PLANEACIÓN DE LA EXPANSIÓN EN GENERACIÓN DE LA ENERGÍA ELÉCTRICA CASO DE APLICADO ZNI_ ANEXOS

95











ANEXOS 1, 2 y 3











TABLA DE CONTENIDO ANEXOS

ANEXO A. DESCRIPCIÓN TECNOLOGÍAS VIABLES PARA LOS NODOS DE ESTUDIO Y SUS ESPECIFICACIONES TÉCNICAS. 1
1.1. GENERACIÓN CON DIESEL O COMBUSTÓLEO, MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA – GENERADORES DE BAJAS REVOLUCIONES 1
1.1.1. DESCRIPCIÓN DE SISTEMAS TERMICOS 2
1.1.2. ESPECIFICACIONES TECNICAS SISTEMAS TERMICOS 7
1.2. ENERGÍA EÓLICA, AEROGENERADORES – TURBINAS DE EJE HORIZONTAL 8
1.2.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA EÓLICO 9
1.2.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SISTEMAS EOLICOS 11
1.3. ENERGÍA SOLAR DIRECTA, SISTEMAS FOTOVOLTAICOS – PANELES SOLARES 13
1.3.1. DESCRIPCIÓN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 14
1.3.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS 15
1.4. ENERGÍA HIDRÁULICA, MICRO Y PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS – TURBINAS PELTON 16
1.4.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PCH 17
1.4.2. ESPECIFICACIONES TÉCNICAS SISTEMAS HIDRAULICOS 18
1.5. GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON BIOMASA 19
1.5.1. COMBUSTIÓN DIRECTA 20
1.5.2. GASIFICACIÓN 21
1.5.2.1. DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA CON GASIFICADOR 22
1.5.2.2. ESPECIFICACIONES TECNICAS GASIFICADOR 24
1.5.3. OTROS PROCESOS A PARTIR DE LA BIOMASA 24
1.6. TECNOLOGÍAS - SISTEMAS HÍBRIDOS SH 27
ANEXO B. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZONAS NO INTERCONECTADAS 30
2.2. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, ENERGÍA EÓLICA 39
2.3. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, BIOMASA 51
2.3.1. GASIFICACIÓN 52
2.3.2. COMBUSTIÓN DIRECTA 54
2.4. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, GENERACIÓN A BASE DE COMBUSTIBLES FÓSILES 64
2.5. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS 66
2.5.1. COSTOS VARIOS PCH 82
2.5.2. CALCULO DE COSTO OBRAS CIVILES. 83
ANEXO C. METODOLOGIA CUALITATIVA AHP 88
3.1. CRITERIO TÉCNICO 88
3.1.1. CONFIABILIDAD 88
3.1.3. MADUREZ TECNOLÓGICA 89
3.2. CRITERIO SOCIAL 90
3.2.1. GENERACIÓN DE EMPLEO 90
3.2.2. ACEPTACIÓN SOCIAL 91
3.2.3. USO DE LA TIERRA 91
3.3. CRITERIO AMBIENTAL 92
3.3.1. AFECTACIÓN AL ECOSISTEMA 92
3.3.2. ESTÉTICA 92
3.4. CRITERIO FÍSICO 93
3.4.1. VÍAS DE ACCESO AL LUGAR 93
ANEXO D. INFROMACIÓN, DATOS (RESULTADOS) Y CALCULOS PARA EL MODELO, (ARCHIVO EXCEL) 95
ANEXO E. MODELADO EN HOMER, (ARCHIVO HOMER) 95
REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS ANEXOS 96



LISTA DE TABLAS ANEXOS
Tabla 1. Caracterización generación con Diésel en ZNI 1
Tabla 2. Mantenimiento sistema de generación con Diésel 7
Tabla 3. Mantenimiento sistema eólico 12
Tabla 4. Vida útil componentes sistema eólico 12
Tabla 5. Tabla 5. Eficiencia paneles fotovoltaicos Poli-cristalinos 13
Tabla 6. Mantenimiento SFV 15
Tabla 7. Vida útil componentes SFV 16
Tabla 8. Proyectos pequeñas centrales hidroeléctricas 18
Tabla 9. Mantenimiento MCH - PCH 19
Tabla 10. Poder calorífico de algunas formas de biomasa 20
Tabla 11. Características de los gases generados en combustión en función del agente Gasificante 22
Tabla 12. Mantenimiento del Gasificador 24
Tabla 13. Biomasa utilizada en cada proceso de generación 26
Tabla 14. Utilidad Biomasa empleada en cada proceso de generación 27
Tabla 15. Costo promedio de transporte por localidad en las ZNI 30
Tabla 16. Características del conjunto de paneles solares SFV 32
Tabla 17. Dimensionamiento del banco de baterías SFV 33
Tabla 18.Dimensionamiento del controlador de carga SFV 33
Tabla 19. Dimensionamiento del inversor SFV 34
Tabla 20. Costo de pre-inversión SFV 36
Tabla 21. Carga total para el costo de transporte SFV 36
Tabla 22. Costo total de inversión SFV 37
Tabla 23. Costos de administración SFV 38
Tabla 24. Costo de operación SFV 38
Tabla 25. Costos de mantenimiento SFV 38
Tabla 26. Costos de reemplazos SFV 39
Tabla 27. Costos para un SFV de 15kW, AOM anuales. 39
Tabla 28. Factor de rugosidad o exponente de Hellman 41
Tabla 29. Características SE 43
Tabla 30. Dimensionamiento SE 43
Tabla 31. Dimensionamiento del banco de baterías SE 43
Tabla 32. Dimensionamiento del inversor SE 44
Tabla 33. Dimensionamiento del controlador de carga SE 44
Tabla 34. Costo de pre-inversión SE 48
Tabla 35. Elementos de montaje de un aerogenerador 48
Tabla 36. Carga total para costo de transporte SE 48
Tabla 37. Costo total de inversión SE 49
Tabla 38. Costo de administración SE 50
Tabla 39. Costo de operación SE 50
Tabla 40. Costo de mantenimiento SE 50
Tabla 41. Reemplazos SE 51
Tabla 42. Costos para un sistema de 12kW, AOM son anuales 51
Tabla 43. Rango de rendimiento MACI 52
Tabla 44. Dosado estequiométrico y relativo MACI 53
Tabla 45. Número de ciclos termodinámicos por vuelta 53
Tabla 46. Dimensionamiento Biomasa 56
Tabla 47. Estructura de costos fijos y variables Biomasa 56
Tabla 48. Consumo anual de Biomasa 60
Tabla 49. Área de cultivo necesaria Biomasa 61
Tabla 50. Costo de inversión Biomasa 61
Tabla 51. Costo Capital Biomasa 61
Tabla 52. Costo de administración anual Biomasa 61
Tabla 53. Costo de operación y mantenimiento anual Biomasa 62
Tabla 54. Costo de Combustible total anual Biomasa 62
Tabla 55. Costo de la Biomasa como combustible anual 62
Tabla 56. Costo Biomasa 100 kW, AOM y combustible anuales 62
Tabla 57. Costo Gasificador y planta 63
Tabla 58. Costos Biomasa 63
Tabla 59. Costo de inversión en Motores alternativos de combustión interna MACI 66
Tabla 60. Costo de administración en MAC 66
Tabla 61. Costos de OM para MACI 66
Tabla 62. Especificaciones técnicas PCH Mutatá 69
Tabla 63. Calculo de la capacidad instalada PCH Mutatá 70
Tabla 64. Costo de aprovechamiento y transporte por grupo 70
Tabla 65. Costos de Aprovechamiento de un proyecto Hidroeléctrico 71
Tabla 66. Precios unitarios de diversos componentes 73
Tabla 67. Dimensionamiento PCH 82
Tabla 68.Costo de pre-inversión e inversión en Obras eléctricas PCH 82
Tabla 69. Costo tubería de carga 83
Tabla 70. Costos Bocatoma PCH 83
Tabla 71. Costos Desarenador PCH 83
Tabla 72. Costos canal de aducción PCH 84
Tabla 73. Costos Tanque de carga PCH 84
Tabla 74. Costos casa de máquinas tipo abierta PCH 84
Tabla 75. Costos de obras civiles para un PCH de 1 MW 84
Tabla 76. Costo de transporte PCH 85
Tabla 77. Costos de inversión para una PCH de 1 MW 85
Tabla 78. Costo de mantenimiento anual PCH 86
Tabla 79. Costo de operación anual PCH 86
Tabla 80. Costos de administración PCH 86
Tabla 81. Costo de inversión total, AOM anuales PCH 87
Tabla 82. Orden jerárquico sub-criterio confiabilidad 88
Tabla 83. Orden jerárquico sub-criterio madurez tecnológica 89
Tabla 84. Orden jerárquico subcriterio generación de empleo 90
Tabla 85. Orden jerárquico sub-criterio aceptación social 91
Tabla 86. Orden jerárquico sub-criterio uso de la tierra 92
Tabla 87. Orden jerárquico sub-criterio afectación al ecosistema 92
Tabla 88. Orden jerárquico sub-criterio afectación estética 93
Tabla 89. Valoración de las vías - Acandí, Bahía Solano, Leticia y San Andrés 94
Tabla 90. Relación de consistencia 94
Tabla 91. Jerarquización de matriz de comparación de subcriterios 95
Tabla 92. Jerarquización de matriz de comparación de criterios 95









LISTA DE FIGURAS ANEXOS
Figura 1. Casa de máquinas unidad B, San Andrés Islas 2
Figura 2. Ciclo de potencia para un motor de 4T 4
Figura 3. Ciclo de potencia para un motor de 2T 5
Figura 4. Esquema turbina eólica eje horizontal 9
Figura 5. Aerogenerador 10
Figura 6. Tipo de aerogenerador 11
Figura 7. Sistema Fotovoltaico 15
Figura 8. PCH a filo de agua 17
Figura 9. Esquema de planta de generación por combustión de biomasa solida –Ciclo de Vapor 21
Figura 10. Diagrama de Gasificado para generación eléctrica 23
Figura 11. Diagrama de bloques de un SH energía solar – eólica – diésel integrado por el bus AC 28
Figura 12. Diagrama de bloques Sistema Híbrido Solar-Diésel en paralelo integrado por barraje AC 29
Figura 13. Costo capital vs exceso de electricidad SFV 34
Figura 14. Área de Barrido SE 40
Figura 15. Límite de Betz 42
Figura 16. Costo capital y costo operativo SE 45
Figura 17. Producción de electricidad y energía absorbida por las baterías SE 46
Figura 18. Producción de electricidad, y energía absorbida por las baterías SE 46
Figura 19. Clasificación de las turbinas hidráulicas 69
Figura 20. Volumen de concreto Bocatoma 74
Figura 21. Peso del acero Bocatoma 74
Figura 22. Volumen de excavación Bocatoma 75
Figura 23. Relleno Bocatoma 75
Figura 24. Volumen de concreto y Peso del acero Desarenador 76
Figura 25. Volumen de excavación Desarenador 76
Figura 26. Volumen de concreto y Peso del acero Canal 77
Figura 27. Volumen de excavación Canal 77
Figura 28. Volumen de concreto y Peso del acero Tanque de carga 78
Figura 29. Volumen de excavación Tanque de carga 78
Figura 30. Volumen de excavación y concreto Casa de maquinas 79
Figura 31. Peso del acero Casa de maquinas 79
Figura 32. Peso de los equipos PCH 81

ANEXO A. DESCRIPCIÓN TECNOLOGÍAS VIABLES PARA LOS NODOS DE ESTUDIO Y SUS ESPECIFICACIONES TÉCNICAS.
GENERACIÓN CON DIESEL O COMBUSTÓLEO, MOTORES DE COMBUSTIÓN INTERNA – GENERADORES DE BAJAS REVOLUCIONES
Esta principalmente compuesto por el grupo electrógeno (motor + generador) y el grupo de control. Se utilizan para las horas donde se presenta la mayor demanda. Su combustible más utilizado es el diésel (ACPM) por su costo de generación menor con respecto a la gasolina, menor consumo, y mayor relación de transformación en un mismo ciclo lo que hace que puedan generar mayor potencia [1].
Se pueden clasificar como de alta velocidad (1000-3600 RPM), media velocidad (275-1000 RPM), y baja velocidad (58-275 RPM). Entre los diferentes combustibles a utilizar se encuentran el Diésel, Biogás, Gas natural, y Syngas (Gas pobre) [2].

