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Análisis energético y económico para el cambio de combustible en una central de ciclo combinado usando Thermoflex
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Cristián Valenzuela Correa
1 Análisis energético y económico para el cambio de combustible en una central de ciclo combinado usando Thermoflex Santiago Murillo, Daniel Felipe Sierra, César Nieto, Ana Cecilia Escudero Mayo de 2013 Resumen Este trabajo comprende un análisis energético y económico para el cambio de combustible de una central de ciclo combinado, además del cálculo de la Energía en Firme asociada al Cargo por Confiabilidad (ENFICC). La central de generación de energía fue simulada en un software gráfico perteneciente a la firma Thermoflow, llamado Thermoflex. La implementación de una simulación permite conocer el comportamiento de una central de generación, con un bajo costo económico y sin impactar la operación de esta. El documento escrito explica los impactos generados luego de modificar una central que opera con gas, para que opere con fuel oil número dos o biogás obtenido de rellenos sanitarios en Colobmia. El trabajo dio como resultado los balances energéticos de los tres tipos de configuración de central, además de un análisis económico de la implementación de los diferentes combustibles; teniendo en cuenta pérdidas por disminución en la capacidad neta de la planta, consumo adicional de combustible y precio del combustible. El cálculo de la ENFICC que se incluye en este trabajo es una guia para aquellas centrales que requieran calcular dicho indicador, debido a que sintetizan los parámetros requeridos en la Resolución No. 079 del Comisión de Regulación de Energía y (CREG) y el Acuerdo 311 del Consejo Nacional de Operación (CNO). Ciclo combinado, cargo por confiabilidad, simulación, cambio de combustible, ENFICC. I. INTRODUCCIÓN considera el uso de centrales de respaldo con el fin de evitar déficit energético causado por fenómenos climáticos extremos. Actualmente en el mundo, se presenta una crisis generalizada en cuanto a los recursos no renovables. Dentro de estos recursos, sobresale la crisis de los combustibles fósiles, la cual no solamente está llevando a la escasez de dichos recursos sino que, por el fenómeno de oferta y demanda, se está presentando un comportamiento exponencial en su precio. Es importante aclarar que este fenómeno tomó diferentes caminos en algunas zonas del mundo, como es el caso de Estados Unidos, donde la explotación del gas no convencional shale gas provocó una sobre oferta del mismo, generando un decremento en el precio del gas. Este decremento propició el cambio de carbón a gas de las centrales de generación de energía, impactando el mercado europeo debido a que el exceso de carbón estadounidense reemplazó el uso de gas, el cual era más costoso para las centrales europeas. A esta crisis se le suma la preocupación actual del planeta debido a las emisiones de gases de efecto invernadero. Esto lleva a considerar el cambio de los recursos utilizados en las centrales de generación de energía. La investigación llevada a cabo en este proyecto consiste en una simulación termodinámica mediante Thermoflex. La central térmica estudiada es una planta que funciona en un ciclo combinado a gas, esto con el fin de evaluar energética y económicamente el efecto del cambio de combustible a diésel o biogás. Adicionalmente, se realiza el cálculo de la ENFICC para la planta actual utilizando diésel como combustible de respaldo, con el fin de participar en la subasta energética colombiana del Cargo por Confiabilidad. En Colombia la energía eléctrica está muy sectorizada en las fuentes hídricas del país, lo que la convierte en una industria vulnerable a los fenómenos meteorológicos, teniendo la necesidad de contar con centrales que exploten otras fuentes energéticas como las térmicas y las energías renovables. A esta problemática se le suma el desbalance hídrico-térmico generado hoy en día por la integración de nuevas centrales hídricas de gran capacidad, como Ituango con 2,400 MW y Sogamoso con 840 MW. En respuesta a esto, el sistema
