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Gas Natural Sintético MANAURE
Gas Natural Sintético MANAURE
Gas Natural Sintético MANAURE
Power-to-Gas: Producción
de gas natural sintético
en Manaure, La Guajira –
Colombia
1
Agradecimientos
A mis padres, hermanos y amigos de la empresa EMAC LTDA, que fueron de mucho apoyo
emocional durante todo el proceso, en medio de la pandemia de la COVID-19.
A ti madre Gloria Uriana Epinayu, estás viva en mi corazón, gracias por tus años junto a nosotros,
eres ejemplo de liderazgo y fortaleza ante la vida.
A mis compañeros de clase y docentes del Máster de la Universitat de Barcelona (MERSE) que
de una u otra forma aportaron desde su enseñanza, crítica y guía a mi formación.
2
Resumen
El presente trabajo trata sobre el análisis tecno-económico de una planta híbrida que combina
la tecnología eólica y solar fotovoltaica para generar electricidad renovable, la cual se convertirá
en hidrógeno verde mediante la electrólisis de agua, para finalmente producir gas natural
sintético (SNG) y su inyección en el gasoducto del nodo Guajira.
Palabras clave: Sistema híbrido, hidrógeno verde, gas natural sintético, electrólisis, metanación,
La Guajira.
3
Abstract
The interest in renewable gases has increased at present, due to the decrease in the construction
costs of solar photovoltaic and wind power plants, which today allows these two sources to have
greater penetration in the energy mix, and the installation of larger projects and their
complementarity with Power-to-Gas technology to take advantage of surplus electricity
generation.
This project was deals with the techno-economic analysis of a hybrid plant that combines wind
and solar photovoltaic technology to generate renewable electricity, which will be converted
into green hydrogen through the electrolysis of water, to finally produce synthetic natural gas
(SNG) and its injection into the Guajira node gas pipeline.
The wind farm and the photovoltaic solar farm were sized according to the characteristics and
potential of the renewable resource of the municipality of Manaure - La Guajira (Colombia), in
order to determine the levelized cost of energy (LCOE) for a hybrid wind-solar system, the
capacity factor is in the range 44 – 48%. Lastly, the Power-to-Gas plant was sized to operate 12
hours a day, since PtG facilities require many hours of full load and economical renewable
electricity, therefore a capacity utilization of at least 3 000 – 4 000 hours / year is required due
to the high fixed cost.
The project site, using conservative data, allows 4 236 hours / year of work for the Power-to-Gas
pilot plant units, equivalent to 11.6 hours / day with electrical energy from the wind farm and
1 590 hours / year of operation using only electricity from the solar PV farm; this allows the
Department of La Guajira, due to its abundant renewable energy resources, to be attractive for
the production of green hydrogen and synthetic fuels in the medium and long term, considering
the fall in electrolyzer costs towards the 2050 horizon.
Keywords: Hybrid system; green hydrogen; synthetic natural gas; electrolysis; methanation; La
Guajira
4
Índice del documento
1. Introducción .........................................................................................................................................9
2. Descripción del caso de estudio ..........................................................................................................10
2.1. Contextualización del proyecto....................................................................................................10
3. Estado del arte de la tecnología Power-to-Gas ....................................................................................13
3.1 Conceptos generales ....................................................................................................................13
3.1.1 Transición Energética en el sector eléctrico ...........................................................................15
3.2 Equipos y componentes del sistema Power-to-Gas .......................................................................17
3.2.1 Electrolizador ........................................................................................................................17
3.2.2. Reactor de metanación ........................................................................................................17
4. Dimensionamiento del sistema híbrido de energía eólica-solar FV ......................................................18
4.1 Ubicación .....................................................................................................................................19
4.2 Análisis del emplazamiento ..........................................................................................................19
4.3 Caracterización del potencial energético del viento ......................................................................20
4.3.1 Modelización de la distribución de velocidades .....................................................................20
4.3.1.1 Variación de los parámetros de Weibull con la altura .....................................................21
4.3.1.2 Potencia y energía eólica disponible ...............................................................................21
4.3.2 Selección de Aerogeneradores ..............................................................................................22
4.3.2.1 Cálculo de la energía producida por un aerogenerador ..................................................23
4.4 Caracterización del potencial energético solar fotovoltaico ..........................................................24
5. Análisis de viabilidad técnica del proyecto ..........................................................................................25
5.1 Dimensionamiento de la Planta Power-to-Gas ..............................................................................28
6. Análisis Económico .............................................................................................................................30
6.1 Análisis de costes del Sistema híbrido eólico-solar FV ...................................................................30
6.1.1 Estimación del Coste nivelado de energía eléctrica (LCOE) ....................................................33
6.2 Análisis de costes de la Planta Power-to-Gas ................................................................................34
6.2.1 Estimación del coste nivelado del gas natural sintético (LCOSNG) .........................................35
6.3 Análisis de sensibilidad .................................................................................................................36
7. Conclusiones.......................................................................................................................................38
8. Referencias .........................................................................................................................................39
5
Índice de figuras
Figura 1. Potencial técnico estimado para la energía eólica marina en Colombia [23]. ............................ 11
Figura 2. Localización de proyectos de parques eólicos onshore en el departamento de La Guajira [16].12
Figura 3. Ruta de conversión potencial para la producción de gas natural sintético. ...............................13
Figura 4. Visión simplificada del acoplamiento entre redes de gas y electricidad [29]. ............................ 13
Figura 5. Vías entre portadores de energía [30]. .....................................................................................14
Figura 6. Comparación de los distintos tipos de tecnologías de almacenamiento de energía con respecto
al tiempo de descarga y capacidad [49]. .........................................................................................16
Figura 7. Diagrama Sankey - Ruta prometedora del gas natural sintético para el almacenamiento de
energía renovable del sol y el viento [12, 50]. ................................................................................16
Figura 8. Esquema de una instalación típica de P2G. ...............................................................................17
Figura 9. Conceptos de reactores para la producción de SNG [56]. .........................................................18
Figura 10. Localización del emplazamiento (modificación, Fuente: IGAC) ...............................................19
Figura 11. Densidad de probabilidad y Distribución acumulada de Weibull. ...........................................20
Figura 12. Distribución de Weibull a distintas alturas. .............................................................................21
Figura 13. Densidad de energía eólica disponible anualmente y la velocidad 𝒗𝒎𝒑 .................................22
Figura 14. Tabla IEC 61400-1 -Parámetros básicos para clases de aerogeneradores. ...............................22
Figura 15. Curvas de densidad de probabilidad y potencia eléctrica aerogenerador Nordex: N100/3300.
......................................................................................................................................................23
Figura 16. Sistema colombiano de gasoducto troncales [66] ...................................................................26
Figura 17. Esquema del caso de estudio considerado para el TFM. .........................................................29
Figura 18. La cadena para la producción de metano y eficiencias - Diagrama Sankey (Adaptado) [70]. ...29
Figura 19. Diagrama de bloques del proceso Planta Piloto Power-to-Gas ...............................................30
Figura 20. Estructura orientativa de costes del coste total de inversión de parque eólicos [76] ..............31
Figura 21. Estructura orientativa de costes del coste total de inversión de parque solares [79] ..............32
Figura 22. Inputs y variables incluidos en el modelo para calcular el LCOE del combustible gaseoso
producido [83]. ..............................................................................................................................35
Figura 23. Coste del gas natural sintético y los combustibles líquidos en céntimos por kilovatio hora
(ct/kWh) de producto final (sin cargos de red ni costes de distribución) [80] .................................37
6
Índice de tablas
7
Listado de anexos
8
1. Introducción
Las energías renovables (EERR) juegan un papel fundamental dentro del desarrollo sostenible
de un país, en relación a esto, las naciones que son potencia a nivel mundial, han ido
diversificando su matriz energética a fin de descarbonizar y ser más amigables ambientalmente.
Este reto ha derivado en el posicionamiento de algunas fuentes de energías renovables a partir
de las tecnologías hidroeléctrica, eólica onshore, solar y biocombustible sólido, tal como indican
los datos estadísticos de la Agencia Internacional de Energía Renovable (IRENA), en el escenario
de generación eléctrica a nivel global y capacidad instalada [1].
Según el libro anual de estadísticas de capacidad renovable 2021 de IRENA [2], la capacidad total
instalada mundial de EERR alcanzó los 2 779 GW, y a nivel global China y Estados Unidos
encabezan el ranking, mientras que Colombia ocupa la posición 27 con un total de 13 549 MW;
está organización sostiene que las fuentes de energía renovable siguen dominando las nuevas
incorporaciones a la matriz mundial de generación de energía eléctrica durante el año 2020.
Hoy en día, la disminución de los costes de la tecnología eólica y fotovoltaica [3], permiten que
estas dos fuentes de energía variables, tengan mayor penetración en el sistema energético y la
construcción de centrales cada vez más grandes, lo cual puede ocasionar exceso de producción
y en caso de no existir o disponer de suficiente capacidad de almacenaje, suponen pérdidas de
ingresos y vertido de recurso renovable, tal como ocurrió en Alemania y Dinamarca en el año
2020, que produjeron más electricidad de la que consumieron y ese problema se resolvió con la
parada de parques eólicos [4, 5].
9
2. Descripción del caso de estudio
La economía actual del departamento tiene como base principal la producción primaria de
carbón, gas natural y sal marina; además, para la explotación carbonífera se ha desarrollado una
moderna infraestructura privada y equipamientos extractivos, portuarios y de transportes
ferroviarios [17].
De acuerdo con lo anterior, se desarrolla una economía puramente extractiva, la cual produce
un significativo flujo de regalías por concepto de la actividad minera en el departamento, pero
estas aún no se han traducido en un desarrollo social y territorial satisfactorio, dado que a nivel
nacional ocupa el segundo lugar con mayor pobreza monetaria en el país [15]; además, los
recursos no renovables tienden a decaer, tal es el caso de la producción de gas natural, que
registra una tendencia decreciente desde el año 2012 hasta la fecha.
Por otro lado, a nivel global se ha vuelto tendencia el pro ambientalismo, la presión social para
combatir la crisis climática [18] y la reducción de la huella de carbono de las organizaciones en
razón a los tratados y protocolos internacionales, para citar un ejemplo, es el caso del Acuerdo
de París firmado por 195 naciones, tiene como objetivo “Mantener el aumento de la
temperatura media mundial muy por debajo de 2 ºC con respecto a los niveles preindustriales,
y proseguir los esfuerzos para limitar ese aumento de la temperatura a 1.5 ºC con respecto a los
niveles preindustriales, reconociendo que ello reduciría considerablemente los riesgos y los
efectos del cambio climático” [19], el cual entró en vigor el 4 de noviembre de 2016, esto ha
hecho que muchos países centren su atención en el fomento, la producción de energías
renovables y la descarbonización de su economía, lo que implica, una reducción gradual del
consumo de combustibles fósiles. Colombia por su parte, ratifico este acuerdo el 12 de julio de
2018 y se comprometió a reducir sus emisiones de gases de efecto invernadero en un 51% para
el año 2030 (contribución determinada a nivel nacional actualizado en 2020) [20].
10
Teniendo en cuenta el nuevo Plan de Desarrollo Departamental 2020-2023, el cual reafirma que
La Guajira tiene las condiciones naturales y de localización geográfica para que se pueda
desarrollar proyectos de generación eólica y solar a gran escala, considerando que sus vientos
alcanzan rangos entre los 5 y 11 m/s durante todo el año y la radiación supera en un 60% del
promedio mundial, la cual permite generar energía a razón de 6 a 7 kWh/m2/día [21].
Según datos de la Unidad de Planeación Minero Energética (UPME), el potencial eólico onshore
de La Guajira se puede traducir en una capacidad instalable del orden de 18 GW eléctricos [22]
y el potencial offshore aún no ha sido cuantificado por el gobierno nacional, pero según
estimaciones del Programa de desarrollo eólico marino del Grupo del Banco Mundial, indican
que la costa Caribe Colombiana tiene un potencial de 109 GW dentro de los 200 kilómetros de
la costa: energía eólica marina fija 31 GW y flotante 78 GW [23], cómo se ilustra en la figura 1.
Figura 1. Potencial técnico estimado para la energía eólica marina en Colombia [23].
11
La energía eólica ha experimentado importantes progresos técnicos y económicos, siendo una
tecnología madura [24], se han mejorado significativamente aspectos tales como el
mantenimiento, la integración de la energía renovable a la red eléctrica, la adaptación del diseño
de aerogeneradores a las características del emplazamiento, la regulación y control, avances en
el almacenamiento y la economía de escala que permite una disminución de los costes de
instalación e incremento de la capacidad instalada a nivel global; además existe la posibilidad de
combinación con energía solar fotovoltaica, formando un sistema hibrido. Por lo tanto, está y
otras razones hacen de la eólica una de las energías renovables con gran desarrollo en los
últimos años.
En Colombia se instaló el primer parque eólico onshore en el año 2004, denominado “Jepírachi”,
se trató de un proyecto piloto de las Empresas Públicas de Medellín (EPM) ubicado en el
departamento de La Guajira, el cual hace parte del “Programa de investigaciones, proyectos y
actividades coordinadas para el desarrollo eólico futuro a gran escala en Colombia”, donde se
adquirió experiencia y conocimientos sobre esta tecnología [25].
