CTFC Methodology

En éste costo se distinguen dos componentes: el fijo y el variable. El primero se presenta independientemente de la energía generada, e incluye los costos relacionados con el pago de la mano de obra: salarios, prestaciones y seguro social. El segundo depende de la energía generada, y se integra por los costos de materiales, servicios de terceros y gastos generales. Del COPAR se obtienen los costos de operación y mantenimiento (O&M) para cada tecnología, en función de datos estadísticos proporcionados por la subdirección de generación. En el caso de la central de ciclo combinado, el costo de O&M es de 3.87 USD/ MWh.

En resumen, el costo nivelado de un kWh generado resulta de la suma de los tres componentes anteriormente calculados:

Costo nivelado de inversión: 12.45

Costo nivelado de combustible: 45.13

Costo de O&M: 3.87

Costo nivelado de Generación: 61.45 USD/MWh

En la tabla 3.3.8 se muestra los “Parámetros de Evaluación Económicosy Cálculos”

requeridos como información inicial para la evaluación económica del paquete norte de ciclo combinado norte de 251 MW, basado en un análisis incremental (escenarios sin proyecto y con proyecto).

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Tabla 3.3.8. Parámetros de Evaluación Económicos y Cálculos.

10.500 12.00% 3.00% 8.70% 2008 Variable 116,462 0.95% 15.36% Moneda de

Precio de transferencia a transmisión

Costo total de inversión

Tasa de descuento real mensual Tasa de descuento nominal anual

Parámetros de Evaluación Económicos

Cálculos

Tipo de cambio

Tasa de descuento real anual Inflación anual (EUA): Tasa nominal financiera

En el capítulo siguiente se desarrollará la metodología de cálculo que especifica el alcance de los equipos que mejoraran la eficiencia térmica, basados en los criterios económicos explicados en éste capítulo requeridos para la evaluación del proyecto de inversión RM, es importante mencionar que para realizar ésta etapa de evaluación, se requiere de los estudios técnicos expuestos en el capitulo II que determinaran su viabilidad.

Página | 47 CAPÍTULO IV

METODOLOGÍA DE CÁLCULO PARA LA MEJORA DE LA EFICIENCIA TÉRMICA Y CRITERIOS ECONÓMICOS

En este capítulo se desarrolla la metodología de cálculo que permitirá obtener el alcance del proyecto RM a partir del desempeño actual del paquete de ciclo combinado Tula. Inicialmente se realizará el análisis energético que especifica los equipos principales y auxiliares relacionados con la recuperación de la eficiencia térmica y factor de planta, a la vez se realiza el análisis económico determinando los costos estimados de los equipos principales y auxiliares verificando que los parámetros de evaluación cumplan con los lineamientos de rentabilidad, obteniendo los resultados del proyecto de mejora. En la figura 4.1 se muestra las etapas de esta metodología.

Figura 4.1 Metodología de Cálculo para la Mejora de Eficiencia y Análisis Económico.

Proyecto de Rehabilitación y Modernización RM

Desempeño Actual del Ciclo Combinado

Análisis Energético Análisis Económico

Selección de Equipos

Principales y Auxiliares Costos Estimados de _{Equipos Principales y}

Auxiliares Por Pérdida de Eficiencia ( a

través de diagramas de Sankey) Por Disminución del Factor de

Planta (Fallas de Unidades) Por Grado de Obsolescencia

(descontinuación de fabricantes) Por Agotamiento de Vida Útil

(equipos operando > 27 años). Por Deficiencia de Diseño

(diseño de fabricantes).

Cálculo para la Mejora de Eficiencia del Ciclo Combinado

Parámetros de Evaluación Eficiencia, Régimen Térmico,

Generación Bruta, Factor de Planta, Consumo Usos Propios, Poder Calorífico.

Programación de Eventos (Duración de

Proyecto) Cálculo del Flujo Neto de Operación sin y con

Proyecto Puntos de Inflexión del

Proyecto

Evaluación Económica

Parámetros de Evaluación Relación Beneficio Costo, Valor Presente Neto, Tasa Interna de

Rendimiento, Periodo de Recuperación.

