1. INTRODUCCIÓN
En la actualidad el déficit de agua así como la urgencia del empleo de fuentes de energía alternativas han generado innumerables esfuerzos para saltear las deficiencias asociadas al empleo de las tecnologías conocidas y disponibles para tal fin. El empleo de la biomasa como fuente energética para la generación de potencia eléctrica ha sido una de las alternativas de mayor aceptación en regiones con potencial agrícola y forestal (Bilgili y col., 2016) y (Lam y Law, 2016).
Como parte de la estrategia trazada por el estado cubano en función de la sostenibilidad energética e hidrológica, en el quinquenio 2017-2022 serán ejecutados en el país un grupo apreciable de inversiones para la puesta en servicio de tecnologías destinadas a la generación de potencia eléctrica a partir de fuentes renovables de energía. Entre estas destacan un total de 25 Centrales Termoeléctricas de Biomasa (CTE) que serán asociadas a igual cantidad de Centrales Azucareros (CAI) actualmente en funcionamiento, convirtiéndose estos últimos en fuente de abasto de la biomasa combustible (bagazo y residuos agrícolas cañeros), siendo empleadas potencias bases de 20 y 50 MW, ECIAZ (2017).
Sin embargo la ubicación actual de los CAI es un elemento agravante para la puesta en marcha de las CTE, puesto que no se disponen de fuentes de agua cercanas que sean capaces de cubrir los caudales requeridos por los sistemas de condensación, (aproximadamente 160 m3/h). Cuba no está exenta de la crisis global de agua, y en el pasado período de sequía fueron declaradas varias zonas del país (37 específicamente) que presentaron un estado crítico de sus cuencas hidrográficas INRH (2017).
Según IDEA (2016), al cierre del 2016 el 32% de los retiros de agua con fines industriales fueron destinados a sistemas de condensación húmedos. En aras de reducir el consumo de agua en plantas de potencia, en la actualidad gana terreno el empleo de la denominada condensación seca, pues como su nombre lo indica prescinde del consumo de agua para su funcionamiento, logrando tasas de ahorro cercanas al 98 % con respecto a condensadores húmedos, Heyns (2012), O´Donovan (2017).
Los sistemas de enfriamiento seco tienen el potencial de casi eliminar el uso del agua en la CTE. Entre los condensadores secos uno de los más difundidos son los denominados aerocondensadores (ACC por sus siglas en inglés), siendo ya conocidos y empleados en centrales termoeléctricas (CTE) situadas en países como Estados Unidos, Turquía, China, Malasia, India, Sudáfrica, Alemania y España, aunque aún no se haya ampliamente difundido, ya que apenas cubre el 1 % de las CTE actuales de acuerdo a lo reportado en IDEA (2016), Camaraza (2017) y (Camaraza y col., 2018).
Sin embargo, los ACC han logrado una penetración limitada en las plantas de potencia, debido a las considerables compensaciones en términos de costo y desempeño, pues requieren una inversión de capital sustancialmente mayor que los condensadores húmedos porque incorporan intercambiadores de calor más grandes, con enormes áreas de aletas y requieren estructuras de soporte adicionales (Chen y col., 2016), (Fahmy y Nabih, 2016) y (Mishra y Arya, 2015)
En general, los costos de instalación y operación de los sistemas ACC son actualmente de 2,5 a 5 veces superiores a su equivalente húmedo, mientras que los costos típicos de producción de energía nivelada para plantas con ACC oscilan entre los 40 a 80 $/MWh, siendo aproximadamente un 15 % superior a los costos obtenidos con el empleo de una tecnología de enfriamiento húmedo, de acuerdo a (Guang y col., 2017) y (Kumar y col., 2015).
En la literatura existente y disponible no son reportadas experiencias similares en zonas con semejanzas operativas y climatológicas a las nacionales, por lo que el emitir un juicio sobre la factibilidad del posible empleo de ACC, requeriría de un estudio de caso en el cual fuesen consideradas simultáneamente varias tecnologías de condensación, para de esta forma poder establecer cotas de costo de inversión inicial y de ciclo de vida. Estos elementos generaron la presente investigación, en la cual los autores persiguen como objetivo central demostrar la factibilidad del empleo de sistemas ACC en los proyectos de CTE de biomasa previstos en el país.