2 II. MARCO TEÓRICO A. Generalidades del ciclo combinado En la actualidad uno de los métodos más utilizados para la generación de energía eléctrica es el ciclo combinado, el cual se compone de un ciclo de vapor que aprovecha la energía desperdiciada de un ciclo de gas mediante una caldera de recuperación de calor (HRSG). En ambos ciclos, los elementos encargados de aprovechar la energía térmica del fluido son las turbinas tanto de vapor como de gas, por esto es importante analizar estos elementos para conocer el desempeño de dicho ciclo (Kiameh, 2003). El desempeño de un ciclo termodinámico para convertir energía térmica en trabajo se define como la eficiencia térmica, la cual es la relación entre el trabajo neto que produce el ciclo y el calor total de entrada. Gracias a los desarrollos tecnológicos en los últimos 50 años, se ha logrado que el desempeño del ciclo combinado pase de un 48 a un 50 (Soares, 2007). En la figura 1 se ilustra un esquema del ciclo combinado. Tabla 1 Poder calorífico de combustibles comúnmente usados en turbinas de gas (Kiameh, 2003) Combustible Poder Calorífico Inferior (KJ/Kg) 39,900 Propano 46,350 Butano 45,790 Etanol 26,790 Metanol 19,250 Fuel Oil n6 41,020 Diesel 44,800 Carbón (gasificado) 29,600 En el proceso de generación de energía se succiona aire atmosférico con un compresor, con el fin de elevar su presión a un valor de trabajo deseado y ser enviado a la cámara de combustión, donde se mezcla con el combistible y se inicia la reacción de oxidación mediante un quemador. Los gases de combustión calientes entran a una turbina que es la encargada de aprovechar la energía en un proceso de expansión y transferir la potencia mecánica a un generador eléctrico. Para aprovechar la energía de estos gases de combustión, cuya temperatura se aproxima a los 500 C (Cengel & Boles, 2006), se utiliza una caldera de recuperación de calor (HRSG), la cual evapora el agua de un ciclo cerrado de vapor que se encarga de propulsar una turbina conectada a un generador eléctrico. Finalmente es necesario un sistema de refrigeración del agua utilizando un condensador y una torre de enfriamiento. B. Centrales de ciclo combinado en Colombia Figura 1 Esquema ciclo combinado (Cengel & Boles, 2006) Dado que el ciclo de vapor depende de los gases de combustión recuperados en la caldera, el elemento que permite modificaciones para obtener mejores eficiencias es la turbina de gas; la eficiencia en la turbina está completamente ligada al tipo de combustible que posea el sistema de combustión. Debido a esto es necesario conocer los diferentes combustibles usados y su respectivo poder calorífico (ver tabla 1) (Kiameh, 2003). Colombia es uno de los países con mayor potencial energético en Sur América. Gracias a la geografía y los recursos que posee, le permite obtener la mayor parte de energía eléctrica mediante centrales hidroeléctricas posicionándolo como el segundo país productor de energía hídrica luego de Brasil. Adicionalemente a la energía hídrica, Colombia cuenta con centrales térmicas, plantas menores y plantas de cogeneración, proporcionando un total de 14 GW de capacidad instalada que suple una demanda anual de 57 GWh. Las centrales colombianas que utilizan el ciclo combinado como método de generación de energía aportan aproximadamente un 12 a la canasta energética. Estas centrales presentan un rango de capacidad entre 160 MW y 790 MW mediante el uso de gas como combustible principal. El promedio de heat rate presentado en las centrales de ciclo combinado implementando gas como combustible principal, es de 7,317 kj/kwh. Cada una de las centrales con sus datos respectivos se muestra en la tabla 2. 2
3 Ene-11 Jul-11 Ene-12 Jul-12 Ene-13 Jul-13 Ene-14 Jul-14 Ene-15 Jul-15 Ene-16 Jul-16 Ene-17 Jul-17 Ene-18 Jul-18 Ene-19 Jul-19 Ene-20 Jul-20 Ene-21 Jul-21 MPCD Tabla 2 Centrales de ciclo combinado en Colombia Nombre T SIERRA1 GENERADOR TERMOFLORE S 1-4 Comb. Comb. Altermo Combusti ble líquido HR (kj/kwh) (MW) 6, ACPM 7, Ubicación La Sierra Antioquia Barranquilla Atlántico carbón; se compone principalmente de metano y es una de las fuentes más importantes de energía no renovable. Colombia es un país que presenta unas reservas probadas por encima de 5,400 GPC, permitiendo una oferta de gas de 1,022 MPCD, de la cual el 60 pertenece a la producción de la Guajira. Los dos sectores que más demandan gas en el país son el sector eléctrico y el sector industrial, con 27 y 30 respectivamente TERMOCENTR O -1 TERMOEMCAL I 1 TERMOVALLE 1 TEBSAB JET A1 7, Fuel Oil #2 Cimitarra, Santander 7, Cali,Valle - 7, , Palmira, Valle Soledad, Atlántico Por el faltante observado en el gráfico de oferta y demanda (figura 3), la proyección del gas en el mercado nacional se puede considerar en crisis en cuanto a disponibilidad y un alza en los precios producto