Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey

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(2) INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDlOS SUPERIORES DE MONTERREY CAMPUS MONTERRFY DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA. TECNOLÓGICO DE MONTERREY. ADMINISTRACIÓN DE ENERGÍA ELECTRlCA ITESM, CAMPUS MONTERRFY. TESIS PRESENTADA COMO REQUISITO PARCIAL PARA OBTENER El GRADO ACADÉMICO DE:. MAESTRO EN CIENCIAS ESPECIALIDAD EN INGENIERÍA ENERGÉTICA. POR. RAFAEL PÉREZ LÁZARO MONTERREY, N. L.. MAYO DE 2005.

(3) INSTITUTO TECNOLÓGICO Y DE ESTUDIOS SUPERIORES DE MONTERREY CAMPUS MONTERREY DIVISIÓN DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA PROGRAMA DE GRADUADOS EN INGENIERÍA Los miembros del comité de tesis recomendamos que el presente proyecto de tesis presentado por el Ing. Rafael Pérez Lázaro sea aceptado como requisito parcial para obtener el grado académico de: Maestro en Ciencias Especialidad en Ingeniería Energética. Comité de Tesis:. Dr. Armando Llamas Terrés Asesor. M.C. Jorge Alberto de Los Reyes Sinodal. M.C. Jesús Antonio Baez Moreno Sinodal. Aprobado:. Dr. Federico Viramontes Brown Director del Programa de Graduados en Ingeniería Mayo, 2005.

(4) DEDICATORIA A Dios el Padre Celestial Al Hijo nuestro Redentor Al Eternal Consolador Por permitirme la vida, salud y darme entendimiento para concluir esta etapa de mi vida A mis Padres Por todo su amor y comprensión en cada momento, por sus oraciones que siempre me fortalecieron A mi esposa Azucena Por su amor, paciencia y ayuda idónea.

(5) AGRADECIMIENTOS Al Ing. Jesús Baez por su apoyo y dirección en este proyecto Al Dr. Armando Llamas por su disposición Al Ing. Jorge de los Reyes por su apoyo como sinodal Al Ing. Raúl de Santiago por la confianza que me brindó Al Ing. Marco Rodríguez por su apoyo Al Ing. Felipe López por las facilidades maestría. para sobre llevar la carga de trabajo y la. Al Ing. Humberto Orozco por su tiempo y apoyo Al Ing. Raúl Hurtado por sus consejos para la vida profesional A mis compañeros: Lulú, Nadhiely, Martha, Manuel, Ricardo, Lanz, Dante, Joel, Jorge Armando, Bernard, Aníbal, Adrián, JJ Flores, Luis por su amistad y compañerismo.

(6) CONTENIDO Lista de Tablas Lista de Figuras Introducción 1.. Facturación de Energía Eléctrica CFE 1.1 Niveles de Tensión 1.2 Tarifas 1.3 Regiones 1.4 Períodos 1.5 Componentes de la Facturación 1.5.1 Cargo por Energía 1.5.2 Cargo por Demanda 1.5.3 Factor de Potencia 1.6 Facturación Total. 2. Facturación Energía Eléctrica IBERDROLA 2.1 Reforma Energética 2.2 Componentes de la Facturación Energía Iberdrola Monterrey 2.2.1 Costo Fijo 2.2.2 Costo Variable. i ii iii 1 1 1 2 3 4 4 4 5 6 8 8 9 9 10. 3. Detección de Áreas de Oportunidad Mediante Análisis de Información Histórica 21 3.1 Panorama Actual 3.2 Comparativa del Costo Unitario de la Energía 3.3 Alternativas para Reducir el Costo Unitario de Energía Consumida en Iberdrola 3.3.1 Mejorar el Factor de Carga 3.3.2 Contrato de Cobertura Gas Natural 3.3.3 Combinación de Factor de Carga y Precio del Gas. 21 24 28 28 29 33. 4. Alternativas para Reducir la Facturación de Energía Eléctrica. 36. 4.1 Autogeneración Utilizando Transferencia de Carga Suave 4.2 Almacén Térmico (Thermal Energy Stotage). 36 43.

(7) 5. Casos de Estudio 1. Uso de Generador de Emergencia en Horario Punta para Reducir la Facturación de Energía Eléctrica. 47 47. 2. Reducción Consumo Eléctrico por Automatización y Control del Sistema HVAC Edificio CEDES. 52. 3. Reducción Consumo Eléctrico por Sustitución de Equipos en Sistema HVAC Edificio CEDES. 58. CONCLUSIONES. 65. RECOMENDACIONES. 67. BIBLIOGRAFÍA. 68.

(8) LISTA DE TABLAS 1.1 1.2 2.1 3.1 3.2 3.3 3.4 3.5 5.1 5.2 5.3 5.4 5.5 5.6 5.7 5.8. Período de horario de verano Período fuera horario de verano Resumen de cargos Programa para estimar la facturación CFE Comparativa costos energía CFE-IEM Estimación de ahorro aumentando FC 10% Estimación de ahorro aumentando FC 15% Estimación de ahorro aumentando FC 10% y costo gas 5.5usd/mmbtu Costo energía por período Costo energía horario punta Ahorros por generación en punta Costo de energía propuesto por período Desempeño energético enfriador Ahorros 1000 TR Ahorros a carga parcial Ahorros pos sustitución de equipos. 3 3 12 25 26 33 34 35 49 50 50 51 51 62 63 63.

(9) LISTA DE FIGURAS 1.1 Facturación de CFE tarifa HM 2.1 Cargo variable por operación y mantenimiento 2.2 Cargo variable por combustible 2.3 Cargo por arranque 2.4 Cargo por respaldo 2.5 Cargo por porteo CFE 2.6 Cargo o bonificación por UNUSED 2.7 Resumen de facturación 2.8 Ajuste de facturación 3.1 Perfil de consumo ITESM 3.2 Esquemático de circuitos del campus 3.3 Alimentación Cedes 3.4 Medición ITESM acometida Iberdrola 3.5 Esquema planta de ciclo combinado 3.6 Factores de carga reales y necesarios para operar 3.7 Precios reales y necesarios del gas natural 3.8 Costo de la energía en función del consumo y precio del gas 3.9 Proporción del combustible en el costo variable 3.10 Costo unitario de la energía aumentando FC 10% 3.11 Costo unitario de la energía aumentando FC 15% 3.12 Costo unitario de la energía aumentando FC 10%, precio gas fijo 4.1 Transferencia común 4.2 Voltaje en terminales durante la transición 4.3 Voltaje en transición cerrada 4.4 Transición con carga suave 4.5 Componentes de un sistema de arranque suave 4.6 Interface gráfica de usuario 4.7 Tanque de almacén para agua helada 4.8 Estrategia de almacenamiento parcial 4.9 Estrategia de almacenamiento total 5.1 Distribución de horas en los períodos 5.2 Distribución de la facturación 5.3 Distribución con autogeneración 5.4 Perfil consumo manejadoras 5.5 Perfil consumo enfriadores 5.6 Sistema de control unidades manejadoras 5.7 Sistema de control central agua helada edificio cedes 5.8 Demanda en generación de agua helada 5.9 Perfil consumo cedes 5.10 Plano de interconexión agua helada 5.11 Desempeño a cargas parciales 5.12 Perfil de temperatura exterior. 7 13 15 15 16 17 18 19 20 21 22 23 25 27 29 30 31 32 33 34 35 37 38 39 40 42 42 44 45 46 48 48 51 53 55 56 57 58 59 60 61 65.

(10) INTRODUCCIÓN. En zonas de clima extremo aproximadamente el 70% del consumo de energía en edificios es para mantener climatizados los espacios. En el Campus Monterrey del ITESM la proporción del costo de la energía eléctrica por concepto de operación del aire acondicionado representa hasta el 60% de la facturación en los meses de verano. Ante la creciente demanda de energía debida a los nuevos espacios en el campus y su necesidad de acondicionarlos hacen prioritario para las autoridades financieras de la institución buscar la manera de reducir los costos debidos al suministro de energía En la actualidad, una administración correcta de la energía eléctrica está íntimamente ligada al uso eficiente de la misma, para sostener e impulsar el desarrollo de cualquier país. El uso eficiente de este recurso energético impacta directamente sobre los costos de cualquier actividad vital a que se destine: producción de alimentos, crecimiento industrial, creación de centros educativos, vivienda, servicios de salud pública y, en general, todo tipo de actividad productiva o social A partir de las reformas hechas por el ejecutivo federal en 1992, la modificación del Artículo 3 no considera servicio público de energía eléctrica: 1. La generación de energía eléctrica para autoabastecimiento, cogeneración o pequeña producción 2. La generación de energía eléctrica que realicen los productores independientes para su venta a la Comisión Federal de Electricidad 3. La generación de energía eléctrica para su exportación, derivada de cogeneración, producción independiente y pequeña producción 4. La importación de energía eléctrica por parte de personas físicas o morales, destinadas exclusivamente al abastecimiento para usos propios 5. La generación de energía eléctrica destinada a uso en emergencias derivadas de interrupciones en el servicio publico de energía eléctrica En base al las modificaciones hechas al artículo 3 de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica, El Tecnológico de Monterrey, campus Monterrey cuenta a partir de julio de 2003 con un suministrador de energía eléctrica adicional, Iberdrola Energía Monterrey S.A. de C.V. en la modalidad de Autoabastecimiento pero mantiene su carga contratada con la Comisión Federal de Electricidad (CFE) en tarifa horaria media tensión HM . El estudio de administración de ambos contratos nos llevará a encontrar una distribución de cargas óptimas en el tiempo, en el caso del contrato CFE se deben considerar las tarifas horarias de energía, demanda así como las penalizaciones por bajo factor de potencia serán variables a considerarse. El caso de Iberdrola Energía Monterrey, por ser una planta de ciclo combinado, donde el 70% de la energía se produce por una turbina de gas, los principales factores serán el precio del gas natural [Usd/MMBTU] para el cargo por energía de parte del suministrador y el factor de carga.

