INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY
PRESENTE.-Por medio de la presente hago constar que soy autor y titular de la obra
denominada
, en los sucesivo LA OBRA, en virtud de lo cual autorizo a el Instituto
Tecnológico y de Estudios Superiores de Monterrey (EL INSTITUTO) para que
efectúe la divulgación, publicación, comunicación pública, distribución,
distribución pública y reproducción, así como la digitalización de la misma, con
fines académicos o propios al objeto de EL INSTITUTO, dentro del círculo de la
comunidad del Tecnológico de Monterrey.
El Instituto se compromete a respetar en todo momento mi autoría y a
otorgarme el crédito correspondiente en todas las actividades mencionadas
anteriormente de la obra.
"Diagnóstico Energético en la Planta de Manufactura de
SIEMENS Santa Catarina, N.L."-Edición Única
Title
"Diagnóstico Energético en la Planta de Manufactura de
SIEMENS Santa Catarina, N.L."-Edición Única
Authors
Jesús Rodrigo Peña Sifuentes
Affiliation
Tecnológico de Monterrey, Campus Monterrey
Issue Date
2011-05-01
Item type
Tesis
Rights
Open Access
Downloaded
18-Jan-2017 14:38:11
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE
MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
“DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO EN LA PLANTA DE MANUFACTURA DE
SIEMENS SANTA CATARINA, N.L.”
TESIS
Presentada como requisito parcial para obtener el grado académico de:
MAESTRA EN CIENCIAS
CON ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA
POR:
Ing. Jesús Rodrigo Peña Sifuentes
DIAGNÓSTICO ENERGÉTICO EN LA PLANTA DE MANUFACTURA DE
SIEMENS SANTA CATARINA, N.L
Jesús Rodrigo Peńa Sifuentes
TESIS
Presentada como requisito parcial para obtener el grado académico de:
MAESTRA EN CIENCIAS
CON ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE
MONTERREY
INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE
MONTERREY
CAMPUS MONTERREY
DIVISIÓN DE INGENIERÍA
PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA
Los miembros del comité de tesis recomendamos que la presente tesis
presentada el Ing. Jesús Rodrigo Peńa Sifuentes sea aceptada como requisito
parcial para obtener el grado académico de:
MAESTRO EN CIENCIAS
CON ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA
Comité de Tesis:
Asesor
Dr. Armando Llamas Terrés M. C. Jesús Baez Moreno
Sinodal Sinodal
Aprobado:
Director del Programa de Maestría en Ingeniería Energética
Contenido
Lista de Figuras
... iv
Lista de Tablas
... v
Resumen
... vi
Capítulo 1. Introducción
... 1
Capítulo 2. Definición del Problema
... 2
Capítulo 3. Hipótesis
... 3
Capítulo 4. Objetivo
... 4
Capítulo 5. Marco Teórico
... 5
5.1.
Administración de la Energía
... 5
5.1.1.
Objetivos de la Administración de la Energía
... 5
5.2.
Diagnósticos Energéticos
... 5
5.2.1.
Niveles de Diagnósticos
... 6
5.2.1.1.
Nivel 1: Diagnóstico “Walk-Through”
... 6
5.2.1.2.
Nivel 2: Auditoría Estándar
... 6
5.2.1.3.
Nivel 3: Simulación Computacional
... 6
5.2.2.
Etapas del Diagnóstico
... 6
5.2.2.1.
Etapa 1. Previo a la Visita
... 6
5.2.2.2.
Etapa 2. Visita al Sitio
... 7
5.2.2.3.
Etapa 3. Posterior a la Visita
... 7
5.2.3.
Reporte del Diagnóstico
... 7
5.2.3.1.
Resumen Ejecutivo
... 7
5.2.3.2.
Información del Edificio
... 7
5.2.3.3.
Información de consumos
... 7
5.2.3.4.
Medidas de Conservación de Energía
... 7
5.2.3.5.
Medidas de Operación y Mantenimiento
... 8
5.2.3.6.
Anexos
... 8
5.3.
Monitoreo de Energía
... 8
5.3.1.
Razones para monitorear la energía
... 8
5.3.1.1.
Cobrar energía a los distintos departamentos
... 8
5.3.1.2.
Indicadores de la energía utilizada
... 8
5.3.1.3.
Eficiencia de Equipos y Sistemas
... 8
5.3.1.4.
Proveer información para diagnósticos energéticos
... 8
5.3.1.5.
Identificación de problemas para mantenimiento
... 8
5.3.1.6.
Identificación de ahorros potenciales en el futuro
... 9
5.4.
Tarifas Eléctricas
... 9
5.4.1.
Conceptos Básicos
... 9
5.4.1.1.
Demanda
... 9
5.4.1.2.
Energía
... 9
5.4.1.3.
Factor de Potencia
... 10
5.4.1.4.
Factor de Carga
... 10
5.4.2.
Cargos
... 10
5.4.2.1.
Cargo por Energía
... 10
5.4.2.2.
Cargo por Demanda
... 10
5.4.2.3.
Cargo por Factor de Potencia
... 11
5.4.4.
Tarifas
... 11
Capítulo 6. Diagnóstico
... 12
6.1.
Antecedentes
... 12
6.1.1.
Actividades de la Planta
... 12
6.1.2.
Sistema de Distribución Eléctrica
... 12
6.1.2.1.
Subestación 1
... 12
6.1.2.2.
Subestación 2
... 12
6.2.
Facturación Eléctrica
... 14
6.2.1.
Tarifa HM
... 14
6.2.1.1.
Cargo por Energía
... 14
6.2.1.2.
Cargo por demanda
... 15
6.2.1.3.
Bonificación o Recargo por Factor de Potencia
... 15
6.2.2.
Análisis de Facturas
... 15
6.2.2.1.
Energía Consumida
... 16
6.2.2.2.
Demanda Facturable
... 16
6.2.2.3.
Bonificación o Recargo por Factor de Potencia
... 17
6.2.2.4.
Costo Unitario Agregado
... 18
6.2.3.
Mediciones
... 19
6.2.3.1.
Medición Subestación 1
... 19
6.2.3.2.
Medición Subestación 2
... 21
6.2.4.
Conclusiones
... 21
6.3.
Iluminación
... 22
6.3.1.
Requerimientos
... 22
6.3.2.
Tecnología Utilizada
... 22
6.3.3.
Circuitos
... 23
6.3.4.
Levantamiento
... 25
6.3.4.1.
Conteo
... 25
6.3.4.2.
Medición de Nivel de Iluminación
... 25
6.3.5.
Conclusiones
... 26
6.4.
Aire Acondicionado
... 26
6.4.1.
Requerimientos
... 26
6.4.2.
Tecnología Utilizada
... 26
6.4.3.
Levantamiento
... 26
6.4.3.1.
Conteo
... 26
6.4.3.2.
Mediciones
... 26
6.4.4.
Ganancia de calor a través de la envolvente
... 27
6.4.5.
Datos Históricos
... 28
6.4.6.
Conclusiones
... 30
6.5.
Sistema de Aire Comprimido
... 30
6.5.1.
Requerimientos
... 30
6.5.2.
Estrategia Utilizada
... 30
6.5.3.
Levantamiento
... 30
6.5.3.1.
Conteo
... 30
6.5.3.2.
Mediciones
... 31
6.5.4.
Estimación de Fugas
... 32
Capítulo 7. Estrategias de Administración de Energía
... 33
7.1.
Corrección de Factor de Potencia
... 33
7.1.1.