El parque eólico “Jepírachi” está conformado por 15 aerogeneradores marca Nordex N60/1300
con una potencia nominal unitaria de 1 300 kW, para un total de 19.5 MW de capacidad
instalada. Los aerogeneradores están compuestos por un rotor de 60 metros de diámetro y un
generador instalado sobre una torre de 60 metros de altura. Están distribuidos en dos filas de 8
y 7 máquinas respectivamente, separadas aproximadamente 1 000 metros [25].
Con base a lo expuesto anteriormente, el presente proyecto de investigación pretende dar los
primeros pasos sobre la implementación de la tecnología Power-to-Gas en el departamento de
La Guajira, en base al análisis de la viabilidad técnica y económica de la instalación de una Planta
Piloto de Generación de gas natural sintético en el Municipio de Manaure a partir de la
conversión de la energía eléctrica eólica y solar en hidrogeno verde, con miras a futuro
aprovechar el potencial de la región; considerando que para el año 2022 empiezan a operar los
primeros parques eólicos conectados a la red del Sistema Interconectado Nacional de Colombia
(SIN), y según lo que está en trámite, en 2031 se tendrán 65 parques con más de 2 500
aerogeneradores, cómo se muestra en la figura 2 y una inversión que puede superar 6 000
millones de dólares [21].
12
3. Estado del arte de la tecnología Power-to-Gas
Etapa 1 Fuentes de energía renovable para producir electricidad sin emisiones de CO 2, etapa 2,
la electricidad se usa para producir hidrógeno verde (H2) a partir de la electrólisis del agua (H2O)
y en la etapa 3 se necesita una fuente de dióxido de carbono (CO 2) para producir metano (CH4)
que puede considerarse como gas natural sintético (SNG, por sus siglas en inglés), a partir de la
hidrogenación de CO2 y este proceso se denomina metanación [27, 28].
Figura 4. Visión simplificada del acoplamiento entre redes de gas y electricidad [29].
13
Figura 5. Vías entre portadores de energía [30].
Por otro lado, la tecnología Power-to-Gas para la producción de gas natural sintético involucra
dos pasos o procesos químicos denominados: electrólisis y metanación.
La electrólisis del agua: según la ecuación (3.1), es una reacción electroquímica en la que se
utiliza la corriente continua (CC) para producir hidrógeno y oxígeno de forma independiente y
en estado gaseoso a partir del agua; y el equipo necesario para lograr esta conversión es el
electrolizador, el cual debe presentar una eficiencia, flexibilidad y tiempo de vida adecuados
para que el rendimiento sea máximo [26].
H2O (l) → H2 (g) + ½ O2 (g) ΔHR (25ºC, 1 atm) = 286.43 kJ/mol (3.1)
La metanación: puede ser de tipo biológica o química, esta última también conocida como
reacción de Sabatier sigue la ecuación (3.2), donde ΔH es la entalpía de formación, se basa en la
hidrogenación catalítica de CO2 a CH4 y se encuentra implementada a nivel comercial para la
obtención de gas natural sintético [26] e implica un mol de dióxido de carbono por cada cuatro
moles de hidrógeno [31]. Con base en los pesos moleculares de CO2 y metano y en relación con
el contenido energético del metano, se requieren 0.2 toneladas de CO2 para producir 1 MWh de
metano [28].
El proceso se opera a temperaturas de 250-400 ºC con presiones de 1-80 bar [32], utilizando
catalizadores a base de níquel y rutenio [33, 34]. Durante la reacción, aproximadamente el 17%
de la energía química del hidrógeno se libera como calor, lo que limita la eficiencia máxima
alcanzable al 83%, siempre que no se implemente más uso de calor [35].
El alcance de este TFM es la conversión del hidrógeno verde en gas natural sintético (SNG), por
lo tanto, en el Anexo A se presenta un resumen sobre las perspectivas de la cadena de valor del
hidrógeno verde.
14
3.1.1 Transición Energética en el sector eléctrico
La transición energética en el sector eléctrico implica el cambio significativo del mix energético
actual basado en el petróleo, carbón y gas natural hacia uno descarbonizado, con alto
predominio de fuentes de energías renovables, es decir, con tendencia cada vez más verde. Esta
transformación implica retos y desafíos para el sector eléctrico para mantener la confiabilidad,
estabilidad y seguridad energética, similar al ofrecido por los recursos no renovables
(combustibles fósiles) para el sistema. Blanco y Faaij en [37], realizaron una revisión de más de
60 estudios sobre modelos de potencia y energía basados en simulación y optimización,
analizando las necesidades de almacenamiento de un sistema eléctrico con alta penetración de
fuentes de EERR.
15
Figura 6. Comparación de los distintos tipos de tecnologías de almacenamiento de energía con respecto
al tiempo de descarga y capacidad [49].
Figura 7. Diagrama Sankey - Ruta prometedora del gas natural sintético para el almacenamiento de
energía renovable del sol y el viento [12, 50].
16
3.2 Equipos y componentes del sistema Power-to-Gas
Para la producción de gas natural sintético se requiere de una fuente de electricidad, agua y
dióxido de carbono; se compone de dos equipos principales (electrolizador y reactor de
metanación) y equipos auxiliares (compresores, instalaciones de almacenamiento, tuberías,
sistema de seguridad de procesos) [7, 13, 45, 51]. Belderbos et al., en [52] proporciona un listado
de componentes auxiliares para facilitar el proceso de electrólisis y metanación, aclara que se
puede requerir muchos más y el número de componentes dependen de la configuración
específica de la planta. En la figura 8, se ilustra un esquema típico de una instalación de P2G.
A continuación, se realiza una descripción de los dos componentes principales necesarios para
poder llevar a cabo la producción de gas natural sintético mediante la técnica Power-to-Gas.
3.2.1 Electrolizador
Según el informe The Future of Hydrogen de la Agencia Internacional de Energía (IEA) publicado
en junio de 2019 [53], existen tres tecnologías electrolizadoras principales hoy en día: electrólisis
alcalina, electrólisis de membrana de intercambio de protones (PEM) y células de electrólisis de
óxido sólido (SOEC); se describen los tipos de electrolizadores más comunes en [26].
La metanación se puede realizar en reactores tanto biológicos como catalíticos (ver Figura 9)
[56]. Jianli et al., en su estudio [12] considera que la metanación adiabática en lecho fijo puede
producir eficazmente metano de alto valor.
17
Figura 9. Conceptos de reactores para la producción de SNG [56].
• Su exotermicidad, debido a lo cual por cada 1 Nm3 de metano sintético producido por hora,
se emite 1.8 kW de calor, por lo que es necesario eliminar el calor generado para evitar la
formación de puntos calientes
• La disminución de aproximadamente un 40% del volumen de los gases de reacción debido
a la formación de agua
• Es necesario utilizar un catalizador, ya que la reducción del CO 2 cuenta con fuertes
limitaciones cinéticas
Vogt et al., en [57] realizó un análisis sobre la reacción de Sabatier y la metanación biológica,
además su vínculo con el concepto de Power-to-Gas e importancia en la transición a las energías
limpias.
De acuerdo con la literatura revisada, un sistema híbrido verde es aquel que integra dos o más
fuentes de energía renovable para generar electricidad libre de emisiones de CO2, haciendo uso
de un mismo punto de conexión. Aunque la suma de las potencias de los módulos de generación
híbrida sea superior a la capacidad de evacuación, la energía vertida nunca puede sobrepasar
este límite [58]. La configuración típica comprende varias fuentes de generación ya sea
convencional y no convencional, sistema de almacenaje, sistemas de condicionamiento de la
potencia (inversor, rectificadores, reguladores de carga), y sistema de regulación y control.
18
4.1 Ubicación
• La disponibilidad del terreno, el cual hace parte de la Zona Minera indígena de Manaure,
declarado mediante resolución número 18 1087 de 21 de octubre de 2002 del Ministerio de
Minas y Energía de Colombia, en favor de la Asociación Indígena Sumain lchi que agrupa
a los sectores de Tawaya, Musichi, Yawacat, Urraichi, Arroyo Limón, Hirtú y Toronjomana
[59]; justo en el primer sector mencionado es la localización del proyecto.
• Inspección visual de campo, la zona presenta buenas características para el
aprovechamiento eólico, solar FV y una topografía relativamente plana, aunque con algunas
diferencias de nivel. El terreno se ubica en el área de influencia de las Salinas marítimas de
Manaure y del Resguardo Indígena de la Alta y Media Guajira [59].
• Facilidad para la conexión a la red eléctrica puesto que se halla relativamente cercano a la
Subestación eléctrica Ballenas.
• La localización queda cerca de la carretera nacional que une el Municipio de Riohacha con
Manaure, es una vía recién asfaltada.
• La zona destinada para el parque eólico y granja solar, se encuentra situada relativamente
cerca del Área Protegida Distrito de Manejo Integrado Musichi, y fue establecido mediante
Acuerdo No. 031 de diciembre 22 del año 2011, expedido por el Consejo Directivo de la
Corporación Autónoma Regional de la Guajira – CORPOGUAJIRA [60].
• La vegetación es muy escasa en el área de interés, en general, la mayoría es de tipo matorral
subxerofítico, caracterizado por el dominio de leguminosas mimosoides como trupillo
(Prosopis juliflora) y varias Cactáceas [60].
19
• Zona semidesértica de clima cálido árido, el período de mayor precipitación ocurre durante
los meses de septiembre, octubre y noviembre, de acuerdo con los promedios mensuales
multianuales de la estación meteorológica de Manaure, se estima que en la región se
precipitan aproximadamente 459.38 mm en un año. La temperatura promedio aproximado
es 29ºC con una variación de tan sólo 1.4ºC entre el mes más frío y el más cálido. El valor
medio anual de la humedad relativa es del 75% [60].
Para el análisis del recurso eólico, se utilizó el Atlas de viento de Colombia, desarrollado por el
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y la Unidad de Planeación
Minero Energética (UPME), debido a que en la localización del proyecto no hay instrumentos de
medición y la estación meteorológica próxima se encuentra ubicada en el aeropuerto Almirante
Padilla de la ciudad de Riohacha; en el Anexo C se presenta un resumen con información
detallada sobre la caracterización del viento del Departamento de La Guajira [61] y de la zona
de interés.
Según los datos recogidos en el Atlas eólico colombiano, para la localización del proyecto se
cuenta con la siguiente información relevante (tabla 2):
Como es sabido, la distribución de Weibull queda definida a partir de dos valores cualesquiera
del conjunto: Parámetro de forma (k), Parámetro de escala (c), velocidad media anual, mediana,
moda y desviación estándar [24]. En este caso para efectos de cálculos se utilizará el límite
inferior del rango indicado en la tabla 2.
20
Tabla 3. Parámetros de interés para cálculos energéticos, a partir de k=3 y c=6 m/s
Ítem Formula Resultado
1
Velocidad media anual 〈𝑣〉 〈𝑣〉 = c 𝛤 (1 + ) (4.1) 5.36 m/s
𝑘
Velocidad para la que la densidad 2
1⁄
𝑘
(1+ )
de probabilidad de la densidad de 𝑣𝑚𝑝 = 〈𝑣〉 𝑘
1 (4.8) 7.11 m/s
𝛤(1+ )
potencia es máxima 𝑣𝑚𝑝 𝑘
Cuando se conocen los parámetros de la distribución de Weibull para una altura y se desea
estimar sus valores para otra altura, Justus y Milhail desarrollaron unas expresiones
aproximadas de naturaleza empírica, cuyo uso no se recomienda para alturas mayores a unos
100 m [24].
Estas expresiones son aproximadas, deben usarse solo para terrenos de baja rugosidad y solo
en el caso de no disponer de medidas de viento a la altura deseada [24]. Entonces, a 10 m de
altura para una distribución de Weibull con valores de k=3 y C=6 m/s, el valor de 𝛽 es 0.21, por
lo tanto, los parámetros a 80 m es 𝑘80 = 3.67 y 𝑐80 = 9.33 m/s, a partir de estos datos se estimó
la velocidad media anual a dicha altura 〈𝑣80 〉 = 8.42 m/s, utilizando las expresiones (4.1).
De igual manera para la altura de 100 m, los parámetros de Weibull y la velocidad media anual
a dicha altura, son: 𝑘100 = 3.76, 𝑐100 = 9.78 m/s y 〈𝑣100 〉 = 8.84 m/s; en la figura 12 se ilustra la
distribución de Weibull a distintas alturas.
En la tabla 4 y figura 13, se indica el potencial eólico del emplazamiento del proyecto:
La densidad de potencia (4.13) depende linealmente de la densidad del aire y del cubo de la
velocidad, si la velocidad aumenta un 10%, la densidad de potencia crece 33% [24]. De aquí la
21
importancia de elevar el buje del aerogenerador a mayor altura sobre el nivel del suelo, dado
que la velocidad tiende a crecer con la altura.
La densidad de energía eólica disponible (4.14) es la energía total del viento por unidad de área
perpendicular a su dirección durante un año [24].
Los aerogeneradores se diseñan específicamente para un tipo de viento determinado que viene
dado por una clasificación estandarizada denominada IEC 61400-1, en función de la velocidad
de referencia del emplazamiento, ver figura 14.
Figura 14. Tabla IEC 61400-1 -Parámetros básicos para clases de aerogeneradores.
