Condori yucra reynaldo presentacion articulo-spes_piura_2014

OPTIMIZACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD EN LA PRODUCCIÓN OPTIMIZACIÓN DE LA DISPONIBILIDAD EN LA PRODUCCIÓN DE ENERGÍA Y SU EVALUACIÓN ECONÓMICA DE ENERGÍA Y SU EVALUACIÓN ECONÓMICA DEL PARQUE DEL PARQUE

EÓLICO EÓLICO ‘‘EL CERRO CHOCAN’’ – REGIÓN PIURA‘‘EL CERRO CHOCAN’’ – REGIÓN PIURA

Piura, Noviembre - 2014

UNIVERSIDAD NACIONAL DE PIURAFACULTAD DE CIENCIAS

DEPARTAMENTO ACADÉMICO DE INGENIERÍAELECTRÓNICA Y TELECOMUNICACIONES

ING. MECÁNICO ELECTRICISTA REYNALDO CONDORI YUCRASOCIO APES-ISES

XXI SIMPOSIO DE ENERGIA SOLAR – SPES

ASOCIACIÓN PERUANA DE ENERGÍA SOLAR Y DEL AMBIENTE (APES)

CONTENIDO

XXI Simposio Peruano de Energía Solar (SPES 2014) - Universidad Nacional de Piura (UNP)

1. Introducción y la Energía Eólica Disponible

2. La Energía Eólica en la Generación Eléctrica Conectados a la Red

3. Calculo de la energía inyectada al sistema

4. Análisis Económico de la Planta

Conclusiones y Recomendaciones

INTRODUCCION


La actividad productiva en el norte del país ha incrementado la necesidad y el crecimiento de la demanda de la energía, tal es así que se tiene proyectos mineros e industriales como:

El proyecto Bayovar, (50MW)La refinería de Talara-Petroperú, La planta de fosfato Brasileña Vale,Las mineras:Newmont-EE.UU, Barrick-Canadá y Buenaventura-Nacional, atraen a buscar entre fuentes energéticas renovables en la región de Piura.


La Energía Eólica En La Generación Eléctrica Conectados a la Red

INTRODUCCION


Políticamente el proyecto se emplaza en la jurisdicción territorial de la región Piura, específicamente en la jurisdicción de los distritos de Paita y la Huaca, perteneciente a la provincia de Paita, de la región de Piura. Geográficamente se emplaza en la cima de las colinas Chocan, Tunal y Blanco, cuya altura no supera de los 200 m, con relación a la base.


Proyecto Parque Eólico el Cerro Chocan:Linderos de la Concesión Temporal

LINDEROS CONCESIÓN EL CERRO CHOCAN

13.200 HA


La Energía Eólica En La Generación Eléctrica Conectado a la Red

Ubicación del parque eólico el Cerro Chocan

Área de Influencia del Parque Eólico el Cerro Chocan


LA ENERGIA EÓLICA EN LA GENERACION ELECTRICA CONECTADOS A LA RED

Disposición de las Turbinas del Parque Eólico

A

BC

DE

FG

H I

J K

L M

N

PQ

R

O

N


Selección del Sistema y Definición del Contexto Operacional

PARQUE EOLICO PARQUE EOLICO CERRO CHOCANCERRO CHOCAN

Aerogenerador 3

Aerogenerador 3

Aerogenerador 30

Aerogenerador 30

Tren de PotenciaTren de Potencia GeneradorGenerador MultiplicadoraMultiplicadora Sistema PitchSistema PitchSistema

HidráulicoSistema

Hidráulico

Aerogenerador 2

Aerogenerador 2

Aerogenerador 1

Aerogenerador 1


LA ENERGIA EÓLICA EN LA GENERACION ELECTRICA CONECTADOS A LARED

Descripción de los componentes del Aerogenerador GAMESA G90

Calculo de la potencia y energía inyectada al sistema


En el presente estudio se realiza el cálculo de la potencia a inyectarse al sistema eléctrico, análisis económico de la potencial necesidad para introducir la energía eólica y su potencial económico.

Para determinar el sistema más adecuado para la utilización de la energía EÓLICA es preciso conocer la energía eólica disponible en la región de Piura.


