,4 2,75 0,3639 27,3
Wartsila 03
Wartsila 01
Wartsila 04
Unidad
Carga
nominal
(MW)
Wartsila 02
152
Vistas de la Planta de la Central Térmica de Independencia.
153
Fuente: EGESUR
Vistas del Mantenimiento de los Grupos de la C.T. Independencia.
154
Fuente: EGESUR
Vistas del Montaje de los Grupos de la C.T. Independencia.
155
Fuente: EGESUR
156
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
CONCLUSIONES
a. Se identificaron 93 unidades de Generación Térmica con 204 MW en total,
26 unidades térmicas con 47 MW en total que operaban como Uso Propio,
que se encontraban inoperativas en el SEIN. Dichas unidades fueron
retirados por sus operadores y declaradas ante el COES. En ambos casos
las unidades se encuentra en Sistema Aislado o conectados al SEIN.
- Como Grupos Térmicos que operaban en el SEIN se encontraron 41
unidades con 192 MW en total y como Grupos Térmicos en Sistema
Aislado se encontraron 52 unidades con 12 MW en Total.
- Como Grupos Térmicos que operaban para Uso Propio, se
encontraron en el SEIN 13 unidades con 33 MW en total y en
Sistema Aislado 13 unidades con 14 MW en total.
- Adicionalmente se encontraron unidades retiradas en el SEIN y
declarados en el COES. El 2011 se retiraron 106 MW, el 2012 86,2
MW y el 2013 262,1 MW.
b. Se pudo determinar que en las unidades térmicas como en los grupos
electrógenos, se pueden realizar trabajos para su conversión de operación
con combustible solamente diésel a operar con combustible principalmente
gas en las modalidades motores a gas (SG) o motores duales (DF). La
selección depende del criterio a utilizar para el uso que se dará al motor, el
suministro del gas y la producción de energía.
c. Al realizar la conversión de los grupos que operaban con combustible fósil,
luego de la conversión, éstos reducen su potencia en un promedio del
10%, con lo cual se podría obtener un potencial térmico en Centrales
Térmicas con 183 MW y Grupos de Uso Propio con 42 MW.
d. Se pudo hacer una comparación con la conversión de los Grupos Térmicos
de EGESUR con la conversión de Grupos que operaban con combustible
Diesel y residual y ahora operen con Gas Natural, donde hubo una
reducción de sus costos variables de 480 soles por MWh a 80 soles por
157
MWh obteniendo un ahorro del 600%, lo cual lo hace más competitivo y
sea programado por el COES y despache más horas.
e. Cabe señalar que se realizó una analogía con el uso del Gas Natural de
Camisea el cual cuenta con 90% de metano y el biogás que puede
contener 50% a 70% de metano, pero luego de un proceso de filtrado
podría obtenerse concentraciones de hasta el 90% de metano.
f. Dadas las estadísticas encontradas de electrificación en el Perú y de
acuerdo a lo indicado el Procedimiento PR-20 del COES, la mejor
alternativa sería que los grupos térmicos convertidos, sean instalados en
zonas alejadas y aisladas donde no sea posible el tendido de redes
eléctricas, logrando mejorar los indicadores de electrificación rural.
RECOMENDACIONES
- La identificación de los Grupos Térmicos a los cuales se podrían
hacer la conversión fueron tomadas de fuentes oficiales MINAM
(2010), COES (2011 al 2013), no se pudo corroborar el estado de
conservación de dichas unidades si se encuentran disponibles para
su conversión, fueron desmanteladas o fueron vendidas por sus
propietarios o si fueron aplicados sus planes de abandono.
- Cuando el propietario de las unidades térmicas decidan realizar la
conversión, se deberá realizar una evaluación técnico económico
para la viabilidad de la conversión. Además se deberá evaluar el
potencial térmico de la biomasa a utilizar la producción del biogás o
biodiesel y poder seleccionar que grupo térmico se podría realizar
una conversión.
- Se propone como alternativa de solución a la electrificación en zonas
aisladas donde no existe electrificación o es muy oneroso el tendido
de líneas de transmisión, se pueda realizar la conversión de motores
térmicos, utilizando como combustible la biomasa que se podría
producir en la zona.
158
- El presente trabajo se centró en el análisis técnico económico solo de
la conversión de un modelo de motor térmico para el uso del gas
natural con 90% de metano como combustible. Para el uso del
combustible del biogás o biocombustible en un motor térmico a
convertir, se deberá analizar de acuerdo a la biomasa que se
seleccione a utilizar dependiendo a la ubicación de la unidad térmica,
el volumen de producción del biocombustible, para determinar la
potencia del grupo(s) térmico(s) que se utilizaría el abastecimiento de
energía eléctrica.
159
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Legislación:
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[ 104 ] Directiva Nº 002-2009-MINAM “Procedimiento para la Evaluación y
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Invernadero (GEI) y Captura de Carbono”.
[ 105 ] Resolución Ministerial Nº 104-2009-MINAM.- Aprueban Directiva
"Procedimiento para la Evaluación y Autorización de Proyectos de
Emisiones de Gases de Efecto Invernadero (GEI) y Captura de
Carbono".
[ 106 ] Resolución Legislativa Nº 27824: Resolución Legislativa que Aprueba el
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Sobre el Cambio Climático (Publicada en el Diario Oficial El Peruano el
10 de setiembre de 2002).
[ 107 ] Ley N° 28832, “Ley para Asegurar el Desarrollo Eficiente de la
Generación Eléctrica”.
[ 108 ] Decreto Ley N° 25844, “Ley de Concesiones Eléctricas”.
[ 109 ] Decreto Legislativo N° 1002, “Decreto Legislativo de Promoción de la
Inversión para la Generación de Electricidad con el Uso de Energías
Renovables”.
[ 110 ] Decreto Supremo N° 012-2011-EM, “Reglamento de la Generación de
Electricidad con Energías Renovables”.
[ 111 ] Procedimiento Técnico del Comité de Operación Económica del SEIN
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SEIN, Aprobado mediante Resolución OSINERGMIN N° 035-2013-
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