Tensiones
Velocidad RPM
Medio de llegada insumos
Tipo de lubricante
Marca Motor-Generador
110
1000
Aéreo
15w40
CUMMINS
EGWILSON
220
514
Fluvial
RIMULA 40
PERKINS
LISTER HR2
127
20
Marítimo
Factor de Potencia
VOLVOPENTA
FG WILSON
244
16
Terrestre
0,9
ONAN PUMA
CUMMINS
Aspecto ambiental
Características casa de maquinas
AAA
EMD
Nivel de Ruido
Tipo de encerramiento
Sistema contra incendios
Sincronismo
STAMFORD
CRAMACO
Vertimientos
Edificio
 Sistema de control
Por Potencia y Tensión
KOHLER
CATERPILLAR
Escape exostos
Malla – caseta
Extintor
Por tensión
FGWILSON PERKINS

Cerca de madera –tejado
Ninguno
No tiene

Tabla 1. Caracterización generación con Diésel en ZNI
Fuente: Modificado de [3]


DESCRIPCIÓN DE SISTEMAS TERMICOS
Presentan una gran versatilidad ya que con un diseño adecuado pueden utilizar combustibles líquidos y gaseosos, pueden operar intermitentemente, con gran confiabilidad a carga parcial, elevado rendimiento en comparación a otra tecnologías térmicas. Su mayor inconveniente se encuentra en el aprovechamiento de la energía residual, repartida en agua de refrigeración, aceites, gases y energía de nivel térmico bajo, limitando su utilidad a la producción de agua caliente o vapor a baja presión [1].










Figura 1. Casa de máquinas unidad B, San Andrés Islas
Fuente: Tomado de [4].
Se clasifican de acuerdo al número de carreras requeridas para completar el ciclo de cuatro fases en:
Motores de dos tiempos: Realizan el ciclo en una revolución del eje, es decir, en dos carreras del pistón.
Motores de cuatro tiempos: Realizan el ciclo en dos revoluciones del eje, es decir, en cuatro carreras del pistón.
La diferencia de los motores de dos tiempos a cuatro tiempos radica en la potencia obtenida, ya que para una misma velocidad del eje del motor, un motor dos tiempos realiza el doble de ciclos. La desventaja de los motores de dos tiempos, es que el lubricante se mezcla con el combustible lo que produce mayores contaminantes.
Ciclos consecutivos para las fases de funcionamiento
Dependiendo del tipo de encendido, se da paso a la generación del movimiento en los pistones [5].
Ciclo de potencia para un motor de cuatro tiempos: Motor de encendido provocado (MEP)-Motores Otto o a Gasolina, presenta al menos una válvula de admisión y una de escape en los cilindros.
Admisión: En este primer tiempo, el aire se introduce al cilindro aumentando el volumen, consecuencia del descenso momentáneo de la válvula de admisión.
Compresión: En este segundo tiempo, tanto la válvula de admisión como la de escape se encuentran cerradas, el pistón realiza un movimiento ascendente para comprimir el aire. Una vez es comprimido se inyecta el combustible mediante el inyector para obtener la mezcla aire-combustible no homogénea.
Combustión y expansión: En este tercer tiempo, se realiza la combustión y expansión de la mezcla obtenida, por tanto el pistón realiza un movimiento descendente, las válvulas de admisión y escape se encuentran cerradas.
Escape: En este cuarto y último tiempo, la válvula de escape se abre para permitir la expulsión de los gases producidos en la combustión, el pistón realiza un movimiento ascendente para garantizar la expulsión de los gases.

















Figura 2. Ciclo de potencia para un motor de 4T
Fuente: Tomado de [5]
Ciclo de potencia para un motor de dos tiempos: Motores de encendido por compresión (MEC) – Motores Diésel, se caracterizan por no poseer válvula de admisión y válvula de escape, sino presentan lumbrera de admisión y lumbrera de escape. Debido a que se necesita realizar el ciclo en dos carreras del pistón, se presenta dos fases del ciclo por carrera. En la carrera ascendente se realiza la fase de admisión y compresión, y en la carrera descendente se realiza la fase de combustión y expansión, y la de escape.
Admisión: En esta primera etapa el aire es introducido al Cárter del motor aumentando su volumen por el movimiento ascendente del pistón, a través de la lumbrera de admisión. Más adelante en la segunda etapa cuando el pistón comienza el movimiento descendente el aire ubicado en el Cárter aumenta su presión debido a que la lumbrera de admisión se encuentra cerrada.
Transferencia y escape: En esta fase al terminar el movimiento descendente del pistón los gases quemados en la cámara de combustión son expulsados a través de la lumbrera de escape, empujados por el aire ascendente del Cárter producto de su elevada presión.
Compresión: El pistón comienza la carrera ascendente, de esta manera se cierra la lumbrera de escape, de esta manera comienza la fase de compresión del gas, una vez expulsados los gases quemados en la combustión.
Combustión y expulsión: Al llegar al punto muerto superior se inyecta el combustible que al ingresar en la cámara presurizada se auto-enciende para producir la combustión.















Figura 3. Ciclo de potencia para un motor de 2T
Fuente: Tomado de [5]
Principales componentes de una planta diésel [1]:
Grupo electrógeno: Motor acoplado a un generador a través de una junta elástica. El motor incluye un turbo cargador, seguido de un intercambiado para mejorar la eficiencia, un regulador de velocidad, y un tablero de control local. El generador incluye el sistema de excitación, y el tablero de protección y medidas.
Sistema de lubricación: Utilizado para el tratamiento del aceite que lubrica los pistones, compuesto por tanque de almacenamiento, bomba de transferencia para los grupos de electrógenos, bomba de aceite, filtros, intercambiador de calor, y una depuradora centrifuga.
Sistema de agua de enfriamiento del motor e inyectores: Utilizado para la refrigeración de algunas partes al interior de los motores e inyectores. Ésta compuesto por una bomba para el motor, y una para los inyectores, un intercambiador de calor y tanques de expansión.
Sistema de combustible: Encargado del suministro del combustible hasta los inyectores. Para la operación con ACPM necesita un tanque de almacenamiento, bombas, filtros y tanque diario. Para la operación con Fuel Oíl está compuesto por tanque de almacenamiento de ACPM, tanque de mezcla, depuradora centrifuga para el tratamiento del Fuel Oíl, y viscosímetro con calentador para el Fuel Oíl.
Sistema de recuperación de calor de los gases de escape: Encargado de la recuperación del calor de los gases de escape para producir vapor utilizado en el calentamiento del combustible a través de una caldera de recuperación. Es necesario además bombas y un condensador. Solo es utilizado cuando se trabaja con Fuel Oíl como combustible.
Sistema de aire comprimido: Suministra todo el aire comprimido requerido para el sistema neumático de la plantas para el arranque de los motores.
Sistema general de enfriamiento: Disminuye la cantidad de agua utilizada en la planta. Cuando se utiliza un radiador necesita bombas de circulación y un tanque de expansión. Cuando e utiliza un tanque de enfriamiento necesita bombas de circulación.
Grupo electrógeno de arranque: Se utiliza para plantas de gran escala o que utilicen Fuel Oíl, además que puede ser usado como grupo de emergencia.
Sistema de tratamiento de agua: Toda planta diésel debe poseer una planta contra incendio, que incluya una estación de bombeo, hidrantes, red de distribución, equipos de espuma para el tanque de combustible y de CO2 para los generadores.
Laboratorio químico: Utilizado para el análisis permanente de los combustibles, para poder garantizar el correcto funcionamiento del equipo, evitando desgastes excesivos y posibles fallas por corrosión, entre otros.
1.1.2. ESPECIFICACIONES TECNICAS SISTEMAS TERMICOS
Mantenimiento: Inspección, ajustes y mantenimientos periódicos.
Tabla 2. Mantenimiento sistema de generación con Diésel
Componente
Acción Mantenimiento
Periodicidad
Motores y Circuito cerrado de ventilación (Ventiladores, exosto y chimenea)
Mantenimiento preventivo
Cada 10.000 horas de operación

Limpiadas
cada 500 horas de operación

Inspección rutinaria
Cada 20.000 horas de operación

Cambio de aceite, refrigerante y bujías cada 500 a 2000 (h)

Reemplazo o reconstrucción de los cilindros y el turbo cargador cada 12000 a 15000 (h).

Reemplazo de anillos, pistones, sellos y bielas cada 24000 a 30000 (h).
Fuente: Modificado de [1]
Combustibles utilizados para la operación de una planta Diésel
Los combustibles utilizados deben poseer la propiedad de auto-ignición por las elevadas temperaturas y presiones presentes en la cámara de combustión [5].
Grupo de aceites pesados del petróleo: El combustible más utilizado es el diésel 2 conocido como ACPM (Aceite combustible para motores) utilizado para capacidades inferiores a los 2000 (kW). Existe un combustible más económico (proceso de refinación más sencillo) pero mucho más denso, Fuel Oíl (FO6), en el que se deben agregar etapas al sistema para disminuirle su densidad lo cual equipara mayores costos que son una inversión rentable en comparación al costo del combustible para capacidades superiores a los 2000 (kW).
Biodiésel: Combustibles líquidos proveniente del proceso de la biomasa, con características similares al ACPM, además de una gran propiedad de auto-ignición por ello es utilizado en motores de encendido por compresión. Se puede utilizar en mezcla con el ACPM o puro: Cuando se utiliza en mezcla se debe mantener una proporción inferior al 30%, porcentaje requerido para evitar problemas por temperatura en el motor, y al utilizarlo puro requiere de cambios adicionales al motor como por ejemplo los empaques de caucho por su contenido de acidez. Es reconocido a nivel mundial como el sustituto de la gasolina, ya que se puede utilizar en MEC sin requerir cambios técnicos en el motor, procedimiento necesario al utilizar el gas natural como combustible alternativo.
Cuando se habla de motores diésel a gas natural se refiere a un motor derivado constructivamente del motor diésel empleado en aplicaciones de elevada potencia. Se puede utilizar por encendido por chispa o inyección piloto de Gasóleo. Los motores que utilizan inyección piloto de Gasóleo son llamados duales ya que pueden emplear diésel y gas natural, especialmente en aplicaciones donde el suministro de gas natural es controlado [1].
ENERGÍA EÓLICA, AEROGENERADORES – TURBINAS DE EJE HORIZONTAL
La energía eólica es la energía cinética de las masas de aire en movimiento. Los equipos de conversión de energía transforman esa energía cinética en potencia mecánica que puede ser convertida en electricidad [6].
La cantidad de energía transferida al rotor por el viento depende de la densidad del aire, del área de barrido del rotor, de la velocidad del viento y un límite operativo por condiciones de diseño.
Área de barrido del rotor (área intercepta): El área del rotor determina cuánta energía del viento es capaz de capturar una turbina eólica; El área puede determinarse de acuerdo a las características del lugar.
Velocidad del viento: La velocidad del viento en superficie se refiere a la velocidad que alcanza esta variable meteorológica a 10 metros de altura, de acuerdo con la norma internacional establecida por la Organización Meteorológica Mundial (OMM). Una de las formas más exactas para determinar la velocidad del viento son las mediciones realizadas en estaciones meteorológicas, de estas mediciones se derivan los mapas eólicos; son los que proporcionan información global sobre los vientos medios en determinadas zonas geográficas [7].
La velocidad promedio es obtenida, gracias a mediciones realizadas con estaciones meteorológicas que alimentan bases de datos como fuentes confíales tales como: "NASA Surface meteorology and Solar Energy: RETScreen Data".