(11) al que opera el Instituto dicha acometida el cual es determinante en el costo unitario de la energía Las acciones para la reducción de la facturación final consideran las limitantes operativas de la infraestructura actual y desarrolla los análisis necesarios para conocer el costo beneficio de futuras modificaciones encaminadas a conseguir el menor costo de energía Aparte de la administración de los contratos en si misma, el uso eficiente o racional de la energía eléctrica reflejará una reducción en los consumos y con ello la facturación por lo que tener un control estricto de las principales cargas como iluminación y aire acondicionado mediante procesos de automatización es primordial. Se analizará el comportamiento de un edificio en particular del Instituto, el edificio del Centro de Estudios para el Desarrollo Sostenible (CEDES) en los meses cálidos con los históricos de dos años para obtener el impacto del aire acondicionado en la carga total del sistema y estimar las reducciones que se pueden conseguir con la automatización Para detectar las áreas de oportunidad se obtendrán los análisis de perfiles de demanda (resultados históricos) a partir de la información proporcionada por CFE , del sistema de medición en tiempo real en subestaciones secundarias y en la medición principal de Iberdrola Debido a que el acondicionamiento de los espacios normalmente será una de las cargas mas importantes para el Instituto se analizarán alternativas de ahorro como los almacenes de hielo (Ice Storage) y almacenes térmicos ( Thermal Storage) y el uso de generadores de emergencia para cargas interrumpibles en horario punta como temas de para futuras investigaciones.

(12) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 1. Capitulo 1 Facturación de Energía Eléctrica CFE En este capitulo se mencionara el esquema de facturación de CFE haciendo énfasis en las tarifas generales, la cual aplica en la mayoría de las industrias existentes. La información presentada en este capitulo se obtuvo del sitio oficial de la Comisión Federal de Electricidad: www.cfe.gob.mx. 1.1 NIVELES DE TENSIÓN La contratación del servicio de energía eléctrica puede ser en las siguientes tensiones de suministro: • • • •. Baja tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión menores o iguales a 1.0 kV. Media tensión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 1.0 kV, pero menores o iguales a 35 kV. Alta tensión a nivel subtransmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión mayores a 35 kV, pero menores a 220 kV. Alta tensión a nivel de transmisión es el servicio que se suministra en niveles de tensión iguales o mayores a 220 kV.. 1.2 TARIFAS La facturación de la energía eléctrica vendida al usuario depende de la tarifa con la cual se haya establecido el contrato, las tarifas son: Tarifas Específicas • Domésticas (1, 1A, 1B, 1C, 1D, 1E) • Servicio público (5 y 5A) • Agrícolas ( 9 y 9M) (6) • Temporal (7) Tarifas Generales • • •. Baja tensión 2,3 Media tensión O-M, H-M y H-MC Alta tensión H-S, HS-L, HT, HT-L.

(13) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 2. Tarifas de Respaldo • •. Media tensión HM-R, HM-RF, HM-RM Alta tensión HS-R, HS-RF, HS-RM, HT-R, HT-RF, HT-RM. Tarifas de servicio interrumpible • •. Tarifa 1-15 Tarifa I-30. 1.3 REGIONES Para la aplicación de los cargos de las tarifas eléctricas con diferencias por región, se encuentran comprendidas por los siguientes municipios: Región Baja California Región Baja California Sur Región Noroeste Región Norte Región Noreste • Todos los municipios de los estados de Nuevo León y Tamaulipas. Región Central Región Sur Región Peninsular Región Sinaloa Región Sonora Distrito Federal Guadalajara Monterrey • Municipios del estado de Nuevo León: Monterrey, Guadalupe, Santa Catarina, General Escobedo, Apodaca, Juárez, García, San Nicolás de los Garza y San Pedro Garza García..

(14) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 3_. 1.4 PERIODOS La CFE ha definido cuatro diferentes períodos, los cuales aplican para cada una de las regiones tarifarias mencionadas para distintas temporadas del año. Esto es para cada tarifa y por cada región existen diferentes temporadas durante el año y períodos durante el día. Los cuatro períodos definidos por CFE son: • Período base • Período Intermedio • Período semi-punta • Período punta A continuación se muestra la que aplicaría para el área metropolitana de Monterrey Regiones Central, Noreste. Norte y Sur Del primer domingo de abril al sábado anterior al último domingo de octubre Intermedio Punta 6:00 - 20:00 Lunes a viernes 0:00 - 6:00 20:00 - 22:00 22:00 - 24:00 |0:00 - 7:00 Sábado 7:00 -24:00 19:00-24:00 Domingo y festivo (0:00-19:00 Tabla 1.1 Períodos horario verano Día de la semana. JBase. Del último domingo de octubre al sábado anterior al primer domingo de abril (intermedio 6:00-18:00 Lunes a viernes 0:00 - 6:00 22:00 - 24:00 8:00-19:00 Sábado 0:00 - 8:00 21:00-24:00 18:00-24:00 Domingo y festivo 0:00-18:00 Tabla 1.2 Periodos fuera horario verano Día de la semana. Base. Punta 18:00-22:00 19:00-21:00.

(15) 4. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 1.5 COMPONENTES DE LA FACTURACIÓN 1.5.1 Cargo por Energía. Es el cargo por consumo (KWh) durante un período de facturación, se calcula la energía consumida en cada uno de los periodos y se multiplica por el costo establecido para dicho periodo. El cargo por energía se calcula como sigue: x$P. (1.1). El mayor costo de la energía es en el período punta y disminuye para el intermedio y base respectivamente, de tal suerte que se puede decir: 4) p ¿>^> J> j. > J> g. 1.5.2 Cargo por Demanda En los esquemas de tarifa horaria no solo se cobra el consumo de energía (KWh), existe una componente por la demanda consumida (KW) y esta puede llegar a tener un peso muy importante dentro de la facturación total Al igual que en el cargo por energía, la demanda se mide para cada uno de los períodos de donde se toma la demanda máxima utilizando el concepto de ventana rolada. La ventana rolada consiste en obtener la demanda promedio de cada cinco minutos, el cual se promedia con los dos períodos de cinco minutos anteriores para obtener un intervalo básico de demanda de 15 minutos, este procedimiento se repite transcurridos cinco minutos tomando el periodo actual y los dos periodos mas recientes El propósito del intervalo de demanda rolada es el prevenir que el usuario se pueda sincronizar con CFE y ocultar demandas altas. Además el uso de la ventana rolada significa que la demanda máxima que se tomará en cuenta para algún período no será la demanda máxima momentánea que se pudiera tener, sino el promedio del intervalo de 15 minutos usado por CFE Demanda facturable La demanda facturable se define como se establece a continuación: DF = DP + FRI x max (DI - DP.O) + FRB x max (DB - DPI.O) Donde: DP: demanda máxima medida en el periodo de punta DI: demanda máxima medida en el periodo intermedio DB: demanda máxima medida en el periodo de base DPI: demanda máxima medida en los periodos de punta e intermedio. (1.2).

(16) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 5_. FRI y FRB: factores de reducción que tendrán los siguientes valores, dependiendo de la región tarifaria: Región Noreste. FRI 0.300. FRB 0.150. En las fórmulas que definen las demandas facturables, el símbolo "max" significa máximo, es decir, que cuando la diferencia de demandas entre paréntesis sea negativa, ésta tomará el valor cero. Las demandas máximas medidas en los distintos periodos se determinarán mensualmente por medio de instrumentos de medición, que indican la demanda media en kW, durante cualquier intervalo de 15 minutos del periodo en el cual el consumo de energía eléctrica sea mayor que en cualquier otro intervalo de 15 minutos en el periodo correspondiente. Finalmente el cargo por demanda (CD) se calcula como: CD = DFx$DF. (1.3). Donde $DF es el costo en pesos por cada KW de demanda. 1.5.3 FACTOR DE POTENCIA Otro cargo que puede llegar a ser un porcentaje muy importante de la facturación total entregada por CFE es el cargo o bonificación por factor de potencia obtenido por el usuario durante el período de facturación. El factor de potencia es calculado por CFE utilizando las cantidades totales de energía real y energía reactiva durante el período el cual se calcula como sigue:. FP=. ,. =xlQQ. (1.4). De esta ecuación de puede observar que el factor de potencia visto por CFE es el factor de potencia promedio durante el mes facturado.