de la misma. Esto nos lleva a buscar otras alternativas de combustible para los ciclos de generación de energía, con el fin de prevenir escasez en cuanto el recurso de generación en las centrales eléctricas. Como se mencionó anteriormente; gracias al gran potencial hidroeléctrico colombiano, no todas estas centrales generaron energía eléctrica en los últimos años. Tebsab generó durante los 2 años y tuvo el desempeño más alto, termo Flores 1 tuvo una tendencia de generación relativamente constante durante todo el tiempo, termo Flores 4 presentó un incremento importante en su generación a finales de 2011, termo Centro al igual que termo Sierra presenta una generación con picos esporádicos durante este mismo periodo de tiempo mientras que termo Cali y termo Valle permanecieron en un estado de stand by. Es importante resaltar que el 2011 fue un año con un alto grado de precipitaciones por la cual la tendencia de generación térmica es menor, lo que es totalmente contrario a la tendencia presentada en el 2012 (ver figura 2) Total Oferta Total Demanda Figura 1 Proyección de oferta total y demanda total, Demanda y disponibilidad de gas en Colombia Noviembre de 2012, UPME. D. Cargo por confiabilidad Figura 2. Generación eléctrica en centrales de ciclo combinado 2013, Neón información inteligente, XM. C. Escenario de gas en Colombia El gas es una mezcla de los gases ligeros que se encuentran en el yacimiento de petróleo o en depósitos de Debido al gran componente hídrico que posee Colombia y su vulnerabilidad climática, a partir del 1 de diciembre de 2006 se aplica un nuevo esquema regulatorio para asegurar la confiabilidad en el suministro de energía eléctrica en Colombia a largo plazo, denominado Cargo por Confiabilidad (si bien inicialmente se denominó Cargo por Capacidad, la esencia del esquema de remuneración fue la misma desde sus inicios). Dicho esquema consiste en la subasta de un compromiso por un periodo establecido; respaldado por activos de generación, entre las empresas generadoras interesadas y en capacidad de producir energía firme durante condiciones críticas de abastecimiento, denominado Obligación de Energía Firme (OEF). Según el acuerdo No. 311 de octubre 30 de 2004 presentado por el Consejo Nacional de Operación (CNO), las empresas interesadas en aplicar al Cargo por Confiabilidad deberán efectuar pruebas de consumo térmico específico y capacidad 3
4 efectiva neta (CEN). Las plantas nuevas que no hayan entrado en operación y que no hayan realizado aún su prueba de recepción, se les aceptará los valores de consumo térmico específico neto y capacidad efectiva neta garantizados por el fabricante. Para el cálculo de la ENFICC; la resolución No. 079 de 2006 de la CREG indica que se toma en cuenta el número de combustibles que posee la central con su respectiva capacidad efectiva neta, las horas de operación de dicho combustible y los días del primer año del período de vigencia de la obligación. A este valor de ENFICC se le adicionan unos factores de corrección que dependen de la disponibilidad de la planta, el suministro de combustibles y de transporte de gas. En la segunda subasta de OEF realizada durante el mes de diciembre de 2011 y enero de 2012, la bolsa reportó una cobertura en la demanda energética de 66,377 GWh/año. En la tabla 3 se muestra la OEF de nueve nuevos proyectos que adicionarán 4,235 MW en la capacidad existente a partir de Tabla 3. Resultados de subasta OEF para nuevos proyectos, 2061f-e363-4e0e-a198-21ae31da57d7&groupId=81085 Compañía Planta Recurso OEF (GWh/año) Empresa de Energía de los Andes Ambeima Hidráulico 75 Gecelca Gecelca 32 Térmico 1,971 Hidreléctrica alto Porce Calors Lleras Restrepo Hidráulico 200 La Cascada San Miguel Hidráulico 123 Termotasajero Tasajero II Térmico 1,332 EPM ITUANGO S.A. E.S.P. PESCADERO ITUANGO Hidráulico 3,434 ISAGEN S.A. E.S.P SOGAMOSO Hidráulico 1,420 PRODUCCIÓN DE 816 PORVENIR II Hidráulico ENERGÍA S.A.S 608 TERMONORTE S.A.S. E.S.P. TERMONORTE Térmico 610 E. Impacto por el cambio de combustible a biogás El uso de biogás proveniente de rellenos sanitarios y de aguas residuales implica una disminución del poder calorífico en un respecto al gas, mientras que el gas obtenido de la gasificación del carbón presenta un 10 (Kiameh, 2003). Esta diferencia en el poder calorífico implica un aumento de 10 veces el flujo másico necesario en la combustión, además de un aumento entre el 15 y el 20 de la temperatura y el flujo de gases de combustión; esto