Figura 4. Esquema turbina eólica eje horizontal
Fuente: Tomado de [8]
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA EÓLICO
Principio de funcionamiento: El recurso eólico puede ser transformado a potencia mecánica por medio de dos principios, el arrastre y la sustentación aerodinámica. Una vez se dispone de la energía en forma de par de giro de eje mecánico en el eje del rotor, es multiplicada en la caja de engranajes, convertida en energía eléctrica a través de un generador [5]. Para mini-redes esencialmente son sistemas híbridos energía eólica – diésel, o energía eólica – fotovoltaica, o aún esquema de tri-generación, solar-eólica-diésel. La mayoría de los aerogeneradores pequeños comerciales de eje horizontal tienen las siguientes componentes [6].
Rotor multi-pala y tren de potencia
Cola que orienta el rotor en la dirección del viento mientras que las velocidades se encuentren en el rango de velocidad de arranque- velocidad de parada del aerogenerador.
Para velocidades que excedan la velocidad de parada se tiene un mecanismo que impide que el aerogenerador exceda esta velocidad.
Alternador o generador DC conectado al tren de potencia.
Control que permite regular la carga de las baterías. Cuando se emplea un alternador se emplea un puente de rectificación AC-DC.
Torre simple, de tubo simple o reticular en unidades de mayor capacidad






Figura 5. Aerogenerador
Fuente: Tomado de [9]

Es esencial un alto promedio de velocidad de vientos, como mínimo un promedio anual de 4 m/s, se tiende a sobreestimar la velocidad del viento. La velocidad del viento tiende a incrementarse con la altura del eje [8].
Tipos de aerogeneradores [5]:
Los aerogeneradores tipo Savonius son utilizados para requerimientos de poca potencia siguiendo el principio de arrastre. La segunda clase de aerogeneradores función bajo el principio de conservación del momento lineal y tienen las aspas diseñadas para rotar con base en sustentación aerodinámica, pueden ser de eje vertical o eje horizontal.
Los aerogeneradores de eje horizontal se encuentran orientados comúnmente a barlovento, en dirección del rotor frente al viento, esto es, el viento primero pasa por el rotor y luego por la torre. La otra orientación es a Sotaventó, la cual ya no es comúnmente utilizada. Igualmente el número de palas más utilizado es tres (tripala), aunque existen con dos (bipala) y una (monopala).

















Figura 6. Tipo de aerogenerador
Fuente: Modificado de [5]
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SISTEMAS EOLICOS
Características operacionales: Los sistemas requieren de las siguientes adaptaciones en el diseño [6]:
Requieren de una velocidad mínima del viento para una operación costo-eficiente
Se requiere que las palas sean de materiales apropiados para soportar la acción de componentes corrosivas del aire
Se requiere especial cuidado con los rodamientos en ambientes abrasivos
Se requiere de un mantenimiento programado para que el sistema funciones apropiadamente
Las garantías que se tienen para los aerogeneradores es generalmente de un año
Muchas de las componentes de los SFV se emplean en los sistema a las redes eólicas no conectadas (regulador de carga DC, banco de baterías e inversor).
Mantenimiento sistemas eólicos
Tabla 3. Mantenimiento sistema eólico
Componente
Acción Mantenimiento
Periocidad
Aerogenerador
Revisión Rotor, generador, devanados
cada 3 años a 5 años
Torre
Ajuste de torre y anclajes
Revisión cada 6 meses
Baterías
Para baterías abiertas, recargar agua desmineralizada
Mensual
Inversor
Ajuste e terminales
Cada 6 meses
Regulador de Carga
Ajuste de terminales
Revisión cada 6 meses







Reemplazos mayores:
Tabla 4. Vida útil componentes sistema eólico
Componente
Cambio en Años

5
10
15
Modulo Solar
 
 
 
Regulador de Carga
 
X
 
Baterías
X
X
X
Inversor
 
X
 




Se espera el reemplazo de un componente de 20% al 25% de los costos de inversión (Aletas del rotor o caja de engranajes). Según el Fabricante.
ENERGÍA SOLAR DIRECTA, SISTEMAS FOTOVOLTAICOS – PANELES SOLARES
Los sistemas Solares Fotovoltaicos (SFV) trasforman la radiación solar (potencia solar) directamente en potencia eléctrica DC. Los módulos solares están constituidos por celdas solares, fabricadas de materiales semiconductores, pueden ser: Monocristalinos, Policristalinos y Amorfos.
Para determinar la potencia suministrada o energía eléctrica que se va a generar por este sistema es necesario conocer: la radiación promedio del lugar, determinar la eficiencia del panel solar fotovoltaico, su tamaño y la cantidad que se deben instalar [12].

Tabla 5. Tabla 5. Eficiencia paneles fotovoltaicos Poli-cristalinos
Eficiencias de los paneles fotovoltaicos
Silicio puro Poli-cristalino
15% hasta el 20%, dependiendo del fabricante.




De igual forma conociendo la potencia del panel fotovoltaico por instalar se halla el número de paneles necesarios.
La radiación promedio es obtenida, gracias a mediciones realizadas con estaciones meteorológicas que alimentan bases de datos como fuentes confiables tales como: "NASA Surface meteorology and Solar Energy: RETScreen Data".
Para el cálculo de energía total requerida (Consumo), se recomienda recopilar información sobre los electrodomésticos o cargas conectadas al sistema, su tiempo de funcionamiento, el ciclo semanal de utilización y las características eléctricas de cada aparato, es decir, se debe diferenciar los aparatos que funcionan en corriente continua y aquellos que lo hacen en corriente alterna.


DESCRIPCIÓN SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
Los SFV pueden suministrar corriente DC y/o AC, en varias configuraciones de voltaje, corriente y potencia. Cuando se requiere suministrar potencia durante periodos nubosos o durante la noche o alimentar cargas que tienen picos de corriente es necesario emplear baterías de almacenamiento. Los módulos solares de los SFV se instalan frecuentemente en una posición fija en una estructura independiente o sobre la cubierta de una edificación, orientados hacia el sur (norte) en el hemisferio norte (sur). El cableado de los módulos solares se lleva hasta el equipo acondicionador de potencia, y de allí al banco de baterías y a las diferentes aplicaciones [6].
Los elementos de un SFV aislado son [5]:
Generador FV: Transforma la potencia solar en electricidad DC.
Regulador de carga: Protege el banco de baterías contra sobrecargas y descargas profundas.
Banco de baterías: Almacena la energía eléctrica para su uso en periodos sin sol, permiten la operación de las cargas que demandan corriente de arranque elevada, estabilizan el voltaje del sistema, y absorben transitorios.
Inversor DC-AC: Trasforma la potencia DC en AC.
Diodos de bypass: Se emplean para proteger los módulos individuales de daños que puedan sufrir por efecto de sombreado parcial, para evitar que un módulo se convierta en una carga eléctrica para el sistema.
Diodos de bloqueo: Previenen la descarga de la batería a través de los módulos durante la noche.















Figura 7. Sistema Fotovoltaico
Fuente: Tomado de [10]
ESPECIFICACIONES TÉCNICAS DE SISTEMAS FOTOVOLTAICOS
Características operacionales: Los SFV en mini-redes o sistemas híbridos requieren de la supervisión de un operador a fin de vigilar su comportamiento y tomar medidas operativas apropiadas en situaciones de fallas. Recomendando la adopción de medidas de ahorro de energía.
Mantenimiento de SFV: Se requiere un mantenimiento con una supervisión frecuente [6].
Tabla 6. Mantenimiento SFV
Componente
Acción Mantenimiento
Periodo
Modulo Solar
Limpieza
Trimestral, De acuerdo al grado de suciedad
Regulador de Carga
Ajuste de terminales
Revisión cada 6 meses
Baterías
Para baterías abiertas, recargar agua desmineralizada
Mensual
Inversor
Ajuste e terminales
Cada 6 meses





Reemplazos mayores: Un factor crítico para la duración de las baterías es la apropiada selección del tipo, capacidad de la batería y método de carga, por lo que resulta necesario hacer un estudio de la demanda y generación, preferiblemente simular el comportamiento del banco de baterías [6].
Tabla 7. Vida útil componentes SFV
Componente
Cambio en Años

5
10
15
Modulo Solar
 
 
 
Regulador de Carga
 
X
 
Baterías
X
X
X
Inversor
 
X
 

Los fabricantes de módulos solares garantizan los módulos por periodos hasta de 25 años (considerando un decrecimiento de la potencia gradual durante 25 años hasta niveles entre 80% y 90% de la potencia inicial).
ENERGÍA HIDRÁULICA, MICRO Y PEQUEÑAS CENTRALES HIDROELÉCTRICAS – TURBINAS PELTON
La energía hidráulica consiste en aprovechar el paso del agua de un río o caída para la producción de energía eléctrica; esto se consigue gracias a la diferencia en el nivel de agua existente entre dos puntos [6].
Para determinar la capacidad de generación de energía eléctrica por medio de esta tecnología, debe realizarse una evaluación del recurso hidrológico, conocer el salto o caída (energía potencial) y el caudal disponible.
El salto: Depende de la topografía del terreno y el caudal del río o arroyo que se va a utilizar.
El caudal: Se halla con los datos hidrológicos. Ya que el caudal de los ríos varía a lo largo del año deben realizarse mediciones periódicas (empleando caudalímetros) y luego por métodos estadísticos obtener el caudal promedio con el cual va a trabajarse, si este caudal es mayor que la demanda del proyecto, entonces la fuente tiene capacidad para abastecer la demanda sin necesidad de almacenamiento (embalse de almacenamiento). Para estudios de factibilidad deben emplearse mapas de pluviosidad y cuencas hidrográficas [12].
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA PCH
El aprovechamiento hidroeléctrico con regulación a filo de agua, es el más usado para zonas aisladas, con turbinas Pelton. La tecnología de filo de agua toma parte del caudal del río, lo utiliza en la central para generar la electricidad y devuelve el agua al cauce original. No se necesita una presa para mantener el agua, pero eso genera fluctuaciones en el abastecimiento de energía pues depende de las variaciones estacionales de flujos de agua. Al no requerir la construcción de embalses, el costo de inversión y el impacto es menor que el impacto que generan las hidroeléctricas tradicionales [11].
