(17) 6. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. Dentro de la sumatoria de energía reactiva KVArh no se incluyen los de adelanto que se hayan tenido durante el mes, es decir el usuario no recibe ningún beneficio si decide operar en un factor de potencia adelantado durante el mes. Una vez calculado el factor de potencia se procede a calcular la bonificación o recargo que se aplicará al usuario. En el diario Oficial de la Federación, del dia 15 de Noviembre de 1996, se estipula que si el factor de potencia es menor al 90%, el porcentaje de recargo se calculará utilizando la siguiente fórmula:. %Rec = 5 FP. xlOO%. (1.5). Para un factor de potencia mayor o igual al 90% se aplicará la siguiente ecuación para calcular el porcentaje de bonificación. %Bon = 4. FP. xlOO%. (1.6). El porcentaje obtenido, ya sea de bonificación o recargo, deberá ser redondeado a un solo decimal. En el caso de recargo el porcentaje máximo de recargo que se aplicará será de un 120% mientras que para el caso de bonificación será de 2.5 %. 1.5.6 FACTURACIÓN TOTAL Para elaboración de la facturación total queda conformada por los conceptos descritos: • • • • •. Cargo por energía Cargo por demanda Bonificación o recargo por factor de potencia Otros cargos IVA. La multiplicación del factor ya sea de bonificación o de recargo por el subtotal de la facturación (la sumatoria del cargo por energía mas demanda ) dará el monto por dicho concepto.

(18) 7. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. En otros cargos se puede incluir el cargo por medición en baja tensión. Este cargo trata de compensar la energía perdida en el transformador reductor usado en la subestación a la entrada de la planta. Esta energía no es vista por los instrumentos de medición de CFE por lo que aplican dicho cargo para compensar la energía no medida Finalmente al sumar todos los cargos es necesario aplicar el 15% de IVA. La cantidad obtenida es entonces la cantidad a pagar por el usuario por el servicio recibido durante el mes facturado. La figura 1.1 presenta el esquema de facturación para una tarifa HM. AVISO-RECIBO «100 « C W M» MI». ta 17 12 16 17 57 « 43. TaM. •o. OM90 1O18O 0.8MB OSM2 0.0104 1.410» «MSI. oeeoj. 7. (OCHENTA Y ONCO Mil StlSCIEKTOS NOVENTA V UN PESOS 67ÍMO H.N). AVISOS IMPORTAMTtS » Su laoluMGtin tncct/y* fcenMiMolin ?o« Q&teiw u« fMtor «• .r*8O». Sarrtcio * CttenlM TatéTono tM R«MI«*C>> : 01 4iaO402OOt4BOSO311 OOOOOMOI 2. ta. Fig. 1.1 Facturación CFE tarifa HM.

(19) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 8. CAPITULO 2 Facturación Energía Eléctrica IBERDROLA 2.1 Reforma Energética La Constitución, en los artículos 27 y 28, establece la facultad exclusiva del Estado para la prestación del servicio público de energía eléctrica. Estas disposiciones tienen fundamentos políticos, históricos y económicos, tendientes a construir un sector energético que funja como eje del desarrollo nacional Sin embargo, la creciente necesidad de recursos económicos para continuar con la expansión y modernización del sector eléctrico nacional hizo necesaria la reforma de la Ley del Servicio Público de Energía Eléctrica en 1992, a fin de incorporar a la inversión privada como complemento de los recursos públicos destinados al desarrollo del sector eléctrico El marco legal vigente permite al sector privado participar en actividades que anteriormente al Estado y que actualmente no están consideradas como servicio público: • Cogeneración • Autoabastecimiento • Producción Independiente • Pequeña Producción • Exportación • Importación El autoabastecimiento se define como la utilización de energía eléctrica para fines de autoconsumo siempre y cuando dicha energía provenga de plantas destinadas a la satisfacción de las necesidades del conjunto de los copropietarios o socios El Tecnológico de Monterrey, campus Monterrey cuenta a partir de julio de 2003 con un suministrador de energía eléctrica adicional, Iberdrola Energía Monterrey S.A. de C.V. en la modalidad de Autoabastecimiento con una demanda contratada de 4.5 MW Para lograr administrar eficientemente la energía es necesario conocer la forma en que manejan los contratos de las compañías suministradoras, en el capítulo anterior se mencionó el esquema de facturación de la CFE. En este capítulo se presentará el esquema de facturación de la compañía Iberdrola Energía Monterrey en su central de ciclo combinado.

(20) 9. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 2.2 Componentes de la Facturación de Energía Iberdrola Monterrey El cargo por la energía consumida se puede calcular en base a dos términos, un costo fijo y un costo variable STOTAL = $FIJO + ^VARIABLE. (2.1). COSTO FIJO. COSTO VARIABLE. Cargo por Capital. Cargo por Oper. Y Mantenimiento. Cargo por Combustible. Cargo por Combustibles. Cargo por Distribución. Cargo por Arranques. Cargo por Oper y Mantenimiento. Cargo por Respaldo CFE Cargo por Porteo Cargo o Bonif por Unused. 2.2.1 COSTO FIJO El costo fijo es el pago proporcional por la inversión en la construcción de la planta con la demanda solicitada diferido a 20 años. También existen cargos por distribución los cuales se aplican cuando la compañía haya instalado líneas de transmisión para abastecer la energía Pago Fijo por Capital (MCP) MCP = UCP*CAP. (2.2). Donde: UCP : Cargo Fijo de Capital CAP : Capacidad Contratada Para el año 2004 el UCP fue de 10,507.70 USD/MW mes Pago Fijo por Combustible (MFFP). MFFP = FFPo x — x CAP USPPlo Donde: FFPo. : Cargo Fijo por Combustible. USPPI¡ : PPI de EUA para noviembre del año anterior. (2.3).

(21) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey_. 10. USPPIrj : PPI de EUA de la propuesta Pago Fijo de Operación y Mantenimiento (MFOPd) ,. USPPIMEo. (2.4). Donde: FOPI: Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento Factura en USD Pago Fijo de Operación y Mantenimiento (MFOPp) MFOPp = í FOPp x — | x CAP V Lo). (2.5). Donde: FOPI: Cargo Fijo por Operación y Mantenimiento Factura en MXP Pago Fijo por Distribución Para el Instituto este es un cargo debido al reemplazo de la línea de transmisión de la Planta Eléctrica del Grupo Industrial, con la que anteriormente se alimentaba. El cargo es del orden de 8,000 USD mensuales por un período de 20 años 2.2.2 COSTO VARIABLE El cargo Variable por Operación y Mantenimiento se define como:. VOP = VOPP + VOP, + VOPW. (2.6). VOPp = VOM por Producción VOPI =VOM por Pérdidas VOPw = VOM por Consumo de Agua T*". VOPp = VPx — x MWh To Vp. = Precio base de contrato en Pesos/MWh. T¡ = índice de precios al productor (PPI) mexicano de noviembre del año anterior TQ. = PPI mexicano de julio de 1999. MWh = Consumo de energía del mes. (2.7).

(22) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. V\_. Vp tiene un valor único que aplica a todos los contratos (Schedule A). El valor es 1.803 Pesos/MWh T¡ es publicado por el Banco de México (www.banxico.org.mx). TQ tiene un valor de 290.68 MWh es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM. VOM por pérdidas:. VOP, = V, x ^L x MWh ' ' TPo V| TPq TPo MWh. (2.8). = Precio base de contrato en Pesos/MWh = Promedio de la suma de cargos del trimestre natural anterior. = Suma de cargos a precios de julio de 1999 = Consumo de energía del mes. V| tiene un valor único que aplica a todos los contratos (Schedule A). El valor es 0.917 Pesos/MWh TPq es el promedio de la suma de los cargos de todo el grupo para el trimestre natural anterior. Se considera un factor de carga de 100% y se convierten las cantidades en dólares a pesos usando el tipo de cambio promedio del trimestre aplicable. En la suma se toma en cuenta los cargos: -de Capital, -de Distribución (cuando aplique), -fijo de Operación y Mtto., -fijo de Combustible, -VOM por Operación, -VOM por Consumo de Agua, -Variable por Combustible. TPo es la suma de los cargos de todo el grupo para julio de 1999. Se considera un factor de carga de 100%, se convierten las cantidades en dólares a pesos usando el tipo de cambio promedio de julio de 1999 (9.3671 pesos /USD) y se utiliza un precio del gas (VFC) de 20.772 Pesos/MMBTU. Su valor para la primera fase del proyecto es 43,546,653.03 pesos. Existirá un TPo para cada etapa del proyecto debido al aumento de la carga.

