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ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE
MINAS Y ENERGÍA
Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE MINAS
Itinerario: Recursos Energéticos, Combustibles y Explosivos
PROYECTO FIN DE GRADO
DEPARTAMENTO DE ENERGÍA Y COMBUSTIBLES
CENTRAL TERMOELÉCTRICA EN SAN MATÍAS,
BOLIVIA.
VERÓNICA GIL RAMÓN SEPTIEMBRE DE 2018
ESCUELA TÉCNICA SUPERIOR DE INGENIEROS DE
MINAS Y ENERGÍA
Titulación: GRADO EN INGENIERÍA DE MINAS
Itinerario: Recursos Energéticos, Combustibles y Explosivos
Central termoeléctrica en San Matías, Bolivia.
Realizado por
Verónica Gil Ramón
Dirigido por
Natalia Elizabeth Fonseca González, Energía y combustibles
y
Adalid, asesores y consultores
Agradecimientos,
A mi tutora por haberme guiado en el último esfuerzo en mi grado, a ADAYC por creer
en mí y ayudarme en el proyecto y a mi familia y amigos por el apoyo recibido.
Índice
Relación de figuras ............................................................................................................ i
Relación de tablas ............................................................................................................. ii
RESUMEN ...................................................................................................................... iv
ABSTRACT .................................................................................................................... iv
DOCUMENTO 1: MEMORIA ........................................................................................ 1
1. Introducción .............................................................................................................. 2
1.1 Antecedentes ...................................................................................................... 2
1.1.1 Situación Estado Plurinacional de Bolivia ................................................. 2
1.1.2 Mercado eléctrico ....................................................................................... 4
1.2 Objetivo ............................................................................................................. 5
1.3 Alcance .............................................................................................................. 6
2. Fundamentos ............................................................................................................. 7
2.1 Central termoeléctrica con turbina de gas en ciclo abierto ................................ 7
2.1.1 Concepto ..................................................................................................... 7
2.1.2 Ecuaciones fundamentales .......................................................................... 7
2.1.3 Ventajas y Desventajas ............................................................................... 9
2.2 Central termoeléctrica de Ciclo combinado ....................................................... 9
2.2.1 Concepto ..................................................................................................... 9
2.2.2 Ecuaciones Fundamentales ....................................................................... 10
2.2.3 Ventajas y Desventajas ............................................................................. 11
2.3 Central termoeléctrica con Grupos Electrógenos ............................................ 11
2.3.1 Concepto ................................................................................................... 11
2.3.2 Ecuaciones fundamentales ........................................................................ 12
2.3.3 Ventajas y desventajas .............................................................................. 15
3. Normativa aplicable ................................................................................................ 16
3.1 Normativa boliviana ........................................................................................ 16
3.2 Normativa internacional .................................................................................. 18
4. Condiciones de diseño ............................................................................................. 21
4.1 Estabilidad y demanda de la línea .................................................................... 21
4.1.1 Previsión de potencia demandada San Matías .......................................... 21
4.1.2 Efecto Ferranti .......................................................................................... 23
4.2.1 Clases de protección ................................................................................. 24
4.4 Agua de refrigeración ...................................................................................... 25
4.5 Agua de alimentación ...................................................................................... 26
4.6 Vapor de sellos (en el caso de ciclo combinado) ............................................. 27
4.7 Combustibles ................................................................................................... 27
4.8 Requerimientos de operación y control ........................................................... 28
4.9 Sismología ....................................................................................................... 29
4.10 Área de clasificación ATEX ............................................................................ 30
4.11 Nivel sonoro ..................................................................................................... 30
4.12 Materiales prohibidos ...................................................................................... 30
4.13 Componentes adicionales ................................................................................ 30
5. Emplazamiento ........................................................................................................ 32
5.1 Temperatura Ambiente .................................................................................... 36
5.2 Presión ............................................................................................................. 37
5.3 Humedad .......................................................................................................... 38
5.4 Sismología ....................................................................................................... 38
6. Determinación del tipo de central ........................................................................... 40
6.1 Central de turbina de gas en ciclo abierto ........................................................ 40
6.2 Central de Turbina de gas de ciclo combinado ................................................ 43
6.3 Central termoeléctrica de grupos electrógenos ................................................ 45
6.4 Análisis comparativo ....................................................................................... 46
7. Ingeniería básica y dimensionamiento equipos principales de la central ................ 49
7.1 Características eléctricas .................................................................................. 49
7.2 Condiciones mecánicas .................................................................................... 50
7.3 Definición de equipos principales .................................................................... 50
7.3.1 Grupo electrógeno .................................................................................... 50
7.3.2 Sistemas de refrigeración.......................................................................... 55
7.3.3 Intercambiadores de placas ....................................................................... 57
7.3.4 Torre de Refrigeración.............................................................................. 58
7.3.5 Aero-enfriadores ....................................................................................... 59
7.3.6 Grupos de bombeo .................................................................................... 60
7.3.7 Chimeneas de evacuación ......................................................................... 61
7.3.8 Transformadores ....................................................................................... 62
7.3.9 Sistemas de media tensión ........................................................................ 64
7.3.10 Protección eléctricas de red ...................................................................... 67
7.3.11 Equipo de medida y tele-disparo .............................................................. 67
7.3.12 Interconexiones media tensión ................................................................. 68
7.3.13 Baja tensión. ............................................................................................. 68
7.3.14 Sistemas de Control .................................................................................. 69
7.3.15 Sincronizador ............................................................................................ 74
7.3.16 Medida ...................................................................................................... 75
8. Bibliografía.............................................................................................................. 77
DOCUMENTO 2: ESTUDIO ECONÓMICO ............................................................... 78
1. Inversión (CAPEX) ................................................................................................. 79
2. Gastos de operación (OPEX) .................................................................................. 81
2.1 Personal ............................................................................................................ 81
2.2 Mantenimiento de los motores ......................................................................... 81
2.3 Otros gastos ...................................................................................................... 82
3. Beneficios ................................................................................................................ 83
3.1 Generación de electricidad ............................................................................... 83
3.2 Exportaciones ................................................................................................... 83
3.3 Amortizaciones e impuestos ............................................................................ 83
4. Análisis de Inversiones............................................................................................ 84
4.1 Análisis sin exportaciones. .............................................................................. 84
4.2 Análisis con exportaciones .............................................................................. 85
5. Cronograma de montaje .......................................................................................... 87
DOCUMENTO 3: PLIEGO DE CONDICIONES ......................................................... 88
1. Definiciones ............................................................................................................ 89
2. Condiciones generales ............................................................................................. 89
3. Condiciones de operación ....................................................................................... 92
3.1 Condiciones sobre tiempo de funcionamiento ................................................. 92
3.2 Condiciones normales de explotación ............................................................. 93
4. Condiciones de ejecución ........................................................................................ 93
4.1 Ensayos y pruebas en origen ............................................................................ 93
4.2 Transporte, descarga y asentamiento ............................................................... 93
4.3 Montaje ............................................................................................................ 94
4.3.1 Puesta en marcha, pruebas y Recepción Provisional de la instalación. .... 95
4.3.2 Ingeniería y documentación...................................................................... 95
DOCUMENTO 4: ANEXOS ......................................................................................... 96
a) Cálculo de gases de escape...................................................................................... 97
b.1) Flujos de caja 2020-2059 sin exportaciones……………………………………..100
b. 2) Flujos de caja 2020-2059 con exportaciones……………………………………104
DOCUMENTO 5: PLANOS ........................................................................................ 108
1. Grupos motores y trafos. San Matías
2. PID San Matías
3. ERM San Matías
4. Esquema unifilar San Matías
5. Planta de tratamiento de aguas San Matías
i
Relación de figuras
Figura 1:Mapa América del Sur ....................................................................................... 2
Figura 2: Mapa de la línea eléctrica Los Tronco-San Matías ........................................... 3
Figura 3: Red de distribución de hidrocarburos de Bolivia .............................................. 5
Figura 4: Esquema ciclo Brayton ..................................................................................... 7
Figura 5: Diagrama T-s y p-ϑ central termoeléctrica con turbina de gas en ciclo abierto.
.......................................................................................................................................... 7
Figura 6: Esquema ciclo combinado .............................................................................. 10
Figura 7: Diagrama T-s central termoeléctrica de ciclo combinado .............................. 10
Figura 8: Diagrama de funcionamiento grupo electrógeno ............................................ 12
Figura 9: Diagrama motor de 4 tiempos ......................................................................... 12
Figura 10: Diagrama p-ϑ ciclo Otto ............................................................................... 13
Figura 11: Diagrama rendimiento-razón de compresión ................................................ 15
Figura 12: Evolución de la potencia demandada de San Matías (2018-2048) ............... 23
Figura 13: Curva de demanda máxima Bolivia 2017 ..................................................... 28
Figura 14: Curva de demanda diaria Bolivia .................................................................. 28
Figura 15: Necesidades energéticas para cubrir la demanda .......................................... 29
Figura 16:Placa característica de los modelos de las unidades generadoras existentes . 32
Figura 17: Vista aérea actual central San Matías ........................................................... 32
Figura 18: Clasificación climatológica mundial Köppen-Geiger ................................... 34
Figura 19: Perfil del suelo: planosol eútrico ................................................................... 36
Figura 20: Humedad media 2017 en San Matías ............................................................ 38
Figura 21: Mapa movimientos sísmicos 2017 ................................................................ 39
Figura 22: Diagrama supuesto práctico central ciclo abierto. ........................................ 40
Figura 23: Gráfica 𝜂𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 − 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 turbina de gas. ................................. 41
Figura 24: Tiempo de arranque en función de la carga. Turbina de gas (en azul) vs Grupo
electrógeno (en naranja). ................................................................................................ 42
Figura 25: Diagrama supuesto práctico central ciclo combinado................................... 43
Figura 26: Gráfica 𝜂𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 − 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 grupo electrógeno. ........................... 46
Figura 27:Circuitos de refrigeración de los motores ...................................................... 55
Figura 28: Calendario de mantenimiento Jenbacher ...................................................... 81
Figura 29: Gráfica VAN sin exportaciones. ................................................................... 85
Figura 30: Gráfica VAN con exportaciones. .................................................................. 86
Figura 31: Cronograma de montaje. ............................................................................... 87
ii
Relación de tablas
Tabla 1: Tarifa máxima Gas Natural por categorias......................................................... 4
Tabla 2: Normativa internacional ................................................................................... 18
Tabla 3: Histórico de potencia y energía generada en San Matías ................................. 21
Tabla 4: Tasa de crecimiento anual ................................................................................ 21
Tabla 5: Previsión de la demanda máxima total ............................................................. 21
Tabla 6: Previsión de la demanda máxima a partir del porcentaje residencial............... 22
Tabla 7: Previsión de la demanda eléctrica por sectores ................................................ 22
Tabla 8: Previsión de la potencia aparente ..................................................................... 22
Tabla 9: Equipos de baja tensión de la central termoeléctrica ....................................... 24
Tabla 10: Características del aire comprimido ............................................................... 25
Tabla 11: Condiciones del agua de refrigeración ........................................................... 26
Tabla 12: Temperaturas del agua de refrigeración ......................................................... 26
Tabla 13: Características del agua de alimentación........................................................ 27
Tabla 14: Composición del Gas Natural ........................................................................ 28
Tabla 15: Clasificación Köppen-Geiger ......................................................................... 35
Tabla 16: Temperaturas medias mensuales de San Matías (2000-2017) ....................... 37
Tabla 17: Presiones medias mensuales de San Matías (1993-2010) .............................. 38
Tabla 18: Registro sismológico de la zona oriental de Bolivia ...................................... 39
Tabla 19: Condiciones ciclo Brayton ............................................................................. 40
Tabla 20:Condiciones ciclo combinado ......................................................................... 43
Tabla 21: Comparativa entre central de turbina de gas y grupos electrógenos .............. 47
Tabla 22: Características de los motores ........................................................................ 53
Tabla 23: Características de los generadores .................................................................. 54
Tabla 24: Otros parámetros del generador ..................................................................... 54
Tabla 25: Características circuito de alta temperatura.................................................... 56
Tabla 26: Características circuito de baja temperatura ................................................... 57
Tabla 27: Características intercambiador de placas circuito alta temperatura ............... 57
Tabla 28: Características intercambiador de placas circuito baja temperatura .............. 58
Tabla 29: Características torre de refrigeración ............................................................. 58
Tabla 30: Características bomba agua de refrigeración circuito alta temperatura ......... 60
Tabla 31: Características bomba agua de refrigeración circuito baja temperatura. ........ 60
iii
Tabla 32: Dimensionamiento chimenea ......................................................................... 62
Tabla 33: Características transformadores ..................................................................... 63
Tabla 34: Características transformadores sistemas auxiliares ...................................... 64
Tabla 35: Parámetros de relé protección 50/51 .............................................................. 73
Tabla 36: Parámetros de relé protección 59/27 .............................................................. 73
Tabla 37: Parámetros de relé protección 81M/81m........................................................ 74
Tabla 38: Parámetros de relé protección 78 ................................................................... 74
Tabla 39: Inversión inicial .............................................................................................. 80
Tabla 40: Gastos de personal .......................................................................................... 81
Tabla 41: Gastos mantenimiento motor.......................................................................... 82
Tabla 42: Precio de la electricidad por sectores ............................................................. 83
iv
RESUMEN
El “Plan eléctrico del estado plurinacional de Bolivia 2025” plantea la integración de los
actuales sistemas aislados de generación eléctrica al Sistema Interconectado Nacional
(SIN). En esta línea, se proyecta la interconexión eléctrica entre San Ignacio de Velasco
y San Matías que implica la construcción de una central en la localidad de San Matías
(Santa Cruz, Bolivia) para dar suministro al municipio y evitar el efecto Ferranti. Se ha
analizado la demanda (14MW), así como las posibles alternativas de generación y se
concluye que la mejor opción es la construcción de una central térmica impulsada por seis
grupos electrógenos de 2,5 MW. Por último se ha hecho un dimensionamiento de los
equipos principales y se ha calculado la rentabilidad del proyecto.
ABSTRACT
The "Electric Plan of the Plurinational State of Bolivia 2025" proposes the integration of
current isolated electrical systems into the National Interconnected System (SIN). In this
line, the electrical interconnection between San Ignacio de Velasco and San Matías was
projected, which implies the construction of a power plant in San Matías (Santa Cruz,
Bolivia) to supply the municipality and avoid Ferranti’s effect. The demand (14MW) has
been analyzed, as well as the possible alternatives for generation and it is concluded that
the best option is the construction of a thermoelectric power plant driven by six 2,5 MW
generating sets. Finally, a sizing of the main equipment and the profitability of the project
has been calculated.
CENTRAL TERMOELÉCTRICA EN SAN MATÍAS, BOLIVIA
DOCUMENTO 1: MEMORIA
2
1. Introducción
1.1 Antecedentes
1.1.1 Situación Estado Plurinacional de Bolivia
Desde finales del siglo XX ha habido un aumento de la necesidad de energía eléctrica a
escala global, debido al desarrollo de nuevas tecnologías y las necesidades de la vida
cotidiana. Asimismo, uno de los índices que caracteriza el progreso de un país es el
número de personas con acceso a la red. Por ello, Bolivia como el resto de países en vías
de desarrollo, apuesta por impulsar reformas en su red confeccionadas por el gobierno,
para una mejora de la calidad de vida.
Uno de los puntos más destacados de esta agenda patriótica para 2025 es convertir a
Bolivia en el centro energético de Sudamérica. Por ello, ENDE (Empresa Nacional De
Electricidad) ha desarrollado un plan de acción para conseguirlo. Además podrá vender
excedentes energéticos a países colindantes cuya necesidad eléctrica sea mayor.
Entre los planes de desarrollo se encuentra la conexión de las localidades de San Ignacio
de Velasco (actualmente con 52.362 habitantes1 y sin generación eléctrica en la
población; se abastecen de la ofrecida por el CRE, Cooperativa Rural de Electrificación)
y San Matías (actualmente con 14.470 habitantes y generación eléctrica de 6 MVA por
medio de tres grupos electrógenos) al SIN (Sistema Interconectado Nacional). Este
sistema se encarga de la incorporación a una misma red de toda la generación
hidroeléctrica y termoeléctrica de Bolivia; al tratarse de un país tan grande actualmente
tiene centrales en sistemas aislados por zonas, lo que no permite la unión de la red
boliviana a sus países fronterizos (figura 1).
Figura 1: Mapa América del Sur.
1 Datos censales obtenidos del Instituto Nacional de Estadística
San Matías
3
La interconexión eléctrica entre San Ignacio de Velasco y San Matías se realizará
mediante una línea de 230 kV que unirá la futura central de generación eléctrica PT-
WARNES de 280 MW ubicada en Warnes (se prevé finalizar en julio de 2019) con la
localidad de San Matías a través de la subestación de Los Troncos, pasando por San
Ignacio de Velasco. Las localidades distan entre si 217 km (Los Troncos- San Ignacio de
Velasco) y 269 km (San Ignacio de Velasco- San Matías) (figura 2).
Figura 2: Mapa de la línea eléctrica Los Troncos - San Matías.
La demanda actual de las dos poblaciones a unir, está totalmente cubierta con la
infraestructura ya construida. No obstante, ya que hay previsiones de un aumento de la
población en las localidades y el recorrido de la línea es muy extenso, es necesaria la
construcción de una central en San Matías para mantener la estabilidad de la línea
eléctrica, es decir, la reducción del efecto Ferranti y las pérdidas de potencia en la red.
Con la construcción de la línea se abrirá un nuevo camino para la venta de excedente
eléctrico a Brasil por ese punto. Aunque inicialmente se ha indicado que la línea sea de
230 kV, la central a construir debe ser capaz de mantener la estabilidad de la red a una
tensión de 500 kV (tensión de operación brasileña) para que la unión entre ambos países
sea posible.
4
1.1.2 Mercado eléctrico
Los agentes que participan en el mercado eléctrico son generadores, transmisores y
distribuidores. Desde la regulación del sector eléctrico del año 2013, el estado nacionalizó
gran parte de las empresas del sector eléctrico, con ello consiguió el 70% de la generación
y el 80% de la transmisión.
Actualmente la demanda máxima de Bolivia es de 1433,65 MW mientras que la oferta
es de 1901,9 MW lo que implica un excedente de 468,25 MW. Por ello se prevé una venta
a países colindantes como Argentina, Brasil y Paraguay. La ampliación de la
infraestructura que haga posible esta exportación está valorada en 6000 M US$ y
reportará anualmente, a partir de 2020, 2500 M US$. Este beneficio se obtiene atendiendo
a los contratos establecidos entre ambas naciones, según el Decreto Supremo Nº2534,
donde se refleja el privilegio de establecer los precios que se deseen mientras que cubran
los gastos básicos. El primer acuerdo es el firmado con Argentina donde se indica la
compra de entre 80 y 120 MW a partir de junio de 2018.
La producción de energía eléctrica se basa en energía hidroeléctrica (30 %), biomasa (1
%), termoeléctrica diésel (6 %) y termoeléctrica Gas Natural (63 %). Esta distribución se
debe a los recursos naturales, gas y petróleo, que posee Bolivia; estimados en 48,7 TcF2
y 856 MMbbl3 respectivamente; con una producción diaria de 38,9 MMm³ de gas y 50
186 bbl de petróleo. Además cuenta con una buena red de distribución en la zona central
con gaseoductos y oleoductos, lo que disminuye el coste de transporte en la utilización de
este tipo de centrales (figura 3).
Puesto que YPFB, empresa encargada de la producción y la distribución de hidrocarburos,
está mayoritariamente controlada por el estado, las tarifas para el gas natural están
reguladas por la Resolución Administrativa Nº0207/2009 (tabla 1), donde se establecen
precios según su consumo.
Categoría Tarifa máxima (US $/ Mft³)
Industrial 1,7
Comercial 5,31
Doméstica 5,37 Tabla 1: Tarifa máxima Gas Natural por categorías.
2 1 TcF (Trillion cubic Feet) = 28316846592 m³ 3 1 MMbbl (Million barrels of oil) = 158987,29 m³
5
Figura 3: Red de distribución de hidrocarburos de Bolivia.
Actualmente ya existe un gaseoducto que llega a San Matías, por ello, una central
termoeléctrica es la más interesante para el proyecto, ya que cuenta con mayor
flexibilidad y disponibilidad que la hidroeléctrica y ya existe una infraestructura de gas,
gaseoducto Rio Grande – Mutún con una estación de compresión en Chiquitos que lo
redirige a San Matías, lo que reduce los gastos iniciales.
Tras este análisis queda definir qué tipo de central termoeléctrica es la que mejor se adapta
las necesidades de San Matías
1.2 Objetivo
El objeto de este proyecto es indicar cuál es el mejor tipo de central para cubrir las nuevas
necesidades de la zona oriental de Bolivia, una central térmica de ciclo abierto, ciclo
combinado o impulsado por grupos electrógenos. Así como la ingeniería básica y el
dimensionamiento de materiales y equipos de la misma.
6
1.3 Alcance
Este proyecto abarcará un primer análisis sobre la potencia que debe suministrar la
central, atendiendo al crecimiento urbanístico y las características de la red, el
planteamiento de las distintas tecnologías que puedan dar cobertura a las necesidades de
la red. Por último, un análisis de la opción elegida y la forma de implantación en Bolivia.
El resultado debe ser la definición de los parámetros fundamentales para la
caracterización de la central.
7
2. Fundamentos
2.1 Central termoeléctrica con turbina de gas en ciclo abierto
2.1.1 Concepto
Una central de ciclo abierto se basa en un ciclo Brayton (figura 4), compuesta
principalmente por un compresor, una cámara de combustión y una turbina de gas.
Figura 4: Esquema ciclo Brayton.
El proceso cuenta con una primera fase de compresión de aire, una vez ha tenido lugar se
inyecta a la cámara de combustión junto con el combustible deseado para que se queme
y se generen gases a alta temperatura. Éstos se expanden en la turbina, transformando la
energía producida en la combustión en energía mecánica. Una vez los gases se han
expandido, son liberados a la atmósfera.
Figura 5: Diagrama T-s y p-𝜗 central termoeléctrica con turbina de gas en ciclo abierto.
2.1.2 Ecuaciones fundamentales
Dado que la compresión y la expansión son adiabáticas (figura 5) solo habrá transferencia
de calor en la combustión y en la salida de gases. El calor aportado en la cámara de
combustión, puesto que es un proceso isobárico será igual a la variación de entalpia:
8
𝑄𝑐𝑐 = ∆𝐻 = �̇�𝑐𝑝∆𝑇 = �̇�𝑐𝑝(𝑇3 − 𝑇2)
Asimismo el calor cedido por los gases de escape es:
𝑄𝑔𝑒 = ∆𝐻 = �̇�𝑐𝑝∆𝑇 = �̇�𝑐𝑝(𝑇4 − 𝑇1)
Sin embargo, todos los procesos tienen un trabajo; en el caso de la compresión y la cámara
de combustión hay que aportar trabajo al sistema, mientras que en la expansión en la
turbina y en los gases de escape el sistema cede trabajo al entorno. En el caso de la
compresión, al ser un proceso adiabático, todo el trabajo se emplea para aumentar la
energía interna.