2. MATERIALES Y MÉTODOS
2.1 Consideraciones iniciales para la evaluación de las CTE de biomasa previstas.
De acuerdo a la Empresa Contratista de Inversiones Azucareras, ECIAZ (2017) el proyecto de las CTE de biomasa a ejecutar en el país consta de un total de 25 CTE, las cuales son detalladas en la tabla 1. El período de operaciones previsto asciende a 240 días/año. Para los primeros 150 días se emplea el bagazo generado por el proceso fabril del CAI, mientras que los restantes 90 días se prevén la alimentación de la CTE con residuos agrícolas cañeros (RAC) y elementos de biomasa forestal. La mayor parte del intervalo de operaciones se sitúa en el periodo de sequia, (Noviembre-Marzo) razón por la cual las variables hidrológicas empleadas son referidas a estas condiciones adversas INRH (2017).
La posibilidad de trabajo simultáneo de la CTE de biomasa con el central azucarero asociado a ella, o la parada del último, así como la temperatura ambiental circundante, generan cuatro variantes básicas de trabajo, las cuales son:
Variante 1 - CTE funcionando y CAI fuera de servicio, día típico estaciones cálidas.
Variante 2 - CTE y CAI funcionando, día típico estaciones cálidas.
Variante 3 - CTE funcionando y CAI fuera de servicio, día típico estaciones frías.
Variante 4 - CTE y CAI funcionando, día típico estaciones frías.
La simulación de estas cuatro variantes de estado operativo para cada potencia individual preestablecida de las CTE previstas (20-50 MW), se realiza mediante la simulación del ciclo en el gestionador iterativo TkSolver.
Tabla 1.
Breve descripción del proyecto inversionista CTE de biomasa previstas DNC (2017)
(1) Potencia generación de la CTE prevista, en MW
(2) Energía generada con el empleo de biomasa en la provincia (año 2017), en GWh
(3) Energía total generada en la provincia (año 2017) , en GWh
(4) Consumo total de energía de la provincia (año 2017) , en GWh
Según reportes oficiales del INRH, INRH (2017) en el período de sequía en el país las fuentes de agua se clasifican de acuerdo a sus cotas con respecto al nivel del mar, teniéndose tres zonas fundamentales las cuales son:
Zona de explotación acuífera normal.
Zona de explotación acuífera desfavorable.
Zona de explotación acuífera crítica.
En la primera es posible el uso del agua de forma racional. En la segunda el uso de agua es posible solo si cumple con valores de gasto establecidos por las regulaciones vigentes, mientras que en la última zona es prohibitiva la extracción continua de agua. Este criterio del INRH permite agrupar convenientemente las CTE previstas en tres grupos, atendiendo a la disponibilidad de agua. Esta clasificación es:
Grupo I- Abundante disponibilidad de agua para condensación
Grupo II- Aceptable disponibilidad de agua
Grupo III- Escasa disponibilidad de agua
En la Tabla 2 se proporciona la descripción hidrológica de las CTE previstas. Al examinar la misma se aprecia que de las 25 CTE previstas una se ubica en una cuenca hidrográfica con agua suficiente para condensación, siete CTE en cuencas con disponibilidad aceptable de agua para condensación y un total de 17 CTE en cuencas con un volumen de agua insuficiente para condensación.
2.2 Criterio comparativo de matriz de selección para la inversión inicial.
Un método que permite establecer una comparación inicial de costos y condiciones operativas entre varias tecnologías de condensación es el conocido criterio matriz de selección para la inversión inicial, desarrollado por Kröger-Owen, Kröger (2012), el cual es aceptado y parcialmente empleado por HOLTEC, GEA Power, SPX y otras firmas especializadas en la selección primaria de tecnologías de condensación , O’Donovan (2017). Este método examina un total de 10 aspectos a través de una expresión desarrollada para cada caso la cual genera un valor puntuable. La sumatoria de estos valores proporciona el valor de matriz de selección de la opción estudiada. La opción que acumule la mayor puntuación será que mejor se adapte al caso estudiado. (O’Donovan y Grimes, 2014) y Kröger (2012).