Subestación 1
... 34
7.1.2.
Subestación 2
... 34
7.1.3.
Análisis Económico
... 34
7.1.4.
Beneficios Adicionales
... 35
7.1.4.1.
Recuperación de capacidad instalada
... 35
7.1.4.2.
Disminución de pérdidas I
2R
... 35
7.1.5.
Conclusiones
... 35
7.2.
Iluminación
... 35
7.2.1.
Redistribución de Circuitos
... 35
7.2.2.
Cambio de Tecnología
... 36
7.2.3.
Análisis Económico
... 36
7.2.3.1.
Escenario 1: Redistribución de Circuitos
... 36
7.2.3.2.
Escenario 2: Cambio de Tecnología de Alumbrado
... 39
7.3.
Aire Acondicionado
... 40
7.3.1.
Modificación de Envolvente Térmica del Edificio
... 40
7.4.
Sistema de Aire Comprimido
... 41
7.4.1.
Eliminación de Fugas
... 41
7.4.2.
Adición de Capacidad de Tanque de Recuperación
... 42
7.5.
Sugerencias Adicionales
... 43
7.5.1.
Instalación de Medidores Fijos de Energía
... 43
7.5.2.
Actualización de diagramas eléctricos
... 43
7.5.3.
Concientización de personal
... 43
Capítulo 8. Conclusiones
... 44
Lista de Figuras
Fig. 1 Ejemplo de cálculo de demanda facturable... 9
Fig. 2 Triángulo de Potencias ... 10
Fig. 3 Diagrama Unifilar de Media Tensión ... 13
Fig. 4 Consumo Histórico de Energía ... 16
Fig. 5 Demanda Facturable Histórica... 17
Fig. 6 Bonificación y Recargo por factor de potencia ... 18
Fig. 7 Costos Unitarios Agregados ... 19
Fig. 8 Medición de demanda y factor de potencia en subestación 1 durante días hábiles
... 20
Fig. 9 Medición de demanda y factor de potencia en subestación 1 durante fin de
semana... 20
Fig. 10 Medición de demanda y factor de potencia en subestación 2 durante días
hábiles... 21
Fig. 11 Medición de demanda y factor de potencia en subestación 2 durante fin de
semana... 22
Fig. 12 Distribución de líneas de producción dentro de la planta ... 24
Fig. 13 Distribución de Circuitos en el área de producción... 24
Fig. 14 Levantamiento de Cargas de Alumbrado ... 25
Fig. 15 Grados Diarios de Enfriamiento ... 29
Fig. 16 CDD vs. Consumo ... 29
Fig. 17 Medición de Potencia en Compresor Maestro... 31
Fig. 18 Medición de Potencia en Compresor Esclavo ... 31
Fig. 20 Recargos por Factor de Potencia en 2010... 33
Lista de Tablas
Tabla I Horario de Verano para Tarifa HM Región Noreste [5]... 14
Tabla II Horario Fuera de Verano para Tarifa HM Región Noreste [5] ... 14
Tabla III Cargos por Energía Tarifa HM Ocutbre de 2010 [5]... 15
Tabla IV Niveles de Iluminación sin Alumbrado Artificial... 25
Tabla V Mediciones de Temperatura en Paredes y Techos... 27
Tabla VI Estimación de ganancia de calor a través de techo y paredes... 28
Tabla VII Estimación de ganancia anual de calor mediante CDD ... 30
Tabla VIII Potencial de Ahorro por Corrección de Factor de Potencia ... 33
Tabla IX Propuesta de circuitos de alumbrado... 38
Tabla X Comparativa Económica de Cambio de Tecnología de Alumbrado ... 39
Tabla XI Estimación de ganancia de calor agregando 1” de poliuretano espreado ... 40
Tabla XII Análisis Económico de Aislamiento Térmico... 41
Resumen
La energía eléctrica figura dentro de los mayores insumos en cualquier industria, la
industria de manufactura no es la excepción, ya que todas las plantas de manufactura
tienen que cumplir con requerimientos de iluminación adecuada para el ensamble de
productos, y la mayoría requiere aire comprimido para herramientas. Algunas plantas,
como el caso que analizaremos en este documento, también tienen un requerimiento de
temperatura en el área de manufactura para poder entregar productos con la calidad
requerida por las normas y estándares correspondientes.
El presente documento detalla el diagnóstico energético de una planta de manufactura,
analizando los sistemas de iluminación, aire comprimido y aire acondicionado, además
del sistema eléctrico de la planta.
Durante dicho diagnostico se detectaron las siguientes áreas de oportunidad: en el
sistema eléctrico se detectó bajo factor de potencia; en el sistema de iluminación se
encontró que los circuitos de alumbrado no son apropiados para un control eficiente
además de no estar utilizando tecnología de alta eficiencia; en el sistema de aire
acondicionado se encontró aislamiento pobre en la envolvente del edificio, además que
debido a las necesidades de la planta, no es posible modificar el set-point de
enfriamiento; en el sistema de aire comprimido se encontró que 25% del consumo de
los compresores se utiliza para alimentar fugas y que el tanque de recuperación es muy
pequeño para las necesidades del sistema.
Capítulo 1.
Introducción
La energía eléctrica es uno de los principales insumos de la industria manufacturera. En
este documento se analiza una planta de manufactura de interruptores de bajo voltaje
de la compañía SIEMENS, ubicada en Santa Catarina, Nuevo León; en la cual los
cargos mensuales por energía eléctrica ascienden en promedio a $780,000.
Mediante el uso más consciente y eficiente de la energía eléctrica, podemos lograr
importantes ahorros económicos sin sacrificar la producción ni el confort de los
habitantes de la planta y oficinas.
Como un beneficio adicional, al ahorrar energía, se reducen las emisiones y el impacto
al medio ambiente producidas durante la generación de energía eléctrica.
El presente documento presenta la tesis titulada “Diagnóstico Energético en la Planta de
Manufactura de Siemens Santa Catarina, N.L.”, el cual se desarrolló para la Maestría en
Ingeniería Energética con Orientación Eléctrica, y tiene como objetivo hacer más
eficiente el consumo de energía eléctrica en la planta sin sacrificar la producción ni la
comodidad de los habitantes de la planta y oficinas.
Durante el desarrollo de la tesis se detectarán áreas de oportunidad en iluminación, aire
acondicionado, aislamiento térmico, sistemas de aire comprimido y calidad de energía
eléctrica en la planta, y se plantearán propuestas para hacer más eficiente el consumo
mediante mejores prácticas y mejores tecnologías disponibles en el mercado. Se
presentará el análisis económico de cada propuesta, evaluando su factibilidad técnica y
económica.
Capítulo 2.
Definición del Problema
El hecho de que en la mayoría de las industrias, las personas responsables de pagar
las facturas energéticas no estén ligadas a la operación de las plantas, hay áreas de
oportunidad que pasan inadvertidas, haciendo que los costos por energía eléctrica sean
innecesariamente elevados.
No existe un departamento dentro de la planta que se encargue de evaluar y optimizar
el consumo energético, una manera de reducirlo es mediante un plan integral de ahorro
de energía donde se ataquen varios consumidores energéticos y se involucren diversos
departamentos responsables del mantenimiento y operación de la planta.
Capítulo 3.
Hipótesis
Con esta tesis se buscó definir si el consumo energético de la planta es eficiente,
buscando satisfacer los requerimientos para la operación de la misma, sin sacrificar la
comodidad de los trabajadores.