𝑊1−2 = ∆𝑈 − 𝑄 = �̇�𝑐𝑣∆𝑇 = �̇�𝑐𝑣(𝑇2 − 𝑇1)
El trabajo realizado en la combustión:
𝑊2−3 = 𝑝2∆𝑉 = 𝑝2(𝑉3 − 𝑉2)
Como 𝑝2 = 𝑝3 y aplicando la ecuación de los gases ideales, entonces el trabajo en la
combustión es igual a:
𝑊2−3 = 𝑝3𝑉3 − 𝑝2𝑉2 = 𝑛𝑅(𝑇3 − 𝑇2)
En el caso de la turbina el trabajo realizado es:
𝑊3−4 = ∆𝑈 − 𝑄 = �̇�𝑐𝑣∆𝑇 = �̇�𝑐𝑣(𝑇3 − 𝑇4)
Por último el trabajo realizado por el enfriamiento de gases es:
𝑊4−1 = 𝑝4∆𝑉 = 𝑝4(𝑉4 − 𝑉1)
Como 𝑝4 = 𝑝1 y aplicando la ecuación de los gases ideales, entonces el trabajo en la
combustión es igual a:
𝑊4−1 = 𝑝4𝑉4 − 𝑝1𝑉1 = 𝑛𝑅(𝑇4 − 𝑇1)
Por lo tanto el trabajo total realizado será:
𝑊 = �̇�𝑐𝑝(𝑇2 − 𝑇1 + 𝑇4 − 𝑇1) = 𝑄𝑐𝑐 − 𝑄𝑔𝑒
El rendimiento del ciclo, será entonces: 𝜂 =𝑊
𝑄𝑐𝑐
9
Además, en los procesos 1-2 y 3-4, puesto que son adiabáticos y se suponen reversibles,
cumplen la ley de Poisson:
𝑝1𝑉1𝛾
= 𝑝2𝑉2𝛾; 𝑝3𝑉3
𝛾= 𝑝4𝑉4
𝛾 con 𝛾 =
𝑐𝑝
𝑐𝑣.
Asimismo si se aplica la ecuación de los gases ideales:
𝑝11−𝛾
𝑇1𝛾
= 𝑝21−𝛾
𝑇2𝛾
(1); 𝑝31−𝛾
𝑇3𝛾
= 𝑝41−𝛾
𝑇4𝛾
Como 𝑝2 = 𝑝3 𝑦 𝑝4 = 𝑝1 entonces:
𝑝11−𝛾
𝑇4𝛾
= 𝑝21−𝛾
𝑇3𝛾 (2).
Si se divide (2) entre (1): 𝑇4
𝑇1=
𝑇3
𝑇2; con lo que el rendimiento también se podría expresar
así: 𝜂 = 1 −𝑇1
𝑇2.
Así mismo si se aplica la relación de Poisson, se obtiene el rendimiento en función de las
presiones: 𝑝11−𝛾
𝑇1𝛾
= 𝑝21−𝛾
𝑇2𝛾 y 𝜂 = 1 −
𝑇1
𝑇2 entonces 𝜂 = 1 − (
𝑝1
𝑝2)
𝛾−1
𝛾, ya que 𝑟𝑝 =
𝑝2
𝑝1=
𝑝4
𝑝3 entonces 𝜂 = 1 −
1
𝑟(
𝛾−1𝛾
) y por tanto 𝜂 = 1 − 𝑟
(1−𝛾
𝛾).
2.1.3 Ventajas y Desventajas
La principal desventaja es el desaprovechamiento de la energía térmica de los gases de
escape, así como la peor adaptabilidad de funcionamiento. Sin embargo, es un proceso
relativamente sencillo.
2.2 Central termoeléctrica de Ciclo combinado
2.2.1 Concepto
Una central de ciclo combinado es la unión de un ciclo Brayton con un ciclo Rankine. Se
compone primordialmente de un compresor, una cámara de combustión, una turbina de
gas, una caldera de recuperación de calor (HRSG) y una turbina de vapor (figura 6).
10
Figura 6: Esquema ciclo combinado.
A diferencia del ciclo abierto, el ciclo combinado es un proceso cerrado. La primera fase
es un ciclo Brayton, es decir se comprime el aire, se inyecta a una cámara de combustión
donde se quema el gas aportado y los gases producidos mueven el eje de la turbina de
gas. A continuación, esos gases pasan por la caldera de recuperación de calor (HRSG,
Heat Recovery Steam Generator), la energía térmica de los gases de escape es cedida a
un ciclo agua-vapor (Rankine). El vapor sobrecalentado pasa por una turbina donde se
expande y cede la energía cinética al eje, convirtiéndose en energía mecánica.
Figura 7: Diagrama T-s central termoeléctrica ciclo combinado.
2.2.2 Ecuaciones Fundamentales
A parte de las ecuaciones expuestas en el apartado 2.1.2, el ciclo combinado se completa
con un ciclo Rankine. Este está compuesto por cuatro procesos: 1-2 se trata de una
compresión adiabática e isoentrópica, el 2-3 es la aportación de calor hasta el
11
sobrecalentamiento del fluido, el 3-4 es la expansión isoentrópica y adiabática del vapor
en la turbina y 4-1 es la condensación isobárica (figura 7). Por ello las ecuaciones
fundamentales son:
𝑊1−2 = �̇�(ℎ2 − ℎ1) (Proceso adiabático)
𝑄2−3 = 𝑚 ̇ (ℎ3 − ℎ2)
𝑊3−4 = �̇�(ℎ3 − ℎ4) (Proceso adiabático)
𝑄4−1 = �̇�(ℎ4 − ℎ1)
El rendimiento del ciclo:
𝜂 =𝑊
𝑄2−3=
𝑊3−4 − 𝑊1−2
𝑄2−3
El rendimiento total del ciclo combinado es:
𝜂 =𝑚𝑔𝑒̇ 𝑊𝑇𝐺 + 𝑚𝑣𝑎𝑝̇ 𝑊𝑇𝑉
𝑚𝑔𝑎𝑠̇ 𝑃𝐶𝐼
2.2.3 Ventajas y Desventajas
Hay un mayor aprovechamiento de la energía producida en la cámara de combustión, lo
que provoca un aumento en la eficiencia del ciclo. Su principal desventaja es que el
sistema es más complejo, ya que la presencia de la caldera de recuperación de calor y de
la turbina de vapor, aumenta la cantidad de sistemas auxiliares.
2.3 Central termoeléctrica con Grupos Electrógenos
2.3.1 Concepto
Se entiende como grupo electrógeno a aquel formado por un motor de combustión interna
y un generador eléctrico. Por lo tanto, este tipo de centrales queman un combustible,
normalmente fósil, y generan energía mecánica que acciona el generador convirtiéndola
en energía eléctrica (figura 8).
Durante el proceso de combustión, se generan unos gases de escape que son liberados a
la atmósfera previo tratamiento o se aprovecha su energía térmica en cogeneración.
12
Figura 8: Diagrama de funcionamiento grupo electrógeno.
Particularizando a los ciclos impulsados por Gas Natural, se tiene un ciclo Otto que
consiste en motores de combustión interna con encendido provocado. Se trata de motores
de 4 tiempos: admisión, compresión, expansión y salida de gases de escape.
Durante la admisión la mezcla aire-combustible entra en el pistón, a continuación se
somete a una compresión elevando así la temperatura de la mezcla. En este momento, se
produce la chispa y la combustión, que induce una expansión de los gases y empuja el
pistón provocando trabajo. Por último los gases son liberados (figura 9).
Figura 9: Diagrama motor de 4 tiempos.
2.3.2 Ecuaciones fundamentales
De los cuatro procesos que forman el ciclo, no se intercambia calor en los procesos
adiabáticos A→B y C→D pero sí en los dos procesos isócoros. En la ignición de la mezcla
B→C, una cierta cantidad de calor Qc (procedente de la energía interna del combustible)
se transfiere al aire (figura 10).
13
Figura 10: Diagrama p-𝜗 ciclo Otto.
Dado que el proceso sucede a volumen constante, el calor coincide con el aumento de la
energía interna.
𝑄𝑐 = ∆𝑈 = �̇�𝑐𝑣∆𝑇 = �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐶 − 𝑇𝐵)
En la expulsión de los gases D→A el aire sale a una temperatura mayor que a la entrada,
liberando posteriormente un calor Qf al ambiente. Su valor, análogamente al caso
anterior:
𝑄𝑓 = ∆𝑈 = �̇�𝑐𝑣∆𝑇 = �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐷 − 𝑇𝐴)
De forma opuesta a lo que ocurre con el calor, no se realiza trabajo sobre el sistema en
los dos procesos isócoros sino en los adiabáticos. En la compresión de la mezcla A→B,
proceso adiabático, todo el trabajo se invierte en incrementar la energía interna, elevando
su temperatura:
𝑊𝐴→𝐵 = ∆𝑈 = �̇�𝑐𝑣∆𝑇 = �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐵 − 𝑇𝐴)
En la expansión C→D es el aire el que realiza trabajo sobre el pistón. De nuevo este
trabajo útil equivale a la variación de la energía interna:
𝑊𝐶→𝐷 = ∆𝑈 = �̇�𝑐𝑣∆𝑇 = �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐷 − 𝑇𝐶)
El trabajo útil realizado es el trabajo neto, es decir, lo que produce (en valor absoluto)
menos lo que emplea en funcionar:
|𝑊| = |𝑊𝐶→𝐷| − |𝑊𝐴→𝐵|= �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐷 − 𝑇𝐶) − �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐵 − 𝑇𝐴)= �̇�𝑐𝑣(𝑇𝐷 − 𝑇𝐶 − 𝑇𝐵 + 𝑇𝐴)
14
Como en los casos anteriores el rendimiento es el cociente entre el trabajo que aporta y la
energía aportada por la combustión.
𝜂 =𝑊
𝑄𝑐=
|𝑄𝐶| − |𝑄𝐹|
𝑄𝑐= 1 −
|𝑄𝐹|
𝑄𝑐
Sustituyendo las expresiones del calor:
𝜂 = 1 −𝑇𝐷 − 𝑇𝐴
𝑇𝑐 − 𝑇𝐵
Se observa que no influye la cantidad de aire en el rendimiento solo las temperaturas que
se alcanzan.
Podemos simplificar estas expresiones observando que B→C y D→A son procesos
isócoros y A→B y C→D son adiabáticos, por lo que cumplen la ley de Poisson
(suponiéndolos reversibles):
𝑉𝐴 = 𝑉𝐷 𝑉𝐵 = 𝑉𝐶
𝑇𝐴𝑉𝐴𝛾−1
= 𝑇𝐵𝑉𝐵𝛾−1
; 𝑇𝐷𝑉𝐷𝛾−1
= 𝑇𝐶𝑉𝐶𝛾−1
Es decir:
𝑇𝐴𝑉𝐴𝛾−1
= 𝑇𝐵𝑉𝐵𝛾−1
(1) ; 𝑇𝐷𝑉𝐴𝛾−1
= 𝑇𝐶𝑉𝐵𝛾−1
(2)
Si se divide (2) entre (1) se tiene:
𝑇𝐷
𝑇𝐴=
𝑇𝐶
𝑇𝐵
Por lo tanto el rendimiento se puede expresar como:
𝜂 = 1 −𝑇𝐷 − 𝑇𝐴
𝑇𝑐 − 𝑇𝐵= 1 −
𝑇𝐴
𝑇𝐵
El rendimiento depende solamente de la temperatura al inicio y al final del proceso de
compresión, y no de la temperatura tras la combustión, o de la cantidad de calor que
introduce ésta.
Asimismo, se puede caracterizar al rendimiento de un motor en función de la razón de
compresión.
𝑇𝐴𝑉𝐴𝛾−1
= 𝑇𝐵𝑉𝐵𝛾−1
𝜂 = 1 −𝑇𝐴
𝑇𝐵= 1 − (
𝑉𝐵
𝑉𝐴)
𝛾−1= 1 −
1
𝑟𝛾−1; 𝑟𝑐 =
𝑉𝐵
𝑉𝐴
15
La eficiencia teórica de un ciclo Otto (figura 11) depende, por tanto, exclusivamente de
la razón de compresión.
Figura 11: Diagrama rendimiento-razón de compresión.
2.3.3 Ventajas y desventajas
La mayor ventaja que ofrecen los grupos electrógenos es su alta adaptabilidad a la curva
de demanda y alto rendimiento. Además, puesto que son equipos compactos no es
necesario, como en los otros casos, grandes equipos auxiliares. No obstante, puesto que
solo se emplearían para la generación eléctrica el calor de los gases de escape se
desaprovecharían.
16
3. Normativa aplicable
Por lo general se utilizarán las normas bolivianas para el diseño de los equipos y se
emplearán normas internacionales como complemento y/o mejora.
3.1 Normativa boliviana
Ley de electricidad nº 1604: condiciones de generación, gestión, interconexión,
precios y licencias para todo el sector eléctrico boliviano.
Regulación sector eléctrico 2013 de Bolivia: el estado de Bolivia nacionaliza gran
parte de las empresas de generación (70%) en favor de ENDE. De este modo es el
estado quien corre a cargo de la mayor parte del abastecimiento eléctrico.
Reglamento de Operación del Mercado Eléctrico: la central deberá cumplir con
los requisitos de generación y adquisición impuestos por el comité nacional de
despacho de carga.
Reglamento de Concesiones, Licencias y Licencias Provisionales: duración de las
concesiones de generación, distribución y transmisión, así como las concesiones para
los recursos acuíferos.
Reglamento de Calidad de Distribución: indica las condiciones mínimas de
calidad que debe cumplir para una buena distribución. Por ejemplo: caídas de tensión,
desfase, etc.
Reglamento de Calidad de Transmisión: análisis para evaluar el comportamiento
de los componentes del sistema de transmisión mediante la frecuencia y la duración
media de las desconexiones.
Resolución AE-226/2012 y AE-317/2015: establece los parámetros para la
determinación de la potencia firme y para el cálculo del despacho económico
probabilístico.
Resolución AE-141/2012 y AE-380/2013: establecen los requerimientos de
supervisión, control y coordinación, en tiempo real, para la generación y la
transmisión del SIN, para que pueda atender a la demanda establecida en las
Condiciones de Desempeño Mínimo.
17
Resolución AE-321/2016: condiciones técnicas que deben cumplir empresas
eléctricas y consumidores para la incorporación al SIN, de tal manera que las nuevas
instalaciones no afecten negativamente a la integridad del SIN.
Resolución AE-361/2017: condiciones que deben aplicar los participantes del
mercado en las protecciones eléctricas de las instalaciones, para la coordinación de
los componentes del SIN en caso de fallo.
Resolución AE-422/2017: requisitos técnicos mínimos para proyectos de
generación, transmisión y grandes consumidores, en la incorporación al SIN y la
mejora en el análisis, que permita modificar las instalaciones ya existentes.
Resolución AE-094/2009: establece el procedimiento para medir y determinar la
potencia efectiva de las centrales de generación termoeléctrica en función de donde
estén ubicadas, el consumo propio y las pérdidas.
Norma Boliviana NB777: establece los requerimientos mínimos que se deben
cumplir obligatoriamente en el diseño, la construcción y la puesta en servicio de
instalaciones eléctricas interiores en baja tensión.
Norma Boliviana NB/NA 0018: explica los requisitos mínimos de los EDR
(estaciones distritales de regulación). Indica las características y composición del Gas
Natural para su uso como combustible en el sector termoeléctrico, etc.
Normas Bolivianas NB6400x (varias): indica aspectos sobre la calidad del agua.
Determinación del residuo total en los efluentes, sólidos filtrables o suspendidos,
utilizando el método gravimétrico, así como el cálculo del pH mediante el método
del electrodo de vidrio. También incluye como se deben calcular los caudales de los
efluentes y el muestreo de los mismos.
Normas Bolivianas NB43x y NB57x (varias): señala los valores y las
características principales de Transformadores de Potencia: requisitos y condiciones
de servicio, desviaciones y tomas, límites de elevación de temperatura y niveles de
aislamiento. Además indica las pautas a seguir para los ensayos de vacío,
cortocircuito y calentamiento.
18
3.2 Normativa internacional
En caso de ser necesario una ampliación a la normativa boliviana, se utilizarán las normas
internacionales (tabla 2).
Equipo Normativa
Equipos a presión Código ASME4 Código ASME. ASME Boiler
and Pressure Vessel Code
(BPVC) Section VIII, division
I,II and III
Soldaduras AWS5 AWS D1.1/D1.1M:2015
Tuberías y accesorios ANSI6 ANSI B36.10, B36.19
Cargas máximas de equipos ASCE
Equipos eléctricos IEC o ISO o IS 7
Calidad del agua VGB-R 450 Le o UNE-EN 12952-
1220041 o BS 2486 8
Quemadores de Gas Natural EN – 12952/NFPA 85 o
equivalente
Seguridad TBC9
Estructura y obra civil AASHTO/AISC10
Tabla 2: Normativa Internacional.
De forma particular:
IEC 60044: Instrument Transformers. Características generales de los
transformadores y requerimientos mecánicos y de aislamiento.
IEC 60076: Power Transformers. Determinación potencia nominal, pérdidas de
carga y otros aspectos característicos del transformador.
IEC 60726: Dry-type power transformer. Parámetros característicos de los
transformadores tipo seco.
4 American Society of Mechanical Engineers. 5 American Welding Society. 6 American National Standards Institute. 7 IEC: International Electrotechnical Commission; ISO: International Organization for Standardization; IS:
International Standards. 8 VGB: Vereniging, Groothandelaren, Bloemkwekerijprodukten (normativa Holandesa);UNE-EN: Una
Norma Española – European Norm; BS: Brittish Stardards. 9 Technical Building Code. 10 American Association of State Highway and Transportation Officials/ American Institute of Steel
Construction
19
IEC 60298: HV Metal-Enclosed Switchgear and Controlgear. Completa a la IEC
60694 en el equipo de maniobra y en el control con cerramiento de metal. Define las
condiciones del servicio, los términos aplicables y las características nominales.
Especifica las normas para el diseño, la construcción y las pruebas correspondientes.
También proporciona información general sobre la selección de dispositivos,
licitaciones, transporte, montaje y mantenimiento.
IEC 60056: HV Alternating-Current Circuit Breakers. Características de
interruptores diseñados para la instalación y operación en interiores o exteriores, en
frecuencias de hasta 60 Hz, en sistemas con tensiones superiores a 1.000 V.
IEC 60129: AC Disconnectors (Isolators) and Earthing Switches. Características
de los seccionadores y tomas a tierra diseñados para la instalación y operación en
interiores o exteriores, en frecuencias de hasta 60 Hz, en sistemas con tensiones
superiores a 1.000 V. Asimismo incluye normas de operación y equipos auxiliares.
IEC 60694: Common specifications for HV switchgear and controlgear standards.
Especificaciones generales para interruptores y equipos de control en sistemas de
hasta 60HZ y más de 1000V.
IEC 60228: Conductors of insulated cables. Características principales de cables
de cobre, aluminio y aleaciones de aluminio, de secciones transversales de 0,5 mm² a
2.500 mm²
IEC 60034: Rotating Electrical Machines. Propiedades de funcionamiento, por
ejemplo potencia o tensión nominal, de todas las maquinas rotatorias, incluyendo
generadores.
IEC 60947: LV Switchgear and Controlgear, IEC 60158: LV Control gear y IEC
60408: LV Air-break Switches and Air-break Disconnectors. Homogeniza la
normativa y los test para los interruptores y equipos de control para baja tensión.
IEC 60502: Extruded Solid Dielectric Insulated Power Cables for Rated Voltages
from 1 kV to 30 kV. Muestra las especificaciones de dimensiones, construcciones y
test para este tipo de cables.
IEC 62305: Lightning Protection. Indica las acciones necesarias para evitar daños
humanos y estructurales al ser alcanzado por un rayo.
20
AASHTO: Guide for Design of Pavement Structures. Procedimientos para la
construcción y rehabilitación de pavimentos, así como el diseño y el manejo de los
mismos.
ASCE/SEI 7-10: Minimum design loads for building and other structures.
Parámetros de diseño que se deben cumplir y el método de cálculo de las cargas
debidas a distintos factores, que afectan a la estructura.
ACI 318S: Reglamento para Cemento Estructural. Características que deben
cumplir los distintos materiales, en especial el cemento, para soportar los esfuerzos a
los que están sometidos.
ANSI/AISC: 360-10 Specification for Structural Steel Buildings. Requisitos,
estabilidad y propiedades del acero utilizado en construcción.
Normas NFPA. Compendio de normas para garantizar la seguridad de los bienes
humanos y materiales en caso de incendio.
21
4. Condiciones de diseño
4.1 Estabilidad y demanda de la línea
4.1.1 Previsión de potencia demandada San Matías
Uno de los factores más relevantes para la construcción de la central de San Matías será
la población que alcanzará durante los próximos 40 años, vida útil de la central
termoeléctrica.
Según datos históricos sobre la generación y demanda en San Matías de ENDE Guariachi,
compañía encargada de la generación eléctrica en el departamento de Santa Cruz, se tiene
la siguiente distribución de potencia y energía (tabla 3).
San Matías Unidad 2012 2013 2014 2015 2016
Demanda Máxima (D Máx) kW 1.174 1.235 1.270 1.459 1.525
Energía Generada kWh 5.286.426 5.923.382 6.398.329 7.266.658 7.663.533
Factor de Planta 51,39% 54,77% 57,53% 56,84% 57,37%
Tabla 3: Histórico de potencia demandada y energía generada de San Matías.
FUENTE: ENDE Guariachi
La tasa de crecimiento (tabla 4) que ha tenido anualmente la demanda máxima es:
Periodo
Tasa de
crecimiento
anual (Potencia)
2012-2013 5,13 %
2013-2014 2,85 %
2014-2015 14,94 %
2015-2016 4,49 % Tabla 4: Tasa de crecimiento anual.
La tasa de crecimiento calculada para la potencia es 6,75%. A partir de este valor se
ejecuta la previsión de la demanda máxima.
𝐷𝑀á𝑥𝑖 = 𝐷 𝑀á𝑥2012 ∙ 10((𝐴ñ𝑜𝑖−2012)∙log(% 𝑡𝑎𝑠𝑎𝑝+1))
Unidad 2018 2028 2038 2048
Demanda Máxima (D Máx) kW 1.738 3.340 6.419 12.337
Tasa de crecimiento anual (Potencia) 6,75% 6,75% 6,75% 6,75% Tabla 5: Previsión de la demanda máxima total.
Esta es una previsión de la demanda total (tabla 5), si la población se desarrollara como
lo hace actualmente. No obstante, San Matías actualmente es una zona meramente
Para saber la tasa de crecimiento anual del periodo 2012-
2016 se aplica: % 𝑡𝑎𝑠𝑎𝑝 = (𝐷 𝑀á𝑥2016
𝐷 𝑀á𝑥2012)
(1
2016−2012−1)
22
residencial pero se prevé que en el futuro desarrolle otros sectores, por ello es necesario
aplicar un factor de corrección.