22
Los aerogeneradores seleccionados tienen una altura de buje de 100 metros y velocidad media
anual de 8.84 m/s, por lo tanto, la 𝑉𝑟𝑒𝑓 es igual a 44.2 m/s. Con esa velocidad de referencia
cualquier clase de aerogenerador soportaría las ráfagas de viento de la zona, según el Atlas
eólicos de Colombia, el promedio de la velocidad máxima del viento multianual se ubica en el
rango de 27-30 m/s, ver anexo C, por lo que se elegirán como primera opción modelos de
aerogeneradores de clase II, aunque también se puede utilizar los de clase I, teniendo en cuenta
los aerogeneradores del parque eólico “Jepírachi” de la Alta Guajira.
Los aerogeneradores previstos para el proyecto son fabricados por la empresa NORDEX y cuyo
modelo es N100/3300, con una potencia nominal (𝑃𝑁 ) unitaria de 3300 kW, diámetro de rotor
de 99.8 metros (área barrida: 7823 m2) y altura del buje 100 metros. Empiezan a generar
electricidad a partir de velocidades de viento muy bajos, ya que arrancan con vientos de 3.5m/s
y dan su potencia nominal a 14 m/s y la de desconexión 25 m/s. En el anexo D se presenta la
descripción técnica detallada del aerogenerador.
La figura 15 muestra la forma de las curvas de las dos funciones: curva de potencia P(v) del
aerogenerador y la densidad de distribución de probabilidad de velocidad p(v), con velocidad
media anual de 8.84 m/s a la altura del buje del rotor.
Figura 15. Curvas de densidad de probabilidad y potencia eléctrica aerogenerador Nordex: N100/3300.
El cálculo de la energía anual producida por el aerogenerador N100/3300 se indica en la tabla 6.
23
Tabla 6. Densidad de energía disponible anual
Ítem Formula Resultado
Horas equivalentes anuales a plena
HE= FC x 8760 (4.20) 4 323 horas/año
carga
𝐸
Producción específica anual (4.21) 1 824 kWh/m2
𝐴
El parque eólico se dimensiona con 25 aerogeneradores para una potencia nominal instalada de
82.5 MW y una producción de electricidad anual de 349 532 234 kWh.
Para el análisis del recurso solar, se utilizó la herramienta desarrollada por el instituto JRC
“European Commission Joint Research Centre”, llamada PVGIS-Photovoltaic Geographical
Information System, versión 5, y el Atlas de radiación solar de Colombia, desarrollado por el
Instituto de Hidrología, Meteorología y Estudios Ambientales (IDEAM) y la Unidad de Planeación
Minero Energética (UPME), ver anexo E.
24
5. Análisis de viabilidad técnica del proyecto
El sistema híbrido de energía eólica-solar FV estará conectado a la red para enviar al Sistema
Interconectado Nacional de Colombia (SIN), la electricidad restante de la demanda de la Planta
piloto de Power-to-Gas; el combustible sintético resultante es 100% renovable, dado que no se
estará interactuando con las empresas de servicios públicos, es decir, el coste de la energía para
la conversión mediante PtG es exactamente el coste de producción de la electricidad renovable,
sin tarifas de servicios eléctricos adicionales ni peajes, además, el número de horas de operación
es crucial para la viabilidad de este tipo de iniciativas, en lugar de operar solo con exceso de la
producción de las renovables [62].
Por otro lado, tras revisar y analizar la información disponible en el sistema de geoservicios de
la Unidad de Planeación Minera Energética de Colombia (UPME), el aplicativo Atlas de vientos
(http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html), evidenció que el emplazamiento del
proyecto cuenta con las condiciones favorables para que se continué con el proceso de
prefactibilidad y la instalación de torres de medición para corroborar que las estimaciones o
cálculos estadísticos se aproximan a la realidad, dado que, a 80 metros de altura se tiene un
rango mínimo de densidad de energía de 441 W/m2 como escenario pesimista y como rango
máximo 729 W/m2 en el escenario optimista (Ver anexo C), además se consultó el Global Wind
Atlas (https://globalwindatlas.info/), y los resultados de la revisión de densidad de potencia
media se encuentran dentro del intervalo identificado.
La potencia eléctrica en corriente alterna (PAC) del sistema híbrido de energía eólica-solar FV es
de 96.41 MW, de los cuales, 82.50 MW corresponden al Parque Eólico y 13.91 MW a la Granja
Solar FV. En este estudio, también se realizó un análisis de las plantas por separado, para la
obtención de valores de factor de capacidad (CF) y el resultado se indica en la tabla 9.
25
Tabla 9. Comparación factor de planta (CF)
Tipo de planta Producción anual (kWh) CF
Parque eólico 82.50 MW 349 532 234 48.36%
Granja solar FV 15.72 MW 25 000 000 18.15%
Sistema híbrido eólico-solar 374 532 234 44.35%
Para el cálculo del factor de capacidad, se dividió la producción energética anual calculada entre
la producción energética anual que se podría haber generado con la planta trabajando a su
potencia nominal, siguiendo la ecuación 5.1:
(5.1)
De acuerdo con la tabla 9, la granja solar FV es la que presenta un valor de factor de capacidad
más bajo (18.15%), mientras que la del parque eólico es el más alto (48.36%), sin embargo, con
la hibridación se obtuvo un FC = 44.35%, el cual permite un mayor número de horas de
funcionamiento de la planta Power-to-Gas, sin la presencia de la radiación solar dado que los
aerogeneradores pueden funcionar en horas de la noche, de acuerdo con la literatura revisada
la energía solar es más barata que las otras fuentes de energías renovables con la desventaja de
un reducido factor de planta.
En cuanto a la ubicación del proyecto, se encuentra relativamente cerca del Complejo Ballena,
centro de producción y despacho del gas natural extraído de los campos gasíferos offshore y
onshore del Departamento de La Guajira, que surte la demanda energética del norte y centro
de Colombia. Existen dos gasoductos que se derivan de esa estación hacia el interior del país y
dos líneas adicionales para llevar gas natural a los municipios del norte de la península Guajira
(ver figura 16) [66]. En este orden de ideas, por la cercanía de la planta Power-to-Gas a la red de
gas natural existente, facilita la inyección del gas natural sintético (SNG), además, se puede
estudiar la viabilidad para el almacenamiento de hidrógeno [13] en los pozos abandonas del
campo Ballena, en caso de requerirse a futuro.
26
Un aspecto que requiere mayor detalle de análisis es la disponibilidad de agua dulce en la Alta
Guajira, dado que no existen cuerpos de aguas como ríos en esa zona, solamente arroyos
temporales por acción de la ola invernal, sin embargo, esta preocupación ha sido identificada
en el Plan Desarrollo Departamental, dado que la actual administración (2020-2023), sostiene
que los proyectos de generación eólica requerirán de agua de uso industrial para la fase de
construcción de los parques eólicos; sin embargo, la red hídrica de La Guajira es sencilla, su curso
de agua más importante es el río Ranchería, que nace en la Sierra Nevada de Santa Marta y
desemboca en el mar Caribe en el Municipio de Riohacha, en cuyo recorrido pasa por 11
municipios; muchas de las corrientes son insuficientes y de curso temporal; entre ellas están los
ríos Ancho, Camarones, Tapias, Cañas, Palomino, Jerez, Corumal, María Mina, Villanueva, San
Miguel y San Salvador. La Guajira hidrográficamente se divide en tres cuencas. Cesar –
Ranchería, Mar Caribe y Golfo de Maracaibo [21].
De acuerdo con la literatura revisada, uno de los aspectos positivos de la producción de SNG es
la posibilidad de utilizar CO2 y, por tanto, de retrasar su liberación a la atmósfera. Las principales
fuentes de CO2 son: CO2 de la captura de carbono (CC); CO2 de biomasa, obtenido mediante
fermentación, gasificación y combustión; CO2 de procesos industriales, obtenido como
subproducto; CO2 del aire (DAC, por sus siglas en inglés) [7, 51], en la tabla 10 se indican el rango
de costes por tonelada de dióxido de carbono.
Para el tema de dióxido de carbono (CO2), en Colombia el proveedor potencial y con amplia
experiencia es la empresa LINDE COLOMBIA S.A (https://www.linde.co/), el suministro por parte
de esta empresa a sus clientes, se realiza de acuerdo al perfil de consumo y ellos diseñan el
almacenamiento en la central de gases, y por otro lado, se convierte en un cliente potencial para
el consumo del subproducto del proceso de Power-to-Gas, en este caso oxígeno (O2).
Sin embargo, el proyecto se localiza en una zona donde no existe industrias para aprovechar la
captura de carbono (CC), pero la región sí posee un potencial para la creación a futuro de un
clúster energético donde se puede construir plantas de biomasa y plantas de regasificación del
carbón proveniente de la mina de El Cerrejón para generar hidrógeno azul para la industria
petroquímica, y el CO2 capturado, emplearlo para la mezcla con hidrógeno verde y producir gas
natural sintético para cubrir la demanda del sector residencial durante la transición energética
27
de Colombia. El hidrógeno azul, se obtiene a partir de recursos fósiles (petróleo, carbón y gas
natural), mediante procesos de reformado y gasificación pero siguiendo un proceso de captura
de carbono.
De acuerdo con lo anterior, la opción viable como fuente de dióxido de carbono para la planta
piloto PtG considerando su ubicación es la tecnología de captura directa de aire (DAC), porque
en la zona no existe desarrollo industrial para utilizar el CO2 de la captura de carbono (CC).
Para el dimensionamiento de la Planta de PtG, se tomará como base los parámetros del reactor
de metanación catalítico del proyecto de demostración STORE&GO1, ubicado en Falkenhagen,
Alemania, ver tabla 11.
1
https://www.storeandgo.info/
28
Tabla 13. Parámetros de operación de la Planta de Electrólisis propuesta para el Proyecto
Parámetro Valor
Producción anual de la unidad de electrólisis (Nm3/anual) 4 599 000
Producción anual de la unidad de electrólisis (Kg/anual) 413 450
Consumo energético anual (kWh/año) 21 725 425
Tipo de electrolizador PEM
Potencia nominal (MW) 5
2
Eficiencia del sistema (HHV ) 75%
Consumo energético (kWh/kg H2) 53
Presión de entrega (bar) Personalizada
2
HHV of hydrogen= 39.41 kWh/kg [67] [68]. “Electrolyzer Power” = HHV/η [69]
De acuerdo con la literatura revisada, la tecnología PtG requiere de varias etapas, lo que penaliza
en términos generales la eficiencia global del sistema (ver figura 7), el cual se sitúa alrededor del
56% aproximadamente para la producción de gas natural sintético (SNG). Para este proyecto, la
eficiencia global del sistema se ha considerado en un 60%, a raíz del incremento en la eficiencia
del electrolizador PEM de la compañía Siemens, ver gráfica figura 18 (diagrama Sankey) y 19
(diagrama de bloques).
Figura 18. La cadena para la producción de metano y eficiencias - Diagrama Sankey (Adaptado) [70].
29
Agua
Viento Desmineralizada
Planta de
82.50 MW Sistema híbrido Electricidad
Electrólisis
Viento
Brillo solar eólico-solar FV 5.69% (kWh) O2
η = 75%
15.72 MW
Viento
Electricidad 94.31% (kWh) Hidrógeno
Verde
Sistema CO2
Interconectado Planta de
Nacional de metanación
Colombia (SIN) η = 80%
H2O
Inyección
SNG
Red de Gasoducto
Nodo Guajira
Figura 19. Diagrama de bloques del proceso Planta Piloto Power-to-Gas
De acuerdo con la figura 19, en caso de que exista exceso de producción de electricidad por
parte del sistema híbrido eólico-solar FV, tranquilamente la planta piloto de Power-to-Gas
puede absorber esa sobreproducción producción en cierto momento del año gas natural
sintético (SNG) a coste cero de electricidad.
6. Análisis Económico
En Estados Unidos, en el 2010, los costes de instalación de un parque eólico oscilaban entre 900
y los 2 500 USD/kW [72], mientras que en Europa para ese mismo tiempo, el coste unitario de
inversión llave en mano de parque eólicos de 10 a 100 MW, se situaba en el intervalo 1 000 a
30
1 400 EURO/kW [24]. En ambos casos, el componente que representa la fracción principal del
total coste del conjunto son los aerogeneradores, cuyo valor se sitúa alrededor del 75% [73],
mientras que los costes de operación, son muy pequeños en comparación con las tecnologías
de combustibles fósiles, que tiene un margen del 40 al 70% relacionados con costes de
combustible, operación y mantenimiento (O&M) durante toda su vida útil [74].
A nivel mundial, según datos de IRENA, el coste total de instalación de los proyectos eólicos
terrestres continuaría disminuyendo en las próximas tres décadas con el coste promedio
cayendo en el rango de 800 a 1 350 USD/kW para el año 2030 y 650 a 1 000 USD/kW para el
2050, en comparación al promedio ponderado global de 1 497 USD/kW estimado en 2018 [75].
La figura 20 muestra la estructura de costes típico para un para una turbina eólica de 2 MW
instalada en Europa, estos datos se toman como ejemplos orientativos del coste total de
inversión para un parque eólico.
Figura 20. Estructura orientativa de costes del coste total de inversión de parque eólicos [76]
Por su parte, la tecnología solar fotovoltaica por su alta tasa de aprendizaje, ha dado lugar a
marcadas reducciones de precio en los últimos años, aproximadamente 1 USD/W en el año
2017, y se prevé que sea de 0.50 USD/W para 2025 [77]; otro análisis, apunta a que los costes
de los módulos caerán entre 0.30 y 0.41 USD/W para 2025 [78], por lo tanto, el coste unitario
de inversión disminuirá debido a la economía de escala, mayor madurez tecnológica y el
aumento de la producción de paneles solares.