implica un aumento en el consumo por bombeo y condensado al interior de la HRSG (Chacartegui, Sánchez, Muñoz de Escalona, Muñoz, & Sánchez, and Steam Combined Cycles for Low Calorific Syngas Fuels Utilisation, 2012). Los impactos relevantes en la turbina de gas, por el cambio de combustible, son un pequeño aumento de flujo másico en la salida de la turbina, la relación de compresión, la eficiencia y la potencia generada (Chacartegui, Sánchez, Muñoz de Escalona, Monje, & sánchez, On the Effects of Running Existing Combined Cycle Power Plants on syngas Fuel, 2012), aunque la disminución en la eficiencia es mayor cuando la planta no se encuentra a su total capacidad, debido a un flujo de masa mayor en la turbina de gas. Adicionalmente, el valor de potencia generada en el ciclo de vapor no se alcanza debido a las limitaciones impuestas por el condensador y el generador eléctrico. (Chacartegui, Sánchez, Muñoz de Escalona, Muñoz, & Sánchez, and Steam Combined Cycles for Low Calorific Syngas Fuels Utilisation, 2012). Sin restricciones de operación en el compresor y la turbina, utilizar biogás aumenta la potencia en la salida de la turbina de gas, debido al incremento del flujo másico en esta. A pesar de que la eficiencia y la potencia dentro de la turbina de gas aumentan, la eficiencia neta del ciclo disminuye (Kang, Kim, Kwang, & Park, 2012). Para combustibles gaseosos es necesario tener en cuenta que las boquillas utilizadas en quemadores deben ser especiales, ya que las utilizadas comúnmente en quemadores de combustibles líquidos atomizan el fluido, generando esfuerzos térmicos y fundición de metales en los componentes. Para aumentar la presión del combustible a la entrada de la cámara de combustión, es necesario implementar compresores (Kiameh, 2003). Para rediseñar o adaptar una planta existente al uso de biogás, es necesario adicionar una bomba de alimentación de agua, un enfriador y celdas en el condensador, además de reformar la sección de entrada y salida de la turbina de gas (Chacartegui, Sánchez, Muñoz de Escalona, Monje, & sánchez, On the Effects of Running Existing Combined Cycle Power Plants on syngas Fuel, 2012). El proceso de adaptación de la turbina de gas es considerado la parte más sencilla del rediseño de la planta; en algunos casos es posible dejar el compresor actual, y sólo es necesario redimensionar el sistema de combustible y lubricación, la cámara de combustión y el generador. Dentro de la cámara de combustión es necesario asegurar la estabilidad de la llama y evitar explosiones, debido a las propiedades del nuevo combustible utilizado. (Chacartegui, Sánchez, Muñoz de Escalona, Muñoz, & Sánchez, and Steam Combined Cycles for Low Calorific Syngas Fuels Utilisation, 2012). F. Impacto por el cambio de combustible a diésel Según estudios de sustitución de combustible en motores se demostró que la implementación de gas en un mismo motor, muestra un incremento del desempeño del mismo entre un sobre el diésel (Poompipatpong & Cheenkachorn, 2011). Uno de los parámetros que afecta la eficiencia y la potencia neta de un ciclo de gas es la temperatura de entrada del aire. Al comparar los resultados, 4
5 variando este parámetro, entre una turbina de gas que funciona con gas y otra con diésel, se encuentra que la planta presenta un aumento entre 4-5 en la eficiencia y la potencia (Basha, Shaahid, & Al-Hadhrami, 2012). Los combustibles líquidos proporcionan una combustión muy limpia, pero es necesario tener en cuenta la lubricación de la bomba, ya que estos combustibles presentan baja lubricidad. En algunos combustibles líquidos, como diésel y el fuel oil es necesario implementar un sistema de precalentado, que aproveche el vapor obtenido en la caldera para que sea posible su bombeo y evitar bloqueos en los filtros; además es indispensable realizar un tratamiento previo a su uso, debido a los materiales metálicos en suspensión (Kiameh, 2003). Este proceso de tratamiento consiste en un sistema de lavado por centrifugación del combustible en presencia de agua desmineralizada. II. PARÁMETROS DE SIMULACIÓN La planta de generación estudiada es una central de ciclo combinado compuesta por dos ciclos de gas y un ciclo de vapor, en una configuración de dos turbinas de gas, dos calderas de recuperación y una turbina de vapor con tres niveles de presión de vapor (2GTx2HRSGx3ST). La capacidad neta de la planta es de aproximadamente 450 MW. Su ubicación geográfica es a nivel del mar, con una presión atmosférica