Las preguntas que se planean responder son las siguientes:
•
¿Se está utilizando de manera eficiente la energía eléctrica en la planta?
En las tarifas eléctricas industriales, existen horarios puntas en que la energía es
más cara, además la demanda máxima durante estos periodos tiene mayor efecto
en el cargo por demanda que en otros horarios. Se evaluará si existen posibilidades
de administración de la energía haciendo más económica la operación de la planta.
•
¿La tecnología utilizada en la planta favorece el monitoreo y ahorro energético?
Se evaluará si las tecnologías utilizadas para alumbrado, aire acondicionado y aire
comprimido de la planta es de alta eficiencia y si debido a sus horas de operación es
conveniente cambiar por otra tecnología de mayor eficiencia.
•
La tarifa utilizada actualmente ¿es la adecuada para la planta?
Capítulo 4.
Objetivo
El objetivo general de este trabajo es realizar un diagnóstico energético de la planta y
proponer estrategias administración y uso eficiente de energía. Además se espera que
los resultados obtenidos del diagnóstico y los beneficios logrados mediante las
estrategias de administración puedan ser aplicados a otras plantas del mismo tipo.
Los objetivos particulares son los siguientes:
•
En base a investigación bibliográfica, a conocimientos adquiridos durante la
maestría y otros cursos, además de la experiencia del personal de planta, definir las
áreas que puedan presentar áreas de oportunidad en cuanto a eficiencia energética
se refiere.
•
Evaluar si las tecnologías instaladas actualmente son adecuadas, de lo contrario,
proponer mejoras.
•
Realizar mediciones del consumo eléctrico de la planta para definir el estado actual
de la misma.
•
Definir un plan de eficiencia energética donde las áreas de oportunidad sean
detectadas y atacadas dependiendo de su simplicidad de implementación y
beneficios económicos.
•
Una vez atacadas las áreas de oportunidad, dar seguimiento a los beneficios
proyectados y evaluar si los resultados son los esperados.
Capítulo 5.
Marco Teórico
En esta sección se incluye información teórica sobre los temas fundamentales de la
investigación. Tal es el caso de: Administración de la Energía, Diagnósticos
Energéticos, Medición de Energía, Tarifas Eléctricas, etc.
5.1. Administración de la Energía
La administración de la energía consiste en el uso de los principios de ingeniería y
economía para controlar el costo de energía sin afectar la producción y productividad en
edificios e industrias. Es decir, los beneficios se obtienen mediante la mejora en
eficiencia energética, cambio de patrones de uso de energía y/o cambio a otras fuentes
de energía. En el libro
“Guide to Energy Management”
se define la administración de la
energía como “El uso razonable y efectivo de la energía para maximizar la utilidad
(minimizar costos) y mejorar la posición competitiva [1].
No es necesario hacer grandes inversiones para administrar la energía, existen
proyectos sin costo, de bajo costo y de alto costo. Los proyectos sin costo consisten en
cambios en las estrategias de producción y mantenimiento, estos proyectos por lo
general generan ahorros de 5% a 15%. Los proyectos de bajo costo tienen rápidos
retornos de inversión y generan ahorros de entre 15% y 30%, mientras que los
proyectos de alto costo generan ahorros mayores al 30%, pero su retorno de inversión
es más largo [3].
5.1.1. Objetivos de la Administración de la Energía
Los principales objetivos de la administración de la energía son los siguientes:
•
Mejorar la eficiencia energética y reducir el costo por energía, a la vez que se
reduce el consumo.
•
Lograr buena comunicación en aspectos de la energía.
•
Desarrollar y mantener mediciones, reportes y estrategias de administración
efectivas para lograr un uso efectivo de la energía.
•
Encontrar nuevas y mejores maneras de aumentar los retornos de las
inversiones en energía a través de investigación y desarrollo.
•
Desarrollar el interés y dedicación en la administración de energía en todos los
empleados.
•
Reducir el impacto de las interrupciones en el suministro, asegurando la
continuidad de la operación, reduciendo el impacto [2].
5.2. Diagnósticos Energéticos
De manera sencilla, un diagnóstico energético puede definirse como un proceso para
evaluar donde se está utilizando o desperdiciando la energía dentro de una planta o
edificio e identificar oportunidades para reducir el consumo [1].
Los principales objetivos de un diagnóstico energético son:
•
Identificar los tipos de energía consumidos y los costos de su uso.
•
Entender como está siendo utilizada y/o desperdiciada la energía.
•
Desarrollar un análisis económico sobre distintas alternativas y determinar
cuales son aptas para cada aplicación en particular e implementarlas [2].
5.2.1. Niveles de Diagnósticos
Se debe distinguir el nivel de diagnóstico que se va a realizar, ya que de el depende el
costo, los datos analizados y las oportunidades identificadas [2].
5.2.1.1.
Nivel 1: Diagnóstico “Walk-Through”
Como su nombre lo indica, consiste en un paseo por la instalación para inspeccionar de
manera visual los consumidores energéticos. Incluye por lo general una evaluación del
consumo de energía para analizar los patrones y cantidades de uso, a partir de estos
datos se pueden realizar comparaciones con promedios y “benchmarks” de la industria
para instalaciones similares.
Mediante este nivel de diagnóstico se puede obtener un primer estimado de potencial
de ahorro y se puede realizar una lista de oportunidades de ahorro de bajo costo
mediante mejoras en la operación y producción de una planta. De la información
obtenida en este diagnóstico se puede partir para posteriormente realizar un diagnóstico
más detallado.
5.2.1.2.
Nivel 2: Auditoría Estándar
En este nivel de diagnóstico, se cuantifican los usos y pérdidas energéticas mediante un
análisis más detallado de los equipos, sistemas y características de operación. También
se pueden realizar mediciones en campo y pruebas para cuantificar el uso de la energía
y la eficiencia de varios sistemas.
Algunos cálculos básicos de ingeniería se pueden realizar para analizar eficiencia,
energía y ahorros basados en mejoras y cambios en los sistemas. Además se incluye
un análisis económico de las estrategias de ahorro recomendadas.
5.2.1.3.
Nivel 3: Simulación Computacional
En un diagnóstico de nivel 3, se incluye el uso de la energía y la evaluación más
detallada de los patrones de consumo mediante software de simulación computacional.
Estas simulaciones toman en cuenta el clima y otras variables para predecir el consumo
de energía durante el año. El objetivo es construir una base de comparación que sea
consistente con el consumo actual de las instalaciones, a partir de ella se realizan
cambios para mejorar la eficiencia de varios sistemas y medir sus efectos. Además, se
toman en cuenta las interacciones entre sistemas para evitar sobreestimar los ahorros.
Este método es el más costoso debido al tiempo que se invierte en la recopilación de
información y el planteamiento de un modelo computacional.
5.2.2. Etapas del Diagnóstico
La mayoría de la información que se va a analizar, se puede recopilar antes de la visita
al sitio. De esta manera, el tiempo se utiliza de manera más eficiente y se pueden
organizar las tareas en 3 distintas etapas [2].
5.2.2.1.
Etapa 1. Previo a la Visita
5.2.2.2.
Etapa 2. Visita al Sitio
Durante la visita al sitio se deben inspeccionar los sistemas reales y contestar preguntas
específicas planteadas durante la revisión de la información. El tiempo requerido para la
visita varía dependiendo de que tanta información hayamos recolectado previo a la
visita, la complejidad de la planta y los sistemas y la necesidad de probar equipos.
5.2.2.3.