Los costes totales de una planta fotovoltaica europea promedian alrededor de 1.7 millones de
USD/MW, sin embargo, los costes europeos son solo una representación parcial de los costes
en otros mercados, dado que los costes del proyecto deben ajustarse con base a los aranceles e
impuestos locales y los costes de logística / transporte [79].
La figura 21 indica los costes de referencia promedio para el desarrollo de granjas solares
fotovoltaicos.
31
Figura 21. Estructura orientativa de costes del coste total de inversión de parque solares [79]
En la tabla 14 se presenta los costes de inversión en energías renovables asumidos por AGORA.
En la tabla 15 se indica los costes operativos de las EERR, se asume que estos corresponden a un
porcentaje de los costes de inversión y se mantienen constantes en el tiempo.
Para la obtención del CAPEX y OPEX de las plantas, se procederá a realizar una pequeña
simulación con la ayuda de una hoja de cálculo Excel, utilizando los datos de la tabla 14 y 15,
considerando también la estructura orientativa de costes del coste total de inversión expuestos
en las figuras 20 y 21.
32
Entonces, los valores de inversión y costes operativos del proyecto, considerando los tres
escenarios, se indican resumidos en la Tabla 16, 17 y 18.
Tabla 18. Estimación de la inversión inicial y costes operativos – Sistema híbrido eólico-solar
2020 2030 2050
Escenario
CAPEX (€) OPEX (€) CAPEX (€) OPEX (€) CAPEX (€) OPEX (€)
Optimista 125 217 045 7 119 556 83 165 619 4 697 954 66 627 728 3 865 146
Referencia 135 190 779 7 681 796 111 129 079 6 330 462 93 070 018 5 366 302
Pesimista 142 516 901 8 084 757 135 841 957 7 766 042 127 614 768 7 357 768
Se efectúa la estimación del coste de la electricidad generada por los diferentes tipos de plantas,
empleando el método del coste nivelado de energía (LCOE, por sus siglas en inglés). El coste
nivelado de energía es el cociente entre el valor presente del capital total y costes de operación
de una determinada planta, entre el valor presente de la electricidad generada por dicha planta
a lo largo de su vida útil. Este parámetro resulta de gran utilidad a la hora de comparar el coste
de la energía entre diferentes tecnologías de generación. A continuación se describe los
parámetros y supuestos utilizados para los cálculos mediante una hoja de cálculo Excel y los
resultados se muestran en la tabla 19:
33
De acuerdo con la tabla 19, se observa que el Sistema híbrido Eólico-solar presenta valores de
LCOE más bajo para el intervalo 2020-2030 en los tres escenarios, mientras que para el horizonte
2050 las plantas fotovoltaicas presentaran LCOE más competitivos por el abaratamiento del
coste de la tecnología pero con la desventaja que poseen un factor de capacidad inferior al de
las plantas eólicas.
Gorre et al., [51] destaca tres factores económicos determinantes para una planta de Power-to-
Gas: el precio de la electricidad y la disposición a pagar por ella, el precio de mercado del gas
natural sintético (SNG) y disposición a aceptar por ella, el precio de mercado del CO2 y la
disponibilidad; bajo esta premisa se realizará el análisis económico de la planta piloto de Power-
to-Gas que se pretende construir en el Municipio de Manaure (La Guajira – Colombia), partiendo
de que el suministro energético para la producción de gas natural sintético es mediante un
Sistema híbrido eólico-solar FV, pero de acuerdo con las potencias nominales y la producción de
electricidad de las centrales mencionadas, cada una puede satisfacer la demanda energética del
proyecto PtG de manera independiente.
Tabla 20. CAPEX – Planta Power to Gas, valore de referencia para 2021
Valor Coste Total
Componente Unidad Capacidad Basado en
unitario €
Electrolizador €/kWel 1 250 5 000 6 250 000 [12] [82] [56]
Reactor de metanación €/KwSNG 720 4 000 2 880 000 [13]
Planta desalinizadora €/(m3 por día) 1 150 10 11 724 [80]
CO2 del aire (DAC) €/tCO2 1 000 8 8 003 [7]
Costes adicionales de instalación
--- --- --- 3 653 018 Cálculo
(30% de CAPEX de la PtG [45])
propio
TOTAL CAPEX 12 802 745
Los costes O&M de la planta piloto de PtG se indican en las tablas 21:
Tabla 21. OPEX – Planta Power to Gas
Componente Coste Total € Basado en
Sistema electrolizador (3.5% de CAPEX) 218 750
Sistema de metanación (7.5% de CAPEX) 216 000
Planta de desaladora (4% de CAPEX) 469
CO2 del aire (DAC) (4% de CAPEX) 320.11 Cálculo
Subtotal OPEX fijo 435 539 propio
Electricidad (€) 1 129 722
Subtotal OPEX variable 1 129 722
Total OPEX 1 565 261
34
Además, se debe contemplar los costes de sustitución de partes, el cual se indica en la
tabla 22:
6.2.1 Estimación del coste nivelado del gas natural sintético (LCOSNG)
Figura 22. Inputs y variables incluidos en el modelo para calcular el LCOE del combustible gaseoso
producido [83].
(6.1)
A continuación se describe los parámetros y supuestos utilizados para los cálculos mediante
una hoja de cálculo Excel y los resultados se muestran en la tabla 23:
• CAPEX = Costes de capital inicial del proyecto (Euro). La sustitución Stack (electrolizador)
cada 10 años y por su parte el de la unidad de metanación a los 15 años.
• OPEX = costes anuales de operación y mantenimiento (Euro)
35
• Energy cost = Coste anual de la electricidad (Euro)
• CO2 cost = Coste anual suministro de dióxido de carbono (Euro)
• H2O cost = Coste anual suministro de agua (Euro)
• Energy quantity = Producción anual de energía (kWh)
• n = Año al final del ciclo de vida útil activo (Para el proyecto se establece 30 años)
• t = Tasa de descuento asumida para el proyecto es del 7.5% y tasa de inflación 2.5%.
• Para la planta se establece como vida útil 30 años y el porcentaje del desmantelamiento es
del 10% del coste de capital inicial.
Tabla 23. Estimación del coste nivelado del gas natural sintético (€/kWh) a partir del coste anual de
electricidad (€/kWh) del Sistema híbrido Eólico-solar FV año 2020
Escenarios Optimista Referencia Pesimista
LCOE Electricidad Sistema
0.052 0.056 0.059
Hibrido Eólico-solar FV
LCOE Gas natural sintético 0.22 0.23 0.24
De acuerdo con la tabla 23, para el año 2020 el LCOE promedio del gas natural sintético
producido se ubica alrededor de 230 EURO/MWh y es un valor superior al precio del Henry Hub
(HH) del Gas Natural que se registra en el mercado internacional a 7.83 EURO/MWh (2.58
USD/MMBTU2) para ese mismo año. Para mayor detalle ver anexo I, cálculo del coste nivelado
de energía (LCOE) – Planta Power-to-Gas.
Dato:
• Henry Hub (HH) es el índice de gas más económico, este precio hace referencia a precio en
boca de pozo y no incluye los precios de licuefacción, transporte marítimo y regasificación.
• Factores de conversión: 1 MMBTU = 293.297 kWh; y 1 USD = 0.89 EURO.
• Hasta 2030, se espera que los costes caigan a unos 600 € / kW el para PEM [85].
• Se espera, que los costes específicos de las tecnologías PEM caigan a unos 500 € / kW el en
2050 [85] [86].
• Hasta 2030, se espera que los costes de la metanización química caigan a unos 500 € / kW SNG.
• Para la metanización química de 130 a 400 € / kWel en 2050 [85], promedio 265 € / kWSNG.
• La captura directa de aire (DAC) para efectos del presente estudio, se asume para 2050
disminuya a 300 €/tonelada de CO2 [44].
2
https://markets.businessinsider.com/commodities/natural-gas-price
36
Para el análisis de sensibilidad se consideran las reducciones de costes en los equipos principales
que componen una planta Power-to-Gas, tales datos se sintetizan en la tabla 24:
Tabla 24. Reducción de costes de inversión en los equipos principales de la planta PtG
Horizonte de tiempo 2020 2030 2050
Electrolizador (€/kWel) 1 250 600 500
Reactor de metanación (€/KwSNG) 720 500 265
CO2 del aire – DAC (€/tCO2) 1 000 1 000 300
En la tabla 25 se presenta el resultado de los cálculos del coste nivelado de gas natural sintético
a partir de los datos de la tabla 24 y el coste de la electricidad renovable proveniente del Sistema
híbrido eólico-solar FV.
Tabla 25. Estimación del coste nivelado del gas natural sintético (€/kWh) a partir del coste anual de
electricidad (€/kWh) del Sistema híbrido Eólico-solar FV
Escenarios Optimista Referencia Pesimista
Año 2020 2030 2050 2020 2030 2050 2020 2030 2050
LCOE Electricidad Sistema
0.052 0.034 0.028 0.056 0.046 0.039 0.059 0.057 0.053
Hibrido Eólico-solar FV
LCOE Gas natural sintético 0.22 0.13 0.10 0.23 0.16 0.12 0.24 0.18 0.15
De acuerdo con la tabla 25, en el departamento de La Guajira se puede producir gas natural
sintético a un coste por debajo de 0.30 €/kWh, lo cual es un gran indicio para lograr a futuro
costes de producción de gases renovables a precios aún más competitivos, considerando que la
producción de SGN en Europa comenzará a alrededor de 20 a 30 céntimos por kilovatio hora
(0.20-0.30 €/kWh) [80].
Los resultados obtenidos para el año 2030 y 2050 son cercanos a los estimados por AGORA para
el Norte de África y Medio Oriente (ver figura 23), y a su vez más económico del que se puede
obtener en Europa con electricidad de los parques eólicos marinos en los mares del Norte y
Báltico; esto se debe a que el norte de Colombia posee condiciones muy favorables para la
construcción de centrales de energía eólica y solar fotovoltaica.
Figura 23. Coste del gas natural sintético y los combustibles líquidos en céntimos por kilovatio hora
(ct/kWh) de producto final (sin cargos de red ni costes de distribución) [80]
37
7. Conclusiones
Después del análisis realizado en este trabajo, se puede concluir que actualmente los costes
estimados de producción de gas natural sintético a partir de energías renovables intermitentes
no son competitivos con respecto al coste de la producción del gas natural de origen fósil, pero
según la revisión del estado de arte de la tecnología Power-to-Gas, producir a escala megavatio
es técnicamente factible pero no económicamente, por lo que se recomienda que cualquier
instalación nueva sea implementada como proyecto piloto para la producción de este
combustible sintético, a diferencia de producir sólo hidrógeno, porque está técnica ha alcanzado
su madurez y se encuentra en fase de despliegue, con buenas perspectivas de crecimiento a
mediano plazo por las ambiciosas y retadoras hojas de rutas presentadas por diversas naciones,
tales como Australia, Chile y los países de la Unión Europea principalmente.
En este orden de ideas, el análisis que involucra este estudio, evidenció que los proyectos de
Power-to-Gas en solitario no son viables económicamente en el corto y mediano plazo, la única
forma de lograr costes competitivos es a través de proyectos integrales bajo el concepto de
cogeneración y economía circular para incrementar la eficiencia de los sistemas.
Se puede producir gas natural sintético a un coste por debajo de 0.30 €/kWh a partir del 2030,
y alrededor de 0.10 €/kWh en el 2050, siempre y cuando a nivel mundial se lo logre alcanzar una
capacidad instalada de electrolizadores de 100 GW, esto porque a medida que se incrementa la
capacidad acumulativa se reducen los costes. Por otro lado, las perspectivas de proyectos a
futuro de PtG son prometedores bajo el esquema integral, se puede complementar con una
planta de bioetanol, en el caso del departamento de La Guajira se puede obtener etanol
mediante la fermentación del fruto del árbol Prosopis juliflora, muy abundante en la región.
38
8. Referencias
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39
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44
ANEXOS
45
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
1
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
El despliegue de la técnica Power-to-Gas para la producción de gas natural sintético (SNG), pasa
por el desarrollo de la economía del hidrogeno y actualmente el principal inconveniente del H2
electrolítico, es que no es económicamente competitivo con respecto al obtenido a partir de
hidrocarburos, principalmente debido al costo de la etapa de electrólisis para la producción del
hidrógeno verde [1] pero sí medioambientalmente porque no emite emisiones de CO2.
Según el análisis de la Agencia Internacional de las Energías Renovables (IRENA), muestra que la
producción de hidrógeno con electricidad renovable o hidrógeno verde deberá alcanzar 19 EJ
en 2050, para alcanzar los objetivos globales de transformación de energía y descarbonización
[2], como se muestra en la figura 8.
El hidrógeno verde se valoriza en el sector energético por su versatilidad y por ser la base para
la creación de otros combustibles sintéticos y para el logro del objetivo de la neutralidad en
carbono 2050, las principales rutas de valorización bajo el concepto Power to X o Acoplamiento
sectorial son [3]:
• Power to Hydrogen (PtH): alude al uso de electricidad renovable para producir hidrógeno
mediante electrólisis.
• Power to Power (PtP): el hidrógeno se puede utilizar para producir electricidad en una celda
de combustible o en una turbina de gas convencional.
• Power to Gas (PtG): Producción de gas natural sintético.