La demanda en Santa Cruz está actualmente distribuida en 51,30% residencial, 38,85%
comercial, 0,06% industrial y 9,79% otros. Por lo tanto, la demanda máxima del sector
residencial de San Matías supone el 51,30% del total del 2016, es decir, 732 kW.
𝐷𝑀á𝑥𝑖 = 𝐷 𝑀á𝑥 𝑆. 𝑀.2016∙ 10((𝐴ñ𝑜𝑖−2016)∙log(% 𝑡𝑎𝑠𝑎𝑝+1))
San Matías (Residencial) Unidad 2018 2028 2038 2048
Demanda Máxima (D Máx) kW 834 1.713 3.293 6.328
Tasa de crecimiento anual (Potencia) 6,75% 6,75% 6,75% 6,75%
Tabla 6: Previsión de la demanda máxima a partir del porcentaje residencial.
Para el cálculo de la demanda eléctrica para 2028, 2038 y 2048, se parte de la suposición
de que la demanda residencial es la presentada (tabla 6).
Con el desarrollo de la zona, la distribución eléctrica sería 43,73% residencial, 25,22%
comercial, 26,31% Industrial y 4,75% otros. Por lo tanto la potencia total de cada año
será: 𝐷 𝑀𝑎𝑥 𝑟𝑒𝑠𝑖𝑑𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙
0,4373.
Demanda eléctrica (MW)
AÑO Residencial Comercial Industrial Otros TOTAL
43,73% 25,22% 26,31% 4,75% 100%
2028 1,71 0,99 1,03 0,19 3,92
2038 3,29 1,90 1,98 0,36 7,53
2048 6,33 3,65 3,81 0,69 14,47
Tabla 7: Previsión de la demanda eléctrica por sectores.
Aplicando un factor de potencia de 0,8 (en la tabla 7), se obtiene la potencia aparente que
debe suministrar la central para cubrir las necesidades eléctricas (tabla 8).
Demanda de electricidad por sectores (MVA)
AÑO Residencial Comercial Industrial Otros TOTAL
2018 1,11 0,84 0,00 0,21 2,17
2028 2,14 1,23 1,29 0,23 4,90
2038 4,12 2,37 2,48 0,45 9,41
2048 7,91 4,56 4,76 0,86 18,09 Tabla 8: Previsión de la potencia aparente.
23
La previsión de potencia (figura 12) aumenta de 2 MVA hasta los 18 MVA entre el 2018
y el 2048.
Figura 12: Evolución de la potencia demandada de San Matías (2018-2048).
4.1.2 Efecto Ferranti
El proyecto se basa en la unión de dos localidades, San Ignacio de Velasco y San Matías,
al SIN. El punto de unión seleccionado es Los Troncos. La central más cercana es la
termoeléctrica de Warnes con una potencia nominal de 280 MW. Debido a la longitud de
la línea y la baja potencia demandada al final de la misma, se producirá efecto Ferranti,
una sobretensión producida al final de una línea de transmisión muy larga.
Con la creación de una central eléctrica al final de la línea y las estaciones de
compensación, los problemas de las pérdidas de potencia se verán subsanados.
4.2 Red eléctrica
La frecuencia eléctrica normalizada para Bolivia es de 50Hz.
La red eléctrica en la central termoeléctrica puede definirse como sistemas eléctricos
asociados en la generación de potencia y sistemas eléctricos auxiliares necesarios para la
operación normal de planta.
La central termoeléctrica generará potencia a una tensión de 4,16 kV que será evacuada
a través de los transformadores de alto voltaje a las líneas de 230kV. Por otro lado, los
sistemas eléctricos auxiliares generarán a baja tensión la potencia que demande la planta
para su correcto funcionamiento. Estos sistemas son: transformadores de elementos
2 MVA
5 MVA
9 MVA
18 MVA
0
2
4
6
8
10
12
14
16
18
20
2.018 2.028 2.038 2.048
MVA
Año
Previsión de Potencia
24
auxiliares, cuadro de control de motores (CCM), cuadros de distribución de baja tensión
y el grupo diésel de emergencia (en caso necesario).
La planta dispondrá para los equipos que lo requieran los siguientes suministros eléctricos
(tabla 9):
Equipos Tensión (V) Frecuencia(Hz)
Motores y actuadores
motorizados 420 (3 fases)
50
Motores conectados al
sistema de emergencia 420 (3 fases)
Instrumentos (4/2 hilos) 240/24 (1fase)
Instrumentación
conectada al sistema de
emergencia
240 (1 fase)
Iluminación 240 (1 fase)
Cabina PLC,
ventiladores, etc. 240 (1 fase)
Armario local de
quemadores (encendido) 240 (1 fase)
Solenoides 110/24 (DC)
Tabla 9: Equipos de baja tensión de la central termoeléctrica.
4.2.1 Clases de protección
Los distintos grados de protección según la IEC 60529 serán:
• IP 55 para los motores interiores e IP 56 para los motores exteriores.
• Clase IP31 para equipos eléctricos si se encuentran instalados en el interior de
salas y equipos de control con aire acondicionado o ventilación.
• Clase IP42 para equipos eléctricos si se encuentran instalados en interior, pero en
áreas no acondicionadas.
• Clase IP54 para equipos eléctricos si se instalan en exterior (donde haya instalado
un sistema de diluvio se suministrarán con IP55).
• Clase IP65 como mínimo para los actuadores que operen válvulas automáticas y
para los instrumentos de campo.
25
4.3 Aire comprimido
La instalación incluye un grupo compresor con su sistema de distribución que operará
según las condiciones siguientes (tabla 10):
Aire de Instrumentación Aire de Servicio
Presión de trabajo (bar) 6 6
Mín. presión de trabajo
(bar) 5,5 5,5
Máx. presión de trabajo
(bar) 7 7
Punto de rocío a 7 bar (ºC) -40 3
Caudal El necesario para la planta El necesario para la planta
Filtrado( aceite ni polvo) SI NO
Tabla 10: Características del aire comprimido.
4.4 Agua de refrigeración
En las centrales eléctricas, ENDE indica algunas características deseables para el agua de
refrigeración (tabla 11):
Parámetros Límites
pH 7,8 – 8,5
Dureza total (Ca + Mg) (ºdh) < 30
Conductividad (µS/cm) < 1 556
Alcalinidad (mval/l (pH 4,3)) < 1,5
Cloruros (ppm) < 30
Hierro (ppm) < 0,2
Silicatos (mgSiO2/l) < 33
Ca + Dureza (ppm) < 225
Sólidos disueltos totales (ppm) < 1 000
Turbidez (ppm) < 5,20
26
Presión mínima en los terminales de entrada (bar (g)) 5
Presión en salida de los terminales (bar (g)) 3
Temperatura de entrada en los puntos terminales, máxima
(ºC)
36
Temperatura de salida en los puntos terminales, máxima
(ºC)
43
Caudal de auxiliares Según se requiera
Presión de diseño (bar (g)) 7
Temperatura de diseño (ºC) 60
Tabla 11: Condiciones del agua de refrigeración.
Las temperaturas de agua de refrigeración deberán ser las siguientes (tabla 12):
Parámetros
ambientales ºC
Acercamiento a la
temperatura de
bulbo húmedo (ºC)
Temperatura de
entada del agua de
refrigeración (ºC)
Temperatura de
salida del agua de
refrigeración (ºC)
Tº media de bulbo
húmedo para diseño 25,3 5 30,3 37,3
Tº máxima de bulbo
húmedo para diseño 32 4 36,0 43
Tº mínima de bulbo
húmedo para diseño 14,9 7 21,9 28,9
Tabla 12: Temperaturas del agua de refrigeración.
4.5 Agua de alimentación
En el caso de que la central termoeléctrica sea de ciclo combinado se necesitará disponer
de un estudio de composición química del agua. Para la alimentación del ciclo Rankine,
se establecen los siguientes requisitos mínimos de calidad del agua (tabla 13):
Parámetros Límites
pH (at 25ºC) 8.5 - 9,2
SiO2 (ppb) < 20
Sodio (Na) (ppb) < 5
Potasio (K) (ppb) < 10
27
O2 (ppb) < 0,007
Dureza (CaCo3) (ppm) 0
Hierro total (Fe) (ppb) < 10
Cobre (Cu) (ppb) < 3
Conductividad (µS/cm) < 0,2
Orgánicos (TDS) (ppm) < 0,1
Otros elementes o substancias Sin presencia
Aceite (ppm) 0
Tabla 13: Características del agua de alimentación.
4.6 Vapor de sellos (en el caso de ciclo combinado)
El vapor de sello que se deberá tener en los puntos de suministro cumplirá con los
siguientes parámetros:
• Presión: 2,5 bar(a) +/-0,5 bar
• Temperatura: Saturación a 160 ºC
4.7 Combustibles
En la central de San Matías se utilizará Gas Natural, este provendrá del gaseoducto
Chiquitos-Culaba donde se conectará la central termoeléctrica. Es suministrado por
YPFB (Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos). Como actualmente San Matías
tiene una pequeña central termoeléctrica impulsada por motores se conocen los estudios
sobre la composición del gas (tabla 14).
Componentes PROMEDIO
% MOL
𝑁2 0,72
CO₂ 1,27
𝐶1 89,82
𝐶2 5,59
𝐶3 1,67
𝐼𝐶4 0,26
𝑁𝐶4 0,37
𝐼𝐶5 0,12
𝑁𝐶5 0,08
28
𝐶6 0,08
𝐶7 0,00
TOTAL 100,00
P.Calorífico Superior
BASE HUMEDA (kJ/mᶟ) 39.633,08
P.Calorífico Inferior
BASE HUMEDA (kJ/mᶟ) 35.878,50
P.Calorífico Superior
BASE SECA (kJ/mᶟ) 40.335,04
P.Calorífico Inferior
BASE SECA (kJ/mᶟ) 36. 513,80 Tabla 14: Composición Gas Natural.
4.8 Requerimientos de operación y control
La central termoeléctrica de San Matías se diseñará para poder ajustarse a la demanda
necesaria en cada momento. Puesto que los datos de la curva de demanda para la localidad
de San Matías se desconocen, se ha hecho una interpolación de los valores obtenidos a
nivel nacional (figura 13-14).
Figura 13: Curva de demanda máxima en Bolivia 2017.
Figura 14: Curva de demanda diaria Bolivia.
800,00
900,00
1000,00
1100,00
1200,00
1300,00
1400,00
1500,00
1-ene. 20-feb. 10-abr. 30-may. 19-jul. 7-sep. 27-oct. 16-dic.
MW
0
500
1000
1500
2000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 101112131415161718192021222324
MW
Horas del día
29
Con estas dos curvas se consigue realizar la curva de demanda anual por horas. Para poder
dimensionar se ordenaron los datos de mayor a menor, ya que los picos de la demanda
son sucesos puntuales y los motores se dimensionan a partir del comportamiento nominal
que debe tener. Por ello entre 2018-2048, la demanda a cubrir por horas es la siguiente
(figura 15):
Figura 15: Necesidades energéticas para cubrir la demanda.
La central debe ser útil tanto en 2018 como en 2048, es decir desde 765 kW hasta 14,47
MW.
La operación de planta será de la siguiente forma:
• Arranque / parada será totalmente automática desde sala de control.
• El rango de operación será íntegramente automático.
4.9 Sismología
Se aplicará la Norma Boliviana de Diseño Sísmico (NBFS-2006).
Para estructuras, las cargas serán las definidas en la norma International Building Code
(IBC)– 2009, por ejemplo:
• 5,0 kN/m² en plataformas principales.
• 3,0 kN/m² en plataformas de servicios.
0123456789
10111213141516
0 2000 4000 6000 8000
MW
Horas
2018
2028
2038
2048
30
4.10 Área de clasificación ATEX
Combustible Gas Natural: Los venteos de combustibles gaseosos no sujetos a descargas
continuas o de larga duración se clasificarán como zona 1 si el volumen está dentro de un
radio de 1,5 m y zona 2 si el volumen está dentro de un radio de 3 m.
Las sustancias inflamables se considerarán dentro del grupo IIB T3.Todos los equipos y
componentes de las válvulas de combustible skids serán apropiados para el área de
clasificación anterior Zona 2, IIB T3.
4.11 Nivel sonoro
Las medidas de niveles de presión sonora se realizarán según ISO 3746: 1995.
Se procurará donde sea posible instalar equipos de insonorización o barreras acústicas.
Los niveles sonoros de equipos insonorizados se medirán de forma individual y no
excederá de 85 dB (A) a 1 m según EN ISO 3746: 1995.
Cuando se estén operando válvulas de seguridad y sopladores en marcha, los niveles
sonoros no excederán de 100 dB (A) a 1 m hacia cualquier dirección.
4.12 Materiales prohibidos
CFCs y PCB, pinturas de plomo o recubrimientos con asbestos o juntas de asbestos ,
mercurio y sustancias químicas como bicromatos o cromos equivalentes y en general,
queda prohibida toda sustancia clasificada como peligrosa , tóxica o cancerígena por ley
y peligrosa para la salud humana.
No se usarán refractarios de fibra cerámica, de fibra de vidrio no mezclado o de material
de rechazo. Todos los equipos estacionarios o móviles que contengan refrigerantes no
incluirán CFCs ni HCFCs.
4.13 Componentes adicionales
Para el funcionamiento de las plantas, ENDE Guariachi deberá suministrar, al no estar
contemplado en el alcance del proyecto:
• La acometida de gas natural hasta la ERM, Estación de Regulación y Medida, de
entrada a la central termoeléctrica de San Matías.
31
• La acometida eléctrica de las centrales. Se definirán las subestaciones de entrega
de energía.
• La acometida de agua para refrigeración. Se definirá el sistema de preparación del
agua de refrigeración en función de los datos químicos del agua facilitados por la
autoridad competente boliviana, pero no se diseñará la acometida de agua a la central.
• La evacuación de agua residual. De igual manera se definirá la planta de
tratamiento de aguas residuales para cumplir con la normativa boliviana, pero no se
diseñará la evacuación de la misma.
32
5. Emplazamiento
Dado que el proyecto es la conexión de los sistemas aislados de Bolivia, el emplazamiento
de la central será San Matías. Actualmente cuenta con una pequeña central de 6 MVA
compuesta por tres motores impulsados por gas, donde dos son modelo DEUTZ TBG
62011 y el tercero es CUMMINS C1400 N5C12 (figura 16). En el caso del primer modelo,
cada motor es capaz de entregar una potencia eléctrica de 1365 kWe mientras que el
segundo tiene una potencia de 1400kWe.
Figura 16: Placa característica de los modelos de unidades generadoras existentes.
Así pues, se aprovecharán los terrenos y la infraestructura ya construida (figura 17), así
como la acometida de gas que posee.
Figura 17: Vista aérea actual central San Matías.
11 Ficha técnica disponible en : http://www.coalinfo.net.cn/deutz/eng/Doku/TBG620K.pdf 12 Ficha técnica disponible en :
https://powersuite.cummins.com/PS5/PS5Content/SiteContent/en/Binary_Asset/pdf/Commercial/SparkIg
nited/NAD-5478-EN.pdf
33
San Matías es una pequeña ciudad al este de Bolivia. Ubicada en el departamento de Santa
Cruz, esta pequeña población es la capital de provincia de Ángel Sandoval. Es una de las
ciudades más desarrolladas de su región, gracias a la infraestructura civil y su ubicación
geográfica estratégica, pues está a escasos kilómetros de Brasil. Se encuentra a una latitud
de 16,3753 S y una longitud: 58,4059 O, lo que la sitúa en la llanura boliviana con una
altitud de 113 m sobre el nivel del mar.
A partir de los datos consultados en el Servicio Nacional de Meteorología e Hidrología
(SENAMHI) correspondientes al observatorio más próximo, se han estudiado las
temperaturas registradas en el observatorio durante el periodo 1943-2017. La temperatura
media es de 26,3ºC, presión media de 997,8 mbar y humedad relativa media de 72,6 %.
Presenta un clima tropical seco (Clasificación climática de Köppen: Aw) (figura 18, tabla
15), lo que supone un aumento de la estación seca y la consiguiente reducción de la época
lluviosa, no obstante sufre lluvias torrenciales. Tiene una temperatura más elevada que
el clima tropical. Estas condiciones climatológicas indican un ambiente oxidante, por lo
que todos los dispositivos deberán ser o llevar una capa antioxidante. El aire de entrada
al compresor deberá ser secado y filtrado, para evitar la llegada de gotas de agua al
compresor o a la turbina.
34
Figura 18: Clasificación climatológica mundial Köppen-Geiger.
35
Clasificación Köppen- Geiger:
Humedad
Tipo clima S (estepa13) W (desierto14)
f (completamente
húmedo)
m
(monzón)15 w (seco invierno) s (seco verano)
A Tropicales – – Ecuatorial (Af) Monzónico
(Am) Sabana (Aw) Sabana (As)
B Secos
Semiárido cálido
(BSh16) Árido cálido(BWh)
– – – – Semiárido frio
(BSk17) Árido frío (BSk)
C Templados – –
Subtropical verano
cálido(Cfa)
–
Subtropical verano
calido (Cwa)
Mediterráneo(Csa)
Oceánico
Oceánico (Cfb) Templado verano
suave (Cwb) Mediterráneo (Csb)
Subpolar Oceánico (Cbc) Subpolar
Oceánico(Cbc)
Subpolar Oceánico
(Csc)
D Continentales – –
Continental (verano
cálido, invierno frio)(Dfa)
–
Continental
mediterráneo (Dwa)
– Hemiboreal (verano
suave, invierno frio) (Dfb)
Hemiboral
mediterráneo (Dwb)
Subpolar (Dfc, Dfd) Subpolar (Dfc,Dfd)
T F
E Fríos Tundra ET Polar EF
Tabla 15: Clasificación Köppen-Geiger.
13 Las lluvias medias anuales están entre un 50 % y un 100 % de la temperatura media anual multiplicada por veinte, más el umbral calculado, si procede (dependiendo de la
estacionalidad). 14 Las lluvias medias anuales están entre un 0 % y un 50 % de la temperatura media anual multiplicada por veinte, más el umbral calculado, si procede (dependiendo de la
estacionalidad). 15 Monzón: precipitaciones frecuentes excepto en algún es seco, con precipitaciones torrenciales 16 Si la temperatura media es igual o mayor a 18ºC. 17 Si la temperatura media es menor que 18ºC.
En cuanto a la calidad del suelo (figura 19), San Matías está ubicado en una zona de
planosoles éutricos, estos son depósitos aluviales y coaluviales arcillosos blanquecinos
de textura gruesa que yacen sobre partículas más finas.
Figura 19: Perfil del suelo: planosol eútrico.
El uso de la tierra se centra en forestal y ganadero reglamentado, también cuenta con
terreno agro-pastoril y ganadero extensivo con manejo de bosque, sin ninguna zona
protegida. No obstante, tiene riesgo medio de inundaciones debido a su cercanía a la zona
del pantanal, por ello también pertenece a la lista de humedales de importancia
internacional (RAMSAR).
En cuanto al estado social, es un pueblo agrícola de 14.470 habitantes. Debido a su
localización es un sitio muy transitado para el paso a Brasil, lo que en algunas situaciones
ha servido como paso de narcóticos entre países causando alarma social.
Tiene conexión al gaseoducto Chiquitos-Culaba y acceso por la Ruta 10 que lo une con
Santa Cruz de la Sierra, la ciudad más importante del departamento de Santa Cruz.
5.1 Temperatura Ambiente
A continuación se presentan las temperaturas medias (tabla 16), de los últimos 17 años,
de la estación meteorológica del aeropuerto de San Matías, expresadas en ºC. Se observa
que la temperatura varía de los 26,2 ºC hasta los 27, 2ºC.
Año E F M A M J J A S O N D �̅�
2000 29 27,5 27,1 27,1 24,9 23,8 20,1 25,8 26,7 29 27,5 28 26,4
2001 27,5 27,8 27,7 27,4 24 21,9 24,4 26,9 28,3 28,7 28,2 26,9 26,6
Presenta un horizonte órgano-mineral que
descansa abruptamente sobre otro de
naturaleza árgica muy denso, típico de
llanuras y tierras planas que se anegan
estacionalmente por agua.
Como no puede fluir el agua, posee
propiedades estagénicas en el horizonte
blanqueado.
37
2002 28,3 27,8 28,6 28,2 26,2 23 23,5 26,6 26 29,9 29,6 28,8 27,2
2003 28,6 27,6 27,7 26,4 24,8 24,5 23,1 23,2 26,4 27,8 27,8 28,5 26,4
2004 28,4 27,6 28,3 27,4 21,1 22,8 22,4 24,3 27,2 28,1 27,7 28,6 26,2
2005 27,6 27,7 27,3 26,1 25,6 25 21,7 25,1 24,8 27,9 27,8 27,8 26,2
2006 27,4 27,9 27,8 26,6 22 24,7 24 25,7 26,6 28,4 28,9 28 26,5
2007 28,5 27,8 28,1 27,9 23,3 23,8 22,3 23,4 28,4 28,5 26,7 27,6 26,4
2008 27,4 28 27,8 25,2 23,4 21 25,6 26,5 25,7 27,8 28,6 27,4 26,2
2009 28 27,3 27,7 27,6 26,1 22,5 24,5 26 26,6 28,3 29,3 27,6 26,8
2010 26,7 26,4 27,2 26,6 23,6 25 23,2 24,8 29,3 28,8 27,3 29,2 26,5
2011 27,9 27,6 27,5 28 24,2 24 *** 24,6 28,9 29,3 30,1 28,9 ***
2012 28,3 28,2 27,4 27,6 24,8 23,7 22,9 25,9 28,8 30,6 29,2 28,9 27,2
2013 28,9 28 28 25,8 24,9 25,3 23,2 23,2 27,2 28,1 28,6 28,9 26,7
2014 28,4 27,3 27,8 27,4 25 24,6 22,8 25,8 29,1 29,8 28,7 28 27,1
2015 28,9 28,6 28,4 28 25,8 24,8 24 26,9 29,1 29,4 29,5 29,2 27,7
2016 28,4 28,8 28,1 27,4 24,1 21,7 23,3 25,3 24,8 28,2 27,7 27,8 26,3
2017 27,9 27,8 27,8 26,4 26,6 23 22,4 *** *** *** *** *** ***
Tabla 16: Temperaturas medias mensuales de San Matías (2000-2017).
Se realiza la media de las temperaturas y se obtiene una temperatura de 26,3ºC, parámetro
a tener en cuenta en la selección de equipos.