de bar, 27.5 C y 80 de humedad relativa. El esquema del ciclo se muestra en la figura 4. llevó las suposiciones al mínimo para brindar certeza a los resultados que produce el modelo. Todas las suposiciones realizadas dentro de la simulación estuvieron relacionadas con parámetros de diseño dentro de los equipos. Las más relevantes fueron: En todos los intercambiadores de calor utilizados para simular las calderas HRSG se dejó el valor por defecto del pinch; este valor es entendido como un dato de referencia inicial para realizar un proceso iterativo al interior del software, con el fin de lograr alcanzar los diferentes flujos másicos definidos como parámetros independientes dentro de la simulación. La pérdida de calor interna dentro de los evaporadores fue supuesta por defecto como la dada por el programa. Las especificaciones mecánicas en todas las turbinas de gas fueron supuestas a partir de los parámetros impuestos por el software, el cual usa una base de datos, que incluye equipos con su referencia según el fabricante. Los desaireadores fueron simulados mediante la fuente de calor, es decir que la presión de este es igual a la de la fuente de calor conectada en el nodo después de cualquier pérdida en la tubería entre el desaireador y la fuente; el valor de la cabeza de agua adicional en la entrada y en la salida se dejó por defecto. Las eficiencias de todos los equipos donde era necesario suministrar el valor fueron supuestas con el valor sugerido por el software. El poder calorífico del gas fue calculado por el software a partir de la composición del gas proveniente de los pozos de la Guajira. A. El combustible utilizado en la central de generación es gas obtenido de las cuencas de la Guajira. Los componentes y el poder calorífico se especifican en la tabla 4 Tabla 4. Componentes y propiedades del gas de la Guajira, gas/clientes/composici_oacute_n+gas/composici_oacute_n+gas+ Guajira/ Figura 4. Esquema de la central de ciclo combinado Para la simulación de la central de generación de energía eléctrica en Thermoflex, se fijaron como parámetros las propiedades termodinámicas de temperatura, presión y flujo másico a la salida y la entrada de todos los equipos; lo que Componente Fórmula Composición en porcentaje molar Metano CH Nitrógeno N Dióxido de carbono CO Etano C2H Prop ano C3H n-butano C4H n-pentano C5H n-hexano C6H
6 Poder calorífico inferior [kj/kg] 48,520 [kj/scm] 32,419 En cuanto a los aspectos económcos de los combustibles utilizados para la simulación, la evolución de precios en boca de pozo gas Guajira se presenta en la figura 5, para un precio final de 6 US$/MBTU para el segundo semestre de2012. energía adicionales asociados a estos subprocesos previos a la generación. Esto con el fin de enfocar el análisis en el proceso de generación de energía eléctrica de la central de ciclo combinado. En este trabajo no se pretende conocer con exactitud las implicaciones que tendría sobre las turbinas de gas el cambio hacia el uso de biogás; por tanto, se asume que la flexibilidad en el uso de combustibles de las turbinas utilizadas en la central de ciclo combinado, según las especificaciones técnicas del fabricante, permite que no fuera necesario ninguna modificación en la configuración del modelo. C. Diésel El diésel utilizado en la simulación fue el fuel oil número dos, las propiedades de este combustible fueron definidas por el software, el cual presenta un poder calorífico inferior de 42,557kJ/kg. Figura 5. Evolución de precios en boca de pozo gas Guajira, Ecopetrol. B. Biogás El precio del diésel en Colombia, presenta una tendencia a aumentar su valor (ver figura 6), al igual que todos los combustibles derivados del petróleo. Este fenómeno es debido a la crisis de disponibilidad que este presenta actualmente. El precio actual del ACPM en el mercado nacional según la UPME, es de 30 US$/MBTU. En vista de que Colombia no presenta un mercado de biogás estable y regulado, los porcentajes de composición del combustible fueron tomados dentro de rangos proporcionados por estudios nacionales previos de biogás obtenido a partir de rellenos sanitarios. Los componentes y el poder calorífico del combustible se especifican en la tabla 5. Tabla 4. Componentes y propiedades del biogás, (Camargo & Vélez, 2009; Serrano, 2006) Componente Fórmul a Composición en porcentaje molar Metano CH Nitrógeno N Dióxido de carbono Monóxido de carbono CO CO 0.02 Hidrogeno H Oxigeno O Amoniaco NH Argón Ar 1.00 Poder calorífico