Los elementos evaluados y su puntuación correspondiente son:
Caudal de agua de enfriamiento requerido (p1) . . . . . . . . . . . . . 15 puntos
Distancia a la fuente de abasto de agua (p2) . . . . . . . . . . . . . . . . 15 puntos
Requerimiento de espacio (p3) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .. 10 puntos
Período de vida útil de la tecnología (p4). . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 puntos
Potencia neta entregada (p5) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 puntos
Flexibilidad de la operación (p6) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5 puntos
Costo de la inversión (p7) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15 puntos
Facilidades y costos del mantenimiento (p8) . . . . . . . . . . . . . . . 5 puntos
Flexibilidad de operación y respuesta a condiciones extremas (p9) 5 puntos
Nivel de impacto sobre el medio ambiente (p10) . . . . . . . . . . . . 10 puntos
Después de efectuada la evaluación, las puntuaciones obtenidas indican cuál de las tecnologías evaluadas es la más idónea para la operación requerida. Generalmente se seleccionan las dos variantes con mayor índice de puntuación y se efectúa un estudio de caso comparativo entre ambas, para en caso de existir algún tipo de restricción económica o ambiental, entonces hacer uso de la que presente mejores índices de costos de oportunidad Mortensen (2013) y (Román, 2017).
Tabla 2.
Descripción hidrológica del proyecto inversionista por CTE según INRH (2017)
(1) Costo medio de mitigación requerido por uso del agua, en USD/m3ONEI (2017)
(2) Clasificación de la CTE según la disponibilidad de agua
(3) Nivel dinámico superficial con respecto al nivel del mar (Marzo 2017), en %
(4) Disminución de precipitaciones respecto a la media histórica (Marzo/2017), en %
La puntuación correspondiente a cada elemento es determinado de forma separada mediante la ayuda de relaciones lineales, tal como se muestra a continuación:
Siendo:
m agua es el caudal de agua de enfriamiento requerido, en (m 3 /h); L es la distancia a la fuente de abasto a la instalación, en m; A es el área ocupada por el sistema de condensación, en m 2 , A VU es el período de vida útil del equipo dado por el fabricante, en años; P util es el cociente de la potencia útil y la potencia real del sistema; P Back es la presión de salida del vapor de la turbina, en kPa; M USD es el costo unitario por cada MW de potencia instalada, en MUSD; M cost es el valor del % del costo total asumido para costo de mantenimiento; V SC es el caudal de vapor sobre calentado suministrado a turbina, en kg/s; V E es el caudal de vapor tomado en extracciones intermedias en turbina, en kg/s; T TBS es la temperatura de bulbo seco ambiente, en 0C; T CO2 es la masa de CO2 emitido por la CTE, en Gg/día
La matriz de selección es aplicada para cuatro tecnologías de condensación, dos húmedos y dos secos, en cada una de las cuatro variantes operativas planteadas con anterioridad. Las tecnologías consideradas son:
Tecnologías de condensación húmedas:
Tecnologías de condensación secas:
En la tabla 3 son resumidas las puntuaciones finales del método para cada variante y tecnología empleada. En la misma se puede comprobar que de las tecnologías secas evaluadas, en todos los casos el ACC es el que posee el mayor índice de matriz de selección, lo que deviene en una sólida confirmación de la hipótesis planteada al inicio de la presente investigación.
2.3. Movimiento de fondos.
2.3.1. Elementos preliminares al movimiento de fondo
El movimiento de fondos de una inversión consiste en determinar en cada uno de los períodos en que se dividió el horizonte, cuántos cobros y cuántos pagos se realizan. El análisis se efectúa haciendo un balance de entradas y salidas. Sin un movimiento de fondo no es posible evaluar una inversión por lo que es necesario realizar un estudio de mercado previo, que permita incluir todas las posibilidades de ofertas. Sin embargo en el presente trabajo se utiliza un solo proveedor, ya que debido a las restricciones impuestas al estado cubano por el bloqueo económico-comercial, de un total de 4 proveedores consultados solamente se recibe respuesta de HOLTEC INTERNATIONAL Holtec (2017). El presente trabajo cumple con lo establecido en la resolución inversionista vigente en el país (Decreto No. 327-2015).
Los movimientos de fondos son realizados de forma individual para las CTE de 20 y 50 MW, empleando para ello la metodología simplificada de Kaplan, la cual según Kaplan (2011), Sabol (2016) y DOE (2017) permite establecer las cotas aproximadas de costos de operación en función del valor de uso actualizado del equipamiento examinado. Esta metodología goza de gran aceptación entre los especialistas del ramo en Norteamérica de acuerdo a los reportes de (Zweifeld y col., 2017). Los intervalos recomendados por Kaplan son mostrados en la tabla 4.