El Recurso Eólico en la Región de Piura

Fuente: Ministerio de Energía y Minas - MINEM 2010 WWW. Tutiempo.net- estación Piura.

Año Ene Feb. Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov DicMedia Anual

Linea de tendencia

1963 8.7 5.5 7.4 10.0 8.8 9.3 9.8 9.6 11.0 11.2 9.3 11.7 9.4 ggg

1964 11.5 10.4 11.1 10.3 12.6 10.9 11.4 12.4 11.6 10.2 8.3 7.8 10.7 ggg

1965 4.9 5.0 2.8 4.7 8.2 8.4 8.0 9.7 12.5 11.1 11.2 10.5 8.1 gg

1966 9.7 7.5 7.1 9.0 10.5 10.8 10.0 9.7 10.8 11.8 10.5 10.7 9.8 ggg

1967 8.2 7.6 8.0 8.3 10.9 11.8 10.7 10.8 13.4 11.2 12.3 12.0 10.4 ggg

1968 11.1 10.2 9.1 10.0 11.3 12.0 13.4 13.2 13.3 15.8 13.2 13.3 12.2 gggg

1969 12.8 sd 10.7 11.0 10.1 10.2 10.8 12.1 13.2 12.8 12.4 12.9 11.7 ggg

1973 14.4 10.2 7.0 14.4 16.7 17.0 18.2 19.5 21.3 21.4 19.0 18.3 16.5 ggggg

1974 16.5 14.7 14.0 14.5 17.1 17.9 17.0 19.1 20.7 21.1 21.0 18.5 17.7 ggggg

1975 18.1 14.5 13.1 17.8 21.9 18.9 17.9 20.3 21.4 20.5 22.7 18.4 18.8 gggggg

1976 15.9 12.3 13.7 15.2 16.4 13.9 14.2 17.3 16.9 17.2 17.1 15.8 15.5 ggggg

1977 14.1 11.2 10.3 12.2 13.5 11.8 12.4 16.4 16.0 17.8 16.2 17.5 14.1 gggg

1978 19.1 17.3 14.2 15.5 16.8 14.9 15.7 14.2 16.6 15.7 16.3 16.3 16.1 ggggg

1979 13.2 15.3 12.7 15.4 16.3 12.7 12.9 15.9 18.2 17.4 16.2 17.3 15.3 ggggg

1980 16.3 13.6 11.9 12.2 17.7 16.7 17.2 19.3 18.8 19.1 18.1 17.0 16.5 ggggg

1981 17.5 sd 13.2 14.8 14.7 16.1 16.4 16.7 18.4 16.1 15.3 15.9 15.9 ggggg

1982 15.4 13.6 14.1 14.7 15.2 14.1 13.3 14.4 14.8 14.7 12.6 11.4 14.0 gggg

1983 5.9 8.1 6.9 4.5 6.3 9.0 11.2 10.5 16.2 16.6 16.4 16.6 10.7 ggg

1984 16.5 10.4 9.1 8.5 10.6 10.1 11.0 10.5 11.8 12.5 8.9 13.1 11.1 ggg

1985 12.0 10.2 11.8 12.7 13.8 12.3 13.0 10.1 10.9 12.6 12.2 13.0 12.1 gggg

1986 10.5 8.5 8.2 9.9 7.6 8.6 9.6 10.7 11.9 14.6 12.0 8.7 10.1 ggg

1987 11.4 7.5 7.1 16.2 15.8 13.2 14.1 15.5 15.3 14.5 13.3 16.3 13.4 gggg

1988 11.5 9.9 9.4 9.6 10.7 12.1 11.7 13.3 13.8 13.5 14.0 12.8 11.9 ggg

1989 10.5 7.9 8.3 9.9 11.6 10.8 10.5 11.2 13.7 12.4 11.7 10.9 10.8 ggg

1990 11.1 8.6 8.6 10.5 10.8 10.3 10.2 10.5 11.7 13.8 16.8 sd 11.2 ggg

1991 14.5 13.0 11.7 15.7 13.2 11.8 9.7 11.9 11.6 12.7 11.7 11.4 12.4 gggg

1992 11.6 10.2 7.8 7.4 9.1 8.8 8.6 10.1 10.5 sd sd 9.7 9.4 ggg

1993 9.2 7.0 5.4 6.4 6.8 8.0 9.2 8.3 11.1 9.3 8.7 9.8 8.3 gg

1994 8.4 7.0 7.8 8.2 8.5 8.0 7.2 8.8 8.5 7.3 5.8 5.3 7.6 gg

1995 8.0 sd 4.4 6.0 7.2 5.3 7.5 6.8 6.0 5.8 7.1 6.4 6.4 gg

1996 6.4 4.4 4.1 5.1 5.4 4.6 5.9 5.0 6.2 6.8 6.4 7.1 5.6 g