inferior [kj/kg] 15,549 [kj/scm] 17,619 Además de las suposiciones realizadas para la simulación de la central de ciclo combinado con gas ; una suposición adicional para la implementación del biogás fue la omisión del proceso de producción del combustible, que incluía los biodigestores, desgasificadores, etc.; y los consumos de Figura 6. Evolución de precios de diésel en Colombia, Proyecciones de precios de gas y combustibles líquidos para generación eléctrica Febrero de 2012, UPME. Debido al cambio de combustible, en el modelo termodinámico fue necesario agregar tres nuevas bombas encargadas de alimentar las turbinas de gas y el quemador de la HRSG de la turbina SGT6-3000E. Como se mencionó anteriormente, gracias a la flexibilidad en el uso de combustibles en las turbinas, según especificaciones técnicas del fabricante, no fue necesario modificar las referencias de dichos equipos. Además se implementó inyección de agua en la cámara de combustión de la turbina SGT6-5000F para reducir la formación de óxidos de nitrógeno (NOx); lo que en ocasiones permite aumentar la potencia 6
7 generada, gracias al aumento del flujo másico evitando aumentar la potencia consumida en el compresor. A. III. RESULTADOS Tabla 5. Resumen de resultados simulación central actual gas Generación SGT6-3000E [kw] 112,134 SGT6-5000F [kw] 158,040 ST-1 [kw] 36,213 ST-2 [kw] 60,899 ST-3 [kw] 88,464 Potencia Total [kw] 450,555 Potencia Neta [kw] 439,836 Consumo AUX [kw] 10,719 Flujo combustible [kg/s] 18 Flujo vapor [kg/s] 138 Flujo combustible en [kg/s] 1 quemador Indicadores Net Heat Rate [kj/kwh] 7,483 Eficiencia Neta [] 53.4 Costo Combustible [COP/kWh] 69.6 Tabla 6. Consumo de energía de equipos auxiliares. Caso Torre de enfriamiento[81] [KW] 2,244 Bomba[62]* [KW] 1,094 Condensador[78] [KW] 1,333 Quemador[10] [KW] 55 Bomba[30]** [KW] 1,131 *Bomba ubicada antes del economizador paralelo de la caldera HRSG de la turbina STG6-3000F. **Bomba ubicada antes del economizador paralelo de la caldera HRSG de la turbina STG6-5000F. B. Biogás Tabla 7. Resumen de resultados simulación de la central con biogás Generación Biogás SGT6-3000E [kw] 112, ,070 4 SGT6-5000F [kw] 158, ,912 5 ST-1 [kw] 36,213 31, ST-2 [kw] 60,899 53, ST-3 [kw] 88,464 79, Potencia Total [kw] 450, ,015-1 Potencia Neta [kw] 439, ,006-1 Biogás Consumo AUX [kw] 10,719 10,009-7 Flujo combustible [kg/s] Flujo vapor [kg/s] Flujo combustible en quemador Indicadores [kg/s] Biogás Net Heat Rate [kj/kwh] 7,483 7,500 0 Eficiencia Neta [] La implementación de biogás implica un aumento en la generación de las turbinas de gas, pero un decremento considerable en la generación de las turbinas de vapor; lo que lleva a una disminución 1.4 en la producción neta de la planta. Debido al bajo poder calorífico presentado por el biogás, se observa un aumento exagerado en el consumo del combustible; aproximadamente el doble del valor implementado por el ciclo con gas. La implementación de biogás presenta un pequeño aumento en la net heat rate, lo que implica que es necesario más combustible para generar un kwh, disminuyendo la eficiencia neta del ciclo. Tabla 8. Consumo de energía y comparación de equipos con biogás Torre de enfriamiento Biogás [KW] 2,244 2, Bomba* [KW] 1,094 1,094 0 Condensador [KW] 1,333 1, Quemador [KW] Bomba** [KW] 1, *Bomba ubicada antes del economizador paralelo de la caldera HRSG de la turbina STG6-3000F. **Bomba ubicada antes del economizador paralelo de la caldera HRSG de la turbina STG6-5000F. En el consumo de los auxiliares se presentó un decremento considerable del 7, pero es importante resaltar que la eficiencia total del ciclo disminuye ligeramente. Esto representa que si en el caso hipotético de que el ciclo con implementación de biogás generara la capacidad neta de la planta actual, seguiría presentando un consumo menor en los auxiliares. C. Diésel 7