Figura 8. PCH a filo de agua
Fuente: Tomado de [12]
En los esquemas a filo de agua, el agua es derivada a través de una bocatoma en el río. Un desarenado es ubicado aguas abajo de la bocatoma con el fin de remover las partículas que transporta el río y que son perjudiciales para el funcionamiento del sistema, especialmente para el desgaste de las turbinas, luego el agua es conducida por medio de un canal o túnel que permite alimentar un tanque de carga que garantiza la altura de generación para la producción de energía [6].

Pequeña Hidroeléctrica no está universalmente definida, el tamaño del proyecto está relacionado no solo con la capacidad de generación eléctrica, sino también se cuenta con la altura de carga; ya sea alta o baja [13].

Tabla 8. Proyectos pequeñas centrales hidroeléctricas
Central
Potencia Típica
Caudal RETScreen
Diámetro de Rueda RETScreen
Micro
< 100 kW
< 0,4 m3/s
< 0,3 m
Mini
100 a 1.000 kW
0,4 a 12,8 m3/s
0,3 a 0,8 m
Pequeña
1 a 50 MW
> 12,8 m3/s
> 0,8 m
Fuente: Modificado de [13]
Las obras civiles correspondientes a un aprovechamiento hidroeléctrico básico son:
Bocatoma
Compuertas
Desarenado
Canal de aducción
Cámara de carga
Tubería de carga
Equipo electromecánico
Canal de restitución

ESPECIFICACIONES TÉCNICAS SISTEMAS HIDRAULICOS
Una PCH puede ser construida en dos años, su licenciamiento ambiental está muy reglamentada, pero requiere una capacitación para su mantenimiento y operación que puede ser alcanzada por individuos de las comunidades locales después de largos procesos de formación, y su montaje e instalación deben ser realizados por expertos [6].
Mantenimiento sistemas PCH: Dependiendo del tipo de equipo, el periodo de mantenimiento varía. Existen dispositivos que deben atenderse de forma diaria, otros en forma semanal, mensual, anual, etc. Inmediatamente después de efectuar cualquier tipo de mantenimiento, se deben realizar las pruebas necesarias para certificar el buen funcionamiento del equipo.
Tabla 9. Mantenimiento MCH - PCH
Componente
Acción
Periodo
Bocatoma
Inspección
Diario o semanal

Mantenimiento
Anual
Desarenado
Inspección
Diario o semanal

Mantenimiento
Trimestral
Compuertas
Inspección
Diaria o semanal

Mantenimiento
Anual
Canal de aducción
Inspección
Diaria o semanal

Mantenimiento
Anual
Cámara de carga
Inspección
Mensual

Mantenimiento
Anual
Sensores de nivel
Inspección
Diario

Mantenimiento
Trimestral
Válvulas
Inspección
Diario

Mantenimiento
Cada 4 meses
Tubería de presión
Inspección
Mensual

Mantenimiento
Cada 4 años
Sistema mecánico
Inspección
Mensual

Mantenimiento
Cada 4 meses
Sistema Eléctrico
Inspección
Cada 10 días

Mantenimiento
Anual

GENERACIÓN DE ELECTRICIDAD CON BIOMASA
La biomasa solida es uno de los combustibles con los que ha contado el hombre para generar energía eléctrica mediante la combustión de la misma. Entre los principales combustibles sólidos se cuentan la madera, los residuos agrícolas, el carbón mineral y el carbón vegetal. La biomasa utilizada en el proceso de combustión debe tener una relación C/N (carbono/nitrógeno) mayor de 30 y una humedad al momento de la recogida, inferior al 50% en peso. El contenido de humedad, la composición química y el poder calorífico de la biomasa solida son aspectos que hay que conocer para la construcción y el funcionamiento de los hornos, en aplicaciones de carbón vegetal [7].
Si no se conoce el poder calorífico de la biomasa, es necesario determinar la composición y hacer un análisis químico para determinar dichos poderes caloríficos, o si se posee una mezcla de combustibles.
Tabla 10. Poder calorífico de algunas formas de biomasa

Producto
Humedad % en seco
Contenido aproximado de ceniza %
Poder calorífico inferior (PCI) (MJ/kg)




Bagazo
40-50
10,0-12
8,4-10,5
Cáscaras de maní
3,0-10
4,0-14
16,7
Cáscaras de café
13
8,0-10
16,7
Cáscaras de algodón
5,0-10
6
16,7
Cáscaras de coco
5,0-11
3
16,7
Cáscaras de arroz
9,0-10
15,0-20
13,8-15,1
Olivas
15,0-18
3
16,7
Fibras de palma de aceite
55
10
7,5-8,4
Cáscaras de palma
55
5
7,5-8,5
Mazorcas de maíz
15
1,0-2
19,3
Paja y cáscaras de arroz
15
15,0-20
13,4
Paja y cáscaras de trigo
15
8,0-9
19,1
Fuente: Tomado de [7]
Dependiendo de la capacidad a instalar y el posible aprovisionamiento del recurso energético de cada localidad se selecciona la tecnología más adecuada para generación a partir de Biomasa. La gasificación es utilizada para pequeñas capacidades que oscilan entre ( 30 MWe) los sistemas de Gasificación combinados con turbinas de gas y de vapor ofrecen ventajas en cuanto a la eficiencia de generación.
COMBUSTIÓN DIRECTA
La tecnología de combustión directa con caldera y turbina; es una caldera de parrilla que cede el calor a un ciclo de vapor, el vapor generado actúa sobre un turbogenerador que produce electricidad. Es una tecnología simple y madura cuyo rendimiento eléctrico está entre 20% - 28%, y puede mezclar diferentes tipos de combustibles (biomasas) [6].














Figura 9. Esquema de planta de generación por combustión de biomasa solida –Ciclo de Vapor
Fuente: Tomado de [14]

En general el aprovechamiento energético de la biomasa en la generación de electricidad comprende cuatro pasos básicos [6].
Recolección de la biomasa: (Cosechar o recoger según sea cultivo energético o residuos agrícolas)
Preparación: (secado, astillado, troceado, etc.) dependiendo del tipo de biomasa
Transformación. (Combustión)
Generación de electricidad: (ciclo Brayton y ciclo Ranking )
Esta tecnología contribuye a la estabilidad de la red de distribución, dada su capacidad para proporcionar al sistema eléctrico garantía de suministro a cualquier hora del día, independientemente de las diferentes condiciones meteorológicas.
GASIFICACIÓN
Es un tipo de pirolisis en la que se utiliza una mayor proporción de oxígeno a mayores temperaturas, con el objetivo de optimizar la producción del llamado ―gas pobre, constituido por una mezcla de monóxido de carbono, hidrógeno y metano, con proporciones menores de dióxido de carbono y nitrógeno, y cuyo poder calorífico es de 1100 – 3000 kcalm3 [7].
El poder calorífico del combustible empleado en el proceso de Gasificación depende del tipo de Biomasa, y específicamente del agente Gasificante, el cual aporta calor para dar inicio a las reacciones.

Tabla 11. Características de los gases generados en combustión en función del agente Gasificante
Agente Gasificante
Composición Gas Generado
Poder Calorífico del combustible resultante
Aplicaciones
Aire
Gas pobre o gas gasógeno: 50% N2, 20% CO, 16% H2, 12 % CO2, 2% CH4.
2,5-8MJ/Nm^3
Calor, Electricidad (MTG)




Oxígeno
Gas de síntesis: C0 + H2, enriquecido con diferentes cantidades de CO2 e hidrocarburos.
10-20 MJ/Nm^3
Electricidad, Calor, Metanol, Etanol, Ácido Acético, Amoníaco, Gasolina.




Vapor de agua y/o oxígeno, o vapor de agua
Gas de síntesis enriquecido en H2 y C0


Hidrogeno
Gas de síntesis con alto contenido en CH4
>30 MJ/Nm^3
Sustituto del gas natural
Fuente: Tomado de [6]
DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA CON GASIFICADOR
La gasificación se realiza en un recipiente cerrado, por lo general de forma cilíndrica, llamado "generador de gas, el cual normalmente contiene nitrógeno (50-54%), dióxido de carbono (9.11%), metano (2.3%), Monóxido de carbono (20-22%) e hidrógeno (12-15%). A continuación se encuentran las etapas del proceso de Gasificación [6]. El generador de gas se calienta y se enciende en la zona de oxidación, se lleva a cabo la combustión y ocurre el aumento de temperatura (900-1200 ºC).
Secado: Es necesario disminuir la humedad de la Biomasa para evitar contaminación y obtener mayor eficiencia en el proceso.
Pirolisis: La biomasa seca se alimenta en la parte superior de la tolva. A medida que desciende se incrementa el calentamiento llegando a la etapa de pirolisis a temperaturas de (200 – 600 ºC), conocida como "la zona de pirolisis", donde se producen reacciones exotérmicas para obtener valor de agua, metanol, ácido acético y alquitranes.
Oxidación: Una vez se obtienen los productos en la zona de pirolisis, se atraen a la zona de oxidación donde se suministra una cantidad calculada de aire y se lleva a cabo la combustión a temperaturas entre (900-1200 ºC).
Reducción: Las reacciones en la zona de reducción son endotérmicas y sensible a la temperatura (900 – 600 ºC).