Etapa 3. Posterior a la Visita
El trabajo posterior a la visita es importante para asegurar que el diagnóstico sea una
herramienta de planeación, durante esta etapa se debe evaluar la información
recolectada durante la visita e investigar posibles oportunidades de ahorro, hacer el
reporte del diagnóstico y elaborar propuestas de mejora.
5.2.3. Reporte del Diagnóstico
El reporte del diagnóstico debe explicar las condiciones actuales de la planta, en todos
los aspectos que involucran su consumo energético, como es el caso de iluminación,
envolvente, ocupación, cargas eléctricas, etc. Seguido de recomendaciones para
mejorar la eficiencia de los sistemas. Al momento de redactar el reporte, debe tomarse
en cuenta la audiencia meta de cada una de las secciones y personalizarlo de acuerdo
al perfil de las personas que lo usarán.
Un reporte bien organizado debe de contar por lo menos con las siguientes secciones
[2]:
5.2.3.1.
Resumen Ejecutivo
Debe ser una explicación directa y sencilla de la situación actual y las
recomendaciones, recalcando las ventajas de seguir dichas recomendaciones, los
ahorros o costos evitados. El resumen no debe ser mayor de dos páginas.
5.2.3.2.
Información del Edificio
Debe de brindar un antecedente de la instalación que se va a analizar, los sistemas que
la componen, perfiles de operación, descripción de la antigüedad e historia. Es
recomendable que se incluya un plano del edificio y de ser posible, fotos representativas
de la instalación.
5.2.3.3.
Información de consumos
En esta sección se incluye la información relacionada con la contabilidad de la energía,
se deben incluir los diagramas y gráficas elaborados para el análisis, en los cuales se
representen claramente los patrones de consumo. La información mostrada se debe
seleccionar depndiendo del público meta. Se deben incluir además comparativas de
toda la planta, índices de uso de energía y comparativas con la industria en general.
5.2.3.4.
Medidas de Conservación de Energía
5.2.3.5.
Medidas de Operación y Mantenimiento
Esta sección se enfoca en las áreas de oportunidad referentes a la operación y
mantenimiento de la planta, detectadas durante la visita al sitio. Se deben incluir
descripciones de distintas estrategias de bajo costo que pueden solucionar problemas
detectados. Además, se deben incluir los ahorros estimados tras la implementación de
dichas estrategias.
5.2.3.6.
Anexos
Se deben incluir apéndices con toda la información de soporte que no se incluyó en
otras secciones, como es el caso de planos del sitio, notas, fotografías, formatos
utilizados para el diagnóstico, listados de cargas (equipo, motores, iluminación), etc.
5.3. Monitoreo de Energía
El monitoreo de la energía permite un control más cercano de la misma permitiendo
disminuir costos, además, provee datos históricos que ayudan a proyectar el
comportamiento futuro de la demanda y el consumo energético, estos datos también
pueden ser utilizados para realizar pronósticos.
Aunque los medidores de energía por si solos no ofrecen ningún ahorro, la experiencia
ha demostrado que tras la instalación de medidores se logran ahorros de más de 1%,
ya que la gente que utiliza la energía sabe que está siendo monitoreada.
Dependiendo de las necesidades de monitoreo, existen medidores más sofisticados que
pueden recolectar datos suficientes como para analizar formas de onda en busca de
problemas de armónicos, variaciones de voltaje, etc. Es recomendable instalar la mejor
tecnología disponible en cuanto a medidores se refiere.
5.3.1. Razones para monitorear la energía
Los principales motivos para instalar un sistema de monitoreo de energía son los
siguientes [2]:
5.3.1.1.
Cobrar energía a los distintos departamentos
Esta actividad es importante para concientizar a cada departamento, lo cual no es
posible cuando sólo una medición está disponible para toda una planta.
5.3.1.2.
Indicadores de la energía utilizada
La elaboración de tendencias por unidad de producción o por servicio ofrecido es la
base para un análisis inicial y para la implementación de acciones correctivas.
5.3.1.3.
Eficiencia de Equipos y Sistemas
La medición de energía en equipos específicos permite comparar el desempeño de los
equipos contra valores promedio de la industria.
5.3.1.4.
Proveer información para diagnósticos energéticos
Los datos obtenidos de facturas eléctricas son de el punto en el que CFE entrega la
energía, sin embargo para un buen diagnóstico energético se necesita conocer la
energía en diversos puntos de interés.
5.3.1.5.
Identificación de problemas para mantenimiento
5.3.1.6.
Identificación de ahorros potenciales en el futuro
Si la intención del ahorro de energía es a largo plazo, la medición e históricos proveen
datos valiosos en base a los cuales se pueden tomar decisiones en busca de la mejora
continua.
5.4. Tarifas Eléctricas
Dependiendo de la compañía suministradora, aplican diferentes cargos, a continuación
se mencionan los más comunes: [3]
5.4.1. Conceptos Básicos
5.4.1.1.
Demanda
El cargo por demanda corresponde a la potencia que esté demandando una planta o
comercio al mismo tiempo, la manera en que esta se define varía, en algunos casos se
consideran meses anteriores [3], en otros casos, como es el caso de la Comisión
Federal de Electricidad corresponde al promedio máximo de 15 minutos, es decir, la
energía consumida en esos 15 minutos divididos entre el tiempo, este promedio se
actualiza cada 5 minutos. La figura 5 es un ejemplo de cómo CFE calcula la demanda
máxima. Se calcula 3 veces la demanda facturable en 3 periodos de 15 minutos de la
manera siguiente:
kW hr kWh kW kW kW 400 25 . 0 100 min 60 hr 1 min* 15 min 60 hr 1 min* 5 * 300 min 60 hr 1 min* 5 * 500 min 60 hr 1 min* 5 * 400 = = + + = ASi de la misma manera obtenemos la demanda en los periodos B y C respectivamente,
obtendríamos 333.33 kW y 366.67 kW respectivamente, siendo la demanda máxima de
los 3 periodos la del periodo A (400 kW) y sería la que quedaría registrada como
demanda máxima hasta que una demanda mayor que esta sea obtenida.
0 5 10 15 20 25
[image:20.612.167.443.437.646.2]Demanda (kW) t (min) 600 400 200 A C B
Fig. 1 Ejemplo de cálculo de demanda facturable
5.4.1.2.
Energía
tiempo que esta es utilizada, entonces, mientras mayor sea la demanda de nuestra
instalación eléctrica y el tiempo que la utilicemos, mayores serán los kWh consumidos.
5.4.1.3.
Factor de Potencia
[image:21.612.184.425.231.338.2]El factor de potencia es una relación entre la potencia real y la potencia aparente. La
potencia real (P), como su nombre lo indica es la potencia que demanda el circuito y se
transforma en calor o trabajo, la potencia aparente es la suma vectorial de la potencia
real y la potencia utilizada para la formación de los campos eléctrico y magnético
(potencia reactiva Q). La Fig. 2 Triángulo de Potencias muestra el triángulo de potencias
donde se representan la demada real, reactiva y aparente.
Fig. 2 Triángulo de Potencias
5.4.1.4.
Factor de Carga
El factor de carga es la relación entre la demanda promedio y la demanda máxima de
un periodo. Indica el comportamiento de la demanda a lo largo del periodo, comparada
con su valor máximo, un factor de carga de 1 o lo más cercano a el es lo más deseable,
ya que esto demuestra la utilización constante de la carga.
5.4.2. Cargos
5.4.2.1.