1997 7.0 4.6 5.6 6.3 6.5 5.3 4.8 6.1 7.5 9.7 8.9 6.6 6.6 gg

1998 5.0 6.9 6.6 6.2 6.5 6.2 6.9 8.0 8.6 9.2 9.5 9.2 7.4 gg

1999 8.3 5.0 3.8 5.2 6.2 7.0 7.5 9.2 11.3 11.2 13.1 7.8 8.0 gg

2000 5.7 5.0 4.6 7.0 9.5 9.3 8.7 10.6 13.2 12.4 10.6 11.4 9.0 ggg

2001 9.2 8.3 6.5 6.3 10.3 8.2 8.9 10.4 11.3 12.6 13.1 11.9 9.8 ggg

2002 12.5 9.2 9.0 8.0 10.8 9.6 10.4 9.7 11.8 11.7 11.5 12.1 10.5 ggg

2003 12.4 9.8 11.5 12.0 12.6 11.1 11.6 12.0 13.0 12.9 12.8 12.5 12.0 gggg

2004 11.7 10.8 11.4 11.9 12.0 11.6 11.9 13.2 14.2 14.0 13.2 12.9 12.4 gggg

2005 13.3 10.6 10.6 11.4 12.3 12.0 12.3 12.9 14.6 14.2 14.4 12.2 12.6 gggg

2006 11.7 9.2 8.4 11.3 12.4 10.8 10.0 11.6 12.4 13.4 13.2 12.7 11.4 ggg

2007 11.8 11.9 10.7 11.2 13.1 11.9 12.1 13.9 14.3 12.9 13.1 13.5 12.5 gggg

2008 10.0 7.3 6.5 9.0 11.0 9.7 10.7 10.3 11.1 13.6 12.4 11.9 10.3 ggg

Prom. 11.5 9.5 9.0 10.4 11.6 11.0 11.3 12.1 13.3 13.5 12.9 12.4 11.5 ggg


El Recurso Eólico en la Región de Piura

Velocidad del Viento Media Mensual (Km/H) Piura-Periodo 1963-2008


DIAGRAMA ENTRADA PROCESO SALIDA (EPS)

A sistema de Control

Energía EléctricaEnergía

Cinética del Viento

Aceite de Aceite de Lubricación Lubricación

Aceite de Refrigeración

Aire de Instrumentos

AEROGENERADORAEROGENERADOR

Cero emisiones de gas

Emisión de ruidoMenor a 50dB a 200m

DATOS DE PARTIDA

CARACTERISTICAS DEL AEROGENERADOR G90 2MW.Voltaje : 0,69/22,9KV (+/- 5% ΔV)Frecuencia : 60 Hz (+ /- 2%)Potencia : 2000 KW (efectiva)Velocidad de arranque : 3m/sVelocidad de corte : 25 m/s

INVERSIÓN INICIALEn la tabla 02 se puede observar todos los conceptos implicados en el proyecto y sus respectivos costos de inversión para el cálculo.La optimización de una instalación eólica radica en conseguir la máxima generación de energía paraun coste dado.


Presupuesto para el parque eólico de 30 aerogeneradores de 2000kW

AEROGENERADOR DE 2MW - PRESUPUESTO APROXIMADO

COSTO DE INSTALACIÓN: 2.200.000 $/MW

PARA 30 Turbinas (60MW): 60MWx2.200.000$/MW

INVERSION TOTAL: 132.000.000 $

De este valor los componentes tienen los siguientes porcentajes:

Estudio de Viabilidad: 1.00%

Turbina: 65.00%

Obras civiles: 12.00%

Transporte y montaje de turbinas: 1.95%

Sistema electrico: 12.00%

Desarrollo e ingenieria: 5.00%

Planificacion y Administracion: 2.00%

Promocion del Parque: 1.00%

Otros 0.05%

100.0%

El costo de instalación de un parque eólico oscila entre (840 - 1000) €/KW, en Europa.