Figura 10. Diagrama de Gasificado para generación eléctrica
Fuente: Tomado de [15]
En donde:
G – Gasificador – Reactor convierte biomasa a gas.
C – Ciclonador – Atrapa partículas grandes de ceniza.
S – Scrubber - Limpia y enfría el gas.
WB – Succionador – Da succión al sistema.
SB – Separador – Separa el agua del gas.
GC – Intercambiador de calor. Enfría el gas.
FF1 & FF2 – Filtros finos de aserrín.
SF- Filtro de seguridad. Fabricado de fibra sintética



ESPECIFICACIONES TECNICAS GASIFICADOR
Mantenimiento Gasificador
El costo de mantenimiento de los Gasificadores es muy bajo, así como su operación. De las 8760 horas del año, 1752 horas se usan para su mantenimiento, o sea que al año el Gasificador trabaja en un 80%.Depende del tamaño y aplicación del Gasificador, es la frecuencia del mantenimiento.
Tabla 12. Mantenimiento del Gasificador
Componente
Acción Mantenimiento
Periodicidad
Gasificador
Cheque niveles de agua
A diario sin detener funcionamiento

Drenar cenizas


Chequeo humedad en biomasa


Cheque tolva de vaciado
Cada 4 días , 2 a 4 horas deteniendo el funcionamiento

Chequeo puntas de entrada de aire


Chequear puntas de entrada de aire


Chequear válvulas de entrada de aire


Chequear separador de agua


Chequear cámara de carbón
Cada 17 días, 24 horas deteniendo el funcionamiento

Limpieza del soplador


Chequear tubería de gas


Chequera cellos


Examinar el filtro de seguridad


Chequera el nivel de aceite en cajas reductoras
Cada 42 días, 2 a 4 horas deteniendo el funcionamiento

Chequear cojines y sellos de aceite


Chequear electrónica en el panel de control


Fuente: Modificado de [6]
OTROS PROCESOS A PARTIR DE LA BIOMASA
A continuación se encuentran algunos de los procesos que se pueden encontrar a partir de Biomasa [7].
Producción de carbón vegetal
La biomasa se quema con disponibilidad reducida de aire, lo que impide que la combustión sea completa. El residuo es carbón vegetal que presenta mayor densidad que la biomasa, utilizado para fines domésticos. Se deriva de la madera, cascara de coco y algunos residuos agrícolas. La forma empleada para producirlo es mediante Hornos de tierra y mampostería, y es recomendado disponer de biomasa seca y deshumidificada para un buen rendimiento.
Pirolisis
Se emplean sustancias orgánicas con un pequeño grado de humedad y alto grado de carbono con respecto al nitrógeno. Dependiendo del producto deseado se emplea el material para alimentar al reactor de pirolisis; por ejemplo, la celulosa produce ácido acético pero no alcohol metílico, mientras que la lignina origina alcohol metílico además de sólidos.
Digestión anaeróbica
La digestión de biomasa humedecida por bacterias en un ambiente sin oxígeno (anaeróbico) produce un gas combustible llamado biogás. Se deposita la Biomasa (desechos de animales) en un contenedor cerrado (el digestor) y allí se deja fermentar; después de unos días, dependiendo de la temperatura del ambiente, se habrá producido un gas, que es una mezcla de metano y dióxido de carbono. La materia remanente dentro del digestor es un buen fertilizante orgánico.
Bioetanol
Son combustibles líquidos productos de la fermentación de azucares (etanol) y la destilación destructiva de la madera (metanol), utilizados como sustitutos de combustibles fósiles. Se pueden utilizar puros o mezclados con la gasolina (Etanol 5% y Etanol 10%).
Gas de rellenos sanitarios
Es posible la producción de un gas combustible de la fermentación de los residuos orgánicos de los rellenos sanitarios.
En las siguientes tablas se encuentra un consolidado con los procesos más utilizados en la generación de energía eléctrica a partir de Biomasa.


Tabla 13. Biomasa utilizada en cada proceso de generación
Proceso
Tipo
Producción
Biomasa utilizada
Termo-químico
Pirolisis
Carbón vegetal, Carbón de leña, alcohol metílico, ácido acético, Gas pobre, Componentes líquidos
Residuos vegetales, Desperdicios limpieza del bosque, Hojas, Virutas, Lena, Aserrín, Paja, Desechos sólidos urbanos, Desechos industriales de carácter orgánico.

Gasificación
Gas pobre o Syngas
Madera, Cascara de arroz, Cascara de coco.
Bio-químicos
Digestión Anaeróbica
Biogás, Fertilizante orgánico
Desechos de animales, aguas negras, mieles

Bioetanol
Etanol
Ricas en Azucares (Remolacha, caña de azúcar, Melaza), Ricas en leño-celulósica (Madera, Residuos de podas, Residuos sólidos urbanos), Ricas en Almidones (Maíz, Trigo, Cebada, Torjo)


Metanol


Biodiésel
Ésteres grasos (Etil o metilo éster)
Aceites vegetales (de Girasol, Soya, Colza, Coco, Palma), Grasa Animal( Sebo de vaca) , Grasas recicladas (Frituras), Aceites de otras fuentes (Producciones microbianas, micro algas),

Gas de rellenos sanitarios
Biogás
Desechos sólidos urbanos
Combustión Directa
Combustión Directa
Líquidos, Solidos y Gaseosos
Sólidos (Lena, Residuos agrícolas, Carbón mineral, Carbón vegetal, Residuos forestales, Paja, Residuos industriales de la madera, Residuos de la industria Agroalimenticia, desechos sólidos humanos)






Tabla 14. Utilidad Biomasa empleada en cada proceso de generación
Tipo
Utilidad
Empleado
Poder calorífico del combustible obtenido
Combustible Resultante
Sub-Proceso
Pirolisis
Uso doméstico, Electricidad
Hornos de tierra y mampostería
4,602-12,55 (MJ/m^3)
Gaseosos, líquidos y sólidos
Pirolisis
Gasificación
Electricidad
Motores diésel, y turbinas a gas.
4,602-12,55 (MJ/m^3) en presencia de oxigeno
Gaseosos
Pirolisis con una mayor proporción de oxigeno
Digestión Anaeróbica
Electricidad, Calor, Tratamiento de aguas
Motores diésel
22,18-23,01 (MJ/m^3)
Gaseosos
Fermentación Anaeróbica
Bioetanol
Transporte y Propulsión de máquinas, Electricidad
Motores diésel
29,23 (MJ/kg)
Líquidos
Fermentación de azucares



20,92 (MJ/kg)

Destilación destructiva de madera
Biodiésel
Transporte y Propulsión de máquinas, Electricidad
Motores diésel
45 (MJ/kg) Mezclado con diésel
Líquidos
Transesterificación
Gas de rellenos sanitarios
Electricidad
Motores diésel
5,5 (MJ/kg)
Gaseosos
Fermentación natural
Combustión Directa
Electricidad
Turbinas a vapor de agua
N/A
Gaseosos
Ciclo de vapor

TECNOLOGÍAS - SISTEMAS HÍBRIDOS SH
En Zonas no Interconectadas o asiladas, la inclusión de tecnologías renovables ha impulsado por parámetros de confiabilidad, seguridad y continuidad en el servicio de energía eléctrica, la innovación e implementación de sistemas híbridos con barraje AC.

El diseño de estos sistemas tiene complejidad debido a que es necesario integrar los sistemas de generación alrededor de un sistema maestro que es un banco de baterías y un sistema inteligente que decide cuál de los dos generadores entra en operación para abastecer la demanda.
Existen aplicables para las zonas no interconectadas, bajo el esquema de generación para mini redes como:
SH energía eólica – diésel
SH energía eólica – fotovoltaica
SH energía solar – eólica – diésel















Figura 11. Diagrama de bloques de un SH energía solar – eólica – diésel integrado por el bus AC
Fuente: Tomado de [6]
Los SH diésel-solar, para el suministro AC pueden tener cuatro configuraciones [6].
Híbrido en serie
Híbrido conmutada
Híbrido en paralelo
Híbrido en paralelo integrada por barraje AC
Siendo el ultimo el más avanzado porque los elementos consumidor, planta diésel y generador solar son integrados por el barraje AC.













Figura 12. Diagrama de bloques Sistema Híbrido Solar-Diésel en paralelo integrado por barraje AC
Fuente: Tomado de [6]
En esta configuración, la demanda máxima que puede suministrar el sistema es la capacidad del inversor más la de la planta diésel y del generador solar en vez de ser la de cada uno por separado. La posibilidad de sincronizar el inversor con el generador diésel y al sistema solar da una mayor flexibilidad para optimizar la operación del sistema. La generación solar se aplica directamente a la demanda diurna y solamente los excedentes van a la batería.
Los SH Diésel-Solar tienen los siguientes elementos:
Unidades de generación: Planta(s) diésel y generador FV (o generador solar)
Almacenamiento de energía: Banco de baterías
Electrónica de potencia y regulación (controlador de carga, rectificador, inversor, control de operación de las unidades diésel).




ANEXO B. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZONAS NO INTERCONECTADAS
A continuación se especifican los siguientes parámetros cuantitativos del Check list que están incluidos en la metodología de costos:
Costo de inversión (USD/kW) en nuevas unidades de generación para cada tecnología y su fuente de energía. Si existe capacidad instalada; costo (USD) de adicionar un (kW) a la capacidad instalada.
Costo asociado a la generación: Administración, Operación, y Mantenimiento en el nodo, para cada tecnología y su fuente de energía.
Costo (USD/unidades) de fuente de energía existente en el nodo (adquisición y transporte) en cada nodo.
Costo (USD/unidades) de fuente de energía (adquisición y transporte) en el mercado interno en cada nodo. (Comprado en Colombia).
En cada una de las localidades seleccionadas se encuentra capacidad instalada primordialmente a base de diésel, redes de distribución de energía eléctrica, subestación y su respectivo sistema de control, por ende los costos asociados a la inversión y generación se han establecido para ampliar la cobertura del servicio de energía eléctrica según a las proyecciones de demanda realizadas, garantizando un suministro 24 horas diarias. Para aplicaciones donde no se cuenta con el servicio de energía eléctrica es necesario considerar un valor para los ítems donde se consideró no aplicaba (Energía fotovoltaica y energía eólica), además de los establecidos en [5]. El costo de transporte por localidad se ha tomado de [6], determinados para cada grupo establecido en [16].
Tabla 15. Costo promedio de transporte por localidad en las ZNI
Grupo
Centro Poblado
Departamento
Centro de abastecimiento
Urbano (US$/kg)
Rural (US$/kg)




Marítimo
Fluvial
Terrestre
Aéreo

1
Acandí
Choco
Cartagena
1,35
N/A
N/A
N/A
1,08
2
Bahía Solano
Choco
Buenaventura
1,08
N/A
N/A
N/A
1,08
9
Leticia
Amazonas
Leticia
N.A
N/A
N/A
2,17
1,63
Área exclusiva
San Andrés
San Andrés y providencia
San Andrés
2,44

