estudio y elaboración de un programa de uso racional de

Universidad de La Salle Universidad de La Salle

Ciencia Unisalle Ciencia Unisalle

Ingeniería Eléctrica Facultad de Ingeniería

1-1-2005

Estudio y elaboración de un programa de uso racional de energía Estudio y elaboración de un programa de uso racional de energía

del sistema eléctrico en SLI Colombia del sistema eléctrico en SLI Colombia

Jimmy Andrey Rozo Ramos Universidad de La Salle, Bogotá

Nairo Gustavo Duquino Talero Universidad de La Salle, Bogotá

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Citación recomendada Citación recomendada Rozo Ramos, J. A., & Duquino Talero, N. G. (2005). Estudio y elaboración de un programa de uso racional de energía del sistema eléctrico en SLI Colombia. Retrieved from https://ciencia.lasalle.edu.co/ing_electrica/495

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Jimmy Andrey Rozo Ramos 1 Nairo Gustavo Duquino Talero

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UNIVERSIDAD DE LA SALLE FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

ESTUDIO Y ELABORACIÓN DE UN PROGRAMA DE USO RACIONAL

DE ENERGÍA DEL SISTEMA ELÉCTRICO EN SLI COLOMBIA

JIMMY ANDREY ROZO RAMOS

NAIRO GUSTAVO DUQUINO TALERO

Tesis de grado para optar al título de

Ingeniero Electricista

Director

GILBERTO GONZÁLEZ CUERVO

Ingeniero Electricista

UNIVERSIDAD DE LA SALLE

FACULTAD DE INGENIERÍA ELÉCTRICA

BOGOTÁ D.C.

2005

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NOTA EVALUACIÓN

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DIRECTOR DEL PROYECTO

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JURADO

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JURADO

Bogotá D.C., 28 de febrero de 2005

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Agradezco a Dios por la salud, el desarrollo físico y mental, permitiéndome ir culminando cada uno de mis propósitos, y por

guiarme siempre por el buen camino haciendo de mí una persona correcta.

A mi madre, abuela y tía por su responsabilidad y esfuerzo, por sus

enormes sacrificios para brindarme el estudio, por ser un apoyo moral y económico en el transcurso de la carrera y por llenarme siempre de

cariño.

A mi novia por ser incondicional y brindarme su apoyo, compañía y comprensión.

A mis maestros, que con su constancia, acompañada de sus grandes

conocimientos y consejos aportaron las bases para el desarrollo de la carrera.

A mis compañeros que de una u otra manera aportaron al desarrollo de

este proyecto, por ser de apoyo moral y brindarme su amistad incondicional.

Jimmy Andrey Rozo Ramos

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A mi familia y especialmente a mis hermanas por ser el motor que impulsa mi vida y me ayudan incondicionalmente en todas las

circunstancias ya sean adversas o de satisfacción.

A mi madre porque sin sus consejos y su gran amor para conmigo no hubiera sido posible culminar mis estudios profesionales.

A mi padre por su confianza depositada en mí, por tolerar todos mis

defectos y caprichos, por su apoyo económico y amor de padre.

A mi compañero de tesis por ser una persona muy honesta y trabajadora y que sin su esfuerzo este proyecto de grado hubiese sido

muy arduo.

También quiero agradecer a todas las personas que colaboraron en la elaboración de este proyecto de grado, a mis compañeros de facultad con los cuales compartí una de las mejores etapas de mi vida y a los

maestros que me ayudaron a ser una persona integra en aspectos intelectuales y morales.

Nairo Gustavo Duquino Talero

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AGRADECIMIENTOS

Los autores manifiestan su agradecimiento a:

• A la empresa SLI Colombia por darnos la oportunidad de desarrollar nuestro proyecto de grado dentro de sus instalaciones.

• Al Ingeniero Gilberto González Cuervo por ser nuestro director de tesis y la persona que nos guió por el camino correcto para lograr los objetivos propuestos.

• Al Ingeniero Abel Ricaurte por su apoyo y colaboración con el desarrollo de este trabajo y a su grupo de electricistas que de buena fe nos