Cargo por Energía
Todas las tarifas incluyen un cargo por kWh de energía consumido durante el periodo
(el cual puede ser de uno o dos meses en la mayoría de los casos. El cargo varía
dependiendo de la tarifa utilizada, en algunos casos se cobra por “bloques” de energía,
como es el caso de la Tarifa 1, en otros casos depende del horario en que sea
consumida, como es el caso de la tarifa HM.
5.4.2.2.
Cargo por Demanda
5.4.2.3.
Cargo por Factor de Potencia
Las compañías suministradoras especifica un valor objetivo de factor de potencia, en el
caso de México, este valor es 0.9 ó 90%, y corresponde a la razón de energía real
consumida respecto a la energía total consumida (suma vectorial de energía real y
reactiva). En caso de que el factor de potencia sea menor al valor objetivo,
corresponderá una penalización por bajo factor de potencia; en caso de que el factor de
potencia sea mayor al valor objetivo, corresponderá una bonificación por alto factor de
potencia. En el caso de CFE, la bonificación o penalización por factor de potencia será
un porcentaje de la suma de cargo por demanda y energía del periodo.
5.4.3. Horarios
Como ya se mencionó anteriormente, existen tarifas horarias, en las cuales los cargos
por demanda y energía varían de acuerdo al horario en que se utilice la energía. Estos
horarios varían de acuerdo a la región, el nivel de voltaje y la temporada del año. Por
ejemplo, para la tarifa HM, existen 3 horarios diferentes (base, intermedio y punta)
donde la energía consumida es “económica” en horario base, relativamente económica
en horario intermedio y más cara en horario punta. De igual manera, para el cálculo de
demanda facturable, tiene más peso la demanda máxima en horario punta, que la
demanda máxima en horario intermedio y base.
5.4.4. Tarifas
Capítulo 6. Diagnóstico
En esta sección se analizará el estado inicial de los diferentes sistemas de la planta (iluminación, aire acondicionado, aire comprimido, etc.), a d e m á s de los patrones de c o n s u m o con apoyo del análisis de facturación y medición en las subestaciones. S e incluirán datos c o m o mediciones, planos, facturas eléctricas y toda la información necesaria para plantear las propuestas de conservación energética.
De los datos obtenidos en esta sección se detectarán áreas de oportunidad, las cuales se buscará solucionar en la siguiente sección.
6 . 1 . Antecedentes
6 . 1 . 1 . Actividades de la Planta
L a planta a analizar es una planta de manufactura q u e se encarga de la fabricación de interruptores de bajo voltaje para uso industrial, se trabajan 3 turnos en algunas líneas de producción, 2 turnos en el laboratorio de pruebas eléctricas y un turno en las áreas administrativas. L a distribución de las líneas dentro de la planta h a ido cambiando desde su inicio y con ello h a n cambiado las necesidades y las cargas eléctricas.
6.1.2. Sistema de Distribución Eléctrica
La acometida de C F E es en medio voltaje (34.5 kV) y se distribuye a través de 4 subestaciones unitarias, 2 se utilizan para la planta, 1 para el área de c o m e d o r y 1 para un edificio de oficinas ajeno a la planta. P a r a este diagnóstico solo se considerarán las 2 subestaciones de la planta. Las cuales cuentan principalmente con las siguientes c a r g a s :
6.1.2.1. Subestación 1
La subestación 1 tiene una capacidad de 2.5 M V A , sus principales cargas s o n :
• El aire acondicionado de la planta, el cual es el mayor consumidor de energía (8 unidades paquete de 50 toneladas).
• El alumbrado de la planta (alrededor de 4 0 0 lámparas de aditivos metálicos de 4 0 0 W).
• T o d o s los contactos y cargas eléctricas a excepción de los compresores.
• Las cargas de oficinas (alumbrado, equipo de cómputo, impresoras, plotters y algunos electrodomésticos).
6.1.2.2. Subestación 2
La subestación 2 tiene una capacidad de 1.5 M V A , sus principales cargas s o n :
• El sistema de aire comprimido (2 compresores de 150 hp), los cuales suministran aire a las herramientas de producción.
• El sistema contra incendio.
6.2. Facturación Eléctrica
C o m o primer paso para la evaluación de posibles estrategias de ahorro, se evaluaron las facturas eléctricas de más de dos ańos con la intención de identificar patrones de uso horarios y por temporada.
6 . 2 . 1 . Tarifa HM
Dentro de la planta existen 2 contratos con la compańía suministradora (CFE), uno corresponde a la tarifa H S el cual alimenta sólo al laboratorio de pruebas eléctricas de Investigación y Desarrollo, el resto de la planta cuenta con una tarifa H M , esta sección es la q u e analizaremos a detalle.
Los cargos q u e aplican para la tarifa HM son principalmente cargo por energía, cargo por d e m a n d a y penalización o bonificación por factor de potencia.
6.2.1.1. Cargo por Energía
P a r a los cargos por energía, la tarifa varía dependiendo del horario, siendo la energía base la más económica, seguida por intermedia, y por último la de punta. El horario correspondiente a tarifa base, intermedia y punta varía a d e m á s con la temporada del ańo, q u e en el caso de la tarifa HM existen sólo 2 t e m p o r a d a s : temporada de verano (del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre) y temporada fuera de verano (del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril). La Tabla I Horario de V e r a n o para Tarifa HM Región Noreste [5] y la Tabla II Horario Fuera de Verano para Tarifa HM Región Noreste muestran los horarios correspondientes a tarifa base intermedia y punta [5]. La Tabla III Cargos por Energía Tarifa HM Ocutbre de 2010 muestra un ejemplo de las tarifas de los distintos horarios para el mes de octubre de 2010 [5].
Tabla I Horario de Verano para Tarifa HM Región Noreste [5]
Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre
Tabla II Horario Fuera de V e r a n o para Tarifa HM Región Noreste [5]
[image:25.612.106.507.436.506.2] [image:25.612.105.511.562.648.2]Tabla III Cargos por Energía Tarifa HM Ocutbre de 2 0 1 0 [5]
6.2.1.2. Cargo por d e m a n d a
Para la aplicación del cargo por d e m a n d a , se considera la d e m a n d a m á x i m a en cada uno de los horarios ( b a s e , intermedio y punta) en diferentes proporciones, de acuerdo a la siguiente ecuación.
DF =
DP + FRI •
max(
DI - DP,0) + FRB •
max(
DB - DPI
,0)
Donde:
D P es la d e m a n d a m á x i m a medida en el periodo de punta
DI es la d e m a n d a m á x i m a medida en el periodo intermedio
D B es la d e m a n d a m á x i m a medida en el periodo de base
DPI es la d e m a n d a m á x i m a medida en los periodos de punta e intermedio
FRI y FRB son factores de reducción que tendrán valores de 0.3 y 0.15 respectivamente
Siguiendo con la referencia del mes de octubre de 2 0 1 0 , el precio por d e m a n d a facturable es de: 149 p e s o s / k W [5].
6.2.1.3. Bonificación o Recargo por Factor de Potencia
L a compańía suministradora solicita mantener el factor de potencia a 9 0 % , en caso de que sea menor, generará un recargo, y en caso de ser mayor generará una bonificación de acuerdo a las ecuaciones (3) y (4) [5]:
Fórmula de Recargo:
(3)
(4)
El resultado será un porcentaje que se le agregará a la s u m a de los cargos por d e m a n d a y energía, llegando la penalización a un máximo de 1 2 0 % y la bonificación a un máximo de 2.5%. Una vez calculada la bonificación o penalización, se redondea a un decimal.