2.1. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, ENERGÍA FOTOVOLTAICA
Una vez establecida la radiación promedio de cada localidad para el 2013 seleccionada de RETScreen se prosigue a calcular la energía generada conociendo las características del conjunto de paneles solares, de acuerdo a la formulación existente en [7].
E=Rad*A*#PFV*n ( 1 )
E: Energía eléctrica generada a través del conjunto de paneles solares (kWh).
Rad: Radiación Solar (kWh/m2).
A: Área de un panel solar (m2).
#PFV: Número de paneles solares requeridos.
n: Eficiencia del panel solar (%).
Si lo que se conoce es la demanda de energía, y las características de un panel fotovoltaico es posible determinar el número de paneles necesarios o el número de horas solares requeridas.
#PFV=E#HSV*Ppfv ( 2 )
#HSV: Número de horas solares verdaderas (h).
Ppfv: Potencia útil de un panel fotovoltaico (kW).
Además de la eficiencia del panel es necesario considerar el factor de operación, que en este caso es aproximado a 12(h) de trabajo diarias, ya que un SFV no puede garantizar suministro las 24 horas del día sin un sistema de almacenamiento. La potencia útil del panel solar hace referencia - a la posible demanda (kW) a suministrar- por ello no se toma como capacidad instalada, teniéndose en cuenta la eficiencia. El número de horas solares se estima como la cantidad de horas al día en donde es posible garantizar un porcentaje de radiación solar aproximadamente constante necesarias para generar un (kW) [6], en este caso se ha tomado como el promedio de la radiación solar requerida para generar un (kW) en una superficie de un (m^2). La cantidad de fuente de energía solar, es la cantidad de radiación solar necesaria para generar un (kW), el cual es utilizado en el modelo de optimización de Mariantonieta Molina, y se determina en seguida:
Wsfv=#HSVn*A*#PFV ( 3 )
Wsfv: Cantidad de fuente de energía solar requerida para generar un kW en el SFV (kWh/m2)/kW).
Es posible observar que la cantidad de fuente de energía solar disminuye con el aumento de la capacidad instalada; es un valor de mayor magnitud para localidades con una radiación elevada en comparación con localidades de menor radiación, ya que la capacidad instalada requerida será mucho menor para garantizar el mismo suministro de energía.
A continuación se describe una aplicación del dimensionamiento del SFV utilizado en la localidad de Ciudad Mutis del municipio de Bahía Solano para una capacidad instalada de 15 (kW).
Tabla 16. Características del conjunto de paneles solares SFV
PANELES SOLARES
Radiación promedio
Rad
4,20
(kWh/m^2)
Área de un panel
A
1,64
m^2
Eficiencia del panel
N
0,146
Número de paneles requeridos
#PFV
50
Número de horas solares verdaderas
#HSV
4,20
h-día
Capacidad instalada por panel
PIpfv
300
W
Energía generada por día a la radiación promedio
E
50,25
kWh-día
Energía generada anual
Emes
18342,15
kWh-anuales
Demanda de potencia
Dp
2190
W
Cantidad de fuente requerida para generar un kW
W
0,35
(kWh/m^2)/(kW)
Capacidad instalada total
P
15000
W

Para dimensionar el banco de baterías se debe partir de la energía generada por día y la tensión del sistema en DC, con esto es posible encontrar la capacidad necesaria por día del banco de baterías (Ah), y de acuerdo a las sugerencias de proveedores seleccionar el conjunto adecuado. Es importante seleccionar la tensión adecuada del SFV que sea coherente con la tensión de los paneles solares, baterías, controladores de carga e inversores.
Tabla 17. Dimensionamiento del banco de baterías SFV
BANCO DE BATERÍAS SFV
Energía generada por día
50,25
kWh-día
Tensión DC
48
V
Capacidad por día
1046,93
Ah
Capacidad nominal batería
12-255
V-Ah
Capacidad de baterías en paralelo y serie
48-1020
V-Ah
Número de baterías en total
16
Capacidad del banco de baterías
1020
Ah

Una vez dimensionado el banco de baterías se prosigue a determinar el conjunto de controladores de carga, para ello es necesario conocer la capacidad por día, y el número de horas solares verdaderas, de tal manera que se encuentre la corriente pico del sistema, que será multiplicada por un factor de seguridad de acuerdo a [6] para determinar la capacidad del banco de controladores.
Tabla 18.Dimensionamiento del controlador de carga SFV
CONTROLADOR DE CARGA SFV
Capacidad por día
1046,93
Ah
Número de horas solares verdaderas
4,20
H
Corriente máxima
249,42
Ap
Corriente del controlador de carga
324,24
A
Capacidad nominal del controlador de carga
80
A
Controladores de carga a utilizar
4

El conjunto de inversores es determinado con la capacidad máxima de generación (kW), que de acuerdo a las especificaciones de proveedores y los datos de productos de RETScreen se estableció un factor de carga de diseño de aproximadamente un 15%.



Tabla 19. Dimensionamiento del inversor SFV
INVERSOR SFV
Demanda máxima
2,19
kW
Capacidad nominal del inversor
3
kW
Número de inversores a utilizar
1
Capacidad del banco de inversores
3
kW





Con la metodología empleada se busca aprovechar la mayor cantidad de energía disponible por el sistema fotovoltaico, evitando excesos de energía que no son aprovechables por una configuración inadecuada del banco de baterías o capacidad instalada elevada, que al final serán mayores costos de inversión total o capital. Mediante la ayuda de Homer es posible optimizar el diseño previo, a continuación se muestra un ejemplo:









Figura 13. Costo capital vs exceso de electricidad SFV
En la figura 13, podemos observar que aumentando un poco el costo capital, se disminuye notoriamente el exceso de electricidad y aumenta la cantidad posible de energía a suministrar, ya que no es posible aprovechar en su totalidad la energía generada por los paneles solares. El incremento del costo capital se ve reflejado en un adecuado dimensionamiento del banco de baterías seleccionadas de acuerdo a las sugerencias hechas por los proveedores para cada capacidad a instalar, evitando utilizar un banco de baterías con unidades de gran capacidad, innecesarias para SFV donde su estado de carga oscila entre el 60%.
De lo anterior dicho se concluye: es posible incrementar la energía suministrada, utilizando un adecuado banco de baterías donde sus costos de inversión y reemplazos sean inferiores en comparación a un aumento de la capacidad a instalar.
Una vez dimensionado el SFV para la capacidad a instalar se prosigue con el cálculo de costos de acuerdo a la metodología diseñada en [6] y [5], además de la información existente en el SUI por localidad.
Costos de pre-inversión: Asociados al diseño del sistema eléctrico y mecánico del SFV, aumenta proporcionalmente con la capacidad instalada.
Costos de inversión:
Adquisición sistemas y equipos: Cambian dependiendo del mayor aprovechamiento de la energía, dependen de la radiación solar, y la capacidad instalada. Al aumentar la capacidad instalada es aconsejable utilizar un número elevado de baterías, en vez de buscar baterías de mayor capacidad que en el transcurso del tiempo equivalen a mayores costos de reemplazos, además que para aplicaciones en SFV su estado de carga es medio, lo cual es un desaprovechamiento de su capacidad.
Transporte de equipos: Están definidos para cada localidad en [6] de acuerdo a los grupos establecidos en [16]. En la tabla 15 se especifican los requeridos para las localidades a estudiar.
Obras Civiles: Se consideró que no aplicaba, como resultado de la capacidad actual existente.
Montaje eléctrico, mecánico e instalación: Aumentan proporcionalmente con la capacidad instalada.
Permisos y estudios ambientales: Se consideró que no aplicaba, como resultado de la capacidad actual existente.
Capacitaciones: Aumenta con la capacidad instalada.
Extras: Son un porcentaje de los costos anteriormente enunciados, por ello son diferentes para cada localidad, modificados de [6].
Costos de administración: Depende de la localidad, aumentan proporcionalmente con la capacidad instalada, modificados de [6].
Costos de operación: En SFV aislados no aplican, es importante considerar que son establecidos por generación a base de combustibles fósiles, que en su mayoría utilizan motores alternativos de combustión interna MACI.
Costos de mantenimiento: Depende de la localidad, aumentan proporcionalmente con la capacidad instalada, modificados de [6].
Los costos de AOM son determinados por las inspecciones realizadas a los elementos de los SFV, el total de ellos corresponden a la componente fija de AOM ya que para SFV no aplica una componente variable [5].
Costos de reemplazos de equipos: Se ha establecido como un porcentaje del total de la inversión, aunque deben ser determinados según el tiempo de vida de los elementos. Es importante seleccionar el banco de baterías adecuado además que garanticen un tiempo de vida cercano a los 5 años, razón por la cual este valor es muy determinante en el correcto sostenimiento del proyecto de generación.
Costos aplicados a la localidad Ciudad Mutis del municipio de Bahía Solano para la capacidad instalada previa.
Tabla 20. Costo de pre-inversión SFV
Pre-inversión
Cantidad
Unidad
Costo unitario
Unidad
Total (US$)
Ingeniería y diseños
10
días/persona
199,95
(US$/día)
1999,54

Tabla 21. Carga total para el costo de transporte SFV

COSTO DE TRANSPORTE SFV
Carga
(kg)
Cantidad
Total (kg)
Panel
27,49
50
1374,41
Baterías
78
16
1248
Inversores
50
1
50
Controlador de carga
5,56
4
22,24
Otros
50
50
Total (kg)
2744,65


Tabla 22. Costo total de inversión SFV
COSTO TOTAL DE INVERSIÓN SFV
Inversión
Cantidad
Capacidad
Unidad
Costo
Unidad
Total (US$)
Adquisición Sistemas y Equipos
46158,98
Paneles solares
50
300
Wp
1,29
(US$/Wp)
19360,88
Controladores de carga
4
80
A
947,76
(US$)
3791,04
Banco de baterías
16
255
Ah
641,67
(US$)
10266,80
Inversor de onda
1
3000
W
2026,12
(US$)
2026,12
Instalación del SFV
104,77
(US$/kW)
1571,62
Estructura de montaje del SFV
541,94
(US$/kW)
8129,08
Otros
67,56
(US$/kW)
1013,43
Tableros
N.A
0
(US$)
0
Sistema de medición
N.A
0
(US$)
0
Transformador elevador
N.A
0
(US$)
0
Almacenamiento de combustible
N.A
0
(US$)
0
Configuración de la planta
N.A
0
(US$)
0
Transporte
3272,35
Centro de abastecimiento:
Buenaventura
Destino:
Bahía Solano
Tipo de transporte:
Marítimo
1,08
(US$/kg)
Excedentes al sitio de instalación
10%
0,108
(US$/kg)
Carga
2744,65
Kg
1,19
(US$/kg)
3272,35
Obras civiles
N.A
(US$)
0
Montaje eléctrico, mecánico e instalación
170,88
Ingeniero
0,5
Días
205,69
(US$/día)
102,85
Ayudante
0,5
Días
49,37
(US$/día)
24,68
Viáticos
1
Días
43,36
(US$/día)
43,36
Otros permisos y estudios ambientales
N.A
(US$)
0
Capacitación
270,97
(US$)
270,97
Extras (Según total costos)
14961,95
Administración proyecto (10%), Imprevistos (5%), Utilidades (5%).
20%
11470,83
Inspectoría (1%)
1%
498,73
Interventoría técnica (6%)
6%
2992,39
Costo total de inversión
64835,13

Tabla 23. Costos de administración SFV
COSTOS DE ADMINISTRACIÓN SFV
Administración
Cantidad
Unidad
Costo unitario (US$/empleado)
Total mensual (US$)
Ingeniero Administrador
1
Empleado
1357,56
1357,56
Técnico operador
1
Empleado
724,03
724,03
Asesor Legal
1
Empleado
452,52
452,52
Asesor Contable
1
Empleado
452,52
452,52
Asesor Administrativo
1
Empleado
452,52
452,52
Total
3439,14

Tabla 24. Costo de operación SFV
COSTO DE OPERACIÓN SFV
Operación
Cantidad
Unidad
Costo Unitario
Total mensual (US$)
N.A
0


Tabla 25. Costos de mantenimiento SFV
COSTOS DE MANTENIMIENTO SFV
Mantenimiento
Cantidad
Unidad
Costo Unitario
Número de personas
Total semestral (US$)
Inspección semestral
6438,23
Ingeniero + Técnico
Ya se ha establecido el costo
Costo de transporte
33
días
108,39
1
3576,80
Viáticos
33
días
43,36
2
2861,44




Tabla 26. Costos de reemplazos SFV
COSTOS DE REEMPLAZOS SFV
Reemplazo de mayores
% de la inversión total
Total (US$)
Paneles Solares
3%
2005,04
Reguladores de carga
2%
1336,69
Inversores
2%
1336,69
Baterías
10%
6683,47