(23) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 12_. Tabla 2.1 Resumen de Cargos Variable por Consumo de Agua VOPW = GWCR xWx MWh. (2.9). GWCR = Consumo garantizado de agua en m^/MWh. W = Costo de agua. MWh = Consumo de energía del mes. GWCR tiene un valor único que aplica a todos los contratos ( Schedule A) . El valor es 1.643 m3/MWh W es establecido cada mes por Agua y Drenaje de Monterrey (SADMON). MWh es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM..

(24) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. Pago Variable de O&M. 13. 0.000 Pesos/MWh. Pago Variable por Producción Precio de O&M por Producción (Vp). 1.80 Pesos/MWh. índice Ti. Noviembre 2001. 328.81. índice To. julio 1999. 290.68. Energía Generada y Entregada. |. KWh. VOPp=VpxTi/ToxMWh. Pago Variable por Producción (VOPp). | 0.00 Pesos. Paoo Variable por Pérdidas. Precio de O&M por Pérdidas (VI) índice TPq. 0.917 Pesos/MWh. Promedio Trimestre Anterior. índice TPo. 54,682,907.07. julio 1999. 43,546,653.03. Energía Generada y Entregada. |. KWh. VOPI=VlxTPo/TPoxMWh. Pago Variable por Pérdidas (VOPI). |. 0.00 Pesos. Paoo Variable por Consumo de Ao.ua Consumo de Agua Garantizado (GWCR). 1.643 m3/MWh. Precio del Agua (W). 4.65 Pesos/m3. Energía Generada y Entregada. -. KWh. VOPw=GWCRxWxMWh Pago Variable por Consumo de Agua (VOPw). |. 0.00 Pesos. VOP= VOPp + VOPI + VOPW. Pago Variable de O&M (VOP). -. | Pesos. Figura 2.1 Cargos Variables de Operación y Mantenimiento Variable por Combustible. CNPHR. x HRA.. x TMWh.. i. 1000 CNPHR HRA VFC TMWh MWh. MWh TMWh. (2.10). = Consumo garantizado de gas de la planta en BTU/kWh (PCS). = Ajuste a condiciones reales del CNPHRj. = Precio PEMEX del gas. = Consumo de energía del grupo del mes. = Consumo de energía de mes..

(25) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 14. CNPHR tiene un valor variable en el tiempo que aplica a todos los contratos ( Schedule A). Los valores son: -primeros 20 años: 6,762 Btu/kWh (PCS) -resto: 6,797 Btu/kWh (PCS) HRA son los ajustes por condiciones ambientales y grado de carga de las curvas garantizadas de consumo térmico. Este ajuste es arrojado por el modelo matemático a nivel 5-minutal (un valor cada 5 minutos). VFC es el precio diario PEMEX del gas consumido. De acuerdo con el contrato de suministro de gas con PEMEX el precio se calcula como:. T>Pr ecioGas r - ™ GDmp x /f + i^ VCo x. USPPli. USPPlo. (Pr ecioTECTO + Pr ecio VALERO] =± '-. ((9 11} n). *-. (2.12). f = factor de compresibilidad VCo = Precio base de contrato USPPIj = es el PPI de EDA para noviembre del año anterior USPPIrj = es el PPI de EUA de la propuesta. Precio TECTO es el precio Texas Eastern (South Texas) de gas publicado por Gas Daily bajo la columna South Corpus Christie bajo la columna Midpoint. Precio VALERO es el precio PG&E-GTT de gas publicado por Gas Daily bajo la columna South Corpus Chiristie bajo la columna Midpoint. El factor de compresibilidad tiene un valor de 1.00492 VCo tiene un va'or variante en el tiempo: -de la COD U3 a COD U4 : 0.0187 USD/MMBTU -de la COD U4 a mes 300: 0.02345 USD/MMBTU USPPIj es publicado mensualmente por el Boreau of Labor Statistics (clave: wpusopSOOO). USPPlQ tiene un valor variante en el tiempo: -de la COD U3 a COD U4 = valor de julio de 1999= 132.9 -de la COD U4 a mes 300 = promedio de julio de 1999 y diciembre de. 1999 = 133.9 TMWhy es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM a nivel cincominutal (una medida cada 5 minutos). MWh es medido en clientes externos por CFE y en internos por IEM..

(26) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 15. Para hacer el calculo del cargo por combustible es necesario hacer los cálculos en cada periodo de 5 minutos. Básicamente se multiplica el consumo térmico ya corregido por el modelo matemático por el precio de gas de PEMEX y multiplicar por la energía generada y entregada al cliente y se hace la sumatoria.. VFC= ^(CTUNGcorrxPrecioGasxMWh). (2.13). 5min. QODO$MAti. RgDVtriaUedeOntutiUe -. ETBI^ Generada y Entregóte. MAíi. M=P=(SUVIj[OM5 xHWij xTMWflyíOOOxVrcxMrth/TlVWl íOntiEtíbtef^T). - USD. Figura 2.2 Cargo Variable por Combustible Cargo por Arranques Cargo = £(FFCxS£.J. (2.14). jk = La energía necesaria para arrancar y sincronizar la unidad generadora. El cargo se asignará de la siguiente manera:. (CAP-AD) --. (2.15). CAP = Capacidad contratada AD = la demanda actual justo antes del paro CAP¡ = CAP para cada cliente del grupo AD¡ = AD para cada cliente del grupo NiiHucteAraLfjes. Paga por Arenques=SUMgDffC x SEjk] Pago por Aranques=SUMij[\ffCxS^k] Rssos. Figura 2.3 Cargo por Arranques.

(27) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 16. El cargo por Respaldo CFE es un traspaso directo a los clientes. Comprende los siguientes conceptos: Demanda Reservada Demanda Facturable Cargos por energía por periodos (base, intermedia y punta) Demanda Reservada, es la capacidad contratada con CFE para una posible falla. Por contrato, esta deberá ser igual a la máxima capacidad de la planta. Demanda Facturable, es la demanda medida durante un periodo de mantenimiento. Durante los primeros 35 días tendrá un valor mensual del 20% de la suma de las demandas de los días evento, después de esos días será el 100%. Los cargos al cliente por Respaldo CFE están limitados por niveles garantizados de paro(GEFOF y GESOF).. Una vez excedidos estos niveles ya no se traspasarán dichos cargos y la energía suministrada será cobrada como energía suministrada por la planta (para el cliente la energía suministrada es más económica que la de respaldo). Pago por Reipaldo. 0.000 Pesos/MWh. Capacidad Contratada (CAP). •. KW. Capacidad total Contratada (TCAP). -. KW. Precio Demanda. 0.000 Petoi/KW mes. QESOF Aclual OESOF Garantizado. Demanda Medida. KW 0 00 KWh 0.00. 0.00. KWh. 0.00. KWh. 0.000% 0.000%. Pago Variable de Rescaldo por Fal|a. 0 00 KWh. En.*/.B.ní.c.m,.n..c»n «...,*. ,**»; OEFOF Actual. . KW*. r.,.'™:.?: •••.r.;r,;- "';:. 0 000%. •. P. P. Figura 2.4 Cargos por Respaldo. -,-v.

(28) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 17. El cargo por Servicio de Transmisión CFE es un traspaso directo a los clientes externos. Comprende los siguientes conceptos: Cargo Fijo Cargo Variable. Pago por Servicio Transmisión CFE. 0,000 Pesos/MWh. Pago Fijo por Servicio Transmisión CFE Cargo Fijo Servicio Transmisión. •. Pesos/KW mes. Potencia Contrata da. •. KW. Pago Fijo por Servicio Transmisión CFE. 0.00 Pesos. Pago Variable por Serví do Transmisión CFE Cargo Variable Servicio Transmisión. •. Pesos/MWh. Energía total Transmitida al Socio. •. KWh. Pago friable por Servido Transmisión CFE Pago p or Servi oi o d e T ran sm¡ si ón. 0.00 Pesos -. Pesos. Figura 2.5 Cargos Porteo CFE Cargo por UNUSED: (2.15) XCy = Consumo UNUSED S = 95% de la tarifa CFE aplicable.

(29) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 18. Bonificación por UNUSED: La bonificación es una distribución 5-minutal y proporcional de la bolsa de cargos por UNUSED después de restar los variables IEM. OfrBiFrtKteñijffpff^. fcflrt*. QOQO tec§/M/\h. BTgqglJxBgciG^pBUTICb. F^prjBB^roLfeacb(9e%CF^. QOO FfeCB. RgapcrUuadGbnBLiTida. BBgaml^ñqxnxiHfe. QCD Ftecs. -. lrgraDpo-BHganoLtefe(Ct6feVércb^ IrgESOBTcHesNfetBporBHgaBcBCbleCFE. QedtD|xrUTB8dGEnErab. MAh. QGO Ffesos -. Ffeas. QGO RBCB pcrqiodradrand veterpuiEteedí. Rg/Qedtopcr Ursed. -. Ffesos. Bdwgetete(npCKfe(^iüo) Tp>cfeCáitbpaTHJoFUíica±)md DaioCfidá delaFecfeHJcnUilizscb puapocfa epBssrd OjgapcrLNJfflDen Fteos. Figura 2.6 Cargo o Bonificación por energía UNUSED. 1Ü377 F^$.