Tabla 3.
Resumen de las puntuaciones obtenidas con la aplicación del método de matriz de selección
Tabla 4.
Costos de operación según el método de Kaplan
La totalidad de costos iniciales del equipamiento, (inspección en fábrica, asistencia técnica, arancel de importación, flete, seguro, ingeniería básica e inspección en puerto destino final), fueron obtenidos en comunicación directa con ENERGOIMPORT, única entidad autorizada en la República de Cuba para la importación de equipos destinados a la industria energética. El financiamiento externo actual del que dispone esta entidad es de procedencia china, con un interés bancario del 5,5% y una tasa de actualización del 10%. En la fructífera consulta efectuada a HOLTEC INTERNATIONAL, HOLTEC (2017), gracias a la colaboración del Dr. Alan O’Donovan y Dr. Xiaoze Du, se establece el período de vida útil para las cuatro variantes de tecnologías analizadas, siendo igual a los 25 años para las tecnologías húmedas y 35 años para las tecnologías secas. Este criterio encuentra coincidencia con lo planteado por (Zweifeld y col., 2017), Sabol (2016) y DOE (2017), tomándose un horizonte de 20 años para efectuar el movimiento de fondos.
2.3.2. Balance inicial del sistema.
Los costos promedios unitarios en USD/kW para diversas tecnologías de condensación fueron obtenidos en la consulta efectuada a HOLTEC, considerándose estos actuales al ser adquiridos directamente del proveedor con fecha de actualización 08/2017. Un resumen de estos costos es brindado en la tabla 5.
Tabla 5.
Costo aproximado de adquisición para diferentes tipos de tecnología de condensación en USD/kW de potencia instalada (actualizado 08/2017)
| Tipo de tecnología de condensación | Costo unitario (USD/kW) |
|---|---|
| Torre húmeda | 88,12 |
| Condensador húmedo horizontal (1 pase) | 70,46 |
| ACC (tiro forzado) | 93,21 |
| Torre seca | 95,56 |
Para actualizar los costos de equipos para períodos diferentes a la confección del presente informe se puede acudir al índice Marshall & Swift Equipment Cost Index (M&S), la tasa de índice de costos más aceptada entre los principales proveedores de sistemas de condensación de acuerdo a WER (2017). Esta tasa queda descrita por:
Donde
V AA es el valor de costo disponible del equipamiento, en MUSD; I 11 es el índice Marshall en la fecha que se pretende evaluar el costo; I AA es el índice Marshall de la fecha que se dispone el costo del equipamiento.
En la tabla 6 se brindan los índices (M&S) para equipos de intercambio térmico reportados por WER (2017). En la tabla 7 es dado el flujo de vapor a condensar en cada variante. En el proyecto inicial de ingeniería básica presentado por la entidad contratista ECIAZ (2017) fue propuesto como sistema de condensación un condensador horizontal húmedo de 1 pase, con una presión de vapor exhausto de 9 kPa, sin embargo en este proyecto no se contemplan otras alternativas de sistemas de condensación.
Tabla 6.
Índices Marshall & Swift Equipment Cost Index para diversas épocas
| Año | Índice M&S | Año | Índice M&S | Año | Índice M&S |
|---|---|---|---|---|---|
| 1920 | 100 | 1980 | 697,2 | 2012 | 1 798,1 |
| 1930 | 152,1 | 1990 | 941,4 | 2014 | 1 906,8 |
| 1950 | 285,2 | 2000 | 1 262 | 2016 | 2 020,8 |
| 1960 | 382,6 | 2005 | 1 464,1 | 2017 | 2 081,6 |
| 1970 | 516,5 | 2010 | 1 695,1 | 2018 | 2 144,9 |
Tabla 7.
Resumen de los flujos a condensar en las diferentes variantes operacionales, en kg/s
El flujo de calor a evacuar para cada situación operacional , así como el caudal de agua requerido por cada variante de trabajo y tecnología específica, es detallado en las tablas 8 y 9 respectivamente. En esta última tabla no se consideran los condensadores secos.
Tabla 8.
Volumen de calor a rechazar en condensador para cada variante de trabajo, en MW
Tabla 9.