De acuerdo a que la metodología busca aprovechar la mayor cantidad de energía disponible por el sistema fotovoltaico, es necesario evitar excesos de costos por elementos innecesarios, es decir, evitando el uso de elementos con mayores costos de OM y costos de reemplazos, que puedan ser sustituidos por otros elementos que puedan suministrar la misma cantidad de energía. A continuación se encuentra el costo de inversión total, y el asociado a la generación para un periodo de un año.
Tabla 27. Costos para un SFV de 15kW, AOM anuales.
COSTOS PARA UN SFV DE 15KW
Costos
(US$)
(US$/kW)
Total (US$)
Total ($)
Pre-inversión
1999,54
133,30
130592,22
247884593,6
Inversión
63338,94
4222,60


Administración
41269,73
2751,32


Operación
0
0


Mantenimiento
12876,47
858,43


Repuestos
11107,54
740,50



2.2. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, ENERGÍA EÓLICA
El recurso eólico se obtiene de RETScreen para el año 2013 de tal manera que se puede encontrar la velocidad del viento promedio a la altura de medición, y de acuerdo al tipo de aerogenerador a utilizar es posible determinar si se presenta el mínimo potencial de viento para generación. El mínimo potencial de viento se obtiene de la curva de Potencia generada vs Viento, de las revisiones realizadas en Homer y RETScreen se concluyó que la mínima velocidad del viento para generación es aproximadamente 3 (m/s), por ello la localidad de San Andrés es la única opción factible para implementar un parque de generación eólica. Una vez determinado el recurso eólico se prosigue a encontrar la potencia generada como se muestra enseguida, de acuerdo a la formulación en [7] y [17].
P=n*Cp*ρ*A*V32 ( 4 )
P: Potencia eléctrica generada (kW).
A: Área de barrido o interceptada por el diámetro de los palas (m^2).
ρ: Densidad del aire a la altura de emplazamiento del eje de la turbina (kg/m^3).
V: Velocidad del aire a la altura de emplazamiento del eje de la turbina (m/s).
n: Eficiencia global de conversión mecanica y elétrica
Cp: Limite de Betz, factor que afecta la potencia obtenida por el viento por
condiciones de diseño y operativos.
El área interceptada por el diámetro de las palas se observa en la figura 2 y se determina con la siguiente expresión:
A=π*D24 ( 5 )
D: Diámetro del rotor (m).






Figura 14. Área de Barrido SE
Fuente: Tomado de [17]
A continuación se encuentran las expresiones para determinar la densidad y velocidad del viento a la altura de emplazamiento o eje de la turbina.
ρ= ρo*To-0,0065*HTo4,2561 ( 6 )
ρo = Densidad del aire estándar, ρo=1,25 (kg/m^3 ).
To = Temperatura estándar, To=288 (K).
H = Altura de emplazamiento o eje de la turbina (m).
V=Vo*HHoγ ( 7 )
Vo = Velocidad del viento a la altura de la medición (m/s).
Ho = Altura de la medición (m), 10 (m).
γ = Factor que depende de la topografía del lugar, exponente de Hellman.
Tabla 28. Factor de rugosidad o exponente de Hellman
FACTOR DE RUGOSIDAD O EXPONENTE DE HELLMAN
Ubicación
Rango factor de rugosidad
Lugares llanos con hielo e hierba
0,08-0,12
Lugares llanos
0,14
Terrenos poco accidentados
0,13-0,16
Zonas rústicas
0,2
Área boscosa
0,2-0,26
Área edificada
0,24-0,4

Fuente: Modificado de [7] y [17]
La cantidad de fuente de energía eólica, es la cantidad de velocidad del viento necesaria para generar un (kW), el cual es utilizado en el modelo de optimización de Mariantonieta Molina, y se determina en seguida:
Wse= 32000ρ*A*n*Cp ( 8 )
Wse= Cantidad de fuente de energía requerida para generar un kW
en el SE m/skW, valida solo para un aerogenerador.
La cantidad de energía primaria para generar un (kW) depende del tipo de aerogenerador, específicamente de la curva de Potencia generada vs Viento. Independientemente del número de aerogeneradores si no se presenta la mínima cantidad de viento, no se podrá generar un (kW). La anterior expresión solo presenta significado físico para aerogeneradores de pequeña capacidad, consecuencia del límite inferior de potencia eléctrica generada el cual se incrementa al aumentar la capacidad instalada del aerogenerador.
En la figura 15, se encuentra el Límite de Betz, el cual afecta la potencia obtenida del viento por condiciones de diseño y operativos de los aerogeneradores [17].









Figura 15. Límite de Betz
Fuente: Tomado de [17]
A continuación se describe una aplicación del dimensionamiento del SE utilizado en la localidad de San Andrés para una capacidad instalada de 12 (kW). Según como se explicó anteriormente es la única localidad que presenta factibilidad para el diseño de un sistema eólico, conforme a la capacidad a instalar se seleccionó un aerogenerador de 6 (kW), resultado del comienzo de la fabricación de aerogeneradores grandes de pequeña capacidad en Colombia.
Una vez se obtiene el resultado de las simulaciones en Homer se consideró un factor de operación de 21 (h) de trabajo diarias. En la tabla 29, se encuentra las características del SE; las cuales dependen de: La topografía y las condiciones meteorológicas (Exponente de Hellman), y la capacidad a instalar.


Tabla 29. Características SE
CARACTERÍSTICAS SE
Límite de Betz
Diámetro del rotor (m)
Eficiencia del generador
Factor que depende de la topografía y condiciones meteorológicas
Velocidad del viento a 10m (m/s)
Densidad estándar (kg/m^3)
Temperatura estándar (K)
Altura de medición (m)








0,48
6,3
94%
0,16
5,82
1,25
288
10

Después de conocer las características del sistema eólico se prosigue a seleccionar la altura de emplazamiento, con lo cual es posible determinar el tipo aerogenerador (eje horizontal) y según a la velocidad de emplazamiento el número de palas tal como se puede observar en la figura 45. En la tabla 30 se especifican las condiciones de diseño a la altura de emplazamiento.
Tabla 30. Dimensionamiento SE
DIMENSIONAMIENTO SE
Capacidad nominal del parque de aerogeneradores (W)
Potencia generada (W)
Área interceptada
(m^2)
Densidad del aire a la
altura de emplazamiento (kg/m^3)
Velocidad a la altura de emplazamiento (m/s)
Altura de emplazamiento (m)
Número
de aerogeneradores







12000
4563,34
31,17
1,248
6,39
18
2

El procedimiento para dimensionar el banco de baterías de un SE es realizado de igual forma al del SFV, las especificaciones técnicas del aerogenerador deben ser congruentes a las del sistema en DC, aclarando que si el aerogenerador seleccionado trabaja en AC y será conectado a la red debe estar diseñado para esa respectiva frecuencia y tensión. Como se buscara modelos híbridos la tensión de los sistemas que trabajen en DC se ha seleccionado de 48 (V).
Tabla 31. Dimensionamiento del banco de baterías SE
DIMENSIONAMIENTO DEL BANCO DE BATERÍAS SE
Energía generada por día
95,83
kWh-día
Tensión DC
48
V
Capacidad por día
1996,46
Ah
Capacidad nominal batería
12-255
V-Ah
Capacidad del banco de baterías
48-2040
V-Ah
Número de baterías en total
32

El conjunto de inversores del SE es seleccionado de igual forma al procedimiento realizado en el SFV.
Tabla 32. Dimensionamiento del inversor SE
DIMENSIONAMIENTO DEL INVERSOR SE
Potencia generada
4563,34
W
Capacidad nominal del inversor
800
W
Número de inversores a utilizar
8
Capacidad del banco de inversores
6400
W

Para dimensionar el conjunto de controladores de carga se ha partido de la capacidad por día y del supuesto de número de horas de velocidad que se ha tomado como el número de horas de trabajo diarias. En los SE el aprovechamiento de la energía eléctrica generada por el parque de aerogeneradores es superior en comparación con la generación de los paneles solares de los SFV, por ende el dimensionamiento del conjunto de controladores de carga no es tan estricto como se presenta en los SFV.
En los SFV los paneles solares en ocasiones producen más electricidad de la que las baterías pueden almacenar y por lo tanto sufrir variaciones de tensión que causan inconvenientes, en este sentido se debe evitar que las baterías se expongan a sobrecargas de tensión que aumentan la perdida de electrolito y conviertan a estos equipos en elementos potencialmente peligrosos por explosión o derrame de ácidos corrosivos, adicionalmente se debe evitar las descargas profundas que reducen la vida útil de las baterías [5], cabe mencionar que la función de los controladores de carga es proteger las baterías contra sobrecarga y descargas profundas.

Tabla 33. Dimensionamiento del controlador de carga SE
DIMENSIONAMIENTO DEL CONTROLADOR DE CARGA SE
Capacidad por día
1996,46
Ah
Número de horas de velocidad de diseño
21
h
Corriente máxima
95,07
Ap.
Corriente del controlador de carga
123,59
A
Capacidad nominal del controlador de carga
80
A
Controladores de carga a utilizar
2
En las figuras 16, 17 y 18, se presentan los resultados de la simulación efectuada en Homer. En las figuras 16 y 17, es posible observar que al aumentar el costo capital es posible entregar mayor cantidad de energía (dimensionando adecuadamente el banco de baterías), evitando excesos de electricidad que al final producen elevadas sobretensiones en las baterías tal como se comentó anteriormente, además de un conjunto de controladores de carga de mayor ímpetu.
Debido a los elevados costos de inversión, AOM y reemplazos en los SE es necesario seleccionar el banco de baterías adecuado sin sub-dimensionarlo, de tal manera que sea posible aprovechar al máximo la energía generada por los aerogeneradores.