• Power to Fuel (PtF): alude al uso de hidrógeno como combustible para aplicaciones de
movilidad.
• Power to Chemicals (PtC): el hidrógeno es un gas industrial importante que se puede utilizar
para la producción de amoníaco, en la industria petroquímica y/o en la industria alimentaria.
2
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Figura 2. El rol del hidrógeno verde como vector energético y acoplamiento sectorial (Power-to-X)
El hidrógeno generado con electrolizadores puede ser inyectado directamente en la red de gas
natural para su distribución y uso (Blending). Sin embargo, la cantidad de hidrógeno que puede
admitir la red de gas está limitada por las normas y reglamentos específicos de cada país, de
forma general, esta cantidad suele ser de un máximo del 12% en volumen [4]; en España, la
normativa que rige la calidad que debe cumplir el gas natural para poder ser inyectado es el PD-
01 “Medición, Calidad y Odorización de Gas”, dicho protocolo establece un porcentaje de
hidrógeno máximo del 5% [5].
3
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Figura 3. Especificaciones de calidad del Gas Natural, según normativa de Colombia [6]
El uso directo o las mezclas de hidrogeno presentan algunos inconvenientes [5]:
Sin embargo, un estudio [7] demostró que una concentración de hidrógeno del 10% en la mezcla
(Blending) H2-GN no afecta la infraestructura del gasoducto, pero la calidad del gas resultante
se ve afectada en términos de su valor calorífico, pero una inyección del 2% en volumen tiene
un efecto mínimo. En lo que respecta a la red de almacenamiento y distribución, una mezcla del
50% de H2 en volumen en el gas natural no es crítica. Entre los electrodomésticos de uso final,
los motores, quemadores y calderas del vehículo pueden recibir 20% de concentración de
hidrógeno, mientras que las cocinas de gas y las aplicaciones de cogeneración (CHP) no son
críticas para una mezcla de hidrógeno de hasta un 50%.
Actualmente para el uso y distribución de hidrógeno a gran escala como vector energético lleva
asociado problemas de falta de infraestructura para su distribución y consumo, debido a su baja
densidad volumétrica y falta de garantía de seguridad. El hidrógeno se puede convertir en gas
natural sintético mediante el proceso de metanación y ser inyectado y distribuido por la red de
gas natural de forma ilimitada, siempre y cuando el gas natural sintético generado cumpla los
requerimientos de calidad exigidos. Así, el hidrógeno verde y el metano sintético pueden servir
como enlace entre la red eléctrica y la de gas [4].
El PtG es una tecnología emergente y según la European Power to Gas Platform, en diciembre
de 2016 en Europa, 39 instalaciones de PtG estaban en operación, 11 finalizaban su construcción
y otras 14 en planificación. Alemania es el país más activo, seguido por Dinamarca y Reino Unido
[8].
4
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Thema et al., en [10] realizaron una revisión del estado de electrólisis y metanización; se basaron
en datos de 153 proyectos terminados, recientes y planificados desde 1988, se evaluó con
respecto a la asignación de la planta, el desarrollo de la energía instalada, el tamaño de la planta,
entre otros aspectos. Se analizó el desarrollo de costos para la electrólisis y la metanización, se
da una proyección hasta 2030 con una perspectiva hasta 2050. Los resultados muestran
reducciones sustanciales de los costes de la electrólisis y de la metanización durante los últimos
años y se estima una nueva caída del precio a menos de 500 euros por kilovatio de entrada de
energía eléctrica para ambas tecnologías hasta 2050 si la proyección de costes sigue la tendencia
actual. Se estima que los costes caerán hasta en un 75% por debajo de 500 € / kW el hasta 2050.
Para la descripción general de los proyectos de PtG, se analizó una base de datos de 153
proyectos en 22 países. Se evidenció que en todo el mundo, los proyectos con metanación
parecen tener aproximadamente la misma importancia que los proyectos de sólo producción de
hidrógeno; lo mismo ocurre con la distinción entre electrólisis de membrana y alcalina o
metanización química y biológica [10].
Por otro lado, Chehade el at., en [11] identificaron 192 demostraciones de Power-to-X en 32
países, los resultados muestran que las características de las demostraciones han evolucionado
significativamente a lo largo de los años: la capacidad de electrólisis ha aumentado, tanto para
los sistemas PEM como alcalinos, y el potencial de los servicios auxiliares y de equilibrio, además
se evidencio que se está investigando cada vez más a través de demostraciones conectadas a la
red.
De acuerdo con lo anterior, los proyectos de demostración del PtG para la producción de gas
natural sintético son relativamente pocos y se encuentran principalmente en Alemania, los más
representativos se pueden ver en el anexo A.3.2. Se han desarrollado plantas pilotos con
resultados satisfactorios, tales como el caso de la planta de Audi para la producción de gas
metano en Wertle Alemania [12], el proyecto de demostración industrial Jupiter 1000 [13]; el
proyecto STORE&GO para la inyección de gas natural sintético producido a partir de fuentes
renovables en la red de gas (ONTRAS) en Falkenhagen Alemania.
Los proyectos demostrativos de Power to Gas, han sido impulsados por el interés de las
empresas de servicios de energía y otros actores en la cadena de valor que buscan comprender
mejor el potencial y los desafíos de esta tecnología, además, obtener experiencia específica con
la operación del electrolizador, la ubicación de la planta, los permisos y las regulaciones, así
como conexiones a la red eléctrica y de gas natural [14] [15].
5
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Wertle, Alemania, es la planta de generación de Power to Gas más grande del mundo. El
hidrógeno se produce a partir de tres electrolizadores alcalinos con una potencia eléctrica total
de 6 MW, el CO2 lo proporciona una planta de biogás y la operación comenzó en 2013; se
utilizaron reactores de metanización de lecho fijo refrigerados [17].
De acuerdo con lo anterior, la viabilidad técnica de tecnología Power to Gas para la producción
de gas natural sintético está validada a nivel industrial [12], por lo tanto, actualmente las
barreras a las que se enfrenta el PtG ya no son técnicas, sino, de tipo regulatorios y económicos
[18].
Desde 1988, se han instalado varias plantas pilotos y de demostración en todo el mundo, lo que
demuestra el gran interés que existe por el almacenamiento de energía eléctrica en moléculas
de hidrógeno y posteriormente en la síntesis para la producción de combustibles renovables.
Por otro lado, la revisión de la literatura referente a este aspecto especifico, muestran que las
características de las demostraciones evolucionaron significativamente en los últimos años.
2. Referencias Bibliográficas
6
ANEXO A: Resumen perspectivas de la cadena de valor de Hidrógeno
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
[11] Z. Chehade, C. Mansilla, P. Lucchese, S. Hilliard and J. Proost, "Review and analysis of
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[17] M. Götz, J. Lefebvre, F. Mörs, A. McDaniel Koch, F. Graf, S. Bajohr, R. Reimert and T. Kolb,
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[18] J. Gorre, F. Ruoss, H. Karjunen, J. Schaffert y T. Tynjälä, «Cost benefits of optimizing
hydrogen storage and methanation capacities for Power-to-Gas plants in dynamic
operation,» Applied Energy, vol. 257, nº 113967, 2020.
7
ANEXO B: Resumen características de los tres tipos de electrolizadores
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
1. Electrolizadores ............................................................................................................................2
1.1 Electrolisis alcalina (EA) ..........................................................................................................2
1.2. Electrolisis mediante electrolito polimérico de estado sólido (PEM) ......................................3
1.3. Electrolisis de óxido sólido (SOEC) .........................................................................................4
1
ANEXO B: Resumen características de los tres tipos de electrolizadores
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
1. Electrolizadores
Introducida en la década de 1920, esta tecnología, que utiliza un electrolito alcalino acuoso, se
ha utilizado durante décadas, principalmente para la producción de hidrógeno en las industrias
de fertilizantes y cloro. Si bien tiene una eficiencia de conversión que oscila entre el 65% y el
70%, generalmente tiene el menor costo de inversión y se considera robusto [1].
La célula electrolítica se compone de dos electrodos, una disolución alcalina y una membrana
de separación. Los electrodos están principalmente constituidos por acero inoxidable recubierto
de níquel, cobalto o hierro, y se encuentran inmersos en la disolución alcalina que conforma el
electrolito, formada normalmente en un 20 - 40% en peso de hidróxido de potasio (KOH) o
hidróxido sódico (NaOH) en agua. Para la separación de la cámara catódica y la anódica se utiliza
un diafragma poroso o una membrana. La temperatura de funcionamiento del sistema
electrolítico alcalino está entre 70 - 90ºC y puede trabajar tanto a presión atmosférica como a
elevada presión [2].
En estos sistemas, los electrodos trabajan con densidades de corriente relativamente bajas, en
torno a 0.4 A/cm2, lo cual se traduce en sistemas de electrolisis menos compactos. Las eficiencias
del sistema varían con el tamaño y dependen de la calidad de hidrógeno que se quiera alcanzar
y el nivel de presión que se desee obtener. Las eficiencias se encuentran normalmente en el
rango del 70% respecto al High Heating Value (HHV) del hidrógeno, lo cual corresponde a
demandas energéticas de unos 5 kWh/Nm3 de hidrógeno. La pureza del hidrogeno en este tipo
de sistemas es de aproximadamente un 99.5%. Si se requiere un hidrógeno de mayor pureza es
necesario incorporar una etapa de purificación posterior [2].
Las principales ventajas de este tipo de celdas son:
• Su durabilidad, unas 10.000 horas de operación, aunque puede variar si se trabaja con cargas
variables
2
ANEXO B: Resumen características de los tres tipos de electrolizadores
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Las principales desventajas son que presentan bajas densidades de corriente y que utilizan un
electrolito líquido altamente corrosivo, lo que conlleva un alto coste de mantenimiento.
Actualmente, los esfuerzos de I+D en esta tecnología van dirigidos principalmente a lograr un
aumento del tiempo de operación y al desarrollo de nuevos materiales que eviten la corrosión
de los electrodos.
Comercializado en la década de 1960 por General Electric, los PEM utilizan una membrana
electrolítica de polímero y agua pura como solución electrolítica, lo que evita la recuperación y
el reciclaje de la solución electrolítica de hidróxido de potasio que es necesaria con
electrolizadores alcalinos [1].
En las celdas PEM, una membrana sólida polimérica actúa como electrolito y como sistema de
separación (Figura 12). Esta membrana está directamente conectada a los electrodos y permite
el paso de protones de un electrodo al otro. Son sistemas menos desarrollados que los alcalinos
y solamente están disponibles comercialmente para aplicaciones a pequeña escala. La eficiencia
de estos sistemas se encuentra en el rango del 70% respecto al HHV del hidrógeno y su
temperatura límite de operación es de 80ºC, debido a la limitación del material que conforma
la membrana polimérica.
Los sistemas de electrolisis PEM pueden operar a densidades de corriente entono a 1.5 A/cm2,
muy superior que la densidad de corriente de los electrolizadores alcalinos y, por lo tanto, es
una de sus principales ventajas [2]. Otras ventajas que ofrecen son las siguientes:
3
ANEXO B: Resumen características de los tres tipos de electrolizadores
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
• Alta flexibilidad
• Más seguros y menos nocivos para el medio ambiente, ya que no utilizan electrolitos
corrosivos
• Buen funcionamiento en sistemas fluctuantes
• Alta pureza del hidrógeno producido (99.95%), sin necesidad de ningún equipo de
purificación adicional.
Sin embargo, el principal punto débil de esta tecnología es el coste de los materiales que
constituyen la celda, principalmente debido a que se necesitan metales nobles como el platino.
Todo ello hace que el coste total de estos sistemas pueda ser hasta tres veces superior al coste
de los sistemas de electrolisis alcalina. Además, al ser una tecnología actualmente poco madura,
presentan problemas de durabilidad, con tiempos de vida inferiores que los sistemas de
electrolisis alcalina [2].
Los sistemas de óxido sólido operan a temperaturas en el rango de 700 - 1000ºC utilizando agua
en forma de vapor (Figura 13). Las densidades de corriente son similares a las de los sistemas
PEM pero, debido a la degradación existente a las temperaturas de proceso, se suele mantener
más bajas, 0.4 A/cm2. Además, el consumo eléctrico es bastante menor que en el resto de
tecnologías, sobre 3kWh/Nm3 H2. Las eficiencias pueden llegar a superar el 90%, teniendo en
cuenta tanto la componente eléctrica como el aprovechamiento térmico. Estos sistemas son
operados a presión atmosférica, aunque se están haciendo investigaciones en sistemas de hasta
25 bares de presión.
Figura 3. Principio de funcionamiento esquemático de la electrólisis del agua a alta temperatura [1].
El principal punto crítico de estos sistemas son las altas velocidades de degradación que se
alcanzan debido a las altas temperaturas, por lo que gran parte de los esfuerzos en I+D están
enfocados a bajar la temperatura de funcionamiento a 500 - 600ºC. Asimismo, debido a las
temperaturas alcanzadas, el producto obtenido es una mezcla de hidrógeno y vapor de agua,
4
ANEXO B: Resumen características de los tres tipos de electrolizadores
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
siendo necesario una purificación posterior. Por último, destacar que esta tecnología no es
estable a fluctuaciones del suministro eléctrico [2].
