3.3 La contaminación en la industria textil
3.3.2 La contaminación en la Empresa Textil Desembarco del Granma
En el Combinado Textil Desembarco del Granma se realizan varias acciones con el fin de reducir a lo máximo posible o eliminar donde sea posible la contaminación. Se cumplen con las normas establecidas por la política medioambiental del país; basados en la búsqueda de un desarrollo sostenible.
Un ejemplo de esto puede ser: Política y estrategia para la reducción paulatina y la total eliminación del empleo de sustancias agotadoras de la capa de ozono, de la dirección técnica de la Empresa, la cual plantea la necesidad de la sustitución del gas R-12 altamente perjudicial por el gas R-134a, este último no contaminante. Otro ejemplo es el establecimiento de un Sistema de Gestión Ambiental (SGA), donde se implementa la ISO 14001 y la ISO 14004, las cuales refieren detalladamente el procedimiento a seguir en las diferentes etapas. Además existe una guía para la implantación de la ISO 14001 editada por el CITMA.
En Cuba, desde principio del Siglo XXI se ha comenzado a implementar y adoptar normas de sistemas gestión de carácter internacional por la Oficina Nacional de Normalización. Producto de una mayor apertura del comercio al mercado Internacional y el Proceso Perfeccionamiento Empresarial recomienda la certificación de varios sistemas por estas normas.
La pionera de la certificación ha sido la norma NC ISO 9001 Sistema de Gestión de Calidad , continuando su extensión a las NC ISO 14001 Sistema de Gestión Ambiental y la NC 18001 de Seguridad Salud en el Trabajo
El proceso tiene como objetivo garantizar la implantación de un Sistema de Dirección y Gestión Empresarial (SDGE) en las empresas estatales, grupos y uniones que logre un significativo cambio organizativo al interior de las empresas y gestionar integralmente los sistemas que la componen.
En materia energética el país ha trabajado fuertemente en la planificación y control de la energía por índices de consumo, existe experiencia de trabajo de la Supervisión Energética y las Direcciones Nacional y Provinciales de Uso Racional de la Energía de la Unión Eléctrica y un potencial de la Red Nacional de Eficiencia Energética del MES para capacitación y asesoría en el campo de la gestión energética. Todos estos elementos han permitido al equipo de Supervisión al Uso y Control de Portadores Energéticos de la Dirección de Uso Racional de la Energía, subordinado a la Unión Eléctrica del MINEN comenzar con la implementación de la Norma ISO 50001 en 50 empresas del sector
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industrial. Entre las seleccionadas se encuentra el Combinado Textil “Desembarco del Granma”. Este trabajo contribuye a la implementación de los requisitos iniciales de la Norma en cuanto a la identificación de oportunidades para la mejora del desempeño energético.
3.4 Conclusiones parciales.
1. Se establecieron tres escenarios para el estudio de la cogeneración en la textilera que caracterizan la situación actual y dos etapas de desarrollo e inversiones, donde se muestran las variaciones de las demandas de electricidad, calor y frío. Cada escenario identifica los nuevos equipos que serán instalados y como afectan las demandas energéticas
2. Al analizar los escenarios y las variantes tecnológicas se observa que la opción de cogeneración más factible es emplear la turbina de vapor, ya que cubre las demandas térmicas y desde el punto de vista económico es la más viable con un período de recuperación dinámico de 6,2 años.
3. Los mejores resultados se obtienen con la variante de turbina de vapor con operación de 24 horas con la consiguiente disminución del período de recuperación
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CONCLUSIONES
1. De la caracterización de los consumos de portadores energéticos del Combinado Textil Desembarco del Granma se deduce que los más significativos anualmente son la energía eléctrica que asciende a 5304.74 MWh, el fuel oíl con 1432,06 t, el diesel con 66.76 t.