Figura 16. Costo capital y costo operativo SE

















Figura 17. Producción de electricidad y energía absorbida por las baterías SE











Figura 18. Producción de electricidad, y energía absorbida por las baterías SE
Una vez dimensionado el SE para la capacidad a instalar se prosigue con el cálculo de costos de acuerdo a la metodología diseñada en [6] y [5], además de la información existente en el SUI por localidad.
Costos de pre-inversión: Asociados al diseño del sistema eléctrico y mecánico del SE, aumenta proporcionalmente con la capacidad instalada, y superiores al SFV.
Costos de inversión:
Adquisición sistemas y equipos: Cambian dependiendo del mayor aprovechamiento de la energía, dependen del recurso eólico, y la capacidad instalada.
Transporte de equipos: Están definidos para cada localidad en [6] de acuerdo a los grupos establecidos en [16]. En la tabla 51 se especifican los requeridos para la localidad.
Obras Civiles: Se consideró que no aplicaba, como resultado de la capacidad actual existente.
Montaje eléctrico, mecánico e instalación: Aumentan proporcionalmente con la capacidad instalada, superiores al SFV.
Permisos y estudios ambientales: Se consideró que no aplicaba, como resultado de la capacidad actual existente.
Capacitaciones: Aumenta con la capacidad instalada.
Extras: Son un porcentaje de los costos anteriormente enunciados, modificados de [6].
Costos de administración: Depende de la localidad, aumentan proporcionalmente con la capacidad instalada, superiores al SFV modificados de [6].
Costos de operación: En SE aislados no aplican, es importante considerar que son establecidos por generación a base de combustibles fósiles, que en su mayoría utilizan motores alternativos de combustión interna MACI.
Costos de mantenimiento: Depende de la localidad, aumentan proporcionalmente con la capacidad instalada, superiores al SFV modificados de [6].
Los costos de AOM son determinados por las inspecciones realizadas a los elementos de los SE, las turbinas eólicas han conllevado consigo sistemas confiables que requieren un escaso mantenimiento, en este caso se debe consultar al proveedor de los aerogeneradores [5].
Costos de reemplazos de equipos: En igual proporción al SFV.
Costos aplicados a la localidad de San Andrés para la capacidad instalada previa.
Tabla 34. Costo de pre-inversión SE
COSTO DE PRE-INVERSIÓN SE
Pre-inversión
Cantidad
Unidad
Costo unitario
Unidad
Total (US$)
Ingeniería y diseños
10
días/persona
219,95
(US$/día)
2199,50

Tabla 35. Elementos de montaje de un aerogenerador
ELEMENTOS DE MONTAJE DE UN AEROGENERADOR
Elementos de la instalación de un aerogenerador
Cantidad
Valor ($)
Valor total ($)
Torre
1
6342,99
6342,99
Cables de acero
4
196,63
786,51
Arena (1/2 bulto)
10
2,17
21,68
Cemento (1/2 bulto)
10
13,01
130,07
Total
7281,24


Tabla 36. Carga total para costo de transporte SE
CARGA TOTAL PARA COSTO DE TRANSPORTE SE
Carga
(kg)
Cantidad
Total (kg)
Aerogenerador y torre
420,00
2
840,00
Baterías
78
32
2496
Inversores
22
8
176
Controlador de carga
5,56
2
11,12
Otros
50
50
Total (kg)
3573,12






Tabla 37. Costo total de inversión SE
COSTO TOTAL DE INVERSIÓN SE
Inversión
Cantidad
Capacidad
Unidad
Costo
Unidad
Total (US$)
Adquisición Sistemas y Equipos
97276,24
Aerogeneradores
2
6000
W
24191,88
(US$)
48383,76
Controladores de carga
2
80
A
947,761
(US$)
1895,52
Banco de baterías
32
255
Ah
641,67
(US$)
20533,60
Inversor de onda
8
800
W
517,54
(US$)
4140,31
Instalación del SE
541,94
(US$/kW)
6503,27
Auxiliares para SE
104,77
(US$/kW)
1257,30
Elementos de la instalación del SE
2
7281,24
(US$)
14562,48
Tableros
N.A
0
(US$)
0
Sistema de medición
N.A
0
(US$)
0
Transformador elevador
N.A
0
(US$)
0
Almacenamiento de combustible
N.A
0
(US$)
0
Configuración de la planta
N.A
0
(US$)
0
Transporte
9585,24
Centro de abastecimiento:
San Andrés
Destino:
San Andrés
Tipo de transporte:
Marítimo
Kg
2,44
(US$)
Excedentes al sitio de instalación
10%
Kg
0,24
(US$)
Carga
3573,12
Kg
2,68
(US$/kg)
9585,24
Obras civiles
N.A
0
(US$)
0
Montaje eléctrico, mecánico e instalación
341,77
Ingeniero
1
Días
205,69
(US$/día)
205,69
Ayudante
1
Días
49,37
(US$/día)
49,37
Viáticos
2
Días
43,36
(US$/día)
86,71
Otros permisos y estudios ambientales
N.A
0
(US$)
0
Capacitación
270,97
(US$)
270,97
Extras (Según total costos)
16121,13259
Administración proyecto (5%), imprevistos (2,5%), utilidades (2,5%).
10%
10747,42
Inspectoría (1%)
1%
1074,74
Interventoría técnica (4%)
4%
4298,97
Costo totales de inversión
123595,3499

Tabla 38. Costo de administración SE
COSTO DE ADMINISTRACIÓN SE
Administración
Cantidad
Unidad
Costo unitario (US$/empleado)
Total mensual
Ingeniero Administrador
1
Empleado
1493,31
1493,31
Técnico operador
1
Empleado
796,43
796,43
Asesor Legal
1
Empleado
497,77
497,77
Asesor Contable
1
Empleado
497,77
497,77
Asesor Administrativo
1
Empleado
497,77
497,77
Total
3783,06


Tabla 39. Costo de operación SE
COSTO DE OPERACIÓN SE
Operación
Cantidad
Unidad
Costo Unitario
Total mensual
N.A


Tabla 40. Costo de mantenimiento SE
COSTO DE MANTENIMIENTO SE
Mantenimiento
Cantidad
Unidad
Costo Unitario
Número de personas
Total semestral
Inspección semestral




10730,39
Ingeniero + Técnico
Ya se ha establecido el costo
Costo de transporte
50
días
119,23
1
5961,33
Viáticos
50
días
47,69
2
4769,06


Tabla 41. Reemplazos SE
REEMPLAZOS SE
Reemplazo de mayores
% del total
Total
Aerogenerador
2%
3512,68
Reguladores de carga
1%
1756,34
Inversores
2%
3512,68
Baterías
8%
14050,71

En la tabla 42, se observa el costo de inversión total, así como el costo asociado a la generación.
Tabla 42. Costos para un sistema de 12kW, AOM son anuales
COSTOS PARA UN SISTEMA DE 12KW, AOM SON ANUALES
Costos
(US$)
(US$/kW)
Total ($)
Pre-inversión
2199,50
183,29
413223433
Inversión
123595,35
10299,61

Administración
45396,70
3783,06

Operación
0
0

Mantenimiento
21460,78
1788,40

Repuestos
25044,80
2504,48


2.3. METODOLOGÍA DE COSTOS EMPLEADA EN ZNI, BIOMASA
El recurso energético proviene del Atlas del Potencial Energético de la Biomasa residual en Colombia [18] y las Evaluaciones Agropecuarias Municipales [19]. Dependiendo del potencial energético residual de la localidad y la capacidad a instalar, se concluye: Los residuos agrícolas son la fuente de energía que presenta mejor factibilidad para el diseño de sistemas de Biomasa para la mayoría de localidades de estudio. Una vez determinados los cultivos generadores de Biomasa residual, y de acuerdo a la capacidad a instalar se prosigue a seleccionar la tecnología (Gasificación, Combustión Directa) que presente menores costos de inversión y generación, así como emisiones de gases de efecto invernadero.
Como consecuencia de la capacidad a instalar se eligió como tecnología primaria la Gasificación. Compuesta por la Planta de Gasificación y su respectivo Gasificador, proseguido de un motor alternativo de combustión interna. Para determinar la capacidad instalada del sistema eléctrico o la potencia generada por la combustión se utiliza la formulación existente en [7].
2.3.1. GASIFICACIÓN
Calculo de la potencia con un motor alternativo de combustión interna.
Ne=mf*Hc*n ( 9 )
Ne = Potencia generada por el motor de combustión interna o capacidad
instalada del sistema eléctrico (MW).
mf = Flujo másico de combustible (Biogás, Gas Pobre) consumido por el motor (kg/s).
Hc = Poder calorífico del gas (Biogás, Gas Pobre) producido (MJ/kg).
n = Rendimiento efectivo máximo MACI
En caso de utilizar como proceso primario la Gasificación, en donde todos sus sub-procesos funcionen en forma eficiente, el contenido energético del Gas Pobre esta alrededor del 70 – 80 % del contenido energético de la Biomasa alimentada al generador a gas (Tolva) [6]. En la tabla 43, se encuentra el rendimiento efectivo máximo dependiendo el tipo de encendido de la mezcla aire-combustible.
Tabla 43. Rango de rendimiento MACI
RANGO DE RENDIMIENTO MACI
Motores de encendido provocado (MEP)
0,25-0,3
Motores de encendido por compresión (MEC)
0,3-0,5

Fuente: Modificado de [7]

Para calcular la cantidad de combustible consumido por el MACI en un periodo de tiempo, conociendo las características del motor, se tiene:
mf=Fr*Fa*ma ( 10 )
Fr = Dosado estequiometrico.
Fa = Dosado relativo.
ma = Flujo de aire en el motor.
El flujo másico de combustible depende del poder calorífico obtenido en la gasificación, el tipo de encendido de la mezcla aire-combustible, y la capacidad del motor. En la tabla 85 y 86 se encuentran las características de los MACI para el cálculo del flujo másico.
Tabla 44. Dosado estequiométrico y relativo MACI
DOSADO ESTEQUIMETRICO Y RELATIVO MACI
Dosado estequiométrico (Fe)
Gas Natural
0,058823529

Gasolina
0,068493151

Gasoil
0,068965517

Fueloil
0,072463768
Dosado relativo (Fr)
MEP
1

MEC
0,4 ( 35 )
Tgpel=5,34*n0,96*PIuHg0,50,91*106 ;donde PIuHg0,5 0,4 ( 36 )
Tgpel : Costo de la turbina Pelton y generador eléctrico (US$)
Turbina Francis más generador eléctrico.
Tgfra=0,17*n0,96*Jt*Kt*d1,47*13+0,01*Hg0,3+3*106 ( 37 )

Tgfra :Costo de la turbina Francis y generador eléctrico (US$)
Turbina Kaplan más generador eléctrico.
Tgkap= 0,27*n0,96*Jt*Kt*d1,47*1,17+Hg0,12+2*106 ( 38 )
Tgkap : Costo de la turbina Kaplan y generador eléctrico (US$)
Jt : Factor adicional por eje vertical; 1 si Hg1,8 m
d : Diámetro (m)
Costo de instalación del equipo: 15% del costo del equipo electromecánico [6].
Costo del control del generador y cualquier tipo de turbina
Cgt=0,82*n0,96*Cg*PIuHg0,280,9 *106 ( 39 )
Cgt : Costo del control del generador y cualquier tipo de turbina (US$).
Cg : Factor de corrección para generadores menores a 10 (MW); 0,9.
Inversión en Obras Civiles: Varían dependiendo la localidad, los cambios en el caudal, altura bruta de generación, el ancho del rio, la dimensión de las partículas a sedimentar, entre otras.
Tubería de Carga y obra civil: Aproximadamente el 20% del costo de aprovechamiento.
Ctc=20*np0,95*W0,88 ( 40 )
Ctc : Costo de la tubería de carga y su obra civil (US$)
W : Peso de la tubería de carga (kg).
np : Número de tuberías.
W=24,7*dp*lp*tave ( 41 )
dp : Diámetro de la tubería de carga (m).
lp: Longitud de la tubería de carga
tave : Espesor promedio de la tubería de carga
dp= (Qdnp)0,43Hg0,14 ( 42 )
Qd : Caudal de diseño ( m3s).
tt= dp1,3+6 ( 43 )
tt : Espesor de la tubería de carga en la toma.
tb=0,0375*dp*Hg ( 44 )
tb: Espesor de la tubería de carga en la turbina
tave=0,5*tt+tb si tb tt ( 45 )
tave=tt si tb