Análisis de Resultados del Proyecto de Mejora RM.

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4.1.- Resultados de las Pruebas de Comportamiento Térmico a 6 años y Actual del Paquete Norte de Ciclo Combinado.

El paquete de ciclo combinado norte con capacidad efectiva de 251 MW, está

constituido por dos turbinas de gas, modelo con capacidad

de 72 MW (TG4) y (TG5), y una turbina de vapor, con

capacidad de 107 MW (TV6). Las condiciones del sitio a las que operan las unidades generadoras son; 2111 msnm y temperatura ambiente promedio de 23.9ºC, una representación gráfica se muestra en la figura 4.1.1. [18].

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Los resultados de las pruebas de comportamiento de paquete de ciclo combinado se muestran en la figura 4.1.2, con una tendencia de disminución de la eficiencia térmica neta en las turbinas de gas del 30.01% hasta el 26.60% en un período de 6 años. Este comportamiento se debe principalmente a la degradación de los componentes de sus partes calientes, por lo que en año 2004 se realizaron los mantenimientos mayores en las turbinas de gas (TG4 y TG5) con 54,000 y 42,000 horas de operación respectivamente. Es importante señalar que este período se cumplió con los mantenimientos programados de acuerdo a las horas de operación equivalentes recomendadas por el fabricante [18]. Asimismo para la turbina de vapor la tendencia de disminución en la eficiencia térmica neta resulto del 36.51% hasta el 36.05% indicando una menor degradación de sus componentes en relación a las turbinas de gas [19]. 25 27 29 31 33 35 37 39 2001 2002 2003 2004 2005 2006 % AÑO TG4 TG5 TV6

Figura 4.1.2. Comportamiento de la Eficiencia Térmica de Paquete Norte (a 6 años).

Otro parámetro importante que impacta en la eficiencia térmica neta en las turbinas de gas y directamente en paquete de ciclo combinado es la disminución del factor de planta también por el efecto de la degradación de sus componentes principales. En la figura 4.1.3 se muestra un incremento del 0.16% al 0.36% en la reducción del factor de planta global del paquete en un rango de 5000 a 9000 horas de operación, situación que hace necesario la programación de una inspección de partes calientes cada 8,000 horas de operación.

Página | 50 0 0.05 0.1 0.15 0.2 0.25 0.3 0.35 0.4 4920 7066 7740 8041 8937 9000 % D e cr e m e nt o F P Horas de Operacion

Figura 4.1.3. Comportamiento del Decremento del Factor de Planta en el Paquete de Ciclo Combinado.

Por otra parte la indisponibilidad por falla de las turbinas de gas es otro factor que varia con las horas de operación. En la figura 4.1.4 se muestra un incremento del 0.27 al 0.60% en el rango de 5,000 a 9,000 horas de operación (esta indisponibilidad representa de 1.0 a 2.19 días de energía no generada por esta causa). La indisponibilidad por falla será uno de los parámetros de evaluación para determinar la recuperación del factor de planta en el cálculo de rentabilidad del proyecto.

0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 4920 7066 7740 8041 8937 9000 % In d is p o n ib ili d a d p o r F a lla Horas de Operación

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En resumen, el resultado del análisis del desempeño de paquete de ciclo combinado indica una disminución gradual de la eficiencia térmica y el factor de planta. Por lo que de los datos obtenidos de la figura 4.1.1, se determina un decremento anual de la eficiencia térmica del 0.29% y de la figura 4.1.2 se determina un decremento anual del factor de planta del 0.34%, como parámetros de evaluación del proyecto de mejora.

4.2.- Selección de los Equipos Principales y Auxiliares para la Rehabilitación y/o Modernización del Paquete de Ciclo Combinado.

En esta etapa se realizará la selección de los equipos principales y auxiliares susceptibles a la rehabilitación y/o modernización. Como se mencionó en el capítulo II para calcular las pérdidas de éstos equipos se utilizará el diagrama de Sankey, dicho diagrama además de representar las pérdidas, representa el flujo de energía a través de ambos ciclos termodinámicos (Joule- Brayton y Rankine), así mismo permite obtener el régimen térmico del ciclo combinado.