2. No hay total simultaneidad en el valor de las demandas eléctrica y térmica en el transcurso de los meses, lo cual está condicionado por la variabilidad en la producción textil. Igual sucede con la demanda de frio, la cual no se comporta de manera estable a lo largo del año, existen meses de muy poca demanda que llega a ser muchas veces menor de la mitad de lo demandado en otros meses del año. 3. A partir de las diferentes etapas de ampliación y desarrollo de la Textilera se
establecieron los posibles escenarios de implementación de las tecnologías de cogeneración que caracterizan la situación actual y dos etapas de la inversión previstas en el marco del Convenio con el ALBA.
4. En el Escenario A (condiciones actuales) el consumo de energía eléctrica es de 1,4 MWh, el consumo de vapor 28 t/h y el consumo de aceite térmico es de 50 MWh. Estos consumos energéticos corresponden a la producción de aproximadamente 4,6 millones de m2 de tejidos planos que representa alrededor de un 10% de su producción original.
5. En el escenario B (inversiones en aproximadamente un 50 %) el consumo de energía eléctrica es de 1,6 MWh, el consumo de vapor es 32 t/h y el consumo de aceite térmico es de 64 MWh. Estos consumos corresponden a una producción aproximada de 16 millones de m² de tejidos planos.
6. Se estableció el escenario C (inversión al 100%), con la inversión finalizada se estima que la Planta de Acabado alcance una capacidad de 32 millones de m² de tejidos planos, equivalente aproximadamente al 50% de su capacidad de diseño al ser inaugurada. Para alcanzar esta capacidad es necesaria una inversión de aproximadamente 40 millones en Moneda Total.
7. Del análisis de los escenarios y las variantes tecnológicas se observa que la opción de cogeneración más factible es emplear la turbina de vapor, ya que cubre las demandas térmicas y desde el punto de vista económico es la más viable con un período de recuperación dinámico de 6,2 años.
8. Los mejores resultados se obtienen con la variante de turbina de vapor con operación de 24 horas con la consiguiente disminución del período de recuperación.
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RECOMENDACIONES
1. Continuar profundizando en la caracterización del Combinado Textil Desembarco del Granma, en cuanto a tener una data más real de las demandas de vapor.
2. Realizar un estudio de la estrategia de operación para la variante tecnológica propuesta en dependencia de la planificación de la producción y los mejores resultados económicos financieros.
3. Dar continuación a esta investigación con vistas a realizar los estudios de prefactibilidad de proyectos de cogeneración en el Combinado Textil Desembarco del Granma.
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ANEXOS
Tabla 1 Consumo en turnos de16 horas de trabajo año 2009. Consumo en turnos de 16 horas de trabajo año 2009
Electric kW Vapor kW Aceite kW Refrig kW CALOR kW E 1557,65 8705,55 945,20 296,60 9650,76 F 1991,54 8652,73 1044,44 305,32 9697,17 M 1849,13 8820,87 1004,38 325,23 9825,25 A 1860,91 6845,66 1083,29 743,26 7928,95 M 1708,93 5257,37 697,45 978,05 5954,81 J 1148,89 3386,82 518,61 695,35 3905,43 J 1532,10 10563,90 1090,54 511,38 11654,44 A 433,96 0,00 0,00 40,60 0,00 S 1518,98 6329,83 922,99 853,91 7252,82 O 1493,37 6260,37 888,90 865,56 7149,27 N 2003,22 10257,13 1544,28 739,06 11801,40 D 1654,20 9945,30 1740,19 448,29 11685,49