6.2.2. Análisis de Facturas
[image:26.612.168.414.89.164.2]dependiendo del horario en que fueron utilizados (base, intermedio o punta). Por último se analizaron los recargos y bonificaciones históricos por factor de potencia.
6.2.2.1. Energía C o n s u m i d a
L a Fig. 4 C o n s u m o Histórico de Energía muestra el c o n s u m o durante los meses analizados, p o d e m o s observar un patrón de c o n s u m o que varía dependiendo de la temporada del ańo, es decir, durante lo meses más calientes del ańo se c o n s u m e más energía, esto se puede deber al uso de aire acondicionado dentro de la planta y nos sirve para detectar una posible área de oportunidad en el sistema de aire acondicionado.
T a m b i é n p o d e m o s ver que conforme h a pasado el tiempo (de un ańo a otro), el c o n s u m o energético h a aumentado. Esto se debe principalmente al crecimiento de la planta, por lo que no será considerado un área de oportunidad. Sin e m b a r g o se buscarán posibles áreas de oportunidad en el análisis de cada sistema.
Energía Consumida 2008
6.2.2.2.
Fig. 4 C o n s u m o Histórico de Energía
D e m a n d a Facturable
L a d e m a n d a facturable se analiza en la Fig. 5 D e m a n d a Facturable Histórica, en esta figura p o d e m o s detectar el m i s m o patrón que se detecta en el c o n s u m o energético, lo cual ocasionará que se ponga más atención en la sección de aire acondicionado.
[image:27.612.97.497.298.578.2]Demanda 2008
6.2.2.3.
Fig. 5 D e m a n d a Facturable Histórica
Bonificación o Recargo por Factor de Potencia
[image:28.612.102.504.100.401.2]Factor de Potencia
Recargo/ Bonificación
DRecargo/ Bonificación
[image:29.612.100.540.108.368.2]"f.p.
Fig. 6 Bonificación y Recargo por factor de potencia
6.2.2.4. Costo Unitario A g r e g a d o
El costo unitario agregado es el costo q u e integra el cargo por energía y el cargo por d e m a n d a t o m a n d o e n cuenta el factor d e carga existente en la planta. Este se calcula de la siguiente manera:
Fig. 7 Costos Unitarios Agregados
6.2.3. Mediciones
C o m o se mencionó anteriormente, los datos de energía, d e m a n d a y factor de potencia fueron obtenidos de las facturas de la compańía suministradora. Existe la desventaja de que estas facturas incluyen a d e m á s de la planta, un edificio de oficinas y un comedor, es decir, la planta no cuenta con un medidor exclusivo para sus consumos, es por ello que se utilizó un equipo de medición portátil (Fluke 43B) para monitorear la d e m a n d a activa y aparente en las 2 subestaciones de la planta y obtener el factor de potencia, d e m a n d a y perfil de carga reales en cada una de estas subestaciones.
6.2.3.1. Medición Subestación 1
S e midió la d e m a n d a (activa y aparente) durante varios días para determinar un perfil de carga típico. C o n estos datos se calculó su factor de potencia para identificar la variación a lo largo del día y caracterizar la curva de potencia a lo largo de un día típico entre s e m a n a y fin de s e m a n a . L a Fig. 8 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 1 durante días hábiles muestra los datos de la subestación 1 medido en días hábiles mientras que la Fig. 9 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 1 durante fin de s e m a n a muestra los datos de la misma subestación durante un fin de semana.
A u n q u e la d e m a n d a durante el horario punta (8:00p.m. a 10:00p.m.) no es tan alta c o m o en horario intermedio, se debe analizar la posibilidad de disminuir la carga durante este horario y enviarla a la m a ń a n a , ya que entre 12:00a.m. y 10:00 a.m. la d e m a n d a es muy baja.
Lunes 20 de Septiembre de 2010
Fig. 8 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 1 durante días hábiles
Sábado 11 de Septiembre de 2010
[image:31.612.135.477.143.370.2] [image:31.612.119.489.444.680.2]6.2.3.2. Medición Subestación 2
El principal consumidor de esta subestación es el sistema de aire comprimido, sin e m b a r g o se midió inicialmente la carga de toda la subestación para detectar áreas de oportunidad de control horario de d e m a n d a y factor de potencia. La Fig. 10 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 2 durante días hábiles y la Fig. 11 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 2 durante fin de s e m a n a muestran la d e m a n d a aparente, real y el factor de potencia para días entre s e m a n a y en fin de s e m a n a respectivamente.
P o d e m o s observar que el factor de potencia también es bajo en esta subestación, a u n q u e la d e m a n d a es mucho menor que en la subestación 1. Debido a la naturaleza de las cargas, es menos probable que existan armónicas en esta subestación, sin embargo, también debe realizarse una medición de armónicos para evaluar la instalación de banco de capacitores o filtros activos. V e m o s también que la d e m a n d a punta es alta c o m p a r a d a con el resto del día por lo que se debe analizar la posibilidad de modificar los horarios de operación de los compresores.
Lunes 18 de Octubre de 2010
Fig. 10 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 2 durante días hábiles
6.2.4. Conclusiones
[image:32.612.112.502.299.554.2]A d e m á s , encontramos un perfil de c o n s u m o que indica que en temporada de calor, tanto la d e m a n d a c o m o el c o n s u m o energético es mayor, lo cual atribuiremos al uso de aire acondicionado y su análisis será transferido a la sección de aire acondicionado.
Sábado 16 de Octubre de 2010
Fig. 11 Medición de d e m a n d a y factor de potencia en subestación 2 durante fin de s e m a n a
6.3. Iluminación
6 . 3 . 1 . Requerimientos
P a r a el ensamble de los interruptores, muchas de las actividades son realizadas a mano, lo cual h a c e que el área de trabajo de los operadores tenga un nivel de iluminación de por lo meno s 3 0 0 luxes [6]. T o m a n d o en cuenta que algunas líneas de producción trabajan tres turnos, h a y áreas de la planta (no todas) que requieren mantener este nivel de iluminación durante 2 4 horas por día y en ocasiones durante 7 días por semana.
6.3.2. Tecnología Utilizada
L a tecnología utilizada actualmente en el área de producción y almacén es de aditivos metálicos de 4 0 0 W . E s ta tecnología no es la más eficiente actualmente por lo que vale la pena analizar el cambio de tecnología por alguna más eficiente c o m o es el caso de las lámparas fluorescentes (T5), lámparas de inducción magnética o lámparas L E D (Diodo Emisor de Luz).
[image:33.612.123.492.148.390.2]El alumbrado en las áreas de laboratorio y oficinas es de alta eficiencia (fluorescente T5 y fluorescente T8) por lo que para estas áreas no se analizará la opción de cambio de tecnología.
6.3.3. Circuitos
Los circuitos de alumbrado de la planta no fueron diseńados para la distribución actual de la planta, sino que fueron diseńados antes de definir el layout de las líneas de producción. La Fig. 12 Distribución de líneas de producción dentro de la planta muestra la distribución actual de las líneas de producción en la planta, mientras que la Fig. 13 Distribución de Circuitos en el área de producción, muestra la distribución de los circuitos de alumbrado dentro de la misma.