5.2 Presión
Las presiones medias obtenidas del mismo puesto meteorológico (tabla 17):
Año E F M A M J J A S O N D �̅�
1993 995,3 994,6 995,8 996,1 997,6 999,7 1000,9 1000,1 996,8 995,5 993,8 992,8 996,6
1994 993,6 995,5 995,5 996,7 997,3 999,3 1000,4 998,5 996,6 994,6 994,4 994 996,4
1995 994,6 995,3 994,7 996,3 999,4 999,5 998,2 998,1 998,1 993,9 994,1 995 996,4
1996 994,7 995,6 996,1 997,6 999,3 1003,9 1002,8 998,2 998,8 997,2 *** 995 ***
1997 993,6 996 995,1 997,4 999,7 996,4 1000,5 1000,1 995 993,9 994 994,8 996,4
1998 995 996,5 996,8 997,6 1001,4 1002,5 1000 998,5 998,6 996,6 993,6 994,5 997,6
1999 994,2 995 994,5 998,6 999,6 999,4 1001,9 999,5 996,2 998,1 996,8 995,9 997,5
2000 994,9 997,1 996,8 998,3 1001,2 1000,2 1000,2 999,5 998,5 997 994,8 995,2 997,8
2001 995,4 995,7 996,3 996,9 999,5 1002,4 1000,6 999,7 997,3 997,4 996,9 999,2 998,1
2002 996 996,5 996,8 997 1000,2 1003,9 1002,7 1000,3 999,3 996,3 995,8 997,4 998,5
2003 997,4 999,3 999,1 1000,2 1002,1 1002,3 1003,9 1003,5 1000,2 998,1 997,5 997,3 1000,1
2004 *** 998,2 998,4 *** 1003,9 1003,7 1002,6 1002,2 1000,2 998,1 997,7 996,2 ***
2005 995,9 997,5 997,7 *** *** *** *** 1000,6 999,3 995,4 994,1 994,8 ***
2006 996,2 996,4 997,3 997,3 1002,9 999,5 999,2 996,7 996,6 994,5 993,9 994,7 997,1
38
2007 993,2 994,6 996,2 998,6 1003,1 1002,9 1002,3 1002,7 998,8 996,9 995,6 996,1 998,4
2008 996,1 997,4 998 1000,6 1005,5 1007,8 1006,3 1005,4 1007,9 1000,1 995,6 995,7 1001,4
2009 997 995,7 996,6 998 999,2 1000,8 1000,1 998 998 995,4 994 995,3 997,3
2010 994,4 994,3 995 998,6 1000,6 1000,6 *** *** *** *** *** *** ***
Tabla 17: Presiones medias mensuales de San Matías (1993-2010).
Se realiza la media de las presiones y se obtiene una presión de 997,8 mbar, por lo tanto,
se utilizará esta presión ambiente para el aire de entrada, así como para la presión para la
salida de humos de la chimenea.
5.3 Humedad
La humedad en San Matías abarca valores de entre 99% en la época húmeda hasta el 6%
en la seca. A continuación se muestra cómo se comporta la humedad en un año (figura
20):
Figura 20: Humedad media 2017 en San Matías.
5.4 Sismología
Al contrario que en la región más occidental de Bolivia, la zona donde se sitúa la central
no tiene movimientos sísmicos frecuentes ni graves. Según el observatorio de San
Calixto, los sismos acontecidos son los que disponen en la siguiente figura.
El tamaño de los círculos representa la magnitud de los terremotos, cuanto más radio tiene
el círculo mayor es su magnitud en la escala de Richter. Así mismo, el color indica cuál
es la profundidad del hipocentro: amarillo es superficial, el terremoto se ha ocasionado a
99% 99%96%
87%
64%
58%
11% 10%
29%
62,5%
87%
95,5%
0%
10%
20%
30%
40%
50%
60%
70%
80%
90%
100%
Humedad Media 2017
39
menos de 100 km de la superficie terrestre, naranja es intermedio, entre los 100 km y los
350 km bajo la superficie y por último rojo es profundo, es decir el hipocentro se
encuentra a una profundidad mayor a los 350 km.
Figura 21: Mapa movimiento sísmicos 2017.
En 2017 hubo dos temblores en la provincia de Velasco fronteriza con Ángel Sandoval
(figura 21). Los epicentros distaban más de 100 km de San Matías. Debido a la distancia
y la baja magnitud de los sismos no se reflejaron daños materiales ni humanos en la zona
a estudiar.
Fecha Hora
Localización
(longitud-
latitud)
Profundidad
hipocentro
(km)
Magnitud
Escala Richter
2017/10/27 05:18:32 -16,575;-
59,609 7 3,2
2017/11/08 11:39:40 -16,288;-
60,075 8,2 3,2
Tabla 18: Registro sismológico de la zona oriental de Bolivia.
A pesar de la cercanía temporal entre ambos temblores (tabla 18), la zona no se encuentra
en riesgo sísmico, pues en 2016 no se registró ningún temblor en la región oriental de
Bolivia. Estos terremotos son sucesos aislados y poco probables.
40
6. Determinación del tipo de central
Una vez analizados los parámetros más importantes en la determinación de la potencia
para la central termoeléctrica, se tiene que la potencia nominal de la misma debe ser de
18 MVA nominales (tabla 8). De esta forma se verían cubiertas tanto la demanda como
la estabilidad de la red oriental boliviana.
6.1 Central de turbina de gas en ciclo abierto
En el caso de una central impulsada por turbinas de gas, puesto que la potencia a instalar
es tan baja, se opta por instalar 3 turbinas de gas de 5 MW. En 2019 se incorporaría la
primera turbina, en 2039 la segunda y en 2049 la última. De este modo la generación se
podría ajustar a la curva de demanda. El rendimiento que presentan estas máquinas es del
35 %. Aplicando las condiciones climatológicas de San Matías y parámetros más
comunes de estas centrales (tabla 19; figura 22) se tiene el siguiente supuesto práctico:
Relación de presiones 6
Tª entrada compresor 299,3K
Tª entrada gases a la turbina gas 1200 K
η adiabático compresor 0,94
η adiabático turbina de gas 0,91
Tabla 19: Condiciones ciclo Brayton.
Figura 22: Diagrama supuesto práctico central ciclo abierto.
Estado 1: T1=299,3 K; interpolando en las tablas Termodinámica (Kenneth Wark, Jr -
Donald. E. Richards.) se tiene h1=299,487 kJ/kg y pr1=1,337.
Estado 2: 𝑝𝑟2 = 𝑝𝑟1 ∙𝑝2
𝑝1= 1,337 ∙ 6 = 8,022. Interpolando (figura 29):
ℎ2𝑠 = 496,209 𝑘𝐽/𝑘𝑔
41
𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 =ℎ2𝑠−ℎ1
ℎ2−ℎ1= 0,94; ℎ2 = 299,487 +
496,209−299,487
0,94= 508,765 𝑘𝐽/𝑘𝑔
Estado 3: T3=1200 K; h3=1277,79 kJ/kg y pr3=238.
Estado 4: 𝑝𝑟4 = 𝑝𝑟3 ∙𝑝4
𝑝3= 238 ∙
1
6= 39,6. Interpolando:
ℎ4𝑠 = 780,29 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝜂𝑇𝐺 =ℎ3−ℎ4
ℎ3−ℎ4𝑠= 0,91; ℎ4 = 1277,79 − 0,91 ∙ (1277,79 − 780,29) = 825,065 𝑘𝐽/𝑘𝑔
Estado 5: T5=440 K; h5=441,6kJ/kg
𝑊𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 = ℎ2 − ℎ1 = 508,765 − 299,487 = 209,278 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑇𝐺 = ℎ3 − ℎ4 = 1277,79 − 825,065 = 452,725 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑁𝑇𝐺 = 𝑊𝑇𝐺 − 𝑊𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 = 452,725 − 209,278 = 243,447 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑄𝑐.𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛 = ℎ3 − ℎ2 = 1277,79 − 539,392 = 738,398 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝜂𝐶𝑇𝐺 =𝑊𝑁
𝑄𝑐.𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛=
243,447
738,398= 0,329
Por lo tanto el rendimiento obtenido es de un 32,9% en el caso de utilizar una turbina de
gas en ciclo abierto; para obtener 5MW por turbina.
El rendimiento de la turbina de gas se ve muy afectado a cargas parciales (figura 23), esto
se debe a que la temperatura de la cámara de combustión disminuye, lo que produce que
los gases no se expansionen correctamente en la turbina.
Figura 23: Gráfica 𝜂𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 − 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 turbina de gas
42
Se observa que con cargas menores al 60% se tienen rendimientos del 23%. Además hay
que añadir que debida a la baja demanda que se prevé en los primeros años de
funcionamiento la turbina estaría trabajando al 14%-40% de su carga total, es decir el
rendimiento no llegaría al 20%.
La turbina precisa de 10.948 kJ/kWh de Gas Natural. En cuanto su implantación se trata
de equipos más grandes y con mayores necesidades de sistemas auxiliares, por ello la
obra civil es más costosa y será necesario mayor terreno. En cuanto a mantenimiento se
trata de máquinas que deben recibir cuidados especiales así como revisiones overhaul,
cada 30.000 horas de funcionamiento.
Las necesidades de agua no son muy elevadas, puesto que son para refrigeración de la
cámara de combustión y álabes la turbina (75 m3/h).
En cuanto a regulación, es una central que se puede adecuar rápidamente a las variaciones
del sistema, puesto que el tiempo de reacción es reducido (figura 24).
Figura 24: Tiempo de arranque en función de la carga. Turbina de gas (en azul) vs Grupo electrógeno (en
naranja).
Wärtsila 34 SG
Wärtsila 50 SG
GE, CCGT
Siemens F-Class
43
6.2 Central de Turbina de gas de ciclo combinado
Atendiendo a las necesidades presentadas en el apartado 4.1, se prueba que la opción de
un ciclo combinado no es factible. Atendiendo a los catálogos de fabricantes, General
Electrics y Simenes, las turbinas de gas que se puede usar en ciclo combinado, aportan
como mínimo18 MW con un rendimiento del 58%. Esto implicaría que la turbina de vapor
no funcionaría hasta 2039, y la turbina de gas operaria a muy baja carga lo que repercute
en su rendimiento. Por ello, debido a que los costes de inversión, así como los de
operación y mantenimiento y los servicios auxiliares son muy elevados, la central no sería
rentable ni eficiente. No obstante se presenta el cálculo del ciclo con la información
climatológica de San Matías y parámetros característicos para su definición (tabla 20,
figura 25):
Relación de presiones 6
Tª entrada compresor 299,3K
Tª entrada gases a la turbina gas 1200 K
η adiabático compresor 0,94
η adiabático turbina de gas 0,91
p turbina vapor 30 bar
Tª entrada vapor turbina vapor 773 K
p condensador 0,1 bar
η adiabático turbina vapor 0,9
η adiabático bomba 0,78
Tª salida gases de escape del HRSG 440 K
Tabla 20: Condiciones de ciclo combinado
Figura 25: Diagrama supuesto práctico central ciclo combinado.
44
Estado 1: T1=299,3 K; interpolando en las tablas Termodinámica (Kenneth Wark, Jr -
Donald. E. Richards.) se tiene h1=299,487 kJ/kg y pr1=1,337.
Estado 2: 𝑝𝑟2 = 𝑝𝑟1 ∙𝑝2
𝑝1= 1,337 ∙ 6 = 8,022. Interpolando (figura 29):
ℎ2𝑠 = 496,209 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝜂𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 =ℎ2𝑠−ℎ1
ℎ2−ℎ1= 0,94; ℎ2 = 299,487 +
496,209−299,487
0,94= 508,765 𝑘𝐽/𝑘𝑔
Estado 3: T3=1200 K; h3=1277,79 kJ/kg y pr3=238.
Estado 4: 𝑝𝑟4 = 𝑝𝑟3 ∙𝑝4
𝑝3= 238 ∙
1
6= 39,6. Interpolando:
ℎ4𝑠 = 780,29 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝜂𝑇𝐺 =ℎ3−ℎ4
ℎ3−ℎ4𝑠= 0,91; ℎ4 = 1277,79 − 0,91 ∙ (1277,79 − 780,29) = 825,065 𝑘𝐽/𝑘𝑔
Estado 5: T5=440 K; h5=441,6kJ/kg
𝑊𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 = ℎ2 − ℎ1 = 508,765 − 299,487 = 209,278 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑇𝐺 = ℎ3 − ℎ4 = 1277,79 − 825,065 = 452,725 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑁𝑇𝐺 = 𝑊𝑇𝐺 − 𝑊𝑐𝑜𝑚𝑝𝑟𝑒𝑠𝑜𝑟 = 452,725 − 209,278 = 243,447 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑄𝑐.𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛 = ℎ3 − ℎ2 = 1277,79 − 539,392 = 738,398 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝜂𝐶𝑇𝐺 =𝑊𝑁
𝑄𝑐.𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛=
243,447
738,398= 0,329
Estado 6: p6= 30 bar; T6=773 K. Interpolando: h6=3456,5 kJ/kg; s6=7,2338 kJ/(kg K).
Estado 7: s6=s7s=7,2338 kJ/(kg K).
𝑠7𝑠 = 𝑠𝑓 + 𝜒(𝑠𝑔 − 𝑠𝑓) = 0,6493 + 𝜒(8,1502 − 0,6493); 𝜒 = 0,878.
ℎ7𝑠 = ℎ𝑓 + 𝜒(ℎ𝑔 − ℎ𝑓) = 191,83 + 0,878(2392,8) = 2292,7084 𝑘𝐽/𝑘𝑔
Estado 8: p8=0,1 (agua líquida). Interpolación: T8=318,81 K y h8=191,83kJ/kg
Estado 9: ℎ9 = ℎ8 + 𝑊𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 = 191,83 + 3,8 = 195,6 𝑘𝐽/𝑘𝑔
45
𝜂𝑇𝑉 =ℎ6 − ℎ7
ℎ6 − ℎ7𝑠= 0,9; ; ℎ7 = 3456,5 − 0,9 ∙ (3456,5 − 2292,7084)
= 2409,19 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑇𝑉 = ℎ6 − ℎ7 = 3456,5 − 2409,19 = 1047,41 𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 = (𝑝𝑇𝑉 − 𝑝𝑐𝑜𝑛𝑑)𝜗 = (30 − 0,1) ∙ 1,01 ∙ 10−3 ∙ 102 =3
0,78= 3,8𝑘𝐽/𝑘𝑔
𝑊𝑁𝑇𝑉 = 𝑊𝑇𝑉 − 𝑊𝑏𝑜𝑚𝑏𝑎 = 1047,41 − 3,8 = 1043,61 𝑘𝐽/𝑘𝑔
HRSG (intercambiador):
𝑚𝑔𝑒̇
𝑚𝑣𝑎𝑝̇=
ℎ6 − ℎ9
ℎ4 − ℎ5=
3456,5 − 195,6
825,065 − 441,6= 8,503
𝜂𝑐𝑖𝑐𝑙𝑜 𝑐𝑜𝑚𝑏𝑖𝑛𝑎𝑑𝑜 =
𝑚𝑔𝑒̇𝑚𝑣𝑎𝑝̇ ∙ 𝑊𝑁𝑇𝐺 + 𝑊𝑁𝑇𝑉
𝑚𝑔𝑒̇𝑚𝑣𝑎𝑝̇ ∙ 𝑄𝑐.𝑐𝑜𝑚𝑏𝑢𝑠𝑡𝑖𝑜𝑛
=8,503 ∙ 243,447 + 1047,41
8,503 ∙ 738,398= 0,4959
Por lo tanto se demuestra que el ciclo combinado mejora en gran medida el rendimiento
del ciclo, alcanzando el 49,59%.
El consumo de agua aproximado es de 0,297 m3/kWh lo que implica un mayor impacto
medioambiental. Además los costes de mantenimiento son superiores al tener que revisar
los dos ciclos, con sus consecuentes servicios auxiliares. Asimismo los tiempo de
arranque son más distendidos (figura 24), por lo que ofrece menor regulación
6.3 Central termoeléctrica de grupos electrógenos
En el caso de emplear grupos electrógenos la mejor opción es la colocación de 6 motores
de gas de 2,5MW. Esta incorporación sería paulatina, en 2019 se pondrán en marcha dos
motores, en 2029 otro, en 2039 otro motor y por último en 2049 dos motores más. Con
ello se obtiene un rango de operación de 0,7 MW a 15 MW. Estos motores tienen
rendimientos del 45%, y lo alcanzan a partir de cargas del 30% (figura 26).
46
Figura 26: Gráfica 𝜂𝑒𝑙𝑒𝑐𝑡𝑟𝑖𝑐𝑜 − 𝐶𝑎𝑟𝑔𝑎 𝑝𝑎𝑟𝑐𝑖𝑎𝑙 grupo electrógeno..
El consumo de combustible es 8.568 kJ/kWh y el aporte de agua es solo para la
refrigeración de las camisas de los motores.
Su implantación es sencilla, pues son grupos pre montados que se pueden instalar
modularmente, por ello se haría una preinstalación inicial y se procedería a su instalación
cuando se requiriesen.
Su tiempo de arranque es de 2 a 12 minutos (figura 24). La regulación de los grupos
electrógenos es muy alta puesto que su tiempo de reacción es muy reducido pueden
asimilar velozmente los cambios en la red.
6.4 Análisis comparativo
De acuerdo en lo presentado en los apartados anteriores se procede a un análisis
comparativo (tabla 21) entre una central de ciclo abierto y una de grupos electrógenos,
puesto que la opción de ciclo combinado se ha demostrado que no es factible llevarla a
cabo. Se estudiará el rendimiento, el funcionamiento a cargas parciales, así como los
costes de inversión, tiempo de arranque/parada y tipo de regulación.
Ciclo abierto (Turbina de
gas)
Ciclo abierto (Grupos
electrógenos)
Rendimiento eléctrico (100
% carga) 34,8%- 35,4% 45,7%
% de carga al partir del cual
la máquina puede operar
(figura 22)
+50% +30%
Nº de máquinas 3 turbinas de 5 MW 6 motores de 2,5 MW
47
Costes Inversión 1.900.000 US$/ turbina 1.500.000 US$/ motor
Consumo específico
(kJ/kWh) 10.948 8.568
Regulación Alta Muy Alta
Tiempo arranque/parada
(figura 23) 26-60 minutos (azul) 2-12 minutos (naranja)
Tabla 21: Comparativa entre central de turbina de gas y grupos electrógenos.
La central se debe diseñar para cubrir tanto las necesidades actuales como las futuras.
Como se muestra en la figura 15, durante 2018 la central tendrá que aportar en régimen
casi constante entre 700kW y 2MW, es decir en el caso de emplear la turbina de gas, la
que se emplease debería trabajar entre el 14%-40% de su carga total. Esto implica trabajar
por debajo del 50% provocando que la temperatura de la cámara de combustión baje
demasiado produciendo demasiados gases de escape y reduciendo la producción de
energía.
En el caso de emplear grupos electrógenos, estos trabajarían entre 28%-80% de su
capacidad, prácticamente por encima del 30% necesario para un rendimiento pleno.
Asimismo los grupos electrógenos frente a la turbina de gas tienen mejor tiempo de
arranque y regulación así como un menor consumo específico por kWh aportado. No
obstante, la incorporación de 6 motores tiene un coste ligeramente superior, pero al ser
un sistema tan compacto y sencillo, la diferencia entre inversiones iniciales es mínima.
Por eso la mejor opción es una central termoeléctrica impulsada por grupos electrógenos,
motores de gas natural. Se colocan motores en serie que permiten aumentar la potencia
total de la central en función de la demanda. Serán motores de 2,5MW ya que pueden
trabajar en este rango de potencia, aunque su rendimiento se vea ligeramente afectado.
Para cubrir toda la demanda en 2048, se colocarán 6 motores de 2,5 MW para llegar a una
potencia instalada de 15 MW, que cubre perfectamente las necesidades eléctricas de San
Matías y el efecto Ferranti, ya que el final de la línea no está en vacío. No obstante, para
reducir del todo el efecto Ferranti y mantener una buena regulación de la tensión se
debería colocar bobinas en paralelo a las cargas de la línea.
Además de una buena regulación y adaptación a la curva de demanda, los motores son
máquinas que ofrecen mayores rendimientos que las turbinas de gas, alcanzando en
48
condiciones nominales un 45,5% de rendimiento eléctrico. Es un proceso más sencillo,
puesto que los sistemas auxiliares se incluyen en el motor por el fabricante. Asimismo, al
utilizar como combustible Gas Natural, no es necesario el almacenamiento y la creación
de residuos en los cilindros es menor que si se utilizan otros combustibles fósiles.
49
7. Ingeniería básica y dimensionamiento equipos principales de la
central
7.1 Características eléctricas
Se generará a una tensión de 4,16 kV que llegará a la línea de transmisión a 230 kV tras
pasar por los transformadores. La central utilizará parte de la energía que produce en el
autoabastecimiento de los distintos sistemas que requieran de suministro eléctrico. Esta
fracción de electricidad será aproximadamente un 3 % de la generación total.
La central proporcionará la potencia requerida por el operador del sistema, acorde a la
previsión de la demanda y a la energía reactiva necesaria para la estabilidad de la red. Por
ello, se requerirá una señal analógica del valor de la potencia reactiva intercambiada entre
red y planta. Con base a la información recogida, se regulará la excitación y se conseguirá
que el factor de potencia del generador sea el idóneo para un óptimo balance de potencia
reactiva.
Para asegurar un control y una regulación automática de la planta se utilizará un sistema
SCADA ubicado en la sala de control. Asimismo, podrá efectuar la maniobra de
acoplamiento entre generador y red. La sincronización se realizará mediante el equipo de
“sincronización automática”, que analizará las señales de tensión y frecuencia, actuará
sobre el sistema de velocidad del alternador y del regulador de sincronismo y, emitirá la
correspondiente orden de cierre.
El sistema tendrá también posibilidad de sincronización “manual”. En este caso, entrará
en funcionamiento un sistema de “verificación de sincronismo”, que impedirá el cierre de
los interruptores si las diferencias de tensión y frecuencia no están dentro de los límites
aceptables.
Se dispondrá dentro del sistema SCADA de una representación del diagrama unifilar
simplificado del sistema eléctrico. En él aparecerán el estado de todos los interruptores y
seccionadores; también se representará la potencia activa de la red. Con ello, el operador
del equipo sabrá en todo momento el estado de conexión del grupo con relación a la red
exterior.
En el diagrama de control se instalarán los dispositivos precisos para que se puedan
disparar los interruptores del sistema eléctrico interno de la planta. La posibilidad de
“cierre” estará limitada al interruptor sobre el que se realiza la sincronización; este
50
quedará condicionado a que se cumplan los requisitos de sincronismo exigidos por los
dispositivos instalados de sincronización automática o manual.
El diagrama contendrá principalmente: señales de estado (abierto o cerrado) de los
interruptores y seccionadores del sistema y medidores de potencia, activa y reactiva, que
circulan por el sistema eléctrico.
7.2 Condiciones mecánicas
Puesto que se ha seleccionado la incorporación de grupos electrógenos se deberá prestar
especial atención a las vibraciones provocadas por los mismos. Por ello, todos los
fabricantes recomiendan una buena fijación y anclaje al suelo incluyendo elementos como
muelles que eviten que el grupo transmita excesivas vibraciones al suelo; puesto que la
central estará situada en una zona aledaña a la población de San Matías.