Tabla 2 Consumo en turnos de24 horas de trabajo año 2009. Consumo en turnos de 24 horas de trabajo año 2009
Electric kW Vapor kW Aceite kW Refrig kW CALOR kW E 736,95 4062,59 441,09 145,00 4503,69 F 1081,82 4272,95 515,77 165,85 4788,73 M 954,39 4312,42 491,03 173,46 4803,46 A 992,49 3462,17 547,87 410,07 4010,04 M 845,28 2336,61 309,98 499,89 2646,58 J 612,74 1644,36 251,79 368,30 1896,15 J 658,97 4460,31 460,45 227,28 4920,76 A 149,32 0,00 0,00 14,44 0,00 S 810,12 3201,29 466,80 471,12 3668,09 O 802,89 3060,63 434,57 480,87 3495,20 N 1023,87 4951,72 745,51 390,77 5697,23 D 853,78 4641,14 812,09 239,09 5453,23
Tabla 3 Consumo en turnos de16 horas de trabajo año 2010. Consumo en turnos de 16 horas de trabajo año 2010
Electric kW Vapor kW Aceite kW Refrig kW CALOR kW E 1439,22 7389,65 884,83 243,02 8274,48 F 1834,31 12369,59 1052,34 262,77 13421,93 M 1871,40 10106,29 1012,09 165,68 11118,38 A 1835,59 11525,14 967,78 350,72 12492,92 M 1805,48 4815,63 583,35 900,39 5398,98 J 2015,23 10541,23 1258,56 947,83 11799,79 J 2008,72 9876,42 1006,90 985,27 10883,33 A 1599,33 6058,21 807,87 797,20 6866,08 S 2117,25 11579,67 1284,74 1129,85 12864,41 O 2159,70 8257,08 1282,39 914,50 9539,47 N 1531,09 9960,20 1550,38 111,26 11510,57 D 1400,53 11913,89 1484,61 0,00 13398,50
Tabla 4 Consumo en turnos de24 horas de trabajo año 2010. Consumo en turnos de 24 horas de trabajo año 2010
Electric kW Vapor kW Aceite kW Refrig kW CALOR kW E 680,92 3284,29 393,26 118,81 3677,54 F 996,42 6108,44 519,68 142,74 6628,11 M 1006,13 5165,44 517,29 92,04 5682,73 A 978,98 5828,81 489,45 193,50 6318,26 M 893,03 2140,28 259,27 460,20 2399,55 J 1074,79 5117,95 611,05 502,02 5729,00 J 950,36 3731,09 380,39 481,69 4111,48 A 653,49 2154,03 287,24 336,60 2441,27 S 1176,25 5856,39 649,75 649,34 6506,14 O 1021,80 3669,81 569,95 447,09 4239,77 N 816,58 5037,34 784,10 61,38 5821,44 D 722,85 5824,57 725,81 0,00 6550,38
Tabla 5 Consumo en turnos de16 horas de trabajo año 2011. Consumo en turnos de 16 horas de trabajo año 2011
Electric kW Vapor kW Aceite kW Refrig kW CALOR kW E 1282,19 5923,56 532,86 113,97 6456,42 F 1599,22 7952,62 1298,48 227,46 9251,10 M 1808,49 8326,26 1278,98 265,99 9605,24 A 1768,07 11375,02 1525,25 321,61 12900,27 M 1601,10 8932,79 1397,42 549,20 10330,21 J 2149,25 9716,98 1259,49 1130,47 10976,48 J 2215,26 10631,72 1122,89 1080,94 11754,61 A 1713,22 5487,74 649,50 798,26 6137,23 S 2368,40 7630,71 1046,61 1498,46 8677,32 O 1766,48 5586,96 722,29 863,78 6309,25 N 2088,72 8826,64 1106,40 700,09 9933,04 D 1915,79 10565,87 1542,46 440,91 12108,33
Tabla 6 Consumo promedio en turnos de 16 horas de trabajo del 2009al 2011. Consumo promedio en turnos de 16 horas de trabajo del 2009al 2011
Electric kW Vapor kW Aceite kW Refrig kW CALOR kW E 1424,20 7338,78 786,06 216,31 8124,84 F 1808,35 9658,31 1131,76 265,18 10790,07 M 1842,92 9088,35 1099,87 251,31 10188,22 A 1821,52 9892,82 1186,98 471,86 11079,80 M 1703,68 6377,85 901,01 805,50 7278,86 J 1771,12 7881,68 1012,22 924,55 8893,90 J 1911,81 10360,01 1073,15 856,00 11433,17 A 1294,10 4015,98 506,91 573,40 4522,89 S 2003,13 8513,40 1084,78 1160,31 9598,18 O 1792,90 6687,24 962,09 880,59 7649,33 N 1872,53 9672,46 1398,14 513,67 11070,60 D 1656,84 10821,63 1586,76 296,40 12408,39
Tabla 7 Distribución de la demanda y generación para un Motor Diésel.
DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA Lunes a Viernes Sábados Laborab Domingos y Sab. N.Lab
kW hora Generac. Demanda Generac. Demanda Generac. Demanda
12 0 500 0 450 0 300 1 0 500 0 490 0 280 2 0 500 0 500 0 270 3 0 550 0 500 0 270 4 0 650 0 570 0 270 5 0 750 0 680 0 270 6 1520 850 1520 650 0 270 7 1520 950 1520 650 0 270 8 1520 1050 1520 650 0 270 9 1520 1600 1520 950 0 270 10 1520 2000 1520 1050 0 270 11 1520 1950 1520 1050 0 270 12 1520 1750 1520 1100 0 270 13 1520 1800 1520 1000 0 270 14 1520 2000 1520 1000 0 280 15 1520 1950 1520 950 0 290 16 1520 1400 1520 900 0 300 17 1520 800 1520 550 0 200
Obsérvese que en esta variante es necesario trabajar
en el pico. 18 1520 650 1520 300 0 160 19 1520 650 1520 200 0 160 20 1520 550 1520 200 0 160 21 1520 500 1520 200 0 180 22 0 500 0 270 0 180 23 0 500 0 390 0 180 Total 24320 24900 24320 15250 0 5910 Madrug. 0 4450 0 3850 0 2020 Diurno 18240 18100 18240 10500 0 3230 Pico 6080 2350 6080 900 0 660
Tabla 8 Datos para Motor Diésel.
Generando a plena capacidad 16 h/día, 6am a 10pm, 50 semanas/año con la textilera trabajando L-Vi 6am- 10pm y 25 Sábados 6am-2pm
DATOS U.M. 50 sem
Capacidad: 1 unidad de 1520 kW kWe 1520 Consumo especifico de fuel oil corregido g/kWh 215,93 Precio del fuel oil para generac. de electricidad SEN CUC/t 190,00 Precio del fuel oil calderas (generac. de vapor) CUC/t 211,85 Precio del fuel oil motor diesel; incluye el tratamiento CUC/t 220,32 Factor de combustible ( FPet ) - 1,8000 Costo de la electricidad de 10pm-6am, FPet=1,00 CUC/MWh 20,0 Costo de la electricidad de 6am-6pm, FPet=1,00 CUC/MWh 40,0 Costo de la electricidad de 6pm-10pm, FPet=1,00 CUC/MWh 80,0 Precio de venta de la electric. de 10pm-6am, FPet=1,00 CUC/MWh 25,2 Precio de venta de la electric. de 6am-6pm, FPet=1,00 CUC/MWh 36,5 Precio de venta de la electric. de 6pm-10pm, FPet=1,00 CUC/MWh 56,1
AHORROS
Generación p/consumo interno 6am a 6pm kWh 4185000 Generación p/consumo interno 6pm a 10pm kWh 610000 Generación p/venta al SEN 6am-6pm kWh 723500 Generación p/venta al SEN 6pm a 10pm kWh 1062000
Generación total kWh 6580500
Ahorro p/consumo interno 6am a 6pm CUC 301320 Ahorro p/consumo interno 6pm a 10pm CUC 87840 Ahorro p/venta al SEN 6am-6pm CUC 47534 Ahorro p/venta al SEN 6pm a 10pm CUC 107241 Gasto por incremento en el costo de la elect. comprada CUC 0 Ahorro bruto total de electricidad. CUC 543935 Energía térmica aprovechada (Vap + Calent. alimentac.) Mcal/día 6043,9 Combustible ahorrado en generación de vapor t 207,8
Ahorro en Fuel Oil CUC 45774
Ahorro bruto total CUC 589709
COSTO DE OPERACIÓN ANUAL
Consumo de combustible t 1420,9
Costo en combustible CUC 267291
Aceite, índice de consumo g/kWh 0,60
Costo unitario del aceite $/kg 0,65
Consumo de aceite t 3,9
Costo en aceite CUC 2566
Mantenimiento $/kWh 0,008
Costo en mantenimiento CUC 52644
Costo total de operación CUC 322501
AHORRO NETO INTERNO CUC 267208
COSTO DE LA INVERSION CUC 1280448
RECUPERACION SIMPLE DE LA INVERSION Años 4,79 Consumo específico de combustible neto g/kWh 184,36
Tabla 9 Distribución de la demanda y generación para una Turbina de Gas.
DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA Lunes a Viernes Sábados Laborab Domingos y Sab. N.Lab
kW hora Generac. Demanda Generac. Demanda Generac. Demanda
12 0 500 0 450 0 300 1 0 500 0 490 0 280 2 0 500 0 500 0 270 3 0 550 0 500 0 270 4 0 650 0 570 0 270 5 0 750 0 680 0 270 6 1400 850 1400 650 0 270 7 1400 950 1400 650 0 270 8 1400 1050 1400 650 0 270 9 1400 1600 1400 950 0 270 10 1400 2000 1400 1050 0 270 11 1400 1950 1400 1050 0 270 12 1400 1750 1400 1100 0 270 13 1400 1800 1400 1000 0 270 14 1400 2000 1400 1000 0 280 15 1400 1950 1400 950 0 290 16 1400 1400 1400 900 0 300 17 1400 800 1400 550 0 200
Obsérvese que en esta variante es necesario trabajar
en el pico. 18 1400 650 1400 300 0 160 19 1400 650 1400 200 0 160 20 1400 550 1400 200 0 160 21 1400 500 1400 200 0 180 22 0 500 0 270 0 180 23 0 500 0 390 0 180 Total 22400 24900 22400 15250 0 5910 Madrug. 0 4450 0 3850 0 2020 Diurno 16800 18100 16800 10500 0 3230 Pico 5600 2350 5600 900 0 660
Tabla 10 Datos para una Turbina de Gas.
Generando a plena capacidad 16 h/día, 6am a 10pm, 50 semanas/año con la textilera trabajando L-Vi 6am- 10pm y 25 Sábados 6am-2pm
DATOS U.M. 50 sem
Capacidad: 1 unidad de 1400 kW, con Caldera Recup. kWe 1400 Consumo especifico de fuel oil corregido g/kWh 197,13 Precio del fuel oil para generac. de electricidad SEN CUC/t 190,00 Precio del fuel oil calderas (generac. de vapor) CUC/t 211,85
Precio del combustible CUC/t 220,32
Factor de combustible ( FPet ) - 1,8000 Costo de la electricidad de 10pm-6am, FPet=1,00 CUC/MWh 20,0 Costo de la electricidad de 6am-6pm, FPet=1,00 CUC/MWh 40,0 Costo de la electricidad de 6pm-10pm, FPet=1,00 CUC/MWh 80,0 Precio de venta de la electric. de 10pm-6am, FPet=1,00 CUC/MWh 25,2 Precio de venta de la electric. de 6am-6pm, FPet=1,00 CUC/MWh 36,5 Precio de venta de la electric. de 6pm-10pm, FPet=1,00 CUC/MWh 56,1
AHORROS
Generación p/consumo interno 6am a 6pm kWh 3975000 Generación p/consumo interno 6pm a 10pm kWh 610000 Generación p/venta al SEN 6am-6pm kWh 507500 Generación p/venta al SEN 6pm a 10pm kWh 930000
Generación total kWh 6022500
Ahorro p/consumo interno 6am a 6pm CUC 286200 Ahorro p/consumo interno 6pm a 10pm CUC 87840 Ahorro p/venta al SEN 6am-6pm CUC 33343 Ahorro p/venta al SEN 6pm a 10pm CUC 93911 Gasto por incremento en el costo de la elect. comprada CUC 0 Ahorro bruto total de electricidad. CUC 501294 Energía térmica aprovechada (Vap + Calent. alimentac.) Mcal/día 21012
Combustible ahorrado en generación de vapor t 722,3
Ahorro en Fuel Oil CUC 159141
Ahorro bruto total CUC 660435
COSTO DE OPERACIÓN ANUAL
Consumo de combustible t equiv. 1909,5
Costo en combustible CUC 261569