2. Referencias Bibliográficas
5
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
De acuerdo con el Atlas eólico colombiano, el término viento más probable hace referencia a los valores
de velocidad del viento que se presentan con mayor frecuencia en un lugar determinado. En la alta y
media Guajira (centro y norte) se presentan velocidades cercanas a los 5 m/s. El cálculo se realiza con
base en el registro histórico de las observaciones del comportamiento del viento en las estaciones
meteorológicas, con instrumentos emplazados a 10 m de altura sobre la superficie [1]. Para el caso
específico del emplazamiento del proyecto, la velocidad promedio del viento más probable anual se ubica
en el rango de 5-6 m/s, como se ilustra en la figura 1.
Figura 1. Velocidad del viento más probable (m/s) anual a 10 metros de altura.
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html
De acuerdo con el Atlas eólico colombiano, se refiere al viento con la velocidad más alta, que se presenta
en un lugar determinado. Para el caso del departamento de La Guajira, presenta viento con velocidad
superior a 30 m/s, sin embargo, en otras regiones de Colombia presentan valores por encima de los 39
m/s, que corresponden a regiones de mayores alturas del sistema orográfico de los Andes. Tal como se
establece en el documento, es el máximo valor absoluto registrado en la serie de datos históricos [1]. Para
la zona de ubicación del proyecto, el promedio de la velocidad máxima del viento multianual se ubica en
el rango de 27-30 m/s, como se indica en la figura 2.
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Según el Atlas eólico colombiano, este término se refiere a la cuantificación matemática de la frecuencia
de ocurrencia del flujo de viento con la mayor velocidad, registrada en un lugar determinado, calculada a
partir de las series históricas de datos. En el documento se concluye que sobre el territorio nacional
continental y marítimo se presenta una probabilidad muy baja en el rango de 4% - 8% asociada a la
ocurrencia del viento con máximas velocidades en un lugar determinado [1]. La probabilidad de
ocurrencia de la velocidad máxima del viento multianual en la localización del parque es de 4% - 6 %, ver
figura 3.
Según el documento, el período de retorno se refiere al tiempo esperado o tiempo medio entre sucesos
de baja probabilidad. En el centro de La Guajira la posibilidad de retorno del viento máximo es en el rango
de 60 o más años [1]. Para la ubicación del proyecto, el período de retorno de la velocidad máxima del
viento es entre 30 y 40 años, como se muestra en la figura 4.
Define la procedencia del viento; en otras palabras, la dirección expresa el punto del horizonte desde el
cual sopla el viento. En la escala anual, en el departamento de La Guajira se presenta viento del este, y en
la estacional, se observa predominio de vientos del norte y del este a lo largo del año [1]. A continuación,
se muestra la rosa de vientos de la ciudad de Riohacha, ver figura 5.
Figura 5. Rosa de viento para el Aeropuerto Almirante padilla - Riohacha, La Guajira [1].
En el Atlas de viento de Colombia, la rugosidad se calculó con la ecuación de Justus - Mikhail, en donde:
Con base al mapa anual de rugosidad, la zona de ubicación del proyecto presenta una rugosidad del orden
de 0.21 a 0.24 m, ver figura 6.
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Para Colombia, en la escala anual en la región del mar Caribe y sectores de mayor elevación en la cordillera
Oriental se observan desviaciones alrededor de los 3 m/s, mientras que sobre la región continental y el
área marítima del Pacífico las variaciones oscilación entre los 0.5 y 2.0 m/s. Mientras que estacionalmente,
no se perciben mayores cambios en las áreas de menor elevación de las regiones Caribe, Pacífica,
Orinoquía y Amazonía.
Para fines energéticos, la serie de datos de velocidad de viento generalmente se ajusta a una distribución
de probabilidad tipo Weibull. La desviación estándar según Weibull para la velocidad del viento anual en
la zona de localización del proyecto es de 2.0-2.5 m/s, ver figura 7.
Figura 7. Desviación estándar según Weibull para la velocidad del viento f (C,K) (m/s) anual
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html
En la escala anual, se identifica de manera general un solo patrón de comportamiento a lo largo del
territorio nacional. En el área continental este parámetro oscila entre 0 y 4 m/s, especialmente en las
zonas de menor elevación, incrementándose alrededor de los 7 m/s en las zonas de montaña y en el litoral
Caribe.
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Los valores del parámetro aumentan en la escala estacional, en el Cesar, Norte de Santander y La Guajira,
este parámetro alcanza los 9 m/s durante el primer trimestre del año.
Con base al Atlas de viento de Colombia, el parámetro de escala C para la zona del proyecto es de 6-7 m/s,
ver figura 8.
Figura 8. Parámetro de escala C de la distribución Weibull para la velocidad del viento (m/s) anual
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html
En general, dentro del ciclo anual se presenta un solo patrón de comportamiento en el territorio nacional.
En el área continental este parámetro varía entre 1.5 y 2.5, especialmente en las zonas de menor
elevación, ascendiendo hasta 3.5 en las zonas de montaña y litoral Caribe. Con base al Atlas de eólico de
Colombia, el parámetro de forma K de la distribución Weibull para la velocidad del viento anual para la
zona del proyecto es de 3.0 - 3.5, ver figura 9.
Figura 9. Parámetro de forma K de la distribución Weibull para la velocidad del viento anual
Fuente: http://atlas.ideam.gov.co/visorAtlasVientos.html
Es el valor de velocidad del viento en la que el vector fluye con la mayor cantidad de energía cinética en
un lugar y tiempo determinado, por tanto, representa el estado propicio para el aprovechamiento del
potencial energético del viento. Para el emplazamiento del parque eólico este valor se sitúa entre 7 – 8
m/s, ver figura 10.
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Las variaciones espaciales que presenta este parámetro sobre el territorio nacional están directamente
relacionadas con la topografía. Sobre las zonas planas de la Orinoquía, Amazonía, Caribe, Pacífico y áreas
marítimas, se presentan los valores más altos, que oscilan entre 1.1 kg/m 3 y 1.2 kg/m3. Para el caso
específico de la zona de localización del proyecto la densidad del aire se sitúan en el rango de 1.15 – 1.20
kg/m3, ver figura 11.
Desde una perspectiva anual, las mayores densidades (≥ 1.000 W/m2) se observan sobre el mar Caribe,
litoral de Bolívar, Atlántico y Magdalena, así como en el norte de La Guajira y sectores de montaña entre
el Nudo de los Pastos y el Macizo Colombiano, en límites entre Nariño y Cauca.
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Región Caribe:
Presenta valores por encima de los 1.331 W/m2, que persisten a lo largo del año, en amplias zonas del
litoral Caribe. Los máximos, superiores a 1.728 W/m2, se registran de diciembre a julio desde Bolívar hasta
La Guajira. En el interior del continente, se destacan el norte de La Guajira, con valores alrededor de 1.728
W/m2 en todo el año, y el norte del Cesar, con valores de hasta 1.331 W/m2 entre diciembre y abril. Con
base al Altas eólico de Colombia, para la zona de localización del parque la densidad de energía eólica
anual a 80 m de altura está en el rango de 512 W/m2 – 729 W/m2, figura 12.
Tabla 1. Parámetros de interés para cálculos energéticos, a partir de k=3 y c=6 m/s.
Ítem Formula Resultado
1
Velocidad media anual 〈𝑣〉 〈𝑣〉 = c 𝛤 (1 + ) (1) 5.36 m/s
𝑘
1⁄
Velocidad eficaz 𝑣 ∗ 𝑣 ∗ = 〈𝑣 3 〉 3 (3) 6.00 m/s
〈𝑣 3 〉
Factor de Energía 𝐹𝑒 𝐹𝑒 = 〈𝑣〉3 (4) 1.40
1⁄
𝜎 2 2
𝜎 𝛤(1+ )
Índice de variabilidad 〈𝑣〉 =[ 𝑘
− 1] (5) 0.36
2 1
〈𝑣〉 𝛤 (1+ )
𝑘
ANEXO C: Resumen caracterización del viento del Departamento de La Guajira
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Tabla 1. Parámetros de interés para cálculos energéticos, a partir de k=3 y c=6 m/s.
Ítem Formula Resultado
1⁄
2 2
𝛤 (1+ )
Desviación estándar 𝜎 𝜎 = 〈𝑣 〉 [ 𝑘
1 − 1] (6) 1.95 m/s
𝛤2( 1 + )
𝑘
Moda de la distribución de 1⁄
𝑘−1 𝑘
𝑣𝑚 = c ( ) (7) 5.24 m/s
velocidad 𝑣𝑚 𝑘
1⁄
La mediana 𝑣̃ 𝑣̃ = c (𝑙𝑛 2) 𝑘 (9) 5.31 m/s
Cuando se conocen los parámetros de la distribución de Weibull para una altura y se desea
estimar sus valores para otra altura:
𝑍
1−0.088 ln(10)
𝑘 =𝑘(
′
𝑍′
) (10)
1−0.088 ln(10)
𝛽
𝑍′
𝑐′ = 𝑐 ( ) (11)
𝑍
0.37−0.088 ln 𝑐
𝛽= 𝑍 (12)
1−0.088 ln(10)
2. Referencias Bibliográficas
[1] IDEAM; UPME, Atlas de viento de Colombia, Bogotá, D.C, 2017, p. 237.
ANEXO D: Hoja técnica | Aerogenerador
Sales document
K0801_041605_EN
Revision 01 / 2013-01-18
3. Technical data
Design
3-blade rotor with horizontal axis
Type
Up-wind turbine
Power control Active single blade adjustment
Nominal power 3300 kW
Nominal power starting at wind speeds of
Approx. 14 m/s
(at air density of 1.225 kg/m3)
Operating speed range of the rotor 9.03... 16.1 rpm
Nominal speed 14.3 rpm
Cut-in wind speed Approx. 3 m/s
Cut-out wind speed 25 m/s
Cut-back-in wind speed 22 m/s
Calculated service life 20 years
Towers
Hub height 75 m 100 m
Name R75 R100
Wind class DIBt 3/IEC 1a DIBt 3/IEC 1a
Number of tower sections 3 5
Rotor
Rotor diameter 99.8 m
Swept area 7823 m2
Nominal power/area 422 W/m2
Rotor shaft inclination angle 5°
Blade cone angle 3.5°
Rotor blade
Material Glass-reinforced plastics
Total length 48.7 m
Total weight per blade Approx. 11.15 t
Gearbox
Type Multi-stage planetary gear + spur gear
50 Hz: i=81 ± 1%
Gear ratio
60 Hz: i=97 ± 1%
Lubrication Forced-feed lubrication
Oil type VG 320
Max. oil temperature 75 °C
Oil change Change, if required
Electrical system
Nominal power PnG 3300 kW
Nominal voltage 3 x AC 660 V ± 10%
Nominal current InG at SnG 3564 A
Electrical system
Nominal apparent power SnG at PnG 3667 kVA
1.00 as default setting
Power factor at PnG 0.9 underexcited (inductive) up to
0.9 overexcited (capacitive) possible
Frequency 50 or 60 Hz
NOTE
The nominal power is subject to system-specific tolerances. During nominal
power, they are ±100 kW. Practice has shown that negative deviations occur
rarely and in most cases are <25 kW. For the precise compliance with external
power specifications the nominal power of the single wind turbine may be
parameterized accordingly. Alternatively, the wind farm can be parameterized
accordingly using the Wind Farm Portal®.
Generator
Degree of protection IP 54 (slip ring box IP 23)
Nominal power 3400 kW
Nominal voltage 660 V
Frequency 50 or 60 Hz
50 Hz: 700 … 1300 rpm
Speed range
60 Hz: 840 … 1560 rpm
Poles 6
Weight Approx. 10.6 t
Generator cooling
Type Water circuit with water/air heat exchanger
50 Hz: 1.3 kW
Cooling water pump
60 Hz: 1.1 kW
Generator cooling
Flow rate Approx. 70 l/min
Coolant Water/glycol-based coolant
Converter cooling
Water circuit with water/air heat exchanger
Type
and thermal bypass
Coolant Water/glycol-based coolant
Pitch System
Pitch bearing Double-row four-point contact bearing
Lubrication of the gearing Automatic lubrication unit with grease
3-phase motor incl. spring-actuated brake
Drive
and multi-stage planetary gear
Emergency power supply Lead-acid batteries
Hydraulic system
Hydraulic oil VG 32
Oil quantity Approx. 20 l
Thermal protection Integrated PT100
Yaw drive
Motor Asynchronous motor
Gearbox 4-stage planetary gear
Number of drives 4
Lubrication Oil, ISO VG 150
Yaw speed Approx. 0.5 °/s
Luego de definir la producción de energía eléctrica anual de la granja solar, se procede a calcular
el número de paneles (NP) siguiendo la ecuación (1), donde se utilizó el aplicativo PVGIS
(Photovoltaic Geographical Information System) para calcular la Producción anual FV del panel
solar seleccionado para el proyecto.
25,000,000 kWh
𝑁𝑃 = = 31440 paneles solares
795.18 𝑘𝑊ℎ
A partir del dato del número de Paneles (NP), se calcula la Potencia eléctrica en corriente directa
(PDC) del sistema FV:
𝑃
𝐷𝐶
𝑃𝐴𝐶 = 𝑅𝑎𝑡𝑖𝑜 (3)
15,720 kW
𝑃𝐴𝐶 = = 13,911 𝑘𝑊 ≈ 13.9 MW
1.13
1
https://www.eia.gov/todayinenergy/detail.php?id=35372
ANEXO E: Dimensionamiento de la granja solar FV
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Para calcular la superficie de la plata se utilizó un aplicativo web 2, el cual permite obtener las
distancias de separación, considerando que la planta está orientada al sur y ángulo de azimut
0°. La separación entre las filas de módulos debe ser razonable para evitar sombras entre las
filas, y este cálculo nos permite estimar la superficie de la planta, que más adelante se detalla.