7.3 Definición de equipos principales
7.3.1 Grupo electrógeno
La propuesta de implantación será la incorporación de 2 motores en 2019, uno estará en
funcionamiento y otro en stand-by. En el 2029 se incorporará un tercer motor, en 2039 se
instalará el cuarto motor y por último en 2049 se añadirán 2 motores más (plano 1). De
esta manera se reducirá la inversión inicial y lo motores se adaptarán perfectamente a la
curva de demanda.
Será necesaria una Estación de Regulación y Medida (plano 3) y la planta de tratamiento
de aguas (plano5), esta es necesaria para el correcto funcionamiento del grupo
electrógeno, ya que el agua tratada prevendrá posibles obstrucciones.
Un grupo electrógeno es la unión de un motor alternativo de combustión interna y un
generador. Cada motor deberá aportar 2,5 MW al sistema, no obstante, como la demanda
a corto plazo es muy pequeña, este debe ser capaz de suministrar 700 kW.
A continuación se mostrarán las características constructivas del motor:
El principal componente es el bloque motor construido de una sola pieza de fundición,
para asegurar su total competitividad se le somete a un proceso de tensiones lo que mejora
51
su límite de rotura. Lo cilindros están dispuestos en V con un ángulo de 60º para
minimizar la anchura del bloque.
Los pistones de este tipo de motor (Gas Natural de mezcla pobre) se diseñan con una
elongación de los bordes lo que permite un aumento de la relación de compresión y la
formación de turbulencias que favorecen la ignición. Para conseguir una combustión casi
completa la corona tiene una forma abovedada. Los pistones son los componentes más
importantes del sistema además de ser uno de los elementos que más estrés térmico sufre,
por ello dispone de una galería en su interior que reduce su temperatura, aumentando su
vida útil.
Tanto el cigüeñal como los cojinetes principales son fabricados con acero forjado, además
sufren un tratamiento posterior especial de endurecimiento superficial para evitar el
desgaste por rozamiento. Cada motor dispone de 5 cojinetes de bancada de aleación ligera
reforzada en acero, y contrapesos que equilibran el conjunto minimizando las vibraciones
y su flexión.
Las camisas del motor serán de tipo húmedo, fácilmente extraíbles y fabricadas con una
aleación de Cr-Mo-Cu.
El árbol de levas está ubicado en la zona superior del motor cerca de la culata para tener
un sistema más rígido y que la transmisión de movimiento sea más corta.
Las bielas están fabricadas con fundición de acero, además se les aplicará una fase de
endurecimiento y de templado.
Cada cilindro dispone de una culata individual. La vía de admisión será corta e
independiente que partirá de un único colector común favoreciendo una carburación única
y el mejor control de la presión del combustible. El diseño de este elemento deberá
proporcionar una perfecta refrigeración de válvulas y bujías. Cada culata incluirá dos
válvulas de admisión y dos de escape con rotación positiva que evita el calentamiento y
desgaste puntual de las mismas. Su asiento se fabricará con una aleación de níquel
resistente a altas temperaturas.
El sistema de admisión de aire estará compuesto por los siguientes elementos: en primer
lugar un pre-filtro y filtro que consistirán en elementos de papel seco que son capaces de
eliminar hasta un 99,5% de las partículas en suspensión. Asimismo, puesto que San
Matías tiene humedades relativas altas, la rejilla exterior será esmaltada al horno para
52
evitar la corrosión que implicarían posibles fugas. Esta rejilla estará instalada sobre las
tapas de poliuretano con juntas de uretano que consigan total estanqueidad. Los filtros
están ubicados en un cilindro de acero unido al motor mediante juntas flexibles que lo
aíslan de las vibraciones.
Las características de los motores a analizar son las expuestas (tabla 22):
Carga Total Parcial
100% 75% 50%
Combustible gas (PCI) kWh/Nm³ 10
Aporte de energía kW 6,134 5,056 3,979
Volumen de gas Nm³/h 613 506 398
Potencia mecánica salida kW 2,573 2,066 1,559
Potencia eléctrica salida kWe 2,486 1,985 1,485
Potencia térmica aprovechable salida
~ Intercooler 1ª etapa kW 543
~ Lubricante (con Reductor) kW 285
~ Camisa de agua kW 475
~ Gases de escape refrigerados a 463 °C kW ~
Total potencia térmica aprovechable salida kW 1.303
Total potencia salida kW total 3.863
Calor a disipar
~ Intercooler 2ª etapa kW 131
~ Lubricación (con Reductor) kW ~
~ Calor superficial kW 260
Consumo específico de combustible del motor eléctrico kWh/kWeh 2,47
Consumo específico del motor kWh/kWh 2,38
Consumo de lubricante kg/h 0,62
Rendimiento eléctrico % 45,7%
53
Rendimiento térmico18 % 42,4%
Rendimiento total (cogeneración) % 88,2%
Circuito agua caliente
Temperatura de avance °C 90,0
Temperatura de retorno °C 70,0
Caudal agua caliente m³/h 55,9
Tabla 22: Características de los motores.
Por último el generador síncrono del grupo electrógeno tendrá las siguientes
características (tabla 23):
Potencia aparente kVA 4.443
Potencia activa kW 2.560
Potencia con f.p.=1 kW 2.486
Potencia con f.p= 0,8 kW 2.472
Potencia aparente salida
f.p.=0.8
kVA 3.090
Potencia reactiva con
f.p.=0.8
kVAr 1.854
Corriente con f.p.=08 A 429
Frecuencia Hz 50
Tensión kV 4,16
Velocidad rpm 1.800
Máx velocidad permitida rpm 2.250
Factor de potencia 0,8-1
Rendimiento con f.p.=1 % 97,1
Rendimiento con f.p =0,8 % 96,6
18 La mayor parte de los fabricantes de motores, diseñan los grupos electrógenos para su posible uso en
cogeneración, es decir, ampliar el rendimiento que ofrece la máquina empleando el calor que emite en la
generación eléctrica. Para este proyecto no es necesario la cogeneración, pero ya que el equipo de
intercambiadores está instalado podría ser una mejora a tener en cuenta en el futuro, aumentando el
rendimiento total de la central.
54
Momento de Inercia kgm² 143
Masa kg 9.400
Nivel de radio interferencia
para EN 55011 Clase A
(EN 61000-6-4)
N
Construcción B3/B14
Clase de protección IP23
Clase de aislamiento H19
Temperatura (hasta
potencia nominal)
H
Temperatura ambiental
máxima
ºC 40
Tabla 23: Características de los generadores.
Cada generador será un alternador síncrono trifásico con neutro accesible, excitación
auxiliar mediante imán permanente, bobinado de la excitación principal sin escobillas y
conexión directa a través de diodos rotativos entre el inducido de ésta y el bobinado del
rotor principal (tabla 24).
Tipo de Bobinado FORM WOUND
Bobinados Seis cables conectados en estrella.
Conexión Wye
Paso 0,666
Temperatura ambiente máxima 40 ºC (30 ºC en funcionamiento normal)
Altitud < 1000 m
Cojinetes Uno trasero auto lubricado con alineación
auto pilotada
Caja de terminales de potencia Grado de protección IP44. Situada en la
parte lateral, entrada de los cables por el
lado izquierdo visto desde el
acoplamiento.
Capacidad de sobre velocidad 150%
Excitación Imán permanente
Forma de onda Desviación inferior al 5 %
Tabla 24: Otros parámetros del generador.
19 Clase H con tropicalización y antiabrasión (105ºC en continuo).
55
Accesorios:
Regulador de tensión electrónico DVR con las siguientes características: regulación
programable de V/Hz en doble etapa que favorece la recuperación del grupo frente a la
aplicación de grandes bloques de carga, monitorización de diodos rotativos, control local
y remoto del nivel de tensión y factor de potencia, des excitación del alternador,
señalización al exterior de condiciones agrupadas de alarma y parada, software de
comunicación entre DVR y hardware externo a través de puerto de comunicación RS485,
seis sensores de temperatura de devanados de tipo Pt-100 (2 por devanado), dos
resistencias de anti-condensación. 1.2 kW, 115-230 VAC monofásica (totales),
protecciones intrínsecas (integradas en el propio regulador de tensión con control del
factor de potencia DVR) y protección contra pérdida de excitación, potencia inversa,
máxima y mínima tensión (ajustable).
7.3.2 Sistemas de refrigeración
Este sistema está constituido por dos circuitos (plano 2), el de alta temperatura para el
agua de las camisas y el de baja temperatura del aceite y el post enfriador (figura 27).
Figura 27: Circuitos de refrigeración de los motores.
56
El circuito de alta temperatura (tabla 25) está compuesto por una válvula termostática,
ubicada a la salida del circuito; las fluctuaciones de temperatura en la entrada del
secundario del circuito de refrigeración de agua de camisas no pueden ser muy grandes
(< 10 ºC) ya que la citada válvula, debido a la inercia mecánica de sus componentes, será
incapaz de absorber esas variaciones por lo que el motor correrá el riesgo de funcionar
sobreenfriado o sobrecalentado (ambas situaciones son perjudiciales para el motor). En
este circuito también se encuentra la válvula automática de purga, detectores de nivel de
agua, conexiones flexibles y anticongelante y anticorrosivo. Para el correcto
funcionamiento del sistema de refrigeración, se dispondrá de anticongelante y
anticorrosivo durante el primer llenado del circuito primario de alta temperatura. De este
modo el punto de congelación del agua desciende a –15ºC.
El anticongelante DEAC requiere para su correcto funcionamiento una adecuada
proporción de aditivo suplementario anticorrosivo SCA el cual debe añadirse
periódicamente. Internamente, este circuito no posee bomba de circulación.
Información general- Circuito
agua caliente
Total, potencia térmica
recuperable kW 1,303
Temperatura de retorno °C 70,0
Temperatura de avance °C 90,0
Caudal de agua caliente m³/h 55,9
Presión nominal del agua
caliente PN 10
Mín. presión de operación bar 3,5
Máx. presión de operación bar 9,0
Caída de presión en el circuito
de agua caliente bar 1,30
Máxima variación en la
temperatura de retorno °C +0/-5
Max. Tasa de fluctuación en la
temperatura de retorno °C/min 10
Tabla 25: Características circuito de alta temperatura.
El circuito de baja temperatura (tabla 26), en cambio, si tendrá bomba de circulación sin
embargo carece de válvula termostática. Este circuito contará, también con un post
enfriador, es decir, un intercambiador para refrigerar el aire de admisión procedente del
turbocompresor, aprovechando de este modo la energía térmica generada. También,
contará con un enfriador de aceite para la refrigeración del aceite de lubricación. Por
último también contendrá la válvula automática de purga y conexiones flexibles.
57
Información general- Circuito
agua refrigeración
Calor por disipar kW 131
Temperatura de retorno °C 40
Caudal de agua refrigeración m³/h 45
Presión nominal del agua
refrigeración PN 10
Mín. presión de operación bar 0.5
Máx. presión de operación bar 5.0
Caída de la presión nominal
del agua de refrigeración bar ~
Máxima variación en la
temperatura de retorno °C +0/-5
Max. Tasa de fluctuación en la
temperatura de retorno °C/min 10
Tabla 26: Características circuito de baja temperatura.
7.3.3 Intercambiadores de placas
Se dispondrá un intercambiador de placas para la refrigeración del circuito de alta
temperatura de cada motor (tabla 28).
Potencia de intercambio (kW) 1.303 + 10%
Circuito caliente
Rango Temperaturas (ºC) 70-90
Caudal (m3/h) 55,9
Pérdida de carga (kPa) 32,3
Circuito frío
Caudal de agua (kg/h) 82.000
Tª entrada de agua (ºC) 40
Tª salida de agua (ºC) 55
Pérdida de carga (kPa) 35,5
DIMENSIONES DEL BASTIDOR
Longitud aproximada (mm) 1.000
Altura aproximada (mm) 1.300
Anchura aproximada (mm) 700
Peso aproximado (kg) 550
Tabla 27: Características intercambiador de placas circuito alta temperatura
Asimismo, se dispondrá un intercambiador de placas que permita la refrigeración del
circuito de baja temperatura de cada motor (tabla 28).
58
Potencia de intercambio (kW) 131 + 10%
Circuito caliente
Rango Temperaturas (ºC) 40-42,8
Caudal (m3/h) 45
Pérdida de carga (kPa) 32,3
Circuito frío
Caudal de agua (kg/h) 25.000
Tª entrada de agua (ºC) 30
Tª salida de agua (ºC) 35
Pérdida de carga (kPa) 35,5
DIMENSIONES DEL BASTIDOR
Longitud aproximada (mm) 500
Altura aproximada (mm) 800
Anchura aproximada (mm) 400
Peso aproximado (kg) 250
Tabla 28: Características intercambiador de placas circuito baja temperatura
7.3.4 Torre de Refrigeración
En la refrigeración del circuito de baja temperatura se utilizará una torre de refrigeración
para poder mantener la temperatura dentro de los límites establecidos.
La torre a instalar será de circuito cerrado y ventiladores tipo axial de tiro inducido, con
carcasa de poliéster con fibra de vidrio. El sistema de distribución será mediante toberas
de pulverización (tabla 29).
Fluido a enfriar Agua glicolada al 37%
Caudal de agua a enfriar (kg/h) 25.000
Tª de entrada de agua (°C) 35
Tª salida de agua (°C) 30
Caudal de aire m3/s 1,2
Motor ventiladores 2,5 kW / 400 V
Protección de motor IP-55
Aislamiento motor Clase H
Motor bomba recirculación 0,50 kW / 230/400 V
Pérdidas por evaporación 1,7 l/h cada 1.000 kcal/h
Pérdidas por arrastre 0,002 % del caudal recirculado Tabla 29: Características torre de refrigeración.
59
La torre de refrigeración será de poliéster reforzado con fibra de vidrio y estará compuesta
por:
Ventiladores diseñados para su aplicación especial en torres de refrigeración. Son de tipo
axial y están equilibrados estática y dinámicamente a su velocidad de régimen. El
accionamiento se efectúa por motores eléctricos y transmisión mediante poleas y correas
trapezoidales
Los motores eléctricos utilizados, tanto en el accionamiento de los ventiladores como en
la bomba de recirculación, son del tipo TEFC, autoventilados, trifásicos, con protección
IP-55 y aislamiento clase H.
Eliminadores de gotas, fabricados en PVC especial para agua caliente y desmontables en
partes cómodas de manejar. Están diseñados para proporcionar tres cambios en la
dirección de la corriente del aire y terminan con una arista de salida curvada, para
proporcionar una salida direccionada del aire lejos de los ventiladores y limitar las
pérdidas de agua por arrastre a menos del 0,002 % del caudal de agua en circulación.
Válvula de aporte es una válvula de flotador regulada por una boya de gran diámetro,
insumergible para asegurar estabilidad de funcionamiento.
Filtro anti-cavitación, construido en acero galvanizado por inmersión en caliente y
diseñado para evitar el efecto cavitación en las bombas a pesar de bajos niveles de agua
en la balsa.
Cada torre va provista, en el panel de conexiones de una puerta de acceso para inspección
y labores de mantenimiento.
7.3.5 Aero-enfriadores
Con el fin de regular de manera adecuada la temperatura de refrigeración del grupo moto
generador, se instalarán unas baterías de aero-enfriadoras. De este modo, se instalarán
para el circuito de refrigeración alta temperatura del motor con el fin de regular la
temperatura de retorno del circuito.
Para el acondicionamiento del circuito, se instalará una aero-enfriadora de 1.303 kW +
21% de potencia térmica.
60
7.3.6 Grupos de bombeo
Con el fin de enviar el fluido a cada uno de los elementos descritos se dispondrán las
siguientes bombas:
Grupo de bombeo para el retorno de agua de refrigeración del circuito alta temperatura
se instalará un grupo de dos bombas, una principal y otra reserva.
El calor a disipar son 1.303 kW con un salto de temperatura, ΔT=20ºC. (Figura 24)
�̇� =𝑄𝑑𝑖𝑠𝑖𝑝𝑎𝑟
𝑐𝑝 ∙ 𝛥𝑇=
1303
4,195 ∙ (90 − 70)= 15,53
𝑘𝑔
𝑠= 55,9 𝑚ᶟ/ℎ
Se trata de un grupo de dos bombas estándar con tipo de rodete cerrado. El caudal de
agua a aportar es de 55,9 mᶟ/h (tabla 27). Atendiendo a este caudal necesario, se propone
la siguiente bomba (tabla 30):
Presión 200 kPa
Velocidad 2900 r.p.m.
η 59%
Potencia absorbida 6,93 kW
Protección IP55
Clase de temperatura H Tabla 30: Características bomba agua de refrigeración circuito alta temperatura.
Grupo de bombeo para el retorno de agua de refrigeración del circuito baja temperatura
se instalará un grupo de dos bombas, una principal y otra reserva.
El calor a disipar son 131 kW con un salto de temperatura, ΔT=2,8ºC.
�̇� =𝑄𝑑𝑖𝑠𝑖𝑝𝑎𝑟
𝑐𝑝 ∙ 𝛥𝑇=
131
4,179 ∙ (42,8 − 40)= 11,2
𝑘𝑔
𝑠= 44,95𝑚ᶟ/ℎ
Se trata de un grupo de dos bombas estándar con tipo de rodete cerrado. El caudal de agua
a aportar es de 44,95 mᶟ/h (tabla 28). Atendiendo a este caudal necesario, se propone la
siguiente bomba (tabla 31):
Presión 200 kPa
Velocidad 2900 r.p.m.
η 57,3%
Potencia absorbida 4,52 kW
Protección IP55
Clase de temperatura H Tabla 31: Características bomba agua de refrigeración circuito baja temperatura.
61
7.3.7 Chimeneas de evacuación
Se procede a predimensionar la altura de la chimenea de evacuación de los humos de
escape de los motores alternativos de combustión, según las especificaciones del
fabricante, el componente con mayor representación en los gases de escape es el 𝑁𝑂𝑥 con
una concentración de 500 mg/mᶟ N.
La altura de la chimenea se ha calculado a partir de la siguiente fórmula:
𝐻(𝑚) =√
𝐴 ∙ 𝑄𝑚 ∙ 𝐹 √𝑛
𝑄𝐺 ∙ 𝛥𝑇3
𝐶𝑚
𝐴 = 70 ∙ 𝐼0 ; 𝐼0 =𝛥´𝑇+2𝛿𝑇
𝑇𝑚+
80
ℎ
Donde:
A: parámetro que refleja las condiciones climatológicas del lugar
𝐼0: índice climatológico
𝛥´𝑇: máxima oscilación de temperatura del lugar
𝛿𝑇: diferencia entre la temperatura media del mes más cálido y la temperatura media
𝑇𝑚: temperatura media
h: humedad relativa media de los meses estivales
𝑄𝑚: caudal máximo de sustancias contaminantes, expresado en kg/h
F: coeficiente asociado a la velocidad de sedimentación. En contaminantes gaseosos es 1.
n: número de calderas próximas a menos de H/2
𝑄𝐺: Caudal de gases emitidos en las condiciones reales de emisión, expresado en mᶟ/h
𝛥𝑇: Diferencia entre la temperatura de los gases a la salida de la chimenea y la
temperatura media anual del aire
𝐶𝑚: Incremento máximo de concentración de contaminantes, a nivel del suelo
62
Caudal de humos, 𝑄𝐺 (kg/h) 11.070,2120
Temperatura de entrada de humos, Te (ºC) 463
Temperatura ambiente , Tm (ºC) 26,3
Altitud sobre nivel del mar , HL (m) 113
𝛥´𝑇 7,3
𝛿𝑇 19
h 97,375
ΔT (ºC) 437 Tabla 32: Dimensionamiento chimenea.
Junto con los datos climatológicos (tabla 32) es necesario la determinación de Cm, para
ellos se ha aplicado la Ley boliviana Nº1333 sobre la calidad del aire que indica una
exposición de 150 μg/mᶟ y teniendo una contaminación de fondo de 50 μg/mᶟ acorde con
la NB 62018. Por ello, Cm es la diferencia entre ambos, 100 μg/mᶟ.
Asimismo, Qm se calcula como el caudal de gases por las emisiones, resultando 5,54kg/h.
El número de chimeneas a una distancia menor a H/2, es de n=4.
𝐻(𝑚) =√178 ∙ 5,54 ∙ 1√
411.070,21 ∙ 437
3
100= 8,15 𝑚
𝐴 = 70 ∙ 2,544 = 178 ; 𝐼0 =7,3+2∙19
26,3+
80
97,375= 2,544
7.3.8 Transformadores
Cada grupo generador produce a una tensión de 4,16 kV, puesto que la conexión a red es
a 230 kV se elevará la tensión mediante dos transformadores. En primer lugar habrá una
subida a 34,5 kV en la propia central de generación, a continuación se elevará a 230 kV
en la subestación de San Matías (plano 4).
Para tal fin, los siete grupos generadores se conectarán a un doble embarrado de forma
independiente en 4,16 kV que alimentará dos transformadores de potencia.
Los datos de los transformadores son los siguientes (tabla 33):
Conexión YNd11
Nivel de tensión (kV) 34,5±2,5%±5%/ 4,16
Potencia Nominal (MVA) 25
20 Ver en anexo b) cálculo del caudal de humos.
63
Liquido Aislante Aceite
Refrigeración ONAN/ONAF
Nivel Aislamiento AT (kV) 45
Nivel Aislamiento BT (kV) 16
Material AT Cobre
Material BT Cobre
Tensión C.C. a 75 ºC 7 %
Calentamiento (ºC) 65/60
Tipo de construcción Hermético
Clase de EJECUCIÓN Interior
Clase de servicio Continuo
Tabla 33: Características transformadores.
A su vez, del doble embarrado de 4,16 kV se alimentarán dos transformadores para los
servicios auxiliares. Estos transformadores funcionarán sobre una barra simple partida en
BT que permitirá dar continuidad de servicio en todo momento.
Las características de los transformadores de potencia de servicios auxiliares de la planta
son las siguientes (tabla 34):
Conexión Dyn11
Nivel de tensión (kV) 4,16 ±2,5%±5% / 0,38
Potencia Nominal (kVA) 630
Liquido Aislante Aceite
Refrigeración ONAN
Nivel Aislamiento AT (kV) 16
Nivel Aislamiento BT (kV) 1
Material AT Cobre
Material BT Cobre
64
Tensión C.C. a 75 ºC 10 %
Calentamiento (ºC) 65/60
Tipo de construcción Hermético
Clase de EJECUCIÓN Interior
Clase de servicio Continuo
Tabla 34: Característica transformadores sistemas auxiliares.