8 Tabla 9. Resumen de resultados simulación de la central con diésel Generación Diésel SGT6-3000E [kw] 112, ,561-3,29 SGT6-5000F [kw] 158, ,100 0,67 ST-1 [kw] 36,213 36,213 0,00 ST-2 [kw] 60,899 60,212-1,14 ST-3 [kw] 88,464 86,905-1,79 Potencia Total [kw] 450, ,834-1,06 Potencia Neta [kw] 439, ,157-1,08 Diésel Diésel Consumo AUX [kw] 10,719 10,676-0,40 Flujo combustible [kj/s] ,01 Flujo vapor [kj/s] ,84 Flujo combustible en quemador Indicadores [kj/s] 1 1 0,00 Diésel Diésel Net Heat Rate [kj/kwh] 7,483 7,296-2,56 Eficiencia Neta [] ,56 La implementación de diésel como combustible de la central de ciclo combinado implica una disminución en la generación de cada turbina, en consecuencia de esto la capacidad neta de la planta disminuye en aproximadamente 1, lo que equivale a 4.7 MW; a pesar de que la implementación de inyección de agua en la turbina STG6-5000F genera un pequeño aumento en la generación de esta. Lo anterior representa un decremento en la cantidad de energía producida y disponible para su distribución, afectando directamente los ingresos netos de la planta en el caso de una generación plena, así también como los costos de combustible. Teniendo en cuenta un precio actual promedio de la energía eléctrica en la bolsa de 200 COP/kWh y 5,712 horas de operación al año, la planta tendría un menor ingreso, de alrededor de 5,300 millones de pesos al año. Debido a que el combustible utilizado presenta un menor poder calorífico, se observa un aumento de aproximadamente un 10 en el consumo de combustible. La implementación de diésel presenta un pequeño decremento en la net heat rate, lo que implica que es necesario menos combustible para generar un kwh. Tabla 10. Consumo de energía y comparación de equipos con biogás Torre de enfriamiento Diésel [KW] 2,244 2,205-2 Bomba* [KW] 1,094 1,094 0 Condensador [KW] 1,333 1, Quemador [KW] Bomba** [KW] 1,131 1,131 0 *Bomba ubicada antes del economizador paralelo de la caldera HRSG de la turbina STG6-3000F. **Bomba ubicada antes del economizador paralelo de la caldera HRSG de la turbina STG6-5000F. El consumo de los auxiliares es un factor de relevancia en el análisis del cambio de combustible, ya que es una pérdida significativa pero necesaria dentro del ciclo, equivalente a 10 MW. Para la implementación del diésel, se observa una pequeña disminución en el consumo de los auxiliares, lo cual es directamente proporcional a la potencia generada; pero es de gran importancia resaltar que la eficiencia del ciclo disminuye en un 1.5, lo que refleja mayores pérdidas dentro de la configuración y operación de este. IV. CÁLCULO DE LA ENFICC La implementación del Cargo por Confiabilidad se realiza bajo los parámetros de una planta nueva que no ha entrado en operación comercial. Para el cálculo de la ENFICC no es necesario realizar prueba de recepción, y se toman los valores de CEN y consumo térmico específico, equilantes a la eficiencia eléctrica neta y la net heat rate respecticvamente, obtenidos en la simulación. Los parámetros principales a tener en cuenta para el cálculo de la ENFICC (ecuación 1) de una planta o unidad térmica con un combustible líquido son la CEN, las horas (h) y días (d_año) de operación durante el primer año del periodo de vigencia de la oblicación y un factor (β) que corresponde al menor valor entre los siguientes índices: (1) Índice de disponibilidad de planta (1- IHF), donde IHF es el índice de indisponibilidad histórica de salidas forzadas. Para una planta nueva que no haya entrado en operación comercial, el factor IHF toma el valor de la primera columna de la tabla del numeral del anexo 3 de la Resolución 079 de 2006 de la CREG. Índice de disponibilidad de transporte de combustible para operación continua (IDT). Para una planta que funcione con un combustible diferente al gas, el IDT será igual a 1, según el numeral del anexo 3 de la resolución 079 de 2006 de la CREG. Índice de disponibilidad de suministro de combustibles (IDS). Este índice es la relación de la cantidad de energía del combustible durante el primer año de vigencia de la oblicación (CS) más la cantidad de energía almacenada del combustible al inicio del primer año de la oblicación (CA) entre la heat rate por la CEN y las horas de operación del combustible durante el primer año, como se ve en la ecuación 2, (numeral del anexo 3 de la resolución 079 de 2006 de la CREG). 8
9 Teniendo en cuenta todos los requerimientos de la CREG y el CNO, la planta estudiada estaría en la capacidad de comprometerse con una OEF de 8,355 MWh/día. Los parámetros implementados para dicho cálculo se muestran en la tabla 11. Tabla 11. Parámetros para el cálculo de la ENFICC con diesel como combustible de respaldo CEN [MW] β 0.8 h [horas] 5712 daño [días] 238 CS [MBTU] 16'123,397 CM [MBTU] 17'228,307 CA [MBTU] 203,236 IDS 0.9 IDT 1 1-IHF 0.8 heat rate [MBTU/MWh ] 6,9 Para determinar la cantidad de energía almacenada al inicio del año de la obligación (CA) se tomó en cuenta la energía necesaria para que la planta opere a plena carga durante 3 días seguidos. V. CONCLUSIONES Después de analizar los resultados obtenidos en la