Aceite, índice de consumo g/kWh 0,10
Costo unitario del aceite $/kg 1,85
Consumo de aceite t 0,6
Costo en aceite CUC 1114
Mantenimiento $/kWh 0,008
Costo en mantenimiento CUC 48180
Costo total de operación CUC 310863
AHORRO NETO INTERNO CUC 349572
COSTO DE LA INVERSION CUC 1392300
RECUPERACION SIMPLE DE LA INVERSION Años 3,98 Consumo específico de combustible neto g/kWh 197,13
Tabla 11 Distribución de la demanda y generación para una Turbina de Vapor. Variante 3
DISTRIBUCIÓN DE LA DEMANDA Lunes a Viernes Sábados Laborab Domingos y Sab. N.Lab
kW hora Generac. Demanda Generac. Demanda Generac. Demanda 12 0 500 0 450 0 300 1 0 500 0 490 0 280 2 0 500 0 500 0 270 3 0 550 0 500 0 270 4 0 650 0 570 0 270 5 0 750 0 680 0 270 6 1300 850 1300 650 0 270 7 1300 950 1300 650 0 270 8 1300 1050 1300 650 0 270 9 1300 1600 1300 950 0 270 10 1300 2000 1300 1050 0 270 11 1300 1950 1300 1050 0 270 12 1300 1750 1300 1100 0 270 13 1300 1800 1300 1000 0 270 14 1300 2000 1300 1000 0 280 15 1300 1950 1300 950 0 290 16 1300 1400 1300 900 0 300 17 1300 800 0 550 0 200 Obsérvese que en esta
variante es necesario trabajar en el pico. 18 1300 650 0 300 0 160 19 1300 650 0 200 0 160 20 1300 550 0 200 0 160 21 1300 500 0 200 0 180 22 0 500 0 270 0 180 23 0 500 0 390 0 180 Total 20800 24900 14300 15250 0 5910 Madrug. 0 4450 0 3850 0 2020 Diurno 15600 18100 14300 10500 0 3230 Pico 5200 2350 0 900 0 660
Tabla 12 Datos para una Turbina de Vapor
A plena capac.16 h/día, L-V 6am a 10pm + 25Sab 6am-4 pm, 50 semanas/año con la textilera trabajando L-Vi 6am-10pm y 25 Sábados 6am-2pm.
DATOS U.M. 50 sem
Capacidad: 1 unidad de 1300 kW kWe 1300 Consumo especifico de fuel oil corregido g/kWh 329,90 Precio del fuel oil para generac. de electricidad SEN CUC/t 190,00 Precio del fuel oil calderas (generac. de vapor) CUC/t 211,85 Precio del fuel empleado CUC/t 211,85 Factor de combustible ( FPet ) - 1,8000 Costo de la electricidad de 10pm-6am, FPet=1,00 CUC/MWh 20,0 Costo de la electricidad de 6am-6pm, FPet=1,00 CUC/MWh 40,0 Costo de la electricidad de 6pm-10pm, FPet=1,00 CUC/MWh 80,0 Precio de venta de la electric. de 10pm-6am, FPet=1,00 CUC/MWh 25,2 Precio de venta de la electric. de 6am-6pm, FPet=1,00 CUC/MWh 36,5 Precio de venta de la electric. de 6pm-10pm, FPet=1,00 CUC/MWh 56,1
AHORROS
Generación p/consumo interno 6am a 6pm kWh 3761250 Generación p/consumo interno 6pm a 10pm kWh 587500 Generación p/venta al SEN 6am-6pm kWh 295000 Generación p/venta al SEN 6pm a 10pm kWh 690000
Generación total kWh 5333750
Ahorro p/consumo interno 6am a 6pm CUC 270810 Ahorro p/consumo interno 6pm a 10pm CUC 84600 Ahorro p/venta al SEN 6am-6pm CUC 19382 Ahorro p/venta al SEN 6pm a 10pm CUC 69676