Caudal de agua de enfriamiento requerido por cada variante, en m3/h
Para ambas potencias la variante considerada como crítica es la variante 1, por ser la que incluye los estados de máximos requerimientos de operación, y por lo tanto, el estudio de caso será fundamentado sobre su base.
3. RESULTADOS Y DISCUSIÓN
3.1. Análisis de los principales resultados del estudio de caso.
Son empleados varios criterios de selección en la evaluación de las cuatro variantes de tecnologías analizadas en el presente estudio, estos criterios son:
Período de recuperación compuesto de la inversión (PRC)
Tasa interés de retorno (TIR)
Valor actual neto (VAN)
Costo del ciclo de vida
Costo nivelado de la energía
Relación costo beneficio.
Debido al volumen de información y variables implicadas, los resultados obtenidos para las CTE de 20 MW y 50 MW son resumidos y presentados en las tablas 10 y 11. Acá se toman factores de carga y pérdidas iguales a 0,72 y 0,58 respectivamente, un costo medio de venta de la energía de 0,127 USD/kWh, así como un total de 19,1 horas equivalentes de carga, según lo estipulado por DNC (2017). Los costos de mitigación son iguales a la sumatoria de costos de emisiones, contaminación operativa y consumo de agua de enfriamiento. Anteriormente fue dado el criterio de varios autores en el que establecen el costo nivelado de la energía para ACC entre 40 a 80 USD/MW. Los resultados obtenidos en el presente trabajo se sitúan en este intervalo, siendo graficados en la Figura 1, en la cual se aprecia que con el empleo de ACC es aproximadamente 1,2 veces superior al obtenido con un condensador horizontal húmedo de 1 pase.
Para la tasa de actualización concedida por el financista chino los PRC de la inversión son mostrados en la Figura 2. En la misma puede ser apreciado un comportamiento decreciente similar del PRC para todas las tecnologías y que el PRC para los ACC es aproximadamente 1,7 mayor que el de un condensador húmedo horizontal de 1 pase. Los criterios del VAN y el TIR son graficados y dados en las Figuras 3 y 4. Para el análisis del VAN se toma una tasa de actualización del 15% pues es esta la empleada por el proveedor (HOLTEC). En todos los casos se perciben valores favorables del VAN (en millones de USD). En el segundo como las tasas de interés de retorno obtenidas son superiores al % de interés bancario (5,5%), se considera como factible En ambos los valores correspondientes a la tecnología ACC es aproximadamente la mitad del obtenido para su equivalente húmedo (condensador horizontal de 1 pase).
Figura 1.
Costo nivelado de la energía para las diferentes variantes analizadas
Figura 2.
(PRC) de la inversión para las variantes estudiadas
Figura 3.
Tasa de interés de retorno de la inversión para las variantes estudiadas
Figura 4.
Valor actual neto con una tasa de actualización del 15% (en MUSD)
Tabla 10.
Resumen del estudio de caso y análisis de selección de diversas tecnologías de condensación para una CTE de biomasa de 20 MW
Tabla 11.
Resumen del estudio de caso y análisis de selección de diversas tecnologías de condensación para una CTE de biomasa de 50 MW
4. CONCLUSIONES
El análisis de los resultados obtenidos en el proceso evaluativo de la operación de un ACC en cada variante de estudio, confirma que su empleo es posible. El desarrollo de la presente investigación permite arribar a las siguientes conclusiones:
En el estudio de caso es examinado el comportamiento de cuatro variantes de tecnologías de condensación en dos potencias bases (20 y 50 MW), aplicando para ello la metodología rápida de Kaplan.
En ambas potencias es considerada como variante más crítica la que presenta el mayor volumen de calor a rechazar y mayor consumo de agua de enfriamiento asociado.
Aunque en el estudio de caso se muestra que la tecnología húmeda posee indicadores más favorables su empleo requiere de cerca aproximadamente 160 m3/h de agua, valor superior a las cotas disponibles en la actualidad.
Para los ACC en el intervalo de potencias analizado el PRC de la inversión se ubica entre los 7,6 a los 8,4 años, el TIR entre el 18,2 a 23,8, el VAN con una tasa de actualización del 15% entre los 1 126,9 a 3 024,0 MUSD, el costo nivelado de la energía entre los 0,062 a 0,071 USD/kWh y la relación costo beneficio se establece entre 0,1 a 0,13.