simulación, la implementación de diésel como combustible principal de generación en una central de ciclo combinado representa un aumento considerable en los costos, los cuales están comprendidos en un aumento en el flujo de combustible y la modificación de la configuración del ciclo. El aumento en el flujo de combustible implica un sobrecosto, no sólo por su aumento en cantidad, sino debido a que este combustible presenta un mayor precio por unidad de energía en comparación al gas ; lo que lleva a un aumento en el costo de generación de energía eléctrica. Las modificaciones necesarias para el funcionamiento de la central con diésel implican la adquisición de equipos nuevos adicionales, tales como bombas, y sistemas de lavado, entre otros. La consecuencia energética de implementar el diésel como combustible de generación, es una disminución en la capacidad de producción neta de la planta, debido a un decremento en la generación de cada turbina; lo que afecta directamente los ingresos económicos de la central de ciclo combinado. Estas pérdidas energéticas y económicas posicionan al diésel, dentro del mercado de generación de energía eléctrica, como un combustible de respaldo utilizado en ocasiones donde el combustible principal no presente buena (2) disponibilidad; o tan solo para garantizar las OEF en temporadas de estiaje, mientras que la generación diaria se realiza aún con gas. Adicionalmente, es importante resaltar que el diésel es un mayor productor de gases de efecto invernadero que aporta a la contaminación del planeta. La implementación de biogás en una central de ciclo combinado como combustible principal de generación, representa un menor costo en comparación con el diésel, debido a que no es necesario cambios considerables en la configuración del ciclo de generación. No obstante, los equipos previos que requiere la instalación de un abastecimiento de biogas en una planta de generación, son importantes tanto en complejidad como en inversión. Sin embargo, una implementación como esta, a pesar de que es mayor la cantidad necesaria para generar, es un recurso que proviene de desechos que no son aprovechados. La capacidad de generación de la planta también se disminuye al igual que con la implementación de diésel. Es importante considerar que la generación de energía en las turbinas de gas aumenta con respecto al gas, lo cual es una ventaja en la implementación de biogás en ciclos de potencia de gas. A pesar de que el biogás sea una alternativa viable para su implementación en el mercado de generación de energía, se debe tener en cuenta que este recurso no está estandarizado ni regulado, lo cual hace muy difícil su adquisición en altas cantidades para la generación. Esto deja a la implementación del biogás como un recurso en investigación para su uso como combustible principal o en microgeneración del sector agrícola que disponga de biomasa en sus desechos. Una manera viable para el uso del biogás en la generación de energía eléctrica es utilizarlo, en conjunto con el gas, como combustible precalentador; aumentando la eficiencia del ciclo. VI. REFERENCIAS Basha, M., Shaahid, S., & Al-Hadhrami, L. (2012). Impact of Fuels on Performance and Efficiency of Turbine Power Plants. Bangkok: Energy Procedia 14, Cengel, Y. A., & Boles, M. A. (2006). Thermodynamics: An Engineering Approach (5th ed.). Boston: McGraw Hill. Chacartegui, R., Sánchez, D., Muñoz de Escalona, J., Monje, B., & sánchez, T. (2012). On the Effects of Running Existing Combined Cycle Power Plants on syngas Fuel. Seville : Fuel Processing Technology 103, Chacartegui, R., Sánchez, D., Muñoz de Escalona, J., Muñoz, A., & Sánchez, T. (2012). and Steam Combined Cycles for Low Calorific Syngas Fuels Utilisation. Seville: Applied Energy. 9
10 Kang, D. W., Kim, T. S., Kwang, B. H., & Park, J. K. (2012). The Effect of Firing Biogas on the Performance and Operationg Characteristics of Simple and Recuperative Cycle Trurbine Combined Heat and Power Systems. Incheon: Applaied Energy 93, Kiameh, P. (2003). Power Generation Handbook: Selection, Aplication and Maintenance. New York: McGraw- Hill. Soares, C. (2007). Turbines: A Handbook of Air, Land and Sea Applications. London: Butterworth- Heinemann. Acuerdo No. 311, octubre 30 de 2004, Consejo Nacional de Operación CNO. Resolución No. 07, octubre 25 de 2006, Comisión de Regulación de Energía y CREG. 10

References: Resolución 
e contrario
 resolución 
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