P o d e m o s ver que la distribución de circuitos no se basa en la distribución de las líneas de producción, sino que es un arreglo en el que una fila completa de lámparas a lo largo de la planta está dividida en 2 circuitos intercalados. Esto hace que el control de apagado/encendido de iluminación no se pueda aplicar eficientemente, ya que al requerir iluminación en una línea de producción que puede ser sólo un pequeńo cuadro en el centro de la planta y que solo requeriría 9 lámparas encendidas, tendríamos que encender 33 lámparas (3 filas completas) para mantener iluminada la línea.
Es necesario analizar la opción de reubicar los circuitos de alumbrado de m a n e r a que correspondan a las áreas de producción para poder controlar de m a n e r a más eficiente la iluminación. Es probable que una vez que se reacomoden los circuitos, ya no sea necesario realizar el cambio de tecnología de las luminarias, pero esta opción se analizará en la siguiente sección.
Fig. 12 Distribución de líneas de producción dentro de la planta
[image:35.792.177.782.7.602.2]6.3.4. Levantamiento
6.3.4.1. Conteo
Es importante saber que tanto de la d e m a n d a y energía consumida corresponde a cada sistema de la planta, por lo que se realizó un levantamiento de la cantidad, tecnología y d e m a n d a de los equipos de alumbrado instalados en la planta. Los datos obtenidos en el levantamiento se muestran en la
Fig. 14 Levantamiento de Cargas de Alumbrado.
Fig. 14 Levantamiento de Cargas de A l u m b r a d o
6.3.4.2. Medición de Nivel de Iluminación
C o m o se mencionó anteriormente, la planta cuenta con tragaluces que aportan iluminación natural durante la mayor parte del día. Es importante saber si el nivel de iluminación que aportan los tragaluces es suficiente para llegar al nivel requerido sin necesidad de encender la iluminación artificial.
La Tabla IV Niveles de Iluminación sin Alumbrado Artificial muestra los niveles de iluminación medidos en diferentes ubicaciones de la planta en distintos horarios.
[image:36.612.94.538.188.282.2] [image:36.612.132.480.453.707.2]6.3.5. Conclusiones
Está claro q u e la distribución de los circuitos de alumbrado en la planta no es la ideal, c o m o primer paso se deberá evaluar la opción de redistribuir los circuitos, lo cual seguramente traerá grandes beneficios y a q u e se mejorarán notablemente las prácticas de operación. U n a v e z reubicados los circuitos se analizará si aún vale la pena realizar el c a m b i o de tecnología de iluminación en las áreas de planta y almacén.
D e las mediciones del nivel de iluminación en distintas ubicaciones, encontramos q u e el nivel de iluminación en ciertas horas del día es adecuado sin necesidad de encender la iluminación artificial.
6.4. Aire Acondicionado
6 . 4 . 1 . Requerimientos
D e b i d o a q u e el proceso de producción requiere q u e se realicen calibraciones térmicas dentro de la planta, se requiere q u e la planta esté durante todo el tiempo a entre 21°C y 23°C. Esto h a c e casi imposible la modificación en el punto de consigna (setpoint) del sistema de aire acondicionado, sin embargo se evaluará si la tecnología utilizada actualmente es eficiente, a d e m á s de si se está utilizando de m a n e r a eficiente la energía en cuanto a aire acondicionado se refiere.
6.4.2. Tecnología Utilizada
L a tecnología utilizada actualmente para el aire acondicionado de la planta e s : equipos paquete de EER = 9. A u n q u e este dato no aparece en la placa del equipo, ni en su hoja de datos, se a s u m e esta eficiencia de acuerdo a datos de otras capacidades [8].
6.4.3. Levantamiento
6.4.3.1. Conteo
P a r a el área de producción se utiliza un total de 8 equipos paquete de 50 toneladas de refrigeración cada uno, dando un total de 4 0 0 T.R., considerando la eficiencia de estos equipos, la d e m a n d a teórica de los 8 equipos en conjunto es de alrededor d e :
Tabla V Mediciones de Temperatura en Paredes y Techos
Sólo se consideraron 3 de las cuatro paredes del edificio, ya que la cuarta pared es compartida con otra sección del edificio (el almacén), la cual es acondicionada por equipos de aire lavado, es por ello que se considera que no habrá ganancia considerable de calor a través de esa p a r e d ; además, de la pared frontal solo se considera una sección ya que la mayoría de esta pared es compartida con un edificio de oficinas el cual es acondicionado independientemente. L a temperatura exterior en el techo no se midió, sin embargo, para el cálculo de ganancia de calor, la AT se considerará el promedio de AT de las paredes con el m i s m o material del techo.
6.4.4. Ganancia de calor a través de la envolvente
Para el cálculo de la ganancia de calor, es necesario conocer el material de la envolvente del edificio, su resistencia térmica y sus dimensiones. C o n estos datos y la siguiente ecuación estimaremos la ganancia de calor a través de techos y p a r e d e s :
[image:38.612.83.535.85.418.2]Tabla VI Estimación de ganancia de calor a través de techo y paredes
6.4.5. Datos Históricos
Para obtener la relación entre la temperatura ambiente y el c o n s u m o energético, se obtuvieron datos históricos [10] de los "Grados Diarios de Enfriamiento", los cuales utilizaremos para validar la relación entre la temperatura ambiente y la energía consumida. La Fig. 15 Grados Diarios de Enfriamiento ( C D D por sus siglas en inglés) muestra que la tendencia a lo largo del ańo de los C D D está relacionada con el c o n s u m o de energía a lo largo del mismo. Entonces p o d e m o s asumir que la diferencia de alrededor de 240,000 k W h que existe entre los m e s e s de menor y mayor c o n s u m o en cada ańo se debe al aire acondicionado, lo cual hace interesante el análisis de estrategias de administración de energía en ésta área.
[image:39.612.90.525.88.256.2]kWh vs. CDD 2008
kWh vs. CDD 2009
[image:40.612.100.513.91.535.2]kWh vs. CDD 2010
[image:40.612.132.481.397.536.2]Fig. 15 Grados Diarios de Enfriamiento
Fig. 16 CDD vs. Consumo
Utilizando los datos de CDD obtenidos, también podemos estimar el consumo por concepto de aire acondicionado con la siguiente ecuación:
/ unu / unu / uiu
Siendo U el inverso de la RT o t a l mencionada anteriormente, la Tabla VII Estimación de ganancia
Tabla VII Estimación de ganancia anual de calor mediante CDD
6.4.6. Conclusiones
S e c o m p r o b ó q u e la d e m a n d a provocada por el sistema de aire acondicionado es responsable de más de un 2 5 % de la d e m a n d a m á x i m a de la planta, a d e m á s se mencionó que no es posible modificar el setpoint de temperatura ya que el aire acondicionado es un requerimiento de producción. Esto hace que reducir la ganancia de calor a través de paredes y techo sea una estrategia de conservación de energía atractiva. E s t a estrategia será planteada en el capítulo 7.
6.5. Sistema de Aire Comprimido
6 . 5 . 1 . Requerimientos
El aire comprimido en la planta se requiere principalmente para las herramientas de ensamble en las líneas de producción, se requieren 1 0 0 psi en las líneas y para ello se utilizan 2 compresores de 1 5 0 H P cada uno.
6.5.2. Estrategia Utilizada
Actualmente se utiliza un compresor c o m o maestro y uno c o m o esclavo, los cuales se intercambian periódicamente. El maestro trabaja con un setpoint bajo de 9 5 psi y un setpoint alto de 1 0 5 psi, es decir arrancará al bajar la presión a 9 5 p s i , y operará hasta que la presión llegue a 105 psi. El compresor esclavo tendrá un setpoint bajo de 90 psi, y un setpoint alto de 1 0 5 psi. L a estrategia de control en cada compresor es "Load/Unload" o carga/descarga.