(30) 19. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. RESUMEN DE LA FACTURACIÓN. Pesos. USD. USD/MWh. Pago Fijo de Capital Pago Fijo de Combustible Pago Fijo de O&M Pago Variable de O&M Pago Variable de Combustible Pago por Respaldo Arranques Consumo de Energía no Usada Pago por Servicio Transmisión CFE. Total Desglose Energías Energía Total Suministrada Socio Energía Generada y Entregada Energía Respaldada Energía no Usada Consumida. KWh. 0.00 KWh KWh KWh. Histórico de Consumos. Figura 2.7 Resumen de Facturación. Pesos/MWh.

(31) 20. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. —--—. -•>•. j¿~. f. -. i'. —. —. adentre 2002 Revisión 1 Original USD Pesos. Ajustada USD. Factura Ajuste. Pesos. Pesos. Pago Fijo de Capital. -. Pago fijo de ConuusDUe Pago fijo de OBM PagoVariaUedeOBM. 87,80404. Pago Variable de GontustiUe. 255,71182. Pago por Respaldo. 87,80404. -. 255,713.82 113,08422. Arranques. -. 113,08422. -. -. Consumo de Energy no Usada. -10,366.17. -28¿00.36. Pago por Servicio Transmisión CHE. 139,375.86. 139.37&86. -17,83419. -. Total. 255,71182. 329,897.95. 255,71182. ResuHado Ajuste Total. -17,83419 Pesos. Conceptos rnxffkados Orianal. Tipo de Cantío liiujeso por Unused Consurrido liiynuso por DHKja bxueuanB Ingreso por Banda Compensación. 103613 921,60040 -401,55428 -110,19004. Ajustada m59 815,51150 -33,897.34 146,029.01. Figura 2.8 Ajuste de Facturación. 312,06176. -17,83419.

(32) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 21. CAPÍTULOS Detección de Áreas de Oportunidad Mediante Análisis de Información Histórica 3.1 Panorama Actual Para conocer el comportamiento energético del campus se observaron los históricos de perfiles en el sistema de monitoreo así como los datos que se obtienen de la facturación de CFE. Se observa que hay patrones similares durante los días hábiles de la semana, relacionada directamente con la actividad del campus y teniendo un efecto relevante la operación de las centrales de agua helada para climatización de los edificios como se observa en la figura 3.1. Perfil ITESM Mes de Abril. Figura 3.1 Perfil Consumo ITESM Del los perfiles se aprecian consumos importantes en horario intermedio y punía, siendo este último el mas impactante en la facturación, ya que se ha calculado que solo.

(33) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 22. representa el 9% del total de las horas del mes pero puede alcanzar hasta el 40% del total de la facturación de CFE El polígono principal se alimenta principalmente de tres cuentas principales de CFE y una alimentación de Iberdrola como se muestra a la Fig. 3.2. CFE 565 CETEC. SITE CEDES. ~7V CFE 505 Cedes. CEDES. A2Pte. Residencias. SITE CETEC. Comedor. Cable Potencia 1/0. Torre de Atraque. \ 100 Amp Media Tensión. TORRE ATRAQUE CFE 500. CFE 505. M \I. /AGUA HELADA 2 ( Aulas 1) 1AGUAMELADAS (Aulas?) ( GIMNASIO, ESTADIO, AUDITORIO 1PLANTA FÍSICA, ESTACIONAMIENTO ( CIAP AULAS 2, AULAS 3, RECTORÍA E EMERGENCIA CEDES ( CETEC, BIBLIOTECA > AULAS 4, C. ESTUDIANTIL, DÍA AULAS 5, AULAS 6, EDIF. ADMINISTRATIVO. —/ IEM. CENTRAL AGUA HELADA 5000 TR. Figura 3.2 Esquemático de circuitos del campus.

(34) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 23. El edificio del CEDES presentó una alternativa para aumentar la carga conectada a Iberdrola, gracias a que en la configuración actual la cuenta 505 de CFE lo alimenta pero a la vez esta misma cuenta puede suministrar energía al campus en condiciones de emergencia por un circuito subterráneo que va del polígono de residencias a la torre de atraque, quedando la posibilidad de enviar energía en el sentido opuesto, es decir desde la torre de atraque donde llega el suministro de Iberdrola a la subestación del polígono de residencias En la subestación de residencia existe una celda en la que simultáneamente se encuentran presentes los voltajes de la cuenta del Cedes y de la torre de atraque, en la cual se hace el cambio para casos de emergencia en Iberdrola o la cuenta CFE 500. Cable de Potencia 1/0 Emergencia Subestación Polígono CEDES SUBESTACIÓN 500KV. Este circuito maneja Energía en ambos sentidos Según el requerimiento. 1/0 Emergencia. CEDES. Torre de Atraque. Figura 3.3 Alimentación CEDES.

(35) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey_. 24. 3.2 Comparativa del costo unitario de energía En el capitulo 2 se describió el esquema de facturación de la compañía de Iberdrola, en este capitulo se mostrará el panorama después de un año completo de operación y posibles acciones a tomar con el objetivo de obtener el menor costo por la energía El primer punto fue hacer una comparativa con respecto a los costos de CFE, es decir cual hubiera sido la facturación si toda la energía la hubiera suministrado la paraestatal. Los sistemas de medición de la compañía suministradora resultan una herramienta muy efectiva para realizar el estudio ya que entregan la medición de energía consumida por cada cinco minutos La forma de calcular la factura correspondería al esquema de CFE como se explicó en el capitulo 1 , manejando las energías en los periodos base, intermedio y punta así como las demandas consumidas en cada período y utilizado los factores de reducción ( FRI.FRB) encontrar la demanda facturable. Esta información se colocó en un programa de Excel donde se tiene de entradas las demandas de cada cinco minutos, partiendo de las mediciones de energía esta solo se afecta dividiéndola por 1/12 (multiplicándola por 12) que representa los cinco minutos de una hora y así obtener potencia (KW) a partir de energía (KWh); los costos de la energía de cada período así como el costo de la demanda facturable del mes son los datos adicionales El costo de la energía y demanda facturable es modificada cada mes por lo que el análisis se hizo para cada mes durante todo el 2004. La tabla 3.1 presenta el formato del programa Para hacer consistentes los resultados de programa con la facturación de CFE faltaba obtener el rubro de bonificación o cargo por factor de potencia; la CFE calcula el factor de potencia de acuerdo a la ecuación FP=. KWh. xlOO. (1.4). Este dato se obtuvo de la medición propia del ITESM de la acometida de Iberdrola de energía real y reactiva, nuevamente se realza la importancia de la medición, en este caso se cuenta con un Power Logic como se muestra en la figura 3.4.

(36) 25. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey Energias(kWh) 96.00 412.00 308.00 816.00. Horario PUNTA INTERMEDIO BASE TOTAL D. Facturable. Dmax(kW). 2 2 2 2 1.00. KVARhr Fp Cheksum. Costos Unitarios $1.36 $0.48 $0.43. $ $ $ $ $ $. Importe 130.56 199.41 132.44 462.41 178.60 641.01 0.7855 -0.025. -$. 16.03. SUBTOTAL IVA TOTAL. $ $ $. 624.98 93.75 719. kW (5 minutos) 2.0000 2.0000 2.0000 2.0000 2.0000 2.0000. kWDem(15mins). $89.30 Subtotal (E + D) $/kwh. 816.00. Datos de Entrada Fecha. Kva.. KW. 1/1/05 0:00 1/1/05 0:05 1/1/050:10 1/1/050:15 1/1/05 0:20 1/1/050:25. 2.0000 2.0000 2.0000 2.0000 2.0000 2.0000. 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000 0.0000. Tabla 3.1 Programa para estimar la Facturación de CFE. Figura 3.4 Medición ITESM acometida Iberdrola. 0.0 2.0 2.0 2.0 2.0 2.0.