En nuestro País el costo total se estima en unos 2’200.000 $/MW Instalado (1€ ≈ 1.30), se tendría los siguientes valores:

Tabla 02


Costo Del Parque Eólico 60MW(30 Aerogeneradores de 2MW)

P/UNITARIO

($) % DE INV. CANTIDAD PRECIO ($)

ESTUDIOS DE VIABILIDAD(1% DE LA INV. TOTAL) 1 1 1’320.000

COMPONENETES

Torre meteorológica 50m (Sensores de velocidad y dirección del viento) 15.000 0.00086957 3 45.000Turbina de 90m de diámetro(65% de la inv. Total) 2’860.000 65 30 85’800.000Transporte y montaje de la turbina (3% del costo de la turbina = 1.95% del costo total) 85800 1.95 30 2’574.000Obras Civiles (12% de Inv. Total) 12 1 15’840.000Conexión a la red – Estudio de suministro (12% de la Inv. Total) 12 1 15’840.000Planificación y Administración-Notaría, Compensaciones (2% del costo total) 2 1 2’640.000Desarrollo e Ingeniería, estudio de Impacto (5% de inv. Total) 5 1 6’600.000Promoción del Parque(1% Inv. Total) 1 1 1’320.000TOTAL PARCIAL 100% 131’979,000IGV(18%) 23’756.220TOTAL CON IGV 155’735,220

PRODUCCION MEDIA UNITARIA 7,900.021MWHPRODUCCION ANUAL 237,000.62MWH/AÑO

237,000,620KWH


Generación de Energía Estimada para la Turbina Gamesa G90-2MW y Curva de Potencia (50% De Probabilidad)

CLASIF.: 2000kW

ALTURA 80mDENSIDAD AIRE 1.225Kg/m3VELOCIDAD VIENTO 8.5m/sINT. DE TURB. 10.0% RECORD DE PERIODO: 01/01/08 31/12/08

VELOCIDAD DE VIENTO (m/s)

FRECUENCIA DE OCURRENCIA

(%)

NUMERO DE HORAS (HR.)

CURVA DE POTENCIA

(KW)

POTENCIA MEDIA DE

SALIDA (KW)

POTENCIA MEDIA DE SALIDA

ACUMULADA (KW)

ENERGIA A LA SALIDA (KWH)

0.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 0.00000000 01.0 0.3% 26.3 0.0 0.0000000 0.00000000 02.0 1.7% 148.9 0.0 0.0000000 0.00000000 03.0 3.0% 262.8 20.0 0.5996624 0.59966238 5253.04.0 3.8% 332.9 81.0 3.0797475 3.67940992 26980.25.0 7.4% 648.2 189.0 13.9843293 17.66373924 122495.26.0 10.7% 937.3 348.9 37.3366210 55.00036024 327061.87.0 11.9% 1042.4 572.0 68.0695744 123.06993462 596266.68.0 14.4% 1261.4 866.0 124.7040000 247.77393462 1092372.49.0 11.8% 1033.7 1227.0 144.7860000 392.55993462 1268349.9

10.0 9.7% 849.7 1597.0 154.9090000 547.46893462 1356970.911.0 8.5% 744.6 1873.0 159.2050000 706.67393462 1394635.812.0 6.3% 551.9 1966.0 123.8580000 830.53193462 1085035.413.0 4.6% 403.0 1988.0 91.4480000 921.97993462 801164.014.0 3.1% 271.6 1997.0 61.9070000 983.88693462 542385.215.0 1.5% 131.4 1999.0 29.9850000 1013.87193462 262668.616.0 0.8% 70.1 2000.0 16.0000000 1029.87193462 140200.017.0 0.3% 26.3 2000.0 6.0000000 1035.87193462 52600.018.0 0.1% 8.8 2000.0 2.0000000 1037.87193462 17600.019.0 0.1% 8.8 2000.0 2.0000000 1039.87193462 17600.020.0 0.0% 0.0 2000.0 0.0000000 1039.87193462 0.021.0 0.0% 0.0 2000.0 0.0000000 1039.87193462 0.022.0 0.0% 0.0 1906.0 0.0000000 1039.87193462 0.023.0 0.0% 0.0 1681.0 0.0000000 1039.87193462 0.024.0 0.0% 0.0 1455.0 0.0000000 1039.87193462 0.025.0 0.0% 0.0 1230.0 0.0000000 1039.87193462 0.026.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.027.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.028.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.029.0 0.0% 0.0 0.0 0.0000000 1039.87193462 0.0