7.3.9 Sistemas de media tensión
Para la medida y protección de cada uno de los motores, se instalará un Centro de
Seccionamiento que consistirá en doce celdas de MT (plano 1), dispuestas sobre una
bancada con un diseño modular y normalizado: construcción metálica, IP-42, Un=16 kV,
Icc=25 kA en 1 s., cuyo cometido y material que aloja en su interior se detalla a
continuación:
Celda Nº1 (Remonte)
1 Juego III de barras, In=3.500 A.
1 Barra de tierra de Cu de 30x3 mm.
1 Interruptor de corte en carga, Un=16 kV, In=3.500 A, mando manual, bloque de
contactos auxiliares 2NA + 2NC.
1 Juego de 3 detectores de presencia de tensión, Un=16 kV.
Cerradura de enclavamiento.
Resistencia de caldeo y termostato.
Iluminación interior.
Material accesorio.
Celda Nº2 (Medida)
1 Juego III de barras, In=3.500 A.
1 Barra de tierra de Cu de 50x3 mm.
3 transformadores de tensión Un=16 kV, relación de transformación 4,16
√3kV/
0.11
√3kV-
0.11:3kV, 50+50VA Cl. 0.2+3P.
65
3 transformadores de intensidad Un=16 kV, relación de transformación 100/5-5A,
15+30VA Cl. 0.2S+5P20.
Resistencia de caldeo y termostato.
Iluminación interior.
Material accesorio.
Celdas de Nº3 a Nº4 (Protección general)
1 Juego III de barras, In=3.500 A.
1 Barra de tierra de Cu de 50x3 mm.
1 Seccionador III de corte en vacío, mando manual, Un=16 kV, In=3.500 A, bloque de
contactos auxiliares 2NA + 2NC.
1 Interruptor automático de corte en 𝑆𝐹6, Un=16 kV, In=3.500 A, Icc=25 kA, mando
motorizado a 24Vdc, bobina de cierre a 24 Vdc, 2 bobinas de apertura a 24Vdc, relé anti
bombeo, bloque de contactos auxiliares 6NA + 6NC, contacto de presostato SP.
1 Seccionador III de puesta a tierra.
1 Juego de 3 detectores de presencia de tensión, Un=16 kV.
Cerradura de enclavamiento.
Resistencia de caldeo y termostato.
Iluminación interior.
Material accesorio.
Celdas de Nº5 a Nº12 (Protección de grupo)
1 Juego III de barras, In=500 A.
1 Barra de tierra de Cu de 30x3 mm.
1 Seccionador III de corte en vacío, mando manual, Un=16 kV, In=500 A, bloque de
contactos auxiliares 2NA + 2NC.
1 Interruptor automático de corte en 𝑆𝐹6, Un=16 kV, In=500 A, Icc=25 kA, mando
motorizado a 24Vdc, bobina de cierre a 24 Vdc, 2 bobinas de apertura a 24Vdc, relé anti
bombeo, bloque de contactos auxiliares 6NA + 6NC, contacto de presostato SP.
1 Seccionador III de puesta a tierra.
1 Juego de 3 detectores de presencia de tensión, Un=16 kV.
66
Cajón BT conteniendo en su interior debidamente montado y conexionado 1 relé
multifunción que como mínimo integrará las siguientes funciones de protección:3x50/51;
1x50N/51N; 3x27; 3x59; 1x64; 3x81M/m. Adicionalmente monitorizará los principales
estados eléctricos (A, V, W, VA, Hz), y dispondrá de puerto de comunicaciones del tipo
RS485
Cerradura de enclavamiento.
Resistencia de caldeo y termostato.
Iluminación interior.
Material accesorio.
Celdas de Nº13 a Nº14 (Protección transformadores auxiliares)
1 Juego III de barras, In=100 A.
1 Barra de tierra de Cu de 30x3 mm.
1 Seccionador III de corte en vacío, mando manual, Un=16 kV, In=100 A, bloque de
contactos auxiliares 2NA + 2NC.
1 Interruptor automático de corte en SF6, Un=16 kV, In=100 A, Icc=25 kA, mando
motorizado a 24Vdc, bobina de cierre a 24 Vdc, 2 bobinas de apertura a 24Vdc, relé anti
bombeo, bloque de contactos auxiliares 6NA + 6NC, contacto de presostato SP.
1 Seccionador III de puesta a tierra.
1 Juego de 3 detectores de presencia de tensión, Un=16 kV.
Cajón BT conteniendo en su interior debidamente montado y conexionado 1 relé
multifunción que como mínimo integrará las siguientes funciones de protección:3x50/51;
1x50N/51N; 3x27; 3x59; 1x64; 3x81M/m. Adicionalmente monitorizará los principales
estados eléctricos (A, V, W, VA, Hz), y dispondrá de puerto de comunicaciones del tipo
RS485
Cerradura de enclavamiento.
Resistencia de caldeo y termostato.
Iluminación interior.
Material accesorio.
67
7.3.10 Protección eléctricas de red
Las protecciones de cada uno de los grupos generadores se integrarán en los relés de cada
una de las celdas (plano 4). Las características (funciones que integra y ajustes) de cada
uno de estos relés son las que se indican a continuación:
Máxima Intensidad de Fases (función 50/51): 4 curvas dependientes del tiempo
según norma CEI 60255-3, ajuste t=0,1 a 12,5s @ 10xIs. Tiempo independiente:
ajuste t=0,05 a 655 s I=0.3 a 24xIn.
Máxima Intensidad de Tierra (función 50N/51N): 4 curvas dependientes del
tiempo según norma CEI 60255-3, ajuste t=0,1 a 12,5s @ 10xIso. Tiempo
independiente: ajuste t=0,05 a 655 s I=1.5 a 300 A.
Mínima Tensión de Fases (función 27): ajuste t=0,05 a 655s, U: 5 a 100% Un
Máxima Tensión de Fases (función 59): ajuste t=0,05 a 655s, U: 50 a 150% Un
Máxima Tensión Homopolar (función 59N/64): ajuste t=0,05 a 655s, U: 5 a 80%
Un
Máxima Intensidad de Fases direccional (función 67): 1 curva dependiente del
tiempo según norma CEI 60255-3, ajuste t=0,1 a 12,5s @ 10xIs. Tiempo
independiente: ajuste t=0,05 a 655s I=0.3 a 24xIn.
Máxima Intensidad de tierra direccional (función 67N): Tiempo independiente:
ajuste t=0,05 a 655 s I=1.5 a 300 A.
Máxima potencia activa inversa (función 32P): Tiempo independiente: ajuste
t=0,05 a 655 s S=1 a 120% Sn.
Máxima frecuencia (función 81M): Tiempo independiente: ajuste t=0,05 a 655
s H=50 a 65 Hz.
Mínima frecuencia (función 81m): Tiempo independiente: ajuste t=0,05 a 655 s
H=45 a 60 Hz.
Los ajustes de cada una de las funciones de protección se fijarán de acuerdo con las
características propias de la línea de evacuación de energía eléctrica.
7.3.11 Equipo de medida y tele-disparo
Se instalará un equipo de medida principal y redundante o comprobante para cada uno de
los motores, compuesto de un contador electrónico para medida de energía activa y
reactiva en 4 cuadrantes, precisión de medida 0.2S en activa y 0.5S en reactiva; con
registrador de medida en protocolo STOM, capacidad de almacenamiento de curvas de
68
carga parametrizables y procesamiento de datos hasta 3 tarifas, puerto de comunicaciones
RS232; MODEM industrial analógico provisto de 4 puertos de entrada tipo RS232 y dos
salidas tipo RJ11.
A su vez, se instalará un equipo de disparo y bloqueo de cierre de interruptor frontera.
7.3.12 Interconexiones media tensión
Todas las interconexiones de potencia entre las celdas del Centro de Seccionamiento y
los grupos generadores, serán ejecutadas con cable de cobre debidamente aislado.
7.3.13 Baja tensión.
Se instalarán un cuadro de servicios auxiliares para la central de San Matías. Este cuadro
será de barra simple partida alimentada por dos transformadores de servicios auxiliares.
El cuadro será un armario modular metálico con las características siguientes de cada
módulo:
Dimensiones totales: altura 1.830 mm., anchura 595 mm. y fondo 250 mm.
Registrables por su parte anterior.
Construido en chapa de acero de 1,5 mm. de espesor.
Puertas frontales de 2 mm de espesor dotadas de juntas de neopreno y cierres de
aldabilla con llave en lado izquierdo.
Tratamiento de protección contra oxidación por desengrasado e imprimación.
Pintura al horno.
Cáncamos de elevación.
Acceso a bornas por su parte inferior
Montaje de elementos de control, mando y señalización en las puertas del
mismo.
Grado de protección IP-44.
Apoyo directo sin anclajes.
Conexión de tierra general.
Identificación de elementos externos con rótulos adhesivos de gravoply y
adhesivos numerados para los equipos en el interior.
Cables y regleteros de conexión perfectamente canalizados y numerados.
El cuadro contendrá los siguientes elementos:
69
Tres interruptores enclavados de 4P modelo COMPACT o similar, Un=400Vac,
In=1.000 A, Icc=35kA, protección magnetotérmica ajustable Ir=In-0.4In. estos
interruptores garantizarán la plena interconexión de los sistemas auxiliares aun
en el caso de fallo de uno de los transformadores.
Conjunto de elementos de mando, alimentación y protección de receptores 3F
de P<5.5kW, compuesto de interruptor con protección magnetotérmica clase 10,
contactor con clase de servicio AC-3, contactos auxiliares, pilotos de
señalización y selector de mano M-0-A, en la cantidad adecuada.
Conjunto de elementos de mando, alimentación y protección de receptores 3F
de P>5.5kW, compuesto de interruptor con protección magnetotérmica clase 10,
contactor con clase de servicio AC-3, arrancador progresivo con ajuste de la
Imax de arranque, contactos auxiliares, pilotos de señalización y selector de
mano M-0-A, en la cantidad adecuada.
7.3.14 Sistemas de Control
Cada uno de los generadores poseerá un armario de control de chapa de acero de tipo
HIMEL o similar, totalmente cerrado, con puerta delantera con juntas de goma, con
cableado hasta listones de bornes, listo para el servicio. Contará con una rejilla en la parte
inferior para ventilación natural.
La construcción será de acuerdo con la norma EN 60 439-1/1990, respectivamente con
IEC 439-1 (2a ed. modificada), respectivamente DIN VDE 0660, sección 500 y DIN 6280
sección 7. Temperatura de ambiente 5 - 40 °C y 75 % de humedad relativa.
El cuadro incorporará las maniobras y elementos necesarios para el control, protección y
sincronismo de cada uno de los grupos generadores.
Estará basado en un PLC de la marca SIEMENS S7 o similar y un terminal de operador
con pantalla gráfica táctil a color de 10" como elementos de control y regulación.
Las funciones de cada uno de los cuadros de los generadores serán:
Secuencias de arranque y parada de grupo en modo automático y manual.
Sincronización del grupo con RED de Compañía.
Protecciones eléctricas de alternador, y gestión de las mismas.
Gestión de las protecciones mecánicas del grupo.
70
Ajuste del factor de potencia de operación en función de horario establecido en
calendario de operación (bonificación de factura de venta por energía reactiva).
Monitorización de los parámetros mecánicos y eléctricos más relevantes de
operación del grupo.
Generación de archivos históricos de los códigos de eventos y diagnósticos del
grupo (tamaño limitado a la capacidad de memoria).
Generación de archivos históricos de energía eléctrica generada (tamaño
limitado a la capacidad de memoria).
Disponibilidad de todos los parámetros tanto mecánicos y eléctricos de
operación para ser volcados en otro sistema de control industrial.
Se incluirá un equipo de protección multifunción electrónico programable con funciones
de medida y protección y equipado con comunicaciones MODBUS con el PLC y con una
pasarela “gateway” CCM para medir los siguientes parámetros:
Tensión barras en las tres fases.
Frecuencia de barras.
Tensión de los generadores en las tres fases.
Intensidad de generadores en las tres fases.
Frecuencia de los generadores.
Potencia activa de los generadores.
Cosϕ de los generadores.
Contador de energía activa y reactiva clase 1.
Las funciones de protección que se integrarán serán las siguientes:
Vigilancia de mínima tensión de barras/red. 3x(27)
Vigilancia de máxima /mínima frecuencia barras/red. (81M, 81m)
Protección trifásica de max. y min. tensión de generador. 3x(27,59).
Protección monofásica de máx. y min. frecuencia de generador. (81M, 81m).
Protección trifásica de sobrecarga y cortocircuito. 3x(50/51)
Protección de falta a tierra. 3x(50N/51N)
Protección de desequilibrio de fase. (46)
Protección de potencia inversa. (32).
Protección de potencia inversa reactiva. (40)
Protección 78 salto de vector.
71
El cableado entre los diferentes componentes está numerado en sus dos extremos para un
mejor seguimiento de los circuitos por personal de mantenimiento y explotación de las
plantas.
Los circuitos que puedan estar bajo tensión, están protegidos mediante placa de
metacrilato o similar para evitar contactos con los mismos.
Control de cada grupo. Se incluyen las siguientes funciones incorporadas en el PLC y
Pantalla Táctil:
Cuenta horas de funcionamiento.
Contador de arranques.
Temporizador de tiempo de arranque tras recibir la orden.
Temporizador de impulso de arranque.
Temporizador de pausa entre arranques.
Temporizador de control en servicio.
Temporizador de tiempo vigilancia tensión/frecuencia.
Temporizador de tiempo en vacío.
Temporizador de impulso parada.
Pulsador desbloqueo alarmas.
Pulsador parada bocina.
Pulsador arranque manual/pruebas.
Pulsador parada manual/pruebas.
Alarma fallo de arranque.
Alarma aviso motor.
Disparo motor.
Disparo por parada emergencia.
Alarma general CDVR.
Disparo general CDVR.
Señalización Arranque.
Señalización Motor en marcha.
Señalización control alarmas en servicio.
Señalización grupo disparado.
Señalización precalentamiento de agua en servicio.
Señalización precalentamiento de alternador en servicio.
72
Control de potencia a generar.
Detaraje de potencia en función de temperatura de colector de admisión.
Detaraje de potencia en función de temperatura en el filtro de entrada.
Temporizaciones de operación.
Arranque remoto en cogeneración por cierre de un contacto libre de potencial.
El PLC controlará las alarmas producidas de forma que provoquen una señal acústica y
luminosa (parpadeo intermitente) sobre la pantalla, y las paradas provoquen además una
parada del grupo así como las acciones adicionales dependientes del tipo de alarma
producida.
Además, se integran las siguientes protecciones
Para la protección de temperatura de cojinetes y devanados alternador se incluyen 4
convertidores PT100 a 4-20 mA. Las señales de temperatura se conectan al PLC en el
cual se realiza la función de medida y protección.
Para el control automático de cosϕ en los periodos horarios, se instala un sistema de
control en base a los siguientes equipos:
• 1 reloj de tarificación horaria.
• 1 tarjetas de control de cosϕ con potenciómetros.
• 3 relés auxiliares
• Magnetotérmicos de protección.
Se incluyen el control por PLC y las maniobras de fuerza de los servicios.
Motor: Se incluyen las siguientes señales para alarmas y paradas del motor, que serán
transmitidas por el cuadro de protecciones del grupo, que se encuentra a pie de motor:
• Alarma por bajo nivel de aceite.
• Alarma por baja temperatura de agua camisas.
• Parada por bajo nivel de agua camisas.
• Parada por sobre velocidad y/o parada de emergencia.
• Parada por baja presión de aceite.
• Parada por alta temperatura de agua camisas.
• Parada por el sistema de encendido.
• Parada por disparo de protecciones sistema supervisión.
Desde la rampa de gas del motor:
73
• Parada por baja presión de gas.
• Parada por alta presión de gas.
• Alarma por el control de estanqueidad.
Generador:
• Alarma de aviso en regulador de tensión del generador CDVR.
• Alarma de disparo en regulador de tensión del generador CDVR.
• Sobrecarga/cortocircuito (50/51)(tabla 35): Relé de protección con ajuste de
corriente de sobre intensidad y tiempo de disparo en dos etapas (I> e I>>):
Parámetro Símbolo Margen de ajuste
Corriente de disparo por sobre intensidad I> 0.5 – 2 x In
Tiempo de disparo por sobre intensidad tI> 0.1 – 2s
Corriente de disparo rápido por sobre intensidad I>> 1 – 15 x In
Tiempo de disparo rápido por sobre intensidad tI>> 0 – 2.5s
Tabla 35: Parámetros de relé protección 50/51
• Tensión fuera de límites (59/27) (tabla 36): Relé de protección con ajuste de
máxima y mínima tensión de disparo, tiempo de disparo, y disparo por diferencia
entre máxima y mínima tensión de conductores:
Parámetro Símbolo Margen de ajuste
Sobretensión de disparo U> 90 – 130% Un
Tiempo de disparo prefijado tU 0 – 10s
Tensión mínima de disparo U< 70 – 110% Un
Disparo por diferencia entre la máxima y la
mínima tensión de los conductores DIFF 2 – 10% Un
Tabla 36: Parámetros relé protección 59/27
74
• Frecuencia fuera de límites (81M/81m) (tabla 37): Relé de protección con ajuste
de máxima y mínima frecuencia y tiempos de disparo:
Parámetro Símbolo Margen de ajuste
Sobre frecuencia de disparo f> 100 – 108% fn
Tiempo de disparo por sobre frecuencia tf> 0 – 10s
Frecuencia mínima de disparo f< 92 – 100% fn
Tiempo de disparo por mínima frecuencia tf< 0 – 10s
Tabla 37: Parámetros relé protección 81M/81m
• Tensión fuera de límites (59/27) (tabla 38): Relé de protección con ajuste de
máxima y mínima tensión de disparo, tiempo de disparo, y disparo por diferencia
entre máxima y mínima tensión de conductores.
• Micro corte de red (78): Relé de protección con ajuste de salto de vector y retardo
de activación:
Parámetro Símbolo Margen de ajuste
Salto de vector de tensión 1 – 31º
Retardo de activación tv 0 – 10s
Tabla 38: Parámetros relé protección 78
Toda la gestión recogida en cada uno de los cuadros de control de los grupos generadores,
se integrarán en un sistema de control distribuido (SCADA) localizado en la sala de
control de la central de San Matías.
Dicho sistema permitirá la operación y control en remoto de la central desde la ubicación
de los operadores.
7.3.15 Sincronizador
Para cada uno de los grupos generadores, se incluirá un sincronizador WOODWARD o
similar.
75
7.3.16 Medida
Se incluyen los siguientes equipos de medida:
• Para cada generador: multimedidor/analizador de redes, de montaje en carril, con
visualizador remoto en frontal del armario, que incluye medida de 32 parámetros
eléctricos de grupo (tensiones, intensidades, potencias, frecuencia, factor de
potencia, energías, etc.); incorpora dos salidas de 4-20 mA para transmisión al
PLC de la potencia activa y factor de potencia del grupo.
• Sincronización: brazo de sincronización constituido por sincronoscopio.
• Para cada motor: temperatura de colector de admisión (mostrada en el terminal
de operador) y temperatura de aire en el filtro de entrada.
• Señalización: indicación de estado de equipos auxiliares, estado del interruptor
de grupo y estado del motor.
• Pulsadores y selectores: seta de parada de emergencia, llave de bloqueo de
arranque grupo, selector de modo de funcionamiento de grupo (Automático -
Manual), marcha y paro manual del motor y cierre y apertura manual del
interruptor de generador.
El funcionamiento en manual podrá realizarse actuando sobre los pulsadores de marcha-
paro del motor y cierre-apertura del interruptor.
• Cierre del interruptor de cada generador, el cierre será si hay alguna fuente en
barras, una vez igualadas tensión, frecuencia y fase a ambos lados del interruptor.
Sin fuente en barras, instantánea. Tipo de señal: pulso hasta detección de fuente
en barras, por contacto libre de potencial.
• Apertura del interruptor de generador: siempre que el grupo se pare por cualquier
motivo o bien se dispare alguno de los relés de protección del generador.Tipo de
señal: permanente, por contacto libre de potencial.
• Convertidores. Para el tratamiento de las señales analógicas procedentes del PLC
de control, se incorpora: convertidor de señal de carga al “Load Sharing Module”
4-20 mA / 0-5V, convertidor de temperatura de colector de admisión PT100 / 4-
20 mA y convertidor de temperatura de aire en el filtro de entrada PT100/4-20
mA.
76
• El sistema de auxiliares de cada grupo incorpora los elementos
siguientes:alimentación general de corriente alterna, interruptor de protección de
4 polos, 40A, con contacto de estado para señalización de alarma, sistema de
carga de baterías, cargador de baterías y fuente DC estabilizada, con las
siguientes características: tensión de entrada 3x400 Vca, tensión de salida
ajustable entre 24 y 27.5 Vcc y corriente máxima de salida 18ª, voltímetro y
amperímetro de medida de baterías, interruptor automático de 1 polo, 20ª e
interruptor automático de 1 polo, 16A.
• Sistema de caldeo de cada motor: interruptor de protección de alimentación C.A.
1 polo, 32ª, interruptores de mando de contactor, 1 polo, 6ª, contactor de 32 A y
piloto de señalización.
• Sistema de caldeo de cada generador: interruptor de protección de alimentación
C.A.1 polo, 6ª, contactor de 9ª y piloto de señalización.
• Sistema de vaciado de cárter: disyuntor- motor magneto térmico para
alimentación C.A. 3 polos, regulación 1-1.6 A, contactor de 9 A, interruptor de
mando de contactor, 1 polo, 6 A y piloto de señalización.
• Sistema de rampa de gas: alimentación en 24 Vcc al control de estanqueidad,
contactor para alimentación 24 Vcc a las dos válvulas principales y recepción de
la señal de control de estanqueidad correcto.
• Sistema de alimentación de corriente e iluminación de paneles. En cada panel
se incluye: interruptor de protección de alimentación C.A., 1 polo, 6ª, base de
enchufe, 2 polos con toma de tierra lateral, 16 A, aplique con tubo sofito de 60
W e interruptor de encendido.
77
8. Bibliografía
WARK, Kenneth Jr. et RICHARDS, Donald E.(2001): Termodinámica (sexta
edición). Editorial: McGraw Hill.
Información adicional: documentos suministrados por ENDE Guariachi y
ADAYC.
Viceministerio de electricidad y energías alternativas (2014): Plan eléctrico del
estado plurinacional de Bolivia 2025. Archivo disponible en :
https://observatorioccdbolivia.files.wordpress.com/2015/08/peebol2025.pdf
última visita 28/08/18
Información censal: https://www.ine.gob.bo/ última visita 28/08/18
Datos climatológicos: http://senamhi.gob.bo/index.php/inicio última visita
28/08/18
Parámetros sismográficos: http://www.osc.org.bo/index.php/es/ última visita
28/08/18
Información motores: https://www.ge.com/power/gas/reciprocating-
engines/jenbacher/type-6 y https://www.wartsila.com/energy/learning-
center/technical-comparisons/combustion-engine-vs-gas-turbine-startup-time
última visita 28/08/18
Información turbinas: https://www.ge.com/power/gas última visita 28/08/18
Información combustible: /www.ypfb.gob.bo/es/ última visita 28/08/18
CENTRAL TERMOELÉCTRICA EN SAN MATÍAS, BOLIVIA
DOCUMENTO 2: ESTUDIO ECONÓMICO
79
1. Inversión (CAPEX)
La creación de la central será modular, es decir, los motores se irán incorporando a medida
que la demanda eléctrica aumente. Por ello, se hará una preinstalación de los equipos
necesarios de todos los motores y estos se incorporarán paulatinamente. En 2019 se
adquirirán dos motores, uno que operará de forma total y otro en stand-by. En 2029 se
instalará un tercer motor y en 2039 otro. Por último, en 2049 se añadirán los dos últimos
motores que cubrirán la demanda analizada. Los motores presentes en San Matías serán
retirados, puesto que ya no tienen ningún valor residual. Se procederá a la reforma de las
instalaciones para su posterior uso.