(37) 26. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. La tabla 3.2 es una comparativa entre costo real de la energía pagado a Iberdrola de los recibos históricos durante una año y los costos que de CFE incluyendo el ajuste por factor de potencia. 2004 Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Dicembre. KWh 1,491,487.15 1,644,374.19 2,050,146.14 1,759,979.25 2,097,971.90 2,223,328.96 2,346,996.71 2,487,916.17 2,357,898.04 2,385,231.14 1,789,286.27 1,055,465.11 23,690,081.03. «P. 0.971 0.971 0.958 0.962 0.944 0.938 0.938 0.940 0.941 0.941 0.958 0.985. Iberdrola (Real) $1,500,322,01 $1,463,350.20 $1,677,531.39 $1,664,953.99 $1,942,130.87 $1,968,903.44 $1,940,950.82 $1,899,455.26 $1,710,803.76 $2,021,577.89 $1,570,136.72 $1,321,607.37 $20,681,723.72. Costo Total CFE( Facturador) $ 1,276,877.48 $ 1,429,876.74 $ 1,783,453.47 $ 1487,526.32 $ 1,676,416.98 $ 1,843,470.15 $ 1,959,965.69 $ 2,126,225.50 $ 2,109,158.93 $ 2,103,012.37 $ 1,840,860.38 $ 1,203,711.02 $ 20,840,555.03. $/KWh CFE(Ajustefp) $ 1,253,536.00 $ 1,403,738.42 $ 1,756,459.66 $ 1,463,558.90 $ 1,656,882.46 $ 1,824,799.61 $ 1,940,115.29 $ 2,103,606.08 $ 2,086,184.57 $ 2,080,104.96 $ 1,812,997.67 $ 1,177,742.64. IEM. CFE $1.0300 $0.8561 $0.8969 $0.8696 $0.8173 $0.8699 $0.9459 $0.8452 $0.9248 $0.7991 $0.8882 $0.8291 $0.8282 $0.8266 $0.7643 $0.8546 $0.7261 $0.8544 $0.8521 $0.8825 $0.8831 $1.0288 $1.2591 $1,1405. $ 20,559,726.24. FC IEM 0.45 0.53 0.61 0.54 0.63 0.69 0.70 0.74 0.73 0.71 0.55 0.32. Dif J $246,786.01 $59,611.79 -$78,928.27 $201,395.09 $285,248.41 $144,103.83 $835.53 •$204,150.82 •$375,380.80 •$58,527.07 -$242,860.94 $143,864.74. $121,997.48. Tabla 3.2 Comparativa costos energía CFE - IEM. De la tabla anterior se puede concluir que tuvo un costo adicional por el cambio de suministrador de la energía, aunque no fue una pérdida generalizada en cada mes del año, se observa que durante seis meses representó un ahorro consumir con Iberdrola, esto se observa como signo negativo en la última columna de la tabla anterior Un punto a considerar de este análisis es que los ahorros se presentan en los meses que pudieran considerarse calidos y por consecuencia de mayor consumo energético por la climatización del los espacios en el campus, de aquí que el factor de carga sea un indicador de peso para obtener el menor costo de la energía Un factor que no aparece en la comparativa de manera directa, pero es el mas importante es el costo del combustible. El proyecto Alfa-Pegi es una central de ciclo combinado alimentada con gas natural. Cada bloque cuenta con una turbina de gas GT24, un turbogenerador, una turbina de vapor y un HSRG en configuración de una flecha donde la mayor proporción de energía se genera en la turbina de gas. La figura 3.5 muestra un diagrama esquemático de un ciclo combinado.

(38) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 27. Figura 3.5 Esquema planta ciclo combinado. El esquema de facturación de Iberdrola esta compuesto por una serie de indicadores financieros nacionales e internacionales y de factores operativos propios de la planta, lo cual hacen aparentemente complejo la manera en que se llega a la facturación total. En términos generales el esquema se puede dividir en dos bloques: costo fijo y costo variable, donde el primero básicamente es el costo de la capacidad contratada diferido a 20 años y el segundo bloque debido a un costo variable por operación y mantenimiento así como el costo del combustible relacionados con la energía generada $75 = SFUO + ^VARIABLE. (3.1). = $CAP.CONTRATAD A + ($OPER. & MTTO + ^COMBUSTIBLE). De tal forma que se puede expresar como un bloque fijo por la capacidad contratada y un cargo variable con la energía. KWh. Donde K1 : Costo fijo por capacidad contratada [ USD] K2: Costo Variable de Operación y Mantenimiento [MXP] K3: Costo Combustible KV: K1 + K2. (3.2) (3.3).

(39) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 28. 3.3 Alternativas para reducir costo unitario de energía consumida en Iberdrola 3.3.1 Mejorar el Factor de Carga Una de las conclusiones de tabla comparativa fue que se pagó más por consumir durante el año con Iberdrola. Para obtener los mismos costos unitarios que se habría tenido con CFE es necesario un factor de carga mínimo. Para lograr lo anterior se igualan los costos unitarios de la energía de Iberdrola con el que se hubiera pagado a CFE de tal forma que se puede tener una expresión de la siguiente forma: $75 = SCFE = SFUO + WARIABLE. (3.4). (3.5) Dividiendo el costo entre la energía consumida y despejando para lograr la energía mínima consumida se tiene que: $. I KWh _. ™+«KWh'. (3.6). (3.7). $CFE -KV ~KWh. La expresión anterior puede colocarse en términos del factor de carga el cual se define como la razón de demanda promedio y demanda máxima:. FC =. Dmax. KWh vr = -,' FC r. (4500x/rr./wes). (3.8) <i ^ (3.9). De los datos de facturación se obtiene el factor variable KV como la cantidad pagada por los conceptos de Operación & Mantenimiento y Combustible entre la energía (KWh) consumida. Los resultados de este análisis se presentan en la figura 3.6.

(40) 29. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. Los meses de Marzo, Julio, Agosto, Septiembre, Octubre y Noviembre presentaron menores costos en Iberdrola que CFE por los que en la gráfica aparecen igualados los factores de carga reales con los necesarios. Perfil IEM. Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. Figura 3.6 Factores de carga reales y necesarios para operar La gráfica anterior muestra el factor de carga que se obtuvo y cual debió ser para igualar los costos unitarios de Iberdrola con CFE, así como el panorama de si esto es alcanzable de acuerdo a los perfiles de operación del campus 3.3.2 Contrato de Cobertura de Gas Natural El precio del gas natural es uno de los factores mas importantes con el costo final de la energía. Para encontrar el precio mínimo del combustible se desarrolla el mismo concepto de igualación con el costo de CFE para encontrar el precio que debió tener el combustible, realizando la igualación de costos se tiene: $75 = K\ + (K2 + K3}x KWh = $CFE Donde \ USD K3 = CostoGas xHEAT RATExTC \MMBTU _. (3.10) (3.11).

(41) 30. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. Expresando la ecuación en términos de Factor de Carga y tomado la capacidad contratada como demanda máxima se despeja K3. USD MMBTU. 1. ( ($CFE-KÍ) "UsOOxflirxFC. HEAT. (3.12). RATExTC. Donde K1 = Cargo Fijo por Capacidad Contratada [=] MXP K2= Cargo Variable por Operación y Mantenimiento [=] MXP/KWh Hr = Horas de Operación durante el mes FC= Factor de Carga HEAT RATE: Razón de Calor [=] BTU/KWh TC= Tipo de Cambio Con la expresión anterior se calculó cual debió ser el costo promedio del gas durante cada mes y cual fue el costo real promedio de cada mes reportado por el suministrador como se muestra en la figura 3.7. Perfil IEM 7.00 6.00 5.00. m 4.00 -u ¡ 3.00 -. 2.00. 1.00 0.00 Ene. Feb. Mar. Abr. May. Jun. Jul. Ago. Sep. Oct. Nov. Dic. 2004. Figura 3.7 Precios reales y necesarios para operar del gas natural.

(42) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. Una vez que se tiene el cargo variable por combustible en términos del precio del gas y la Razón de Calor, se puede analizar cual es la sensibilidad del costo de la energía al precio del gas.. $ KWh. KWh. USD xHEAT MMBTU. RATExTC. (3.13). Donde USD/MMBTU: Precio promedio del gas por mes HEAT RATE : Valor promedio del Heat Rate reportado por Iberdrola en las mediciones cincominutales del mes La gráfica 3.8 muestra algunos escenarios del costo de energía en función de precio del gas y la energía consumida. $/KVUh 7USDMMBTU. 1.40. 6USD/MMBTU 5USDMMBTU 4USDMMBTU. 1.20. 1.00. 0.90. 0.60. 0.40. 1,000,000. 2,000,000. 3,000,000. KWh. Figura 3.8 Costo de la energía en función del consumo y del precio del gas.

(43) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 32. Como ya se mencionó el costo del gas es el cargo variable más importante; analizando un año completo se obtuvo que el combustible representa hasta el 97% del costo variable de la facturación de Iberdrola. La figura 3.9 muestra la proporción del costo del combustible respecto al total del cargo variable. Proporción del Costo del Gas en el Cargo Variable. 2004. Figura 3.9 Proporción del combustible en el costo variable.

(44) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 33. 3.3.3 Combinación de Factor de Carga y Precio del Gas Tomando en cuenta que las variables de mayor peso son el precio del gas y el factor de carga, se corrieron algunos escenarios modificando estos parámetros. El primer escenario consiste en encontrar cual sería el costo unitario de la energía si se lograra aumentar el factor de carga un 10% en aquellos meses en los que la energía tuvo un costo mayor que si la hubiese proporcionado CFE. Los meses con a los que se le incrementa en el factor de carga son: Enero, Febrero, Abril, Mayo, Junio, Diciembre. La figura 3. 10 muestra la comparación con CFE Costo Unitario Energía 1.3000 O Costo IEM 1.2000. B Costo FC 10%. 1.1000. D Costo CFE. 1.0000 0.9000 0.8000 0.7000 0.6000 0.5000. Figura 3.10 Costo Unitario de Energía aumentando el Factor de carga 10% ESCENARIO 1 AUMENTO 10% FC MES. Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre. IEM. $1,581,011.04 $1,531,303.03 $1,677,531.39 $1,738,458.03 $2,129,438.97 $2,066,481.33 $1,940,950.82 $1,899,455.26 $1,710,803.76 $2,021,577.89 $1,570,136.72 $1,437,475.63 $21,304,623.88. CFE. $1,404,565.23 $1,572,864.41 $1,756,459.66 $1,636,426.80 $1,844,058.98 $2,027,817.16 $1,940,115.29 $2,103,606.08 $2,086,184.57 $2,080,104.96 $1,812,997.67 $1,324,082.12 $21,589,282.93. $284,659.05 Tabla 3.3 Estimación de ahorro aumentando FC un 10%.

(45) 34. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. El aumento de 10% en el factor de carga en los meses con factor de carga pobre manteniendo el precio del gas generaría un ahorro por cerca de $400, 000 pesos anuales, con el efecto combinado de la cantidad que se pagó por consumir con IEM y el ahorro que representa el aumento del factor de carga. La figura 3.11 presenta un escenario aumentando el factor de carga un 15% y la tabla 3.4 resume los ahorros que pudieran alcanzarse Costo Unitario Energía ,3000. n Costo IEM. .2000. HFC+15%. .1000. D Costo CFE. .0000 .9000 .8000 .7000 .6000 .5000. ^ •Q LU. §,. 03 «E. O. O. 3. "5. 'c. ¿ o. E o) ••s. S-. £. -Q 3 o. o. £. £ .a. O). a> '5 O. JQ. ¡. Figura 3.11 Costo Unitario de Energía aumentando el Factor de carga 15%. MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre. ESCENARIO 2 AUMENTO 1 5% FC IEM CFE $1,613,620.95 $1,468,409.10 $1,563,763.16 $1,644,358.25 $1,677,531.39 $1,756,459.66 $1,776,976.65 $1,710,809.83 $1,927,879.84 $2,181,493.38 $2,120,344.41 $2,119,990.67 $1,940,950.82 $1,940,115.29 $1,899,455.26 $2,103,606.08 $1,710,803.76 $2,086,184.57 $2,021,577.89 $2,080,104.96 $1,570,136.72 $1,812,997.67 $1,465,237.64 $1,384,267.68 $21,541,892.04 $22,035,183.60. $493,291.56 Tabla 3.4 Estimación de ahorro aumentando FC un 10%.

(46) 35. Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. Se consideró el efecto del factor de carga y el costo del gas en forma simultanea, considerando un 10% en los mismos meses que los escenarios anteriores y fijando el precio del gas en 5.5 USD/MMBTU para todo el 2004. Esta combinación podría generar ahorros por mas de $500,000 pesos anuales como se resume en la figura 3.12 y tabla 3.5 Costo Unitario Energía 1.3000 1.2000 1.1000. n Costo Real m Cobertura D Costo CFE. 1.0000 0.9000 0.8000 0.7000 0.6000 0.5000. o >,. £. .Q. u O. ja o. Figura 3.12 Estimación de ahorro aumentando FC un 10% y fijando precio de gas en 5.5 USD/MMBTU. MES Enero Febrero Marzo Abril Mayo Junio Julio Agosto Septiembre Octubre Noviembre Diciembre. ESCENARIO 3 FC +10%, COBERTURA $ 5.5/MMBTU IEM CFE $1,565,776.78 $1,404,565.23 $1,572,864.41 $1,583,362.54 $1,722,597.41 $1,783,422.13 $1,736,134.87 $1,636,426.80 $2,015,928.90 $1,844,058.98 $2,027,817.16 $1,962,331.74 $1,887,412.41 $1,940,027.48 $2,035,828.84 $2,126,225.50 $2,014,659.04 $1,872,771.92 $2,104,861.66 $1,932,948.92 $1,541,662.85 $1,840,860.38 $1,364,025.35 $1,324,082.12 $21,220,782.53 $21,619,870.88. $399,088.35 Tabla 3.5 Estimación de ahorro aumentando FC un 10% y cobertura gas 5.5 USD/MMBTU.

(47) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 36. CAPITULO 4 Alternativas para Reducir la Facturación de Energía Eléctrica 4.1 Autoabastecimiento Utilizando Transferencia de Carga Suave. Actualmente existe una gran demanda de electricidad durante períodos cortos de tiempo, llamados períodos punta o pico. Para satisfacer esta demanda que en la mayor parte de los casos dura unas cuantas horas, las compañías de electricidad tienen que hacer uso de plantas generadoras adicionales, incrementando los costos promedio de la electricidad Una alternativa consiste en utilizar los sistemas de generación de emergencia, con los que cuentan buena parte de las instalaciones comerciales e industriales actuales, para abatir los KWh de energía consumidos y los KW de demanda durante el período punta Con el incremento de los costos de la energía eléctrica, especialmente en los períodos punta, se ha vuelto cada vez mas común el uso de los generadores de emergencia existentes, la mayoría equipados con transferencia de transición abierta, para un segundo propósito: La generación en sitio en un horario en los cuales sea económicamente justificable Son evidentes las desventajas de utilizar una transición abierta de la carga, para abatir los cargos por energía y por demanda, transfiriendo de una fuente a otra con interrupciones del suministro de la energía. Es por esto, que cada vez se ha vuelto mas frecuente emplear sistemas de transferencia que permita emparelelamientos momentáneos entre las dos fuentes presentes (Red Comercial y Planta de Emergencia); comercialmente conocidos como transferencia de transición cerrada. Estos sistemas, aunque resuelven el problema de pasar de una fuente a otra sin que la carga alimentada registre una pérdida de energía, tiene algunas limitantes cuando se utiliza de una manera repetitiva y periódica, como es el caso de la autogeneración en horario punta. La principal limitante y tal vez la que ha restringido su uso en autogeneración, es la de aplicar el bloque completo de cargas a la planta, la aplicación de este bloque completo de sobre el generador provoca voltajes y sobrecargas transitorias, que utilizados de manera eventual, como en el caso del suministro de emergencia, no afectan de manera decisiva a la maquina pero, cuando estas sobrecargas transitorias son periódicas, sí pueden reducir su vida útil. Como respuesta a este dilema se has desarrollado las tecnologías de Transferencia Suave de la Carga.

(48) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 37. Cuando los transitorios resultantes de la aplicación completa de la carga al grupo electrógeno sean indeseables, las fuentes pueden ser emparaleladas mientras la carga se transfiere suavemente de una fuente a otra. La Transferencia Suave de Carga controlará activamente el grupo motor-generador para sincronizarlo con la red comercial existente y controlar la carga/descarga del mismo. Utilizando esta estrategia de control, el sistema tiene inherentemente la habilidad de controlar la demanda de energía hecha a la red por parte de la carga. La estrategia de control también involucra la recolección de datos en terminales del generador y en las de la red normal. Los datos son utilizados por el sistema para determinar la carga en el motor y excitación en el generador requeridos para producir un punto de operación preestablecido. Los dispositivos para ambas fuentes incluyen también los esquemas de protección ya que las entradas para estos dispositivos son voltajes y corrientes. Estos dispositivos de protección iniciaran la separación de ambas fuentes cuando sus respectivos parámetros se encuentren fuera de los límites tolerables para la operación en paralelo. El uso de un sistema de transferencia suave de carga para reducir los costos por energía y demanda en horario punta y las correspondientes adaptaciones que pudiera requerir la instalación del usuario, como por ejemplo obra electromecánica, adaptaciones a la máquina, tanques de combustibles adicionales, etc., representan una inversión inicial que no se puede obviar. Sin embargo si se realiza un cuidadoso análisis de Retorno de Inversión, la recuperación del capital invertido puede ser, en algunos casos, menor a un año. Esto es aun mas cierto cuando la estrategia de auto-generación en horarios punta se incluye desde la fase del diseño de la instalación. Aplicación Típica de una Transferencia La figura 4.1 muestra la aplicación mas común de una transferencia automática como un sistema de respaldo de emergencia en Transición Abierta. R*s G*r*r»dar. Figura 4.1 Transferencia común.

(49) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 38^. De manera simple la secuencia de operación se puede resumir como sigue: 1. El control de transferencia detecta la pérdida de la Red Comercial o la existencia de parámetros no aceptables. 2. El control envía una señal de arranque a la planta 3. Se transfiere la carga a la planta 4. El control de la transferencia detecta que retorna la red Comercial 5. Espera según el tiempo predeterminado que se programó 6. El control re-transfiere la carga a la Red La figura 4.2 muestra una imagen del voltaje en terminales de una carga determinada. Como se puede observar en la figura, existe un intervalo de tiempo en el cual la carga conectada se queda sin alimentación (Voltaje Cero), siendo este el tiempo que le toma a la planta de emergencia estar disponible y lista para alimentar su carga. Posteriormente se observa un transitorio que representa la carga súbita de la máquina y es resultado de aplicación del bloque completo de carga.. Figura 4.2 Voltaje en terminales durante la transición. Es evidente que en muchos casos no son deseables y en otros ni siquiera son tolerables las interrupciones en el voltaje de alimentación de las cargas. A continuación se presenta una solución al inconveniente presentado por la transición abierta: La pérdida de voltaje en terminales de la carga.