6.5.3. Levantamiento
6.5.3.1. Conteo
Para el suministro de aire comprimido de la planta contamos con 2 compresores marca K A E S E R modelo D S D 150. La d e m a n d a de cada compresor varía entre 30 k W cuando no hay flujo de aire y 120 k W a plena carga.
A d e m á s de los compresores, existen 2 secadores marca K A E S E R modelo T G 3 0 1 E , los cuales no serán considerados en este d o c u m e n t o ya que la d e m a n d a que aportan no es significativa.
6.5.3.2. Mediciones
Se realizaron mediciones para identificar los siguientes parámetros: d e m a n d a con carga en compresores maestro y esclavo durante un día normal de trabajo, tiempo de carga y de descarga en compresor maestro en condiciones con carga y sin carga.
A continuación se muestran las mediciones realizadas:
[image:42.612.139.477.159.393.2]Fig. 19 Medición de Compresor Maestro sin Carga
6.5.4. Estimación de Fugas
C o n los datos obtenidos durante la medición de tiempos de carga y descarga, estando el compresor sin carga podemos estimar las fugas de la siguiente manera [3]:
T o m a n d o en cuenta que este porcentaje corresponde a la capacidad de los compresores y no a lo que estamos utilizando, analizando la d e m a n d a del compresor que aparece en la Fig. 17 Medición de Potencia en Compresor Maestro, nos damos cuenta que el compresor está consumiendo aproximadamente un 6 5 % de la d e m a n d a que tendría a capacidad plena. Revisando la relación entre la d e m a n d a y la capacidad a la que estamos trabajando [9], v e m o s que estamos trabajando a solo 2 5 % de la capacidad del compresor, lo que hace que el 7 % que calculamos de fugas corresponda en realidad a 2 6 % de nuestro c o n s u m o por aire comprimido.
6.5.5. Conclusiones
D e las mediciones de d e m a n d a realizadas en el compresor maestro encontramos que el tiempo en que más aire comprimido se c o n s u m e es en el primer turno ( a p r o x i m a d a m e n t e entre 7 y 17 horas), además, al medir el compresor esclavo nos d a m o s cuenta que se mantuvo a p a g a d o durante todo el día, es decir, un solo compresor es suficiente para satisfacer las necesidades de la planta.
U n área de oportunidad detectada durante el levantamiento es el t a m a ń o del tanque de recuperación, el cual es un 4 0 % del requerido lo cual repercute en el c o n s u m o del sistema.
[image:43.612.93.521.51.307.2]Capítulo 7. Estrategias de Administración de Energía
En esta sección, se propondrán estrategias de administración de energía que traigan beneficios económicos en b a s e a los datos obtenidos durante la etapa de diagnóstico. A continuación se mencionarán en el orden que deberían ser implementados de acuerdo a simplicidad y rápido retorno de inversión.
7 . 1 . Corrección de Factor de Potencia
C o m o bien se vio en la sección 6.2.2.3, el bajo factor de potencia en la planta nos ha generado recargos mensuales durante casi todos los meses. La Fig. 20 Recargos por Factor de Potencia en 2010 muestra los cargos que se han tenido por bajo factor de potencia en los m e s e s analizados del 2010 (de enero a septiembre de 2010).
Fig. 20 Recargos por Factor de Potencia en 2 0 1 0
C o m o p o d e m o s ver, los cargos generados son en promedio más de $ 3 0 , 0 0 0 mensuales, con cargos que ascienden a más de $ 6 0 , 0 0 0 mensuales. Estos cargos pueden ser eliminados. La Tabla VIII Potencial de Ahorro por Corrección de Factor de Potencia muestra el promedio de los recargos, el acumulado de los m e s e s antes mencionados, y el potencial de bonificación que se podría tener si se llevara el factor de potencia a 1.
Tabla VIII Potencial de Ahorro por Corrección de Factor de Potencia
[image:44.612.129.467.239.397.2]7 . 1 . 1 . Subestación 1
La d e m a n d a considerada para la subestación 1 es de 9 0 0 kW, considerando en el caso en que la d e m a n d a es lo más alta. A d e m á s se consideró el factor de potencia más bajo, que es 0.8. En base a esto y considerando subir a 1 el factor de potencia se calcula la potencia reactiva requerida c o m o s i g u e :
7.1.2. Subestación 2
La d e m a n d a considerada para la subestación 1 es de 3 0 0 kW, considerando en el caso en que la d e m a n d a es lo más alta. A d e m á s se consideró el factor de potencia más bajo, que es 0.8. En base a esto y considerando subir a 1 el factor de potencia se calcula la potencia reactiva requerida c o m o s i g u e :
7.1.3. Análisis Económico
C o n los datos anteriormente calculados, se solicitó la cotización de 2 bancos de capacitores automáticos (debido a la d e m a n d a variable a lo largo del día). Las cotizaciones recibidas fueron las siguientes:
Considerando un costo total de $221,950 y ahorros mensuales de $54,475.62, calculamos el retorno simple de la inversión c o m o sigue:
o n n
Inversión Inicial $221,950.00
SPP =
= = 4.074
meses
7.1.4. Beneficios Adicionales
A d e m á s del beneficio económico de eliminar el recargo por bajo factor de potencia y el hacernos acreedores a bonificaciones por alto factor de potencia, los siguientes beneficios adicionales se obtienen al corregir el factor de potencia.
7.1.4.1. Recuperación de capacidad instalada
Al corregir el factor de potencia, dejamos de mover corriente reactiva en toda la infraestructura que se encuentre aguas arriba del banco de capacitores. C o m o nuestro banco de capacitores estará instalado en el lado de baja del transformador (en a m b o s casos), recuperaremos capacidad en cada subestación, en las líneas de media tensión y en la seccionadora que se encuentran desde la acometida principal hasta la subestación.
La manera de calcular el porcentaje de capacidad recuperada es la siguiente [ 9 ] :
Lo cual equivale a 2 3 7 kVA entre las 2 subestaciones, t o m a n d o en cuenta que el cálculo fue conservador, ya que se espera que el banco de capacitores corrija el f.p. a 1 y no a 0.95. 7.1.4.2. Disminución de pérdidas I2 R Las pérdidas I2 R también se verán reducidas debido a que ya no está fluyendo corriente reactiva a través de la infraestructura que se encuentra aguas arriba del banco de capacitores. La reducción de pérdidas I2
R se calcula de la siguiente m a n e r a [ 9 ] :
H a y que tener claro que este valor ( 2 9 . 0 9 % ) es reducción de pérdidas y no ahorro energético. Las pérdidas del sistema no están cuantificadas en la planta, por lo que no se calculó el ahorro real que se tiene por disminución de pérdidas 7.1.5. Conclusiones El rápido retorno de inversión en conjunto con los beneficios adicionales ya mencionados hace que esta estrategia sea completamente recomendable y considerada dentro de los primeros pasos. 7.2. Iluminación
7 . 2 . 1 . Redistribución de Circuitos
C o m o se analizó en la sección 6.3.3, los circuitos de alumbrado no son los ideales para un uso eficiente de la energía eléctrica, así que una inversión de bajo costo y alto retorno sería reubicar los circuitos de manera que se acoplen a las distintas áreas que conforman la planta, de esta m a n e r a se utilizará la luz sólo donde se necesita, dejando luces "piloto" en el resto de la planta.
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