A continuación se muestra el desglose de la inversión inicial necesaria (tabla 39):
Elemento Cantidad
(unidad)
Precio unitario
(USD/unidad)
Precio
(USD)
Motor JMS 620 o similar 2 1.500.000,00 3.000.000,00
Sistema de lubricación 1 100.000,00 100.000,00
Sistema de refrigeración 1 300.000,00 300.000,00
Sistema de gas natural 6 70.000,00 420.000,00
Sistema de aire fresco 1 50.000,00 50.000,00
Sistema de salida de gases 6 80.000,00 480.000,00
Sistema eléctrico 2.300.000,00
Sistema de AT 1 500.000,00 500.000,00
Sistema de MT 6 200.000,00 1.200.000,00
Sistema de BT 6 100.000,00 600.000,00
Sistema de control y monitoreo 6 150.000,00 900.000,00
Tratamiento de agua 1 200.000,00 200.000,00
Sistema contraincendios 1 100.000,00 100.000,00
Obra civil 6 500.000,00 3.000.000,00
Misceláneos 3.040.000,00
80
Edificios 1 700.000,00 700.000,00
Sistemas de comunicación 1 100.000,00 100.000,00
Tuberías 1 700.000,00 700.000,00
Ingeniería 1 1.000.000,00 1.000.000,00
Calidad 1 40.000,00 40.000,00
Supervisión y Commissioning 1 500.000,00 500.000,00
SUBTOTAL 13.890.000,00
Contingencias 3% 416.700,00
TOTAL 14.306.700,00
Tabla 39: Inversión inicial
81
2. Gastos de operación (OPEX) 2.1 Personal
Atendiendo a las necesidades de la central y la normativa laboral vigente se estima
necesaria la contratación inicial de los siguientes empleados (tabla 40):
Denominación del
puesto
Número de
empleados/
turno
Número de
turnos
Salario anual
(USD)/
empleado
Total
(USD)
Limpieza 3 2.500,00 7.500,00
Seguridad 2 5 3.500,00 35.000,00
Operaciones 1 5 4.440,00 22.200,00
Mantenimiento 1 5 6.000,00 30.000,00
Jefe de turno 1 5 8.040,00 40.200,00
Jefe de
mantenimiento 2 8.040,00 16.080,00
Director de planta 1 12.000,00 12.000,00
Tabla 40: Gastos de personal
Con la incorporación de los nuevos motores, se hace necesaria la contratación de más
personal de operaciones hasta llegar a un total de 2 empleados por turno.
2.2 Mantenimiento de los motores
Cada fabricante muestra un calendario de revisiones de cada motor (figura 28)
Figura 28: Calendario de mantenimiento Jenbacher
82
Sobre estas revisiones el gasto se estima en (tabla 41):
Precio (USD)/ motor
Material 5.000,00
O&M 0,01 $/kwh
Minor Overhaul 50.000,00
Major Overhaul 150.000,00
Tabla 41: Gastos mantenimiento motor.
2.3 Otros gastos
Según la Resolución Administrativa SSDH Nº 0207/2009 de fecha 19/2/2009 la
estructura tarifaria para la concesión de distribución de gas natural por redes en Santa
Cruz en tarificación industrial es de 1,7 US$/MPC21.Aunque se prevé la autosuficiencia
de la central en materia eléctrica se evalúan unos gastos eléctricos en caso de emergencia
de 3.744,00 US$ anuales.
21 MPC: mil pies cúbicos =28,3168 mᶟ
83
3. Beneficios 3.1 Generación de electricidad
El precio eléctrico de venta varía según el fin al que se destine (tabla 42).
Sector US$/ MWh
Industrial 46,80
Residencial 67,20
Tabla 42: Precio de la electricidad por sectores.
San Matías es una población principalmente residencial y por ello los beneficios
obtenidos por la venta de electricidad se han calculado con el sector residencial. No
obstante, como uno de los principales fines de la implantación de la central, es el
desarrollo económico se prevé que nuevas industrias se asienten. Por ello en años
posteriores se ha tenido en cuenta que parte de la generación irá destinada al sector
industrial.
3.2 Exportaciones
Con la creación de la línea de alta tensión hasta la frontera brasileña, Bolivia pretende
exportar su excedente de generación a los países fronterizos. Puesto que el precio en el
resto de países es mayor, el gobierno de Bolivia espera unos ingresos de
aproximadamente 80 US$/MWh.
Para el análisis de inversión se ha tenido en cuenta una venta de 10 MW anuales, a partir
de 2035, donde la central tendrá mayor generación y se habrán podido realizar los ajustes
necesarios para la unión de ambas redes, ya que Bolivia utiliza 50 Hz mientras Brasil
utiliza 60 Hz.
3.3 Amortizaciones e impuestos
Se ha tenido en cuenta para las amortizaciones de equipos y bienes una vida útil de 25
años siguiendo una amortización lineal.
Así mismo, se ha estimado una carga impositiva del 20% para este sector en Bolivia.
84
4. Análisis de Inversiones
Para obtener la viabilidad del proyecto se han tenido en cuenta dos escenarios, uno
atendiendo solo a la venta de energía eléctrica generada en la central de San Matías y el
segundo suponiendo exportaciones a Brasil, gracias al canal abierto por San Matías.
Se van a analizar los siguientes marcadores: el valor actual neto (VAN), la tasa interna de
retorno (TIR) y el pay-back.
El VAN permite calcular el valor actual de los diferentes flujos de caja generados por una
inversión. El proyecto será viable si el resultado de la operación es mayor que 0.
𝑉𝐴𝑁 = −𝐼0 + ∑𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 𝑟)𝑖
𝑛
𝑖=0
Donde:
𝐼0: Inversión inicial.
FCL: flujos de caja libre correspondientes a cada año.
r: tipo de interés.
El TIR es la media geométrica de los rendimientos futuros esperados de dicha inversión,
es decir, es el valor de r que anula el VAN. La rentabilidad mínima que debe tener el
proyecto para su ejecución. Un proyecto es más rentable cuanto mayor sea su TIR.
𝑇𝐼𝑅 == −𝐼0 + ∑𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 𝑟)𝑖
𝑛
𝑖=0
= 0
El pay-back permite estimar el tiempo que se tardará en recuperar la inversión inicial.
𝑝𝑎𝑦 − 𝑏𝑎𝑐𝑘 =𝐼0
∑ 𝐹𝐶𝐿𝑖𝑛𝑖=0
𝑛
4.1 Análisis sin exportaciones.
Puesto que la central no funcionará a pleno rendimiento hasta 2049, cuando estén todos
los motores en funcionamiento, se ha evaluado el proyecto entre 2020 y 2058. Todos los
flujos de caja se incorporan en el anexo económico b.1).
Así mismo se ha tenido en cuenta una tasa de descuento de 10% usada en proyectos
similares en Bolivia.
85
𝑉𝐴𝑁 = −14.306.700,00 + ∑𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 0,1)𝑖
40
𝑖=0
= −4.587.526,75 𝑈𝑆$
𝑇𝐼𝑅 = −14.306.700,00 + ∑𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 𝑥)𝑖
40
𝑖=0
= 0 𝑥 = 7,721 %
𝑝𝑎𝑦 − 𝑏𝑎𝑐𝑘 =14.306.700,00
2.042.577,04= 7,176 𝑎ñ𝑜𝑠
Analizando estos parámetros estadísticos, el proyecto con una tasa de descuento al 10%
no es rentable, si se utilizaran tasas por debajo de 7,721 % el proyecto sí que tendría cierta
viabilidad económica. Por último se tardaría 7 años en recuperar la inversión inicial
(figura 29).
Figura 29: Gráfica VAN sin exportaciones.
4.2 Análisis con exportaciones
Se utilizarán los mismos valores que en el caso anterior, incluyendo los beneficios
obtenidos por la venta de eléctrica a Brasil a partir de 2035, todos los flujos de caja se
incorporan en el anexo económico b.2).
𝑉𝐴𝑁 = −14.306.700,00 + ∑𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 0,1)𝑖
40
𝑖=0
= 7.057.259,05𝑈𝑆$
𝑇𝐼𝑅 = −14.306.700,00 + ∑𝐹𝐶𝐿𝑖
(1 + 𝑥)𝑖
40
𝑖=0
= 0 𝑥 = 12,318%
(20.000.000)
(10.000.000)
-
10.000.000
20.000.000
30.000.000
40.000.000
50.000.000
60.000.000
70.000.000
80.000.000
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24
VAN
Tasa de actualización
VAN (Sin exportaciones)
TIR = 0,07721
86
𝑝𝑎𝑦 − 𝑏𝑎𝑐𝑘 =14.306.700,00
5.614.257,04= 2,689 𝑎ñ𝑜𝑠
En este caso el proyecto es rentable con el 10% de tasa de descuento, además se ha de
tener en cuenta que solo se ha utilizado la venta de 10 MW como cifra orientativa, ya que
en Bolivia hay mayor excedente esta venta puede aumentar. El TIR muestra que se puede
llegar incluso a una tasa de descuento del 12,318% y un periodo de retorno de la inversión
inicial mucho menor de 2,689 años (figura 30).
Figura 30: Gráfica VAN con exportaciones
En conclusión el proyecto es rentable, puesto que la construcción de la central no solo es
el abastecimiento eléctrico de la zona, sino también la unión energética entre países
sudamericanos con la consiguiente venta de excedente.
(40.000.000)
(20.000.000)
-
20.000.000
40.000.000
60.000.000
80.000.000
100.000.000
120.000.000
140.000.000
160.000.000
180.000.000
200.000.000
220.000.000
0 0,02 0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2 0,22 0,24
VAN
Tasa de actualización
VAN (Con exportaciones)
TIR = 0,12318
87
5. Cronograma de montaje
Figura 31: Cronograma de montaje.
CENTRAL TERMOELÉCTRICA EN SAN MATÍAS, BOLIVIA
DOCUMENTO 3: PLIEGO DE CONDICIONES
89
1. Definiciones
CLIENTE/PROPIEDAD: ENDE Corporación
SUMINISTRADOR: Compañía EPC que realizase los trabajos de ejecución de la central
de San Matías
INGENIERÍA: La redactora de esta ingeniería básica
2. Condiciones generales
El sistema por suministrar se diseñará de acuerdo con la normativa y reglamentación
vigentes. Asimismo, el SUMINISTRADOR deberá cumplimentar las normativas propias
del CLIENTE en cuanto a seguridad y reglas generales de Construcción y Montaje que
serán discutidas durante las negociaciones contractuales.
Además, se exigirán los siguientes requisitos:
a) Materiales
Los materiales, accesorios y equipos auxiliares del sistema (instrumentación, motores,
válvulas, etc.) deberán ser de primera calidad, lo más homogéneos posible y de marcas
reconocidas que se someterán a la aprobación de LA PROPIEDAD, la cual podrá solicitar
el cambio a otras marcas de uso normalizado en la factoría, asumiendo las implicaciones
que en precio y plazo se deriven de ello.
Los equipos se diseñarán y construirán siguiendo códigos reconocidos
internacionalmente y, en cualquier caso, cumplirán con las regulaciones específicas en
Bolivia.
Todo el suministro se efectuará con elementos nuevos (no usados ya en otras
instalaciones) y dispondrán, si procede, de certificados de calidad y homologación en el
de origen.
b) Redundancia
Los componentes que se consideren críticos para el funcionamiento adecuado y seguro
del sistema y que por experiencia están sujetos a probables fallos, deberán estar
duplicados o dispuestos de tal forma que sea posible la operación a través de baipás en
forma manual. El SUMINISTRADOR hará constar en su propuesta las medidas que ha
incorporado en este sentido.
90
c) Accesibilidad y mantenimiento.
Salvo indicaciones contrarias, se entenderá que todos los equipos, válvulas, instrumentos,
etc. que requieran (aunque sea en forma ocasional) intervenciones de operación y
mantenimiento, serán accesibles por los operadores.
En este sentido el diseño del sistema tendrá en cuenta las estructuras, plataformas y
escaleras necesarias y su diseño, construcción, suministro y montaje serán de la
responsabilidad del SUMINISTRADOR.
El diseño de estas deberá coordinarse con LA PROPIEDAD, a los efectos de adaptarla al
recinto y a otros sistemas ajenos al del SUMINISTRADOR.
Esta función se realizará a partir de los diseños de implantación que facilitará la
INGENIERIA al SUMINISTRADOR y estará sujeta a la revisión o modificaciones
necesarias para su optimización, estandarización y adaptación al diseño definitivo.
d) Aislamientos térmico y acústico.
Toda la central se diseñará con el aislamiento acústico necesario para garantizar que el
nivel de ruido generado no supere los 85 dB (A) a 1 m. de cualquier punto.
Así pues, el SUMINISTRADOR indicará, aquellos equipos o sistemas cuyo nivel sonoro
supere dicho umbral, aportando para cada uno de ellos el nivel sonoro por octavas de
frecuencia. En relación con los silenciadores de entrada de aire de combustión el
SUMINISTRADOR será responsable de no sobrepasar el valor máximo fijado (85 dB(A)
a 1 m.).
Para el aislamiento térmico, se seguirán los criterios económicos usuales y los de
seguridad. En todo caso, cualquier parte visible y accesible del suministro no podrá tener
una temperatura superior a los 40ºC de más de la temperatura ambiente.
El aislamiento se realizará con los materiales adecuados a cada aplicación y a las
temperaturas de estos, debiendo cumplir con la legislación vigente en esta materia.
e) Vertidos y Efluentes.
El SUMINISTRADOR indicará de forma explícita las características fisicoquímicas de
los vertidos que puedan producirse en operación usual y en situaciones extremas con el
fin de asegurar el cumplimiento de los requisitos medio ambientales.
91
f) Electricidad.
Todos los sistemas eléctricos en alta tensión que incorpore el SUMINISTRADOR se
diseñarán bajo un código reconocido y en cualquier caso cumplimentarán los vertidos que
requisitos exigidos por los reglamentos de alta y baja Tensión y demás normas exigibles
en Bolivia.
En general, la red de tierras será suministrada por LA PROPIEDAD en condiciones aptas
para la toma necesaria. Sin embargo, si el SUMINISTRADOR lo requiere e indica,
podrán disponerse tomas de tierra específica para aquellos sistemas con requisitos
especiales.
g) Acabados.
El SUMINISTRADOR deberá dar un acabado a su suministro, asegurando su debida
protección contra corrosión, agresiones ambientales y posibles deterioros causados por
operaciones usuales de mantenimiento.
Los colores finales de las partes vistas del suministro se propondrán a LA PROPIEDAD
quien por razones de homogeneidad o estética podrá solicitar su cambio, o ya habrán sido
predefinidos por ella.
h) Protección y seguridad.
El suministro debe ser seguro y quedar convenientemente protegido ante las diversas
situaciones en que pueda encontrarse por fallos propios o de los sistemas
complementarios que puedan afectarle.
Por ello deberá disponer de un sistema de protecciones incluidas en el suministro que
permitan su operación en forma segura tanto para las personas como para los
componentes de este.
Formarán parte del sistema las protecciones intrínsecas a los motores, a los alternadores
y al conjunto de equipos asociados que pueden afectar a la seguridad del suministro,
estando previstas las que sean razonablemente suficientes para evitar los daños a personas
y las averías en equipos.
EL SUMINISTRADOR indicará las protecciones adicionales que puedan requerirse en
sistemas ajenos a su suministro que puedan afectarle.
92
i) Automatización
El suministro se diseñará para un funcionamiento lo más automatizado posible y con el
mínimo de operaciones manuales.
3. Condiciones de operación
3.1 Condiciones sobre tiempo de funcionamiento
El sistema de generación de la Central de San Matías estará previsto para funcionar en
continuo las 24 horas del día durante 7 días a la semana y durante 365 días al año o de
acuerdo con el programa de trabajo de la central lo que corresponde a 8.760 horas/año.
Este tiempo quedará definido como tiempo de explotación posible anual (TEA).
Las operaciones de mantenimiento programado se realizarán de común acuerdo con los
responsables de la gestión de explotación de la Central de San Matías. Las horas previstas
anualmente para estas operaciones y que requieran el paro del sistema se descontarán del
tiempo de explotación posible anual. El valor resultante indicará las horas de
disponibilidad del sistema para producción (HDT).
Se define la disponibilidad del sistema como la siguiente relación:
𝐷% =𝐻𝐷𝑇
𝑇𝐸𝐴∙ 100
donde:
HDT=TEA-HMP
siendo HMP = Horas de mantenimiento programado.
Si durante la explotación se producen averías que obliguen al paro del equipo por causas
imputables al suministro objeto de esta especificación, se contabilizarán y acumularán a
nivel anual las horas de falta de producción y se calificarán como horas de
indisponibilidad (HI).
Se define como fiabilidad del sistema la siguiente relación:
𝐹% =𝐻𝐷𝑇−𝐻𝐼
𝐻𝐷𝑇∙ 100
93
En conjunto se espera que una vez descontados los paros por mantenimiento programado,
las minoraciones en la producción por adecuación a la curva de carga del sistema y los
paros por averías imprevistas, el sistema pueda funcionar un mínimo de 8.000 h/año
3.2 Condiciones normales de explotación
La central termoeléctrica de San Matías trabajará quemando Gas Natural y generando en
todo momento la máxima energía eléctrica posible. El aire de combustión lo tomará del
exterior previo filtraje y acondicionamiento acústico.
En este sentido la explotación del grupo electrógenos será la común en una planta de
producción de energía eléctrica: el trabajo en paralelo de los alternadores de los motores
con la red de la PROPIEDAD.
En este caso, la electricidad producida en cada uno de los grupos electrógenos se
producirá en sus alternadores síncronos a una tensión de 4,16 kV. Este alternador se unirá
a un transformador elevador 4,16/34,5kV y a continuación 34,5/230 kV. De la salida del
transformador se interconecta con los embarrados a 230 kV de la subestación de
acometida y con la línea de salida a la PROPIEDAD.
4. Condiciones de ejecución
4.1 Ensayos y pruebas en origen
Tras la construcción de los equipos que componen el suministro, realizada según normas
y códigos internacionalmente reconocidos y según el Plan de Calidad del
SUMINISTRADOR, éste deberá asegurar que efectúen los ensayos y pruebas estándar
en origen que correspondan, con el fin de verificar que las prestaciones y funcionamiento
de los equipos son correctos y conforme a lo esperado.
De estos ensayos y pruebas saldrían certificados a adjuntar a la documentación del
proyecto.
4.2 Transporte, descarga y asentamiento
El SUMINISTRADOR realizará y será responsable del transporte, descarga y
asentamiento de los equipos en su emplazamiento. Por lo tanto, deberá cuidar de que estén
convenientemente embalados y con las protecciones adecuadas para este efecto.
94
Se encargará de que las partes que no forman un conjunto se embalen y marquen
convenientemente para evitar su extravío.
Con la suficiente antelación, el SUMINISTRADOR informará a LA PROPIEDAD de las
fechas de expedición y de posibles llegadas de los equipos principales y auxiliares a obra.
Los medios auxiliares (grúas, remolques, sistemas de arrastre, etc.) necesarios para la
descarga y el asentamiento formarán parte del suministro. No obstante, LA PROPIEDAD
deberá realizar a su cargo todos los trabajos y acciones que fueran precisas para posibilitar
el acceso de los camiones dentro del recinto de la planta hasta su emplazamiento.
Todos los desperfectos que puedan ocasionarse por el transporte, descarga y asentamiento
correrán a cuenta del SUMINISTRADOR, por lo que éste deberá haber contratado los
seguros que procedan.
4.3 Montaje
El SUMINISTRADOR se ocupará del montaje de todas las partes del conjunto, equipos,
instrumentos y accesorios necesarios para el correcto funcionamiento del sistema e
incluidos dentro de los límites del suministro, así como de asegurar el acabado adecuado
a la instalación.
Para esta fase el SUMINISTRADOR deberá haber suscrito el seguro que cubra daños a
su personal o al de terceros, así como daños a instalaciones, debidos a sus trabajos de
montaje.
Durante el desarrollo del proyecto se habrán acordado los procedimientos de montaje a
seguir, así como la normativa que deba observarse para su realización, especialmente en
lo referente a seguridad. En cualquier caso, antes de la llegada de equipos a obra, LA
PROPIEDAD convocará al SUMINISTRADOR a una reunión para coordinación y
planificación de este, reunión que, eventualmente, podrá ser conjunta con otros
suministradores.
En este sentido, LA PROPIEDAD podrá decidir la paralización o repetición de trabajos
en caso de que el SUMINISTRADOR no se atenga a lo acordado y se repercutirán sobre
éste las responsabilidades que procedan.
Se entiende que el montaje ha concluido en el momento en que los equipos están
dispuestos para que puedan efectuarse las pruebas que correspondan.
95
4.3.1 Puesta en marcha, pruebas y Recepción Provisional de la instalación.
• Puesta en marcha y pruebas.
El SUMINISTRADOR se encargará de dirigir y realizar las pruebas y las operaciones de
puesta en marcha del sistema descrito y eventualmente podrá contar con ayuda de los
operadores de la instalación debidamente adiestrados por el SUMINISTRADOR.
Al estar integrado en un proyecto de envergadura es posible que las operaciones de puesta
en marcha deban coordinarse con las de los otros sistemas. En este caso el
SUMINISTRADOR colaborará con los suministradores del resto de sistemas con objeto
de alcanzar el buen fin del conjunto de la instalación.
Al igual que en la fase de montaje, el SUMINISTRADOR deberá haber suscrito el seguro
que cubra daños a su personal o al de terceros, así como daños a instalaciones, debidos a
sus trabajos de puesta en marcha y pruebas.
• Recepción Provisional
La Recepción Provisional de la instalación por la PROPIEDAD se firmará cuando se
hayan superado con éxito el desarrollo de las pruebas. La Aceptación Definitiva de la
instalación se realizaría un año más tarde en forma automática si la PROPIEDAD no
expresa por escrito su disconformidad con la instalación y los motivos de esta.
4.3.2 Ingeniería y documentación
El SUMINISTRADOR realizará el diseño y la ingeniería correspondiente a los equipos
y elementos incluidos dentro de su alcance de suministro. En base a esto, desde la firma
del contrato de compra y hasta después de la Recepción Provisional de la instalación
suministrada, el SUMINISTRADOR irá proporcionando distintos documentos relativos
tanto a los equipos y a su mantenimiento, como a sus interconexiones entre ellos y con
los demás sistemas de la instalación.