LEYENDA:
Tipo de tejado: Puede ser horizontal, este caso es horizontal.
2
https://www.monsolar.com/separacion-paneles-solares
ANEXO E: Dimensionamiento de la granja solar FV
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Inclinación del tejado: Introducir el ángulo de inclinación del tejado. En este caso Horizontal = 0
grados.
Latitud del lugar: Es la latitud del lugar de la instalación, valor en grados. Utilizar el punto como
separador decimal. Para este caso es 11.702°.
Longitud del panel solar: Valor en metros (m). Si el panel está en vertical este valor será la parte
larga del panel solar, en este caso será horizontal y el largo del panel a utilizar es de 1.102 m, de
acuerdo a ficha técnica del módulo.
Ángulo del panel sobre la Horizontal: Es el ángulo que forma el panel sobre la Horizontal, no
sobre el tejado. En este caso es de 12°.
d1 mínima: mínima distancia de separación desde el FINAL del primer panel hasta el PRINCIPIO
del segundo: 0.162m.
d1 recomendada: Es la d1 incrementada en un 25%. Se recomienda utilizar este valor siempre
que sea posible: 0.202 m.
d2 mínima: mínima distancia de separación desde el PRINCIPIO del primer panel hasta el
PRINCIPIO del segundo: 1.240 m.
d2 recomendada: Es la d2 incrementada en un 25%. Se recomienda utilizar este valor siempre
que sea posible: 1.549 m.
d2 recomendada: 1.549 m
d1 recomendada: 0.202 m
Entonces el área total por modulo considerando la distancia recomendada para evitar sobra
entre las filas:
Superficie por módulo (para evitar sombras entre filas) = d2 recomendada x ancho del modulo
Superficie por módulo (para evitar sombras entre filas) = 1.549 m x 2.187 m = 3.39 m2
Superficie de la planta = Superficie por módulo (Para evitar sombras entre filas) x Número de
Módulos
Superficie de la planta = 3.39 m2 x 31440 = 106582 m2 ≈ 11 ha
ANEXO E: Dimensionamiento de la granja solar FV
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Marca ABB
Serie PVS50 TL
I max Corto Circuito (A) 55
MPPT Voltage Range (V) 480 - 800
Rate AC Power (W) 50000
En este caso se ha elegido un inversor MPPT de ABB modelo String Inverters PVS-50-TL, ver
anexo ficha técnica del inversor, el cual posee un voltaje mínimo de funcionamiento de 480V DC
y una tensión máxima de 800VDC, por lo tanto, seleccionó un modo de conexión que supere los
480V y sea inferior a 800V. En nuestro caso utilizaremos 700V DC, pues se encuentra en el rango
permitido:
Teniendo esta información, podemos determinar que la cantidad de paneles conectados por
MPPT al inversor es de:
Como la planta fotovoltaica consta de 31,440 módulos, se requerirá 370 conexiones MPPT3, sin
embargo el inversor seleccionado cuenta con 3 MPPT, por lo cual solo se requerirá 123 inversor.
3
https://www.todofotovoltaica.com/inversores-de-energia-solar-fotovoltaica-que-es-el-mpp-o-mppt/
ANEXO E: Dimensionamiento de la granja solar FV
______________________________________________________________________________________________________________________________________________
Un valor típico de la pérdida de un sistema fotovoltaico es del 14%, pero para esta evaluación
se utilizó un porcentaje levemente superior del orden del 16%, para realizar cálculos más
conservativos, teniendo en cuenta que existen varios factores que inducen perdidas de los
sistemas fotovoltaicos, a continuación se mencionan algunos:
25000000 𝑘𝑊ℎ
Rendimiento de la Plata FV = 15,720 𝑘𝑊
= 1590 h
Producción de energía mensual del sistema FV fijo: Irradiación mensual sobre plano fijo:
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Trataremos de corregir los errores que se nos señalen. save where otherwise stated.
No obstante, la Comisión declina toda responsabilidad en relación con la información incluida en esta web.
iii) contiene en algunas ocasiones enlaces a páginas externas sobre las que los servicios de la Comisión no tienen control
ANEXO F: Hoja técnica | Panel solar FV e inversor
Mono Multi Solutions
THE
510W PRODUCTS
TSM-DE18M(II)
POWER RANGE
485-510W
21.2%
• Lower LCOE (Levelized Cost Of Energy), reduced BOS (Balance Of System) cost,
shorter payback time
• Lower guaranteed first year and annual degradation
MAXIMUM EFFICIENCY • Designed for compatibility with existing mainstream system components
• Higher return on Investment
0~+5W
High power up to 510W
• Large area cells based on 210mm silicon wafers and 1/3-cut cell technology
• Up to 21.2% module efficiency with high density interconnect technology
POSITIVE POWER TOLERANCE • Multi-busbar technology for better light trapping effect, lower series resistance
and improved current collection
100% 98.0%
Guaranteed Power
RECYCLABLE
PACKAGING
EU-28 WEEE
COMPLIANT 90%
84.8%
Years 5 10 15 20 25
BACKSHEET MONOCRYSTALLINE MODULE
DIMENSIONS OF PV MODULE(mm)
1102 ELECTRICAL DATA (STC)
35
Peak Power Watts-PMAX (Wp)* 485 490 495 500 505 510
Maximum Power Voltage-VMPP (V) 42.2 42.4 42.6 42.8 43.0 43.2
Maximum Power Current-IMPP (A) 11.49 11.56 11.63 11.69 11.75 11.81
Open Circuit Voltage-VOC (V) 51.1 51.3 51.5 51.7 51.9 52.1
2187
Short Circuit Current-ISC (A) 12.07 12.14 12.21 12.28 12.35 12.42
Front View Maximum Power-PMAX (Wp) 365 369 373 377 381 385
1102
1057
Maximum Power Voltage-VMPP (V) 39.9 40.0 40.2 40.4 40.6 40.5
35
Maximum Power Current-IMPP (A) 9.17 9.22 9.28 9.33 9.38 9.50
Nameplate Open Circuit Voltage-VOC (V) 48.1 48.2 48.4 48.6 48.8 49.0
4-Φ9×14
Installing Hole A A
Short Circuit Current-ISC (A) 9.73 9.78 9.84 9.90 9.95 10.01
400
Glass 3.2 mm (0.13 inches), High Transmission, AR Coated Heat Strengthened Glass
B
1060
35
J-Box IP 68 rated
Frame Frame
6.0 600W/m2
TEMPERATURE RATINGS MAXIMUMRATINGS
5.0
4.0
3.0
400W/m2
NOCT(Nominal Operating Cell Temperature) 43°C (±2°C) Operational Temperature -40~+85℃
2.0
200W/m2 Temperature Coefficient of PMAX - 0.34%/℃ Maximum System Voltage 1500V DC (IEC)
1.0
300
250
600W/m2
200 25 year Power Warranty Modules per 40’ container: 620 pieces
150
400W/m2
100 2% first year degradation
50 200W/m2
0.55% Annual Power Attenuation
0 10 20 30 40 50 60
Voltage(V)
(Please refer to product warranty for details)
CAUTION: READ SAFETY AND INSTALLATION INSTRUCTIONS BEFORE USING THE PRODUCT.
© 2021 Trina Solar Co.,Ltd. All rights reserved. Specifications included in this datasheet are subject to change without notice.
Version number: TSM_EN_2021_A www.trinasolar.com
ANEXO F: Hoja técnica | Panel solar FV e inversor
—
SOL AR INVERTERS
— This new addition to the PVS string inverter family, inverter configuration settings.
PVS-50/60-TL
string inverter with 3 independent MPPT and power ratings of up to The Installer for Solar Inverters mobile app and
60 kW, has been designed with the objective to configuration wizard enable a quick multi-inverter
maximize the ROI in large systems with all the installation, saving up to 70% commissioning time.
advantages of a decentralized configuration for both
rooftop and ground-mounted installations. Fast system integration
Industry standard Modbus (RTU/TCP)/SUNSPEC
Compact design protocol enables fast system integration. Two
Thanks to technological choices aimed at optimizing ethernet ports enable fast and future-proof
installation times and costs, the product design communication for PV plants.
features the power module and wiring box enclosed in
a single compact chassis thus saving installation ABB plant portfolio integration
resources and costs. Monitoring your assets is made easy, as every inverter
The inverter comes in multiple versions also allowing is capable to connect to ABB cloud platform to secure
the possibility to connect to third-party DC string your assets and profitability in long term.
combiners.
Highlights
Ease of installation • Up to 3 independent MPPT - 50/60 kW power ratings
The horizontal and vertical mounting possibility • Horizontal and vertical installation
creates flexibility for both rooftop and ground • Easy access to wiring box thanks to hinges and
mounted installations. cam latches positioned on cover
Moreover the cover is equipped with hinges and locks • Power module and wiring box in a single compact
that are fast to open and reduce the risk of damaging chassis
the chassis and interior components when • Wi-Fi interface for commissioning and configuration
commissioning and performing maintenance actions. • Reactive power management capability
• Remote monitoring and firmware upgrade via ABB
Advanced cloud connected features Cloud platform (logger free)
Standard wireless access from any mobile device • Provides 10% extra power in case of reduced
makes the configuration of inverter and plant easier ambient temperature
and faster. Improved user experience thanks to a • Improved operating altitude. Can work up to 4000 mt.
built-in User Interface (UI) enables access to advanced • Built-in dynamic export limitation control algorithm
P R O D U C T F LY E R F O R P V S - 5 0/6 0 -T L A B B S O L A R I N V E R T E R S
—
ABB string inverters
PVS-50/60-TL
—
Technical data and types
CH1+ CH1+
MPPT 1
IN1+ IN1+
CH2+ CH2+ CH1+
Grid parallel relays
CH3+ CH3+
IN1- IN1- DC/DC DC/AC
Inverter Line Grid leakage DSP DSP
CH- CH- Bulk caps (DC/AC) filter current readings Controller Controller
L1,S
MPPT 2
L2,S
CH2+
L3,S
DC SPD DC SPD
(monitored) (monitored) Bulk INV
MPPT 3 Voltage Voltage//
Bulk Readings//R_ISO Current
CH3+ Voltage Readings Readings
Readings//R_ISO (for INV) N
Readings
Standard version Version -S DC (for BST)
Current
AC SPD
readings
signal
IN1A(+) IN1A(+) check
IN1B(+) Grid Voltage
IN1B(+)
CH- Readings
IN1C(+) IN1C(+)
IN1D(+) IN1D(+) PE
IN1E(+) IN1E(+)
IN2A(+) IN2A(+)
IN2B(+) IN2B(+) Control Circuit
IN2C(+) CH2+ IN2C(+) CH2+
IN2D(+) IN2D(+)
IN1E(+) IN1E(+)
1_RS485
+ T/R
IN3A(-) IN3A(-)
IN3B(-) IN3B(-) - T/R
IN3C(-) IN3C(-) GND
IN3D(-) IN3D(-)
IN3E(-) IN3E(-) 2_RS485
IN2A(+) IN2A(+)
µP + T/R
- T/R
IN2B(+) IN2B(+)
CH3+ GND
IN2C(+) CH3+ IN2C(+)
IN2D(+) IN2D(+) Remote control
IN2E(+) IN2E(+)
+ R1
IN3A(-) CH- IN3A(-) CH- + R2
IN3B(-) IN3B(-) GND
IN3C(-) IN3C(-)
IN3D(-) IN3D(-) Alarm
IN3E(-) IN3E(-) N.C
Communication N.O
platform
C
Aux
DC SPD DC SPD N.C
(monitored) (monitored) N.O
RS485 Ethernet Ethernet C
WLAN
—
Technical data and types
Type code PVS-50-TL PVS-60-TL
Physical
Environmental protection rating IP65
Cooling Forced air
Dimension (H x W x D) 750 mm x 1100 mm x 261,5 mm / 29.5” x 43,3” x 10.27”
Weight 68 kg / 150 lbs (SX version)
Mounting system Wall bracket
Safety
Marking CE
IEC/EN 62109-1, IEC/EN 62109-2, EN 61000-6-2, EN 61000-6-3, EN 61000-3-11, EN 61000-3-12
Safety and EMC standard
EN 62311, EN 301 489-1, EN 301 489-17, EN 300 328
CEI 0-21, CEI 0-16, DIN V VDE V 0126-1-1, VDE-AR-N 4105, G59/3, DRRG/DEWA, Chile LV/MV
EN 50438 (Including Ireland deviations), RD 1565, RD 413, UTE C15-7-712-1
Grid standard (check your sales channel for availability)
P.O. 12.3, AS/NZS 4777.3, BDEW, NRS-097-2-1, MEA, PEA, IEC 61727, ISO/IEC Guide 67(System 5)
IEC 61683, VFR-2014, IEC 62116, Synergrid C10/11, IRR-DCC-MV, CLC-TS-50549-1/-2
Available product variants
Input connections with terminal blocks
PVS-50-TL PVS-60-TL
+ surge arrester Type 2 in both DC and AC sides
Input connections with terminal blocks + DC switch
PVS-50-TL-S PVS-60-TL-S
+ surge arrester Type 2 in both DC and AC sides
15 quick Input connections + fuses (single pole) + DC
PVS-50-TL-SX PVS-60-TL-SX
switch + surge arresters Type 2 in both DC and AC sides
15 quick Input connections + fuses (both poles) + DC
PVS-50-TL-SX2 PVS-60-TL-SX2
switch + surge arresters Type 2 in both DC and AC sides
Optional available
SPD Type 1 + 2 on the DC side 4) Available Available
Display 5) Available Available
1)
Please refer to the document “String inverters – Product manual appendix” available at 5)
Inverter version with display can be selected by dedicated part number. This option
www.abb.com/solarinverters for information on the quick-fit connector brand and model in not available in combination with the “SPD type 1+2” option
used in the inverter 6)
Due to country specific regulation this value can be limited to the nominal value
2)
The AC voltage range may vary depending on specific country grid standards Remark. Features not specifically listed in the present data sheet are not included
3)
The Frequency range may vary depending on specific country grid standards in the product
4)
Article with dedicated part number, only for SX2 version
9AKK107046A2054_EN REV. E 01.04.2019
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ANEXO G: Conversiones útiles y propiedades termodinámicas
3. Conversiones
1 kWh a MJ = 3.6
1 Atm a bar = 1.013
1 Kg a Litro = 1
1 m3 a Litro = 1000
1 Kg a tonelada (tonelada métrica) = 0.001
4. Datos de interés
Cantidad de CO2 necesaria para 1 kWh de metano (t(CO2)/kWh (Metano) = 0.000198
Relación molar H2/CO2 = 4
ANEXO H: Ficha técnica | Gases: Hidrógeno, Dióxido de carbono, Metano y Gas Natural
Hidrógeno H2
GASES PUROS
Número-CAS 1333-74-0 Gas incoloro, inodoro, inflamable, comprimido, mucho más ligero
que el aire
Caracterización ADR UN 1049, Hidrógeno, comprimido,
2.1 Simbología de Riesgo
Clase 2, 1F
altamente inflamable Gas comprimido
Para información adicional de seguridad ver Hoja de Seguridad del producto ESP-H2-067A
Válvulas / Reguladores
Conexiones de válvulas Tipo E
Reguladores recomendados Spectrolab FM 51/FM 52exact
Version: 2.0
Hidrógeno H2
GASES PUROS
Número-CAS 1333-74-0 Gas incoloro, inodoro, inflamable, comprimido, mucho más ligero
que el aire
Caracterización ADR UN 1049, Hidrógeno, comprimido,
2.1 Simbología de Riesgo
Clase 2, 1F
altamente inflamable Gas comprimido
Para información adicional de seguridad ver Hoja de Seguridad del producto ESP-H2-067A
Descripción
Gas incoloro, inodoro e inflamable. Mucho más ligero que el aire. Forma mezclas altamente explosivas con el oxígeno o cloro (¡gas
detonante!). A altas velocidades de emanación hay peligro de autoignición. Presenta llama casi invisible.