TOTAL 100.0% 8760 32996.0 1,039.9


Frecuencias del viento, puntual y acumulada

N°VELOCIDAD DE VIENTO

(m/s)

NUMERO DE HORAS

(HR/AÑO)

FRECUENCIA DE OCURRENCIA

PUNTUAL

FRECUANCIAS ACUMULADAS

Ln(V) Ln *

1.0 0 0.0 0.000 0.0000000 0.0000000 0.000002.0 1 26.3 0.003 0.0030023 0.0000000 -5.806883.0 2 148.9 0.017 0.0200000 0.6931472 -3.901944.0 3 262.8 0.030 0.0500000 1.0986123 -2.970205.0 4 332.9 0.038 0.0880023 1.3862944 -2.384696.0 5 648.2 0.074 0.1619977 1.6094379 -1.733117.0 6 937.3 0.107 0.2689954 1.7917595 -1.160488.0 7 1042.4 0.119 0.3879909 1.9459101 -0.711299.0 8 1261.4 0.144 0.5319863 2.0794415 -0.2754110.0 9 1033.7 0.118 0.6499886 2.1972246 0.0485911.0 10 849.7 0.097 0.7469863 2.3025851 0.3179512.0 11 744.6 0.085 0.8319863 2.3978953 0.5787013.0 12 551.9 0.063 0.8949886 2.4849066 0.8125714.0 13 403.0 0.046 0.9409932 2.5649494 1.0403115.0 14 271.6 0.031 0.9719977 2.6390573 1.2741016.0 15 131.4 0.015 0.9869977 2.7080502 1.4684817.0 16 70.1 0.008 0.9950000 2.7725887 1.6673918.0 17 26.3 0.003 0.9980023 2.8332133 1.8270919.0 18 8.8 0.001 0.9990068 2.8903718 1.9336420.0 19 8.8 0.001 1.0000114 2.9444390 -21.0 20 0.0 0.000 1.0000114 2.9957323 -22.0 21 0.0 0.000 1.0000114 3.0445224 -23.0 22 0.0 0.000 1.0000114 3.0910425 -24.0 23 0.0 0.000 1.0000114 3.1354942 -25.0 24 0.0 0.000 1.0000114 3.1780538 -26.0 25 0.0 0.000 1.0000114 3.2188758 -

8760 1

Elaboración: Propia

Dónde:



A partir de los datos de frecuencia de las horas anuales con relación a la velocidad del viento, se comprueba si corresponden a una distribución de Weibull, calculando los parámetros correspondientes:

β: Factor de forma: 1.94η: Factor de escala: 8, y Vmed: 8,46 m/s


GENERACION DE ENERGIA ESTIMADA PARA LA TURBINA G90 - 2MW (50% DE PROBABILIDAD) 30 AEROGENERADORES

ENERGIA ANUAL 9,109.382 MWH

Velocidad media según potencia 8.5 m/s

PROD. ANUAL 273,281.46 MWH

PROD. ANUAL MAXIMA 525,600.00 MWH

FACTOR DE CAPACIDAD BRUTA 51.99%

Disponibilidad 3.0%

Distribución Eléctrica (perdidas de Energía)2.3%

Turbulencia y controles 0.5%

Efectos de interferencia estela(Wake) 5.0%

Contaminación(cambios en la aerodinámica alabes)2.0%

Utilidad (paradas de planta por Mtto.) 0.5%BRUTO A NETO 86.72%

PERDIDAS

OPTIMIZACIÓN DE UNA INSTALACIÓN EÓLICA


Curva del coeficiente de Potencia Cp


OPTIMIZACIÓN DE UNA INSTALACIÓN EÓLICA

El RENDIMIENTO GLOBAL MAX. DEL AEROGENERADOR, SEGÚN LA LEY DE BETZ ES:RENDIMIENTODE LA ENERGIA CINETICA DEL VIENTO

Eficiencia teorica maxima Aerogenerador: 59,3% Entonces: 0.593

EL RENDIMIENTO APROXIMADO DE LOS COMPONENTES DEL AEROGENERADOR ES:SELECCIONAMOSEl Rotor: 0.20 < Rendimiento < 0.85 0.80El Multiplicador: 0.70 < Rendimiento < 0.98 0.90El Generador: 0.80 < Rendimiento < 0.98 0.90El Transformador: 0.85 < Rendimiento < 0.98 0.90

No se consideranPerdidas en la linea de conducion0.90< Rendimiento < 0.99 1.00

POR CONSIGUIENTE EL RENDIMIENTO GLOBAL DEL AEROGENERADOR, CON LOS VALORES SUPUESTOS, ES DE:

Rendimiento Global: 0.35


CALCULO DE LA PRODUCCION NETA 30 AEROGENERADORES:

PRODUCCION TOTAL NETA 130 AEROGENERADORES:

PRODUCCION NETA 7,900.021 MWH

FACTOR DE CAPACIDAD NETO 45.09%

PROCUCCION TOTAL 60(MW) 237,000.62 MWH/AÑO

PROCUCCION 60(MW)

PROCUCCION 200(MW)

237,000.62 MWH/AÑO

790,002.06 MWH/AÑO

PROCUCCION TOTAL 260(MW)

1,027,002.67 MWH/AÑO

PRODUCCION NETA DE LA ENERGIA


ANÁLISIS ECONOMICO


Calculo de la Disponibilidad Operativa (Ao)

Ao = 98.52%

Calculo de la Eficiencia Energética Neto (η)

η = 45.09%

COSTOS ANUALES DE OPERACIÓN + MANTENIMIENTO: 7, 672,057 $/AÑO

COSTOS DE OPERACIÓN + MANTENIMEINTO POR KWH: 0,032372 $/KWH

COSTO DE LA EXTRACCION DE LA ENERGIA EOLICA :0,0944009 $/KWH ($188,80/ hora)

Costo Capital/KWH = 0,0620 $/KWH ANUAL

ANÁLISIS ECONOMICO


Para realizar este análisis económico se van a analizar los tres conceptos más relevantes para ello:a) Inversión inicial.b) Costos de operación y mantenimiento [O&M]c) Ingresos.

La finalidad del presente estudio es ser rentable económicamente. Se analizará la rentabilidad económica del parque eólico el cerro Chocan para el que se supone una vida útil de 20 años.

Uno de los factores clave de la energía eólica, consiste en reducir los costos de O&M y con ellos en cierta medida el costo de la energía [COE].

ANÁLISIS ECONOMICO


ANÁLISIS ECONOMICO

COSTOS DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO [O&M]Los costos de operación y mantenimiento los vamos a tener en cuenta para toda la vida útil del parque. Este tipo de costos corren a cargo de la empresa que opera el parque y los dividimos en:

- Gastos fijos: independientes de la operación del parque. Se refieren al personal contratado, gastos administrativos, etc.- Gastos variables: dependen de las horas de operación del parque. Se refieren al mantenimiento, agua, energía consumida, etc.


ANÁLISIS ECONOMICO

CÁLCULO DEL COSTO DEL MANTENIMIENTO DEL AEROGENERADOR:Es el 1% del KWH de salida (aumento del 2% anual)

De la tabla 09 y 12 se tiene:Producción Media Unitaria : 7,900.021 MWHProducción Anual : 237.000,62 MWH/AÑO

237 000.620 KWH

Entonces para: 1% = $ 2, 370,006 1.5% = $ 2, 336,0282% = $ 3, 114,704 Anual del costo de

inversión inicial

Finalmente se asume un costo de: 3, 000,000 $/AÑO


ANÁLISIS ECONOMICO

CÁLCULO DEL COSTO DE OPERACIÓN DEL AEROGENERADOR:

Es el 3% de la inversión total/añoEntonces para 3% = 4, 672,057 $/AÑO

El parque dispone de 30 Aerogeneradores, con una producción de 237.000,62 MWH

Factor de Capacidad neto que es lo mismo a la eficiencia energética tiene un valor de: 45,09%

Calculo del Costo de Capital por KWH:

Costo Capital/KWH = 0,0620 $/KWH Anual


ANÁLISIS ECONOMICO

RESUMEN DE LOS CÁLCULOS OBTENIDOS:

Costos Anuales de Operación + Mantenimiento : 7 672,057 $/Año(5,813%)

Costos de Operación + Mantenimiento Por Kwh : 0,032372 $/KWH

Costo de la Extracción de la Energía Eólica : 0,0944009$/KWH($188,80/ hora)

El cálculo del factor de disponibilidad alcanza el : 98.52%

El cálculo del rendimiento energético : 45.09%

CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA DE LA ENERGIA A LA RED.Los KWH producidos, considerando un promedio de 8Hr., de viento a una velocidad media de 8m/s dando el generador la potencia eléctrica máxima, son: 2000kW x 8h x 360dias = 5'760.000 kWh/añoSuponiendo que las instalaciones situadas al lado de la torre consuman el equivalente a una vivienda tipo.8.035kWh/día x 360 = 2.893 kWh/añoSe puede transferir a la red:

5'760.000 - 2.893 = 5'757.107,4 kWh/año


ANÁLISIS ECONOMICO

CAPACIDAD DE TRANSFERENCIA DE LA ENERGIA A LA RED

Los KWH producidos, considerando un promedio de 8Hr., de viento a una velocidad media de 8m/s dando el generador la potencia eléctrica máxima, son: 2000kW x 8h x 360dias = 5'760.000 kWh/año

Suponiendo que las instalaciones situadas al lado de la torre consuman el equivalente a una vivienda tipo.8.035kWh/día x 360 = 2.893 kWh/año

Se puede transferir a la red:

5'760.000 - 2.893 = 5'757.107,4 kWh/año


BALANCE ECONÓMICO

RESULTADOS PRELIMINARES:Parque eólico de 60MW (30 Aerogeneradores de 2MW)Inversión total: 155 735.220,00 $Producción anual: 237 000.620 KWHCosto de mantenimiento: 1% del KWH de salida = 2 370.006,20 $/AÑO (Aumento 2% anual)Costo de Operación 3% Inversión total/año= 4 672,057 $/AÑO (Aumento 2% anual)Tarifa eléctrica regulada 0,097646 $/KWHTransferencia de energía a la red: 23, 142,138.04 $/añoInterés de Capital: 8.75%Taza de amortización: 5%


ANÁLISIS ECONÓMICO

AñosInv Inicial ($/año)

Año 02011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

Transferencia electricidad

0 23,142,138 23,466,128 23,794,654 24,127,779 24,465,568 24,808,086 25,155,399 25,507,575 25,864,681 26,226,786

Mantenimiento Aerogeneradores

-2,370,006 -2,417,406.32 -2,465,754.45 -2,515,069.54 -2,565,370.93 -2,616,678.35 -2,669,011.92 -2,722,392.15 -2,776,840.00 -2,832,376.80

Operación Aerogeneradores

-4,672,057 -4,765,497.73 -4,860,807.69 -4,958,023.84 -5,057,184.32 -5,158,328.00 -5,261,494.56 -5,366,724.45 -5,474,058.94 -5,583,540.12

Inversion -155,735,220

Flujo de caja -155,735,220 16,100,075 16,283,224 16,468,092 16,654,686 16,843,013 17,033,079 17,224,892 17,418,458 17,613,782 17,810,869

Pagar -155,735,220 -139,635,145 -123,351,921 -106,883,829 -90,229,144 -73,386,131 -56,353,052 -39,128,159 -21,709,701 -4,095,920 13,714,950

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030

26,593,961 26,966,277 27,343,804 27,726,618 28,114,790 28,508,397 28,907,515 29,312,220 29,722,591 30,138,708

-2,889,024.33 -2,946,804.82 -3,005,740.92 -3,065,855.73 -3,127,172.85 -3,189,716.31 -3,253,510.63 -3,318,580.84 -3,384,952.46 -3,452,651.51