(50) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 39. Transferencia de Transición Cerrada Si la red comercial falla, la transferencia de transición cerrada inicia el arranque del grupo electrógeno y transfiera la carga a la fuente de emergencia en modo de transición abierta. Cuando la fuente normal retorna y es estable, el interruptor re-transfiere a la red normal sin interrupciones a la carga (transición cerrada). El control de la transferencia incluye monitoreo de los ángulos de fases, voltajes y frecuencias en ambas fuentes. La transferencia se realiza cuando los ángulos de fase se aproximan a cero y los voltajes y frecuencias muestran un diferencial de 5% o menos. Normalmente estas transferencias están disponibles en rangos de 30 hasta 4000 amperes y poseen un mecanismo de operación dual. La Figura 4.3 ilustra el caso en el cual se transfiere la carga cuando ambas fuentes están presentes, pudiendo ser el caso de una transferencia planeada o del la re-transferencia de la carga a la red normal.. Figura 4.3 Voltajes en transición cerrada En ambos casos, el tiempo en que ambas fuentes permanecen en paralelo debe ser menor a 100ms y no existe un control activo sobre la planta. Tampoco se requiere un uso extensivo de relevadores de protección porque sus tiempos de respuesta y el de sus respectivos desconectadotes a veces sobrepasan los 100ms. De la figura se hace evidente que la carga no experimenta perdida de voltaje, siempre y cuando ambas fuentes estén presentes, pero la planta sí experimentará un transitorio por la aplicación del bloque completóte carga.

(51) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 40. Transferencia Suave de Carga Las estrategias de transferencia de carga han ido evolucionando de una transición abierta convencional, a una transición cerrada de emparalelamiento momentáneo hasta llegar a un emparalelamiento de larga duración que permita transferir suavemente una carga de la red al generador y viceversa. Una Transición Cerrada se puede adaptar se puede adaptar para que exista un emparaleleamiento extendido de ambas fuentes. Esto se logra con la adición de los controles y relevadores de protección adecuados. Los relevadores de protección garantizarán que el generador sea desconectado de la red cuando ocurran anomalías La figura 4.4 ilustra el voltaje en terminales de la carga durante una transferencia suave de carga. Esta estrategia beneficia tanto al generador como a la red comercial evitando transitorios inducidos por la aplicación de bloques de carga. Figura 4.4 Transición con carga suave Modos de Operación Posibles de una Transferencia Suave Analizando el caso de un solo generador, en el cual se le añade la estrategia de transferencia suave de carga a una transferencia de transición cerrada, el control de carga suave tendría los siguientes modos de operación: a) Potencia Base Consiste en llevar el generador a producir una potencia fija con un factor de potencia constante, durante la operación de emparalelamiento extendido. Cualquier incremento de la demanda de potencia será suministrado por la red comercial b) Importar Con este modo de operación el generador se controla de forma que la carga demande flujo constante de potencia de la red comercial. La potencia entregada por el generador variará con la demanda de ka carga y es igual a la diferencia entre potencia que se importa y la potencia demandada..

(52) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. c) Exportar Durante este modo de operación, el generador es controlado para suministrar un flujo de potencia constante hacia los alimentadores del lado normal de la transferencia. La potencia entregada por el generador variará según la carga y será igual a la suma del valor exportado mas la carga. d) Aislado La selección de este modo de operación llevará al sistema a sincronizar y emparalelar el generador con la red comercial. Al concluir el proceso de emparalelamiento, el sistema llevará al generador a tomar la carga previamente programada al factor de potencia previamente establecido. Concluida esta fase el sistema mandará abrir el grupo de contactos del lado normal de la transferencia, quedando ka carga totalmente aislada de la red. Componentes Principales de una Transferencia Suave Los componentes principales del sistema de transferencia suave de carga se ilustra en la figura 4.5. A continuación se describen cada unos de ellos: Transferencia de Transición Cerrada. Mecanismo eléctricamente operado y mecánicamente sostenido, esto es, el operador eléctrico comúnmente una bobina solenoide es energizada momentáneamente y los contactos se mantienen en sus posiciones por medios mecánicos. Controlador de Transferencia. El controlador del interruptor de transferencia deberá mantener el control maestro de Interruptor de Transferencia para todas las funciones de transferencia, incluyendo la transición abierta convencional, la transición cerrada y las operaciones de carga suave Dispositivos de Monitoreo y Protección. Los sistemas de control de emparalelamiento se basan en la medición precisa de los parámetros de Voltaje, Corriente, Potencia, Factor de Potencia, etc., para coordinar la interconexión y proporcionar las protecciones contra falla. Estos valores deben ser rápida y precisamente colectados, computados y compartidos con los algoritmos de control del sistema para poder proporcionar una operación paralelo estable. Controlador de la Transferencia Suave de Carga. Constituye el cerebro de todo el sistema y de toda la estrategia de operación del mismo. A través de la comunicación con el controlador de transferencia y con los dispositivos de medición y protección además de con el motor y generador, este dispositivo supervisa y controla la operación de todo el sistema. Proporciona las siguientes funciones:.

(53) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 42. Control activo sobre el voltaje del generador, la frecuencia y el ángulo de fase relativo para lograr la sincronía de ambas fuentes Salidas analógicas y PWM para el control de Velocidad/Potencia y salidas analógicas para controlar Voltaje/Factor de Potencia Comunicación por Internet e Internet para acceso remoto Registro de eventos por tiempo y fecha Interface Gráfica de Usuario para fijar parámetros y ajuste de los mismos. La figura 3.6 muestra una Interface Gráfica de Usuario (GUI) sensible al tacto Red. AA. r. cJ (,. l1. [L. r ( |. 1. r S. H M*tty ,-•[-= -J PWíi 1 J t. ¿íl. [2. • <«.vo. (. «J. «r ». H f • ^^. V. ;. ,. cM !. T, Tj. 1 t£bfi. |Qftfc. 1. • --I. MHl.y Prot Cm*r«. p-/'0'. as. •yrrit YV íCiM^a FMrt*. (j. Cao.. í. z?ns *1UO Í4C. C4M «•MHMMM» W4«S. cns. i F. HC. QU.. TübraTonaJH»«r. L"I L. K^ra'wl^~^»~. —. „. F4M1. J. Figura 4.5 Componentes de un sistema de arranque suave. Figura 4.6 Interface gráfica de usuario (GUI). 2?/sa •1UO. 4a w.

(54) Administración de Energía Eléctrica ITESM, Campus Monterrey. 43. Cálculo de los ahorros y Retorno de Inversión El análisis de los ahorros derivados de la auto-generación para reducir los cargos por energía y demanda en horarios punta se lleva a cabo considerando los costos que involucra utilizar los sistemas de generación existente para suministrar la energía que se dejará de demandar de la red. El período de tiempo será determinado por la duración de los horarios punta en una región particular. La diferencia entre estos costos y los costos resultantes de compra de esa energía de la misma compañía suministradora dará una buena aproximación del potencial económico de la alternativa de auto-abasto. La inversión iniciadle capital deberá tomar en cuenta los costos del equipo, mano de obra y materiales como Planta Generadora( si no existiera o fuera necesario sustituirla), Tablero de Transferencia Suave de Carga, adecuaciones a la planta generadora ( cuando se requiera un cambio de gobernador y/o regulador de voltaje), obra electromecánica y dispositivos auxiliares, entre otros. Los costos inherentes a la autogeneración deberán considerar los precios del combustibles (con o sin exenciones fiscales) y los cotos del suministro; los gastos adicionales de mantenimiento a la máquina derivados del incremento en el número de oradse operación en régimen continuo (filtros, aceito, refrigerante, etc.). Existen diferentes fórmulas para calcular el período de recuperación de la inversión sin embargo, todas deben tomar en cuenta la inversión inicial y los beneficios económicos derivados de esa inversión (ahorros). 4.2 Almacén Térmico ( Thermal Energy Storage) Los almacenes térmicos (agua, hielo, sales eutécticas) son alternativa para reducir los costos de energía y demanda en horario punta derivados de la climatización de espacios. Estos sistemas funcionan enfriando agua o congelando materiales con cambio de fase o haciendo hielo en tanque aislados durante la mañana o noche. Este enfriamiento almacenado es después usado para climatizar espacios durante picos de carga térmica principalmente en horarios punta utilizando solo el bombeo de recirculación. La capacidad de estos sistemas se define en toneladas-hora Estos sistemas representan un mayor beneficio las situaciones como: • • • • • •. Una carga térmica máxima superior a la carga promedio Altos costos de la energía en horarios pico Sistemas de enfriamiento en crecimiento Un tanque existente disponible Limitación de suministro eléctrico en sitio Respaldo en capacidad de enfriamiento.