Características Físicas
Peso molecular 2,0158 kg/kmol Presión de vapor a 20ºC
Punto Crítico Densidad del gas a 0ºC y 1,013 bar 0,0899 kg/m3
Temperatura 33,19 K Densidad relativa al aire 0,0695
Presión 13,15 bar Densidad del gas a 15ºC y 1 bar 0,08409 kg/m3
Densidad 0,03012 kg/l Factor de Conversión
Punto Triple Líquido en Ts a gas en m3 (15°C, 1
Temperatura 13,957 K bar)
Presión 0,072 bar Coeficiente Virial
Punto de Ebullición Bn a 0ºC 0,6*10-3 bar-1
Temperatura 20,39 K B30 a 30ºC 0,58*10-3 bar-1
Densidad de líquido 0,07079 kg/l Estado Gaseoso a 25ºC y 1 bar
Calor de evaporación 445,6 kJ/kg Capacidad calorífica específica cp 14,3 kJ/kg K
Conductividad térmica 1861 10-4 W/m K
Viscosidad dinámica 8,92*10-6 Ns/m2
Version: 2.0
DIOXIDO DE CARBONO
Propiedades Físicas del Gas
Peso Molecular (0ºC, 1 atm) 44.01 g/mol Punto de Sublimación (1 atm) -78.5 °C
Densidad del Sólido (1 atm) 1562 kg./m3 Presión Crítica 73.825 bar
Densidad del Gas (15°C,1 atm) 1.87 kg/m3 Temperatura Crítica 31.06 ºC
Densidad del Gas (0°C,1 atm) 1.977 kg/m3 Gravedad Específica 1.529 g/mol
DIOXIDO DE CARBONO
Pureza e Impurezas del Gas
CO2 = 99.5 % mínimo (grado 2.5)
H2S < 1 ppm NOx < 5 ppm
SO2 < 5.0 ppm H2O < 60 ppm
NH3 < 2.5 ppm
INDURA trabaja bajo Soldaduras y Líquidos Criogénicos: ISO 9001-2000 Centro de Servicio
estándares internacionales de Gases para Alimentos: ISO 9001-2000 - HACCP al Cliente:
Seguridad, Salud, Calidad y Centro Técnico Indura: AWS 600 600 3030
Medio Ambiente. Servicios de Laboratorio: ISO-17025 www.indura.net
SOLCON ISO 14001
Metano CH4
GASES PUROS
Número-CAS 74-82-8 Gas incoloro, inodoro, inflamable, comprimido, más ligero que el aire
Para información adicional de seguridad ver Hoja de Seguridad del producto FS-549 (Metano)
Válvulas / Reguladores
Conexiones de válvulas RAP ITC MIE-AP7 M 21,7 x 1,814 MÉTRICO
(IZQUIERDAS) W 21,7 - 14 HILOS/PULGADA
(IZQUIERDAS)
Reguladores recomendados Spectrolab FM 61/FM 62
Especificaciones / Botellas
2.5 3.5 4.5 5.5
Composición
CH4 > 99,5 99,95 99,995 99,9995 Vol.-%
Impurezas
O2 < 100 5 2 0,5 ppmv
N2 < 600 100 10 1,5 ppmv
CO + CO2 < - 10 1 - ppmv
H2O < - 5 5 2 ppmv
otro HC < 1500 100 5 0,1 ppmv
H2 < 2000 5 1 0,1 ppmv
CO2 < - - - 0,5
Botellas / Contenidos
B 10 2,5 2,5 2,5 2,5 m3
B 40 Alu - 10,1 10,1 10,1 m3
B 50 12,6 - - - m3
CV 12* B 50 151,2 - - -
FT-549
Metano CH4
GASES PUROS
Número-CAS 74-82-8 Gas incoloro, inodoro, inflamable, comprimido, más ligero que el aire
Para información adicional de seguridad ver Hoja de Seguridad del producto FS-549 (Metano)
Descripción
Gas incoloro, inodoro, altamente inflamable. Forma atmósferas explosivas con el aire. Reacciona explosivamente con Óxido nitroso,
Dióxido de nitrógeno, Flúor y Cloro.
Características Físicas
Peso molecular 16,043 kg/kmol Presión de vapor a 20ºC
Punto Crítico Densidad del gas a 0ºC y 1,013 bar 0,7175 kg/m3
Temperatura 190,555 K Densidad relativa al aire 0,5549
Presión 45,99 bar Densidad del gas a 15ºC y 1 bar 0,6709 kg/m3
Densidad 0,162826 kg/l Factor de Conversión
Punto Triple Líquido en Ts a gas en m3 (15°C, 1
Temperatura 90,68 K bar)
Presión 0,1174 bar Coeficiente Virial
Punto de Ebullición Bn a 0ºC -2,37*10-3 bar-1
Temperatura 111,63 K; -162 °C B30 a 30ºC -1,63*10-3 bar-1
Densidad de líquido 0,4226 kg/l Estado Gaseoso a 25ºC y 1 bar
Calor de evaporación 510,3 kJ/kg Capacidad calorífica específica cp 2,232 kJ/kg K
Conductividad térmica 338,9*10-4 W/m K
Viscosidad dinámica 11,2*10-6 Ns/m2
FT-549
DENSIDAD DEL GAS NATURAL
Densidad
Gasóleo 845 kg/m3
Gasolina 745 kg/m3
GLP (Fase líquida) 560 kg/m3
PODERES CALORIFICOS
0.0117
GAS
EQUIVALENCIAS MBTU a GJ
Tabla realizada con la colaboración conjunta de GASNAM (Asociación Ibérica de gas natural para la movilidad) y Sedigas
ANEXO I: Cálculo del coste nivelado de energía (LCOE) – Planta Power-to-Gas
Periodo (Anual) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
CAPEX $ 12,802,745 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
OPEX (O&M) - $ 1,652,163 $ 1,693,467 $ 1,735,804 $ 1,779,199 $ 1,823,679 $ 1,869,271 $ 1,916,002 $ 1,963,902 $ 2,013,000 $ 2,063,325 $ 2,114,908 $ 2,167,781 $ 2,221,975 $ 2,277,525 $ 2,334,463 $ 2,392,824 $ 2,452,645 $ 2,513,961 $ 2,576,810 $ 2,641,230 $ 2,707,261 $ 2,774,943 $ 2,844,316 $ 2,915,424 $ 2,988,310 $ 3,063,018 $ 3,139,593 $ 3,218,083 $ 3,298,535 $ 3,380,998 -
FLUJO CAJA NETO $ 12,802,745 $ 1,652,163 $ 1,693,467 $ 1,735,804 $ 1,779,199 $ 1,823,679 $ 1,869,271 $ 1,916,002 $ 1,963,902 $ 2,013,000 $ 3,938,325 $ 2,114,908 $ 2,167,781 $ 2,221,975 $ 2,277,525 $ 3,486,463 $ 2,392,824 $ 2,452,645 $ 2,513,961 $ 2,576,810 $ 4,516,230 $ 2,707,261 $ 2,774,943 $ 2,844,316 $ 2,915,424 $ 2,988,310 $ 3,063,018 $ 3,139,593 $ 3,218,083 $ 3,298,535 $ 3,380,998 $ 1,280,274
Análisis de la fluctuación del valor de la energía durante la vida útil del proyecto:
Periodo (Anual) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Producción SNG (MWh) 0 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605
Periodo (Anual) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
CAPEX $ 7,035,645 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
OPEX (O&M) - $ 1,255,159 $ 1,286,538 $ 1,318,701 $ 1,351,669 $ 1,385,460 $ 1,420,097 $ 1,455,599 $ 1,491,989 $ 1,529,289 $ 1,567,521 $ 1,606,709 $ 1,646,877 $ 1,688,049 $ 1,730,250 $ 1,773,506 $ 1,817,844 $ 1,863,290 $ 1,909,872 $ 1,957,619 $ 2,006,560 $ 2,056,724 $ 2,108,142 $ 2,160,845 $ 2,214,866 $ 2,270,238 $ 2,326,994 $ 2,385,169 $ 2,444,798 $ 2,505,918 $ 2,568,566 -
FLUJO CAJA NETO $ 7,035,645 $ 1,255,159 $ 1,286,538 $ 1,318,701 $ 1,351,669 $ 1,385,460 $ 1,420,097 $ 1,455,599 $ 1,491,989 $ 1,529,289 $ 2,467,521 $ 1,606,709 $ 1,646,877 $ 1,688,049 $ 1,730,250 $ 2,573,506 $ 1,817,844 $ 1,863,290 $ 1,909,872 $ 1,957,619 $ 2,906,560 $ 2,056,724 $ 2,108,142 $ 2,160,845 $ 2,214,866 $ 2,270,238 $ 2,326,994 $ 2,385,169 $ 2,444,798 $ 2,505,918 $ 2,568,566 $ 703,564
Análisis de la fluctuación del valor de la energía durante la vida útil del proyecto:
Periodo (Anual) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Producción SNG (MWh) 0 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605
Periodo (Anual) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
CAPEX $ 4,998,562 - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - - -
OPEX (O&M) - $ 1,014,857 $ 1,040,228 $ 1,066,234 $ 1,092,890 $ 1,120,212 $ 1,148,217 $ 1,176,922 $ 1,206,346 $ 1,236,504 $ 1,267,417 $ 1,299,102 $ 1,331,580 $ 1,364,869 $ 1,398,991 $ 1,433,966 $ 1,469,815 $ 1,506,560 $ 1,544,224 $ 1,582,830 $ 1,622,401 $ 1,662,961 $ 1,704,535 $ 1,747,148 $ 1,790,827 $ 1,835,597 $ 1,881,487 $ 1,928,524 $ 1,976,738 $ 2,026,156 $ 2,076,810 -
FLUJO CAJA NETO $ 4,998,562 $ 1,014,857 $ 1,040,228 $ 1,066,234 $ 1,092,890 $ 1,120,212 $ 1,148,217 $ 1,176,922 $ 1,206,346 $ 1,236,504 $ 2,017,417 $ 1,299,102 $ 1,331,580 $ 1,364,869 $ 1,398,991 $ 1,857,966 $ 1,469,815 $ 1,506,560 $ 1,544,224 $ 1,582,830 $ 2,372,401 $ 1,662,961 $ 1,704,535 $ 1,747,148 $ 1,790,827 $ 1,835,597 $ 1,881,487 $ 1,928,524 $ 1,976,738 $ 2,026,156 $ 2,076,810 $ 499,856
Análisis de la fluctuación del valor de la energía durante la vida útil del proyecto:
Periodo (Anual) 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30
Producción SNG (MWh) 0 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605 14605