-5,695,210.93 -5,809,115.14 -5,925,297.45 -6,043,803.40 -6,164,679.46 -6,287,973.05 -6,413,732.51 -6,542,007.16 -6,672,847.31 -6,806,304.25

18,009,726 18,210,357 18,412,766 18,616,959 18,822,938 19,030,708 19,240,272 19,451,632 19,664,792 19,879,752

31,724,676 49,935,032 68,347,798 86,964,757 105,787,695 124,818,403 144,058,675 163,510,307 183,175,099 203,054,850


BALANCE ECONÓMICO

VAN S/. 6,081,441

TIR 20 años9.27%

TIR 5 años-17.96%

TIR 10 años1.54%

TIR 15 años7.09%

Ratio 1.25

COSTOS DE O&M: 34,0 %

Indicadores Económicos

Diseño de un Plan de Mantenimiento Centrado en Confiabilidad (MCC) del Parque Eólico el Cerro Chocan

Estimación del costo de riesgo (R) de fallo

Se ha cuantificado el riesgo (R) para cada modo de fallo en ($/Año)

Personal: 03 MecánicosTiempo de reparación: 8 Hr. x 120.000$/Hr. = 960.000 $ Costos directos Por falla: 65.000 $Impacto total Por fallo: 960.000$ + 65.000$ = 1’ 025.000$Riesgo = 1’025.000$


ANTECEDENTES EN PARQUES EOLICOS

[TAVNER, 2006] [RIBRANT, 2007]

Sistema

Eléctrico

14.6% Sistema

Eléctrico

14.3%

Control

electrónico

11.3% Sistema de

control

12.9%

Rotor 10.7% Palas de

paso(pitch)

9.4%

Multiplicadora 10% Engranajes 19.4%

Generador 9.8% Generador 8.9%

Sistema Yaw 8% Sistema Yaw 13.3%

Soporte

Estructura

7.8%

Hidráulico 4.4%

Porcentaje de los sistemas con mayor tiempo medio anual fuera de servicio a partir de los estudios realizados por [Tavner, 2006] y [Ribrant, 2007].Elaboración propia

- La disponibilidad operativa de la planta es de: 98.52%.- La confiabilidad para las tasas correspondientes de fallos es de: 0,9931 y 0,9944 para el generador y la multiplicadora.

- La interrupción durante un día de una turbina individual de 2000 kW (fc=45.09% y $94.40/MWH) se traduce en una pérdida de retorno de $188.80


CONCLUSIONES

La gestión energética permite incrementar la eficiencia en el uso de la energía.

El uso eficiente de energía produce mayores utilidades para las empresas.

La gestión energética es una labor permanente que se justifica con los ahorros.

Una gestión energética eficaz requiere de la voluntad y compromiso de la gerencia y demás niveles.

La eficiencia energética se traduce en menores emisiones contaminantes al ambiente.


CONCLUSIONES

En el AMEF, se han obtenido 92 modos de fallos, 45 modos de fallos analizados, 39 modos de fallos a ser analizados en otro subsistema y 8 modos de fallos genéricos de seguridad, resultando: 15 tareas preventivas planificadas (33%), 30 tareas por condición (67%).

El tiempo promedio de interrupciones debidas a fallos, por año, varía entre 62 horas y 142 horas, es decir, entre 2 días y 6 días. Una turbina promedio puede necesitar ser atendida por reparación desde 0.34 hasta 2.4 veces al año.


CONCLUSIONES


RECOMENDACIONES

Se debe realizar el AMEF para los sistemas Eléctricos y electrónicos y agregar mas elementos.

Para tener un panorama mas real se debe realizar un modelamiento de todo el parque eólico.

Promover el uso de energías renovables como complemento de las energías utilizadas actualmente, para disminuir así los daños producidos al medio ambiente, e Incentivar a los alumnos de las diferentes escuelas de ingeniería al estudio de las energías renovables, con miras hacia las nuevas tendencias sobre la utilización de las llamadas energías verdes.

Video explicativo

GRACIAS POR SU ENERGÍA POSITIVA RENOVABLE…

Condori yucra reynaldo presentacion articulo-spes_piura_2014

Engineering

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