En términos generales y salvo indicación en contra el SUMINISTRADOR someterá a la
información de la DIRECCIÓN FACULTATIVA del proyecto, los esquemas y diseño de
todos los elementos antes de proceder definitivamente a su suministro.
CENTRAL TERMOELÉCTRICA EN SAN MATÍAS, BOLIVIA
DOCUMENTO 4: ANEXOS
97
a) Cálculo de gases de escape
Para el cálculo de la altura de la chimenea es preciso determinar el caudal de gases de
escape. Se ha estimado un exceso de aire en la admisión s=0,4 y se asume un
comportamiento como gas ideal en condiciones normales es decir 1 mol equivale 22,4 L.
Como se muestra en la tabla 14, el Gas Natural está formado por diversos compuestos,
los más representativos son el 𝑁2, 𝐶𝑂2, 𝐶𝐻4, 𝐶2𝐻6 𝑦 𝐶3𝐻8. El caudal de gas de los 6
motores es 2.743,49 kg/h y su densidad ρ=0,7459 kg/mᶟ.
Estos compuestos forman las siguientes reacciones:
𝐶𝐻4 + 2𝑂2 → 𝐶𝑂2 + 2𝐻2𝑂
𝐶2𝐻6 +7
2𝑂2 → 2𝐶𝑂2 + 3𝐻2𝑂
𝐶3𝐻8 + 5𝑂2 → 3𝐶𝑂2 + 4𝐻2𝑂
𝑄𝑐𝑜𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜 = 𝑄𝐺𝑁 ∙1
𝜌𝐺𝑁∙ (%𝑐𝑜𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜𝐺𝑁) ∙
1
22,4∙ 𝑃𝑀𝑐𝑜𝑚𝑝𝑢𝑒𝑠𝑡𝑜
Caudal de 𝐶𝑂2 del Gas Natural:
𝑄𝐶𝑂2= 2.743,49 ∙
1
0,7459∙
1,27
100∙
1
22,4∙ 44 = 91,738 𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝐶𝑂2 producido por 𝐶𝐻4:
𝑄𝐶𝑂2= 2.743,49 ∙
1
0,7459∙
89,82
100∙
1
22,4∙ 44 = 6.489,33 𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝐶𝑂2 producido por 𝐶2𝐻6:
𝑄𝐶𝑂2= 2.743,49 ∙
1
0,7459∙
5,59
100∙ 2 ∙
1
22,4∙ 44 = 807,73 𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝐶𝑂2 producido por 𝐶3𝐻8:
𝑄𝐶𝑂2= 2.743,49 ∙
1
0,7459∙
1,67
100∙ 3 ∙
1
22,4∙ 44 = 361,96 𝑘𝑔/ℎ
Caudal total de 𝑪𝑶𝟐=7.750,758 kg/h. Como la densidad del 𝐶𝑂2 es 0,7194 kg/mᶟ, el
caudal volumétrico es 10.773,919 mᶟ/h.
98
Caudal de 𝐻2𝑂 producido por 𝐶𝐻4:
𝑄𝐻2𝑂 = 2.743,49 ∙1
0,7459∙
89,82
100∙ 2 ∙
1
22,4∙ 18 = 5.309,459 𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝐻2𝑂 producido por 𝐶2𝐻6:
𝑄𝐻2𝑂 = 2.743,49 ∙1
0,7459∙
5,59
100∙ 3 ∙
1
22,4∙ 18 = 495,65𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝐻2𝑂 producido por 𝐶3𝐻8:
𝑄𝐻2𝑂 = 2.743,49 ∙1
0,7459∙
1,67
100∙ 4 ∙
1
22,4∙ 18 = 197,434 𝑘𝑔/ℎ
Caudal total de 𝑯𝟐𝑶 =6.002,543 kg/h. Como la densidad del 𝐻2𝑂 es 3,33 kg/mᶟ, el
caudal volumétrico es 1.802,565 mᶟ/h.
Caudal de 𝑂2 producido por 𝐶𝐻4:
𝑄𝑂2 = 2.743,49 ∙1
0,7459∙
89,82
100∙ 2 ∙
1
22,4∙ 32 = 9.439,02 𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝑂2 producido por 𝐶2𝐻6:
𝑄𝑂2 = 2.743,49 ∙1
0,7459∙
5,59
100∙
7
2∙
1
22,4∙ 32 = 1.028,06 𝑘𝑔/ℎ
Caudal de 𝑂2 producido por 𝐶3𝐻8:
𝑄𝑂2 = 2.743,49 ∙1
0,7459∙
1,67
100∙ 5 ∙
1
22,4∙ 32 = 4.38,74 𝑘𝑔/ℎ
Caudal total de O2=10.905,786 kg/h. Como la densidad del 𝑂2 es 0,5208 kg/mᶟ, el
caudal volumétrico es 8.376,18 mᶟ/h.
Como se ha supuesto un exceso de aire de 0,4, este se presentará en los gases de escape,
𝑄´𝑂2 .
𝑄´𝑂2 = 𝑄𝑂2 ∙ 𝑠 = 10905,786 ∙ 0,4 = 4362,3144𝑘𝑔
ℎ
El caudal de N2 se determina mediante el caudal de aire, puesto que este se conforma de
un 23% de Oxígeno y 77% de Nitrógeno.
𝑄𝑎𝑖𝑟𝑒 = (1 + 0,4) ∙ 𝑄´𝑂2 ∙1
0,23= (1 + 0,4) ∙ 4.362,3144 ∙
1
0,23= 26.553,21 𝑘𝑔/ℎ
99
𝑄𝑁2 = (1 + 0,4) ∙ 𝑄´𝑂2 ∙0,77
0,23+ 𝑄𝐺𝑁 ∙
1
𝜌𝐺𝑁∙ (%𝑁2𝐺𝑁
) ∙1
22,4∙ 𝑃𝑀𝑁2
= 26.553,21 ∙ 0,77 + 2.743,49 ∙1
0,7459∙
0,72
100∙
1
22,4∙ 28 = 20.479,08 𝑘𝑔/ℎ
Caudal total de N2=20.479,08 kg/h. Como la densidad del 𝑁2 es 0,4504 kg/mᶟ, el caudal
volumétrico es 45.468,65 mᶟ/h.
El caudal volumétrico total es la suma de todos los caudales (66.421,31 m3/h). Por lo
tanto el caudal de cada motor es de 11.070,21 m3/h.
b. 1) Flujos de caja 2020-2059 sin exportaciones
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
CAPEX
Motores JMS 600 3.000.000,00 1.500.000,00
Otros Servicios 11.306.700,00
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones (5-10) 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 31.080,00
Personal Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento (2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00
Operación y mantenimiento 100.000,00 100.000,00 100.000,00 100.000,00 100.000,00 300.000,00 300.000,00 300.000,00 300.000,00 500.000,00
Minor Overhaul 0,00 0,00 0,00 100.000,00 0,00 0,00 0,00 100.000,00 0,00 0,00
Major Overhaul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 300.000,00 0,00
Gastos Combustible 191.151,41 191.151,41 191.151,41 191.151,41 191.151,41 485.563,00 485.563,00 485.563,00 485.563,00 779.974,59
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 672.000,00 672.000,00 672.000,00 672.000,00 672.000,00 2.016.000,00 2.016.000,00 2.016.000,00 2.016.000,00 3.360.000,00
EBITDA 204.124,59 204.124,59 204.124,59 104.124,59 204.124,59 1.053.713,00 1.053.713,00 953.713,00 753.713,00 394.421,41
Amortización 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 348.000,00
BAIT -83.875,41 -83.875,41 -83.875,41 -183.875,41 -83.875,41 765.713,00 765.713,00 665.713,00 465.713,00 46.421,41
Impuesto 20% 153.142,60 153.142,60 133.142,60 93.142,60 9.284,28
BN -83.875,41 -83.875,41 -83.875,41 -183.875,41 -83.875,41 612.570,40 612.570,40 532.570,40 372.570,40 37.137,13
FCL 14.306.700,00 204.124,59 204.124,59 204.124,59 104.124,59 204.124,59 900.570,40 900.570,40 820.570,40 660.570,40 385.137,13
101
2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
CAPEX
Motores JMS 600 1.500.000,00
Otros Servicios
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones (5-10) 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 39.960,00 39.960,00
Personal Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento (2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 20.000,00
Operación y mantenimiento 500.000,00 500.000,00 500.000,00 500.000,00 500.000,00 600.000,00 600.000,00 600.000,00 600.000,00 700.000,00 700.000,00
Minor Overhaul 0,00 100.000,00 50.000,00 0,00 0,00 100.000,00 50.000,00 0,00 0,00 100.000,00 50.000,00
Major Overhaul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 450.000,00 0,00 0,00 0,00
Gastos Combustible 779.974,59 779.974,59 779.974,59 779.974,59 779.974,59 883.234,77 883.234,77 883.234,77 883.234,77 1.074.386,18 1.074.386,18
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 3.360.000,00 3.360.000,00 3.360.000,00 3.360.000,00 3.360.000,00 4.032.000,00 4.032.000,00 4.032.000,00 4.032.000,00 4.704.000,00 4.704.000,00
EBITDA 1.889.421,41 1.789.421,41 1.839.421,41 1.889.421,41 1.889.421,41 2.258.161,23 2.308.161,23 1.908.161,23 2.358.161,23 1.130.129,82 2.675.129,82
Amortización 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 408.000,00 408.000,00
BAIT 1.541.421,41 1.441.421,41 1.491.421,41 1.541.421,41 1.541.421,41 1.910.161,23 1.960.161,23 1.560.161,23 2.010.161,23 722.129,82 2.267.129,82
Impuesto 20% 308.284,28 288.284,28 298.284,28 308.284,28 308.284,28 382.032,25 392.032,25 312.032,25 402.032,25 144.425,96 453.425,96
BN 1.233.137,13 1.153.137,13 1.193.137,13 1.233.137,13 1.233.137,13 1.528.128,98 1.568.128,98 1.248.128,98 1.608.128,98 577.703,86 1.813.703,86
FCL 1.581.137,13 1.501.137,13 1.541.137,13 1.581.137,13 1.581.137,13 1.876.128,98 1.916.128,98 1.596.128,98 1.956.128,98 985.703,86 2.221.703,86
102
2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051
CAPEX
Motores JMS 600 3.000.000,00
Otros Servicios
OPEX
Personal Limpieza
(3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad
(10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal
Operaciones (5-10) 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 44.400,00 44.400,00
Personal
Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de
Mantenimiento (2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 35.000,00 35.000,00
Operación y
mantenimiento 700.000,00 700.000,00 700.000,00 700.000,00 800.000,00 800.000,00 800.000,00 800.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00
Minor Overhaul 0,00 50.000,00 100.000,00 50.000,00 0,00 50.000,00 100.000,00 50.000,00 0,00 50.000,00 150.000,00
Major Overhaul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 450.000,00 150.000,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Gastos Combustible 1.074.386,18 1.074.386,18 1.074.386,18 1.074.386,18 1.177.646,36 1.177.646,36 1.177.646,36 1.177.646,36 1.663.689,64 1.663.689,64 1.663.689,64
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 4.704.000,00 4.704.000,00 4.704.000,00 4.704.000,00 5.376.000,00 5.376.000,00 5.376.000,00 5.376.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00
EBITDA 2.725.129,82 2.675.129,82 2.625.129,82 2.675.129,82 3.193.869,64 2.693.869,64 2.943.869,64 3.143.869,64 1.995.826,36 4.926.386,36 4.826.386.36
Amortización 408.000,00 408.000,00 408.000,00 408.000,00 408.000,00 120.000,00 120.000,00 120.000,00 240.000,00 240.000,00 240.000,00
BAIT 2.317.129,82 2.267.129,82 2.217.129,82 2.267.129,82 2.785.869,64 2.573.869,64 2.823.869,64 3.023.869,64 1.755.826,36 4.686.386,36 4.586.386,36
Impuesto 20% 463.425,96 453.425,96 443.425,96 453.425,96 557.173,93 514.773,93 564.773,93 604.773,93 351.165,27 937.277,27 917.277,27
BN 1.853.703,86 1.813.703,86 1.773.703,86 1.813.703,86 2.228.695,71 2.059.095,71 2.259.095,71 2.419.095,71 1.404.661,09 3.749.109,09 3.669.109,09
FCL 2.261.703,86 2.221.703,86 2.181.703,86 2.221.703,86 2.636.695,71 2.179.095,71 2.379.095,71 2.539.095,71 1.644.661,09 3.989.109,09 3.909.109,09
103
2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059
CAPEX
Motores JMS 600
Otros Servicios
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones (5-10) 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00
Personal Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento (2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Operación y mantenimiento 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00 1.200.000,00
Minor Overhaul 0,00 50.000,00 100.000,00 150.000,00 0,00 50.000,00 100.000,00 150.000,00
Major Overhaul 0,00 0,00 450.000,00 150.000,00 300.000,00 0,00 0,00 0,00
Gastos Combustible 1.663.689,64 1.663.689,64 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00
EBITDA 4.976.386,36 4.926.386,36 4.323.606,45 4.573.606,45 4.573.606,45 4.823.606,45 4.773.606,45 4.723.606,45
Amortización 240.000,00 240.000,00 240.000,00 180.000,00 180.000,00 180.000,00 180.000,00 180.001,00
BAIT 4.736.386,36 4.686.386,36 4.083.606,45 4.393.606,45 4.393.606,45 4.643.606,45 4.593.606,45 4.543.605,45
Impuesto 20% 947.277,27 937.277,27 816.721,29 878.721,29 878.721,29 928.721,29 918.721,29 908.721,09
BN 3.789.109,09 3.749.109,09 3.266.885,16 3.514.885,16 3.514.885,16 3.714.885,16 3.674.885,16 3.634.884,36
FCL 4.029.109,09 3.989.109,09 3.506.885,16 3.694.885,16 3.694.885,16 3.894.885,16 3.854.885,16 3.814.885,36
104
b. 2) Flujos de caja 2020-2059 con exportaciones
2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029
CAPEX
Motores JMS 600 3.000.000,00 1.500.000,00
Otros Servicios 11.306.700,00
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones (5-10) 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 22.200,00 31.080,00
Personal Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento (2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00 10.000,00
Operación y mantenimiento 100.000,00 100.000,00 100.000,00 100.000,00 100.000,00 300.000,00 300.000,00 300.000,00 300.000,00 500.000,00
Minor Overhaul 0,00 0,00 0,00 100.000,00 0,00 0,00 0,00 100.000,00 0,00 0,00
Major Overhaul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 300.000,00 0,00
Gastos Combustible 191.151,41 191.151,41 191.151,41 191.151,41 191.151,41 485.563,00 485.563,00 485.563,00 485.563,00 779.974,59
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 672.000,00 672.000,00 672.000,00 672.000,00 672.000,00 2.016.000,00 2.016.000,00 2.016.000,00 2.016.000,00 3.360.000,00
Generación exportaciones
EBITDA 204.124,59 204.124,59 204.124,59 104.124,59 204.124,59 1.053.713,00 1.053.713,00 953.713,00 753.713,00 1.894.421,41
Amortización 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 288.000,00 348.000,00
BAIT -83.875,41 -83.875,41 -83.875,41 -183.875,41 -83.875,41 765.713,00 765.713,00 665.713,00 465.713,00 1.546.421,41
Impuesto 20% 153.142,60 153.142,60 133.142,60 93.142,60 309.284,28
BN -83.875,41 -83.875,41 -83.875,41 -183.875,41 -83.875,41 612.570,40 612.570,40 532.570,40 372.570,40 1.237.137,13
FCL 14.306.700,00 204.124,59 204.124,59 204.124,59 104.124,59 204.124,59 900.570,40 900.570,40 820.570,40 660.570,40 1.585.137,13
105
2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040
CAPEX
Motores JMS 600 1.500.000,00
Otros Servicios
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones (5-10) 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 31.080,00 39.960,00 39.960,00
Personal Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento (2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 15.000,00 20.000,00
Operación y mantenimiento 500.000,00 500.000,00 500.000,00 500.000,00 500.000,00 600.000,00 600.000,00 600.000,00 600.000,00 700.000,00 700.000,00
Minor Overhaul 0,00 100.000,00 50.000,00 0,00 0,00 100.000,00 50.000,00 0,00 0,00 100.000,00 50.000,00
Major Overhaul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 450.000,00 0,00 0,00 0,00
Gastos Combustible 779.974,59 779.974,59 779.974,59 779.974,59 779.974,59 883.234,77 883.234,77 883.234,77 883.234,77 1.074.386,18 1.074.386,18
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 3.360.000,00 3.360.000,00 3.360.000,00 3.360.000,00 3.360.000,00 4.032.000,00 4.032.000,00 4.032.000,00 4.032.000,00 4.704.000,00 4.704.000,00
Generación exportaciones 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00
EBITDA 1.889.421,41 1.789.421,41 1.839.421,41 1.889.421,41 1.889.421,41 8.658.161,23 8.708.161,23 8.308.161,23 8.758.161,23 9.030.129,82 9.075.129,82
Amortización 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 348.000,00 408.000,00 408.000,00
BAIT 1.541.421,41 1.441.421,41 1.491.421,41 1.541.421,41 1.541.421,41 8.310.161,23 8.360.161,23 7.960.161,23 8.410.161,23 8.622.129,82 8.667.129,82
Impuesto 20% 308.284,28 288.284,28 298.284,28 308.284,28 308.284,28 1.662.032,25 1.672.032,25 1.592.032,25 1.682.032,25 1.724.425,96 1.733.425,96
BN 1.233.137,13 1.153.137,13 1.193.137,13 1.233.137,13 1.233.137,13 6.648.128,98 6.688.128,98 6.368.128,98 6.728.128,98 6.897.703,86 6.933.703,86
FCL 1.581.137,13 1.501.137,13 1.541.137,13 1.581.137,13 1.581.137,13 6.996.128,98 7.036.128,98 6.716.128,98 7.076.128,98 7.305.703,86 7.341.703,86
106
2041 2042 2043 2044 2045 2046 2047 2048 2049 2050 2051
CAPEX
Motores JMS 600 3.000.000,00
Otros Servicios
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones
(5-10) 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 39.960,00 44.400,00 44.400,00
Personal
Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento
(2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 20.000,00 35.000,00 35.000,00
Operación y
mantenimiento 700.000,00 700.000,00 700.000,00 700.000,00 800.000,00 800.000,00 800.000,00 800.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00
Minor Overhaul 0,00 50.000,00 100.000,00 50.000,00 0,00 50.000,00 100.000,00 50.000,00 0,00 50.000,00 150.000,00
Major Overhaul 0,00 0,00 0,00 0,00 0,00 450.000,00 150.000,00 0,00 0,00 0,00 0,00
Gastos Combustible 1.074.386,18 1.074.386,18 1.074.386,18 1.074.386,18 1.177.646,36 1.177.646,36 1.177.646,36 1.177.646,36 1.663.689,64 1.663.689,64 1.663.689,64
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 4.704.000,00 4.704.000,00 4.704.000,00 4.704.000,00 5.376.000,00 5.376.000,00 5.376.000,00 5.376.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00
Generación
exportaciones 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00
EBITDA 9.125.129,82 9.075.129,82 9.025.129,82 9.075.129,82 9.593.869,64 9.093.869,64 9.343.869,64 9.543.869,64 11.195.826,36 11.126.386,36 11.026.386,36
Amortización 408.000,00 408.000,00 408.000,00 408.000,00 408.000,00 120.000,00 120.000,00 120.000,00 240.000,00 240.000,00 240.000,00
BAIT 8.717.129,82 8.667.129,82 8.617.129,82 8.667.129,82 9.185.869,64 8.973.869,64 9.223.869,64 9.423.869,64 10.955.826,36 10.886.386,36 10.786.386,36
Impuesto 20% 1.743.425,96 1.733.425,96 1.723.425,96 1.733.425,96 1.837.173,93 1.794.773,93 1.844.773,93 1.884.773,93 2.191.165,27 2.177.277,27 2.157.277,27
BN 6.973.703,86 6.933.703,86 6.893.703,86 6.933.703,86 7.348.695,71 7.179.095,71 7.379.095,71 7.539.095,71 8.764.661,09 8.709.109,09 8.629.109,09
FCL 7.381.703,86 7.341.703,86 7.301.703,86 7.341.703,86 7.756.695,71 7.299.095,71 7.499.095,71 7.659.095,71 9.004.661,09 8.949.109,09 8.869.109,09
107
2052 2053 2054 2055 2056 2057 2058 2059
CAPEX
Motores JMS 600
Otros Servicios
OPEX
Personal Limpieza (3) 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00 7.500,00
Personal Seguridad (10) 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Personal Operaciones
(5-10) 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00 44.400,00
Personal
Mantenimiento (5) 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00 30.000,00
Jefes de Turno (5) 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00 40.200,00
Jefes de Mantenimiento
(2) 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00 16.080,00
Director de Planta 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00 12.000,00
Material 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00 35.000,00
Operación y
mantenimiento 1.400.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00 1.400.000,00 1.200.000,00
Minor Overhaul 0,00 50.000,00 100.000,00 150.000,00 0,00 50.000,00 100.000,00 150.000,00
Major Overhaul 0,00 0,00 450.000,00 150.000,00 300.000,00 0,00 0,00 0,00
Gastos Combustible 1.663.689,64 1.663.689,64 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55 1.766.469,55
Gastos eléctricos 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00 3.744,00
Generación 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00 8.064.000,00
Generación
exportaciones 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00 6.400.000,00
EBITDA 11.176.386,3 11.126.386,36 10.523.606,45 10.773.606,45 10.773.606,4 11.023.606,45 10.973.606,4 11.123.606,4
Amortización 240.000,00 240.000,00 240.000,00 180.000,00 180.000,00 180.000,00 180.000,00 180.001,00
BAIT 10.936.386,3 10.886.386,36 10.283.606,45 10.593.606,45 10.593.606,4 10.843.606,45 10.793.606,4 10.943.605,4
Impuesto 20% 2.187.277,27 2.177.277,27 2.056.721,29 2.118.721,29 2.118.721,29 2.168.721,29 2.158.721,29 2.188.721,09
BN 8.749.109,09 8.709.109,09 8.226.885,16 8.474.885,16 8.474.885,16 8.674.885,16 8.634.885,16 8.754.884,36
FCL 8.989.109,09 8.949.109,09 8.466.885,16 8.654.885,16 8.654.885,16 8.854.885,16 8.814.885,16 8.934.885,36
CENTRAL TERMOELÉCTRICA EN SAN MATÍAS, BOLIVIA
DOCUMENTO 5: PLANOS
2U
2V
2W
1N
1U
1V
1W
2U
2V
2W
1N
1U
1V
1W
M M
M
M M
M
M M
M
M M
M
M M
M
M M
M
M M
M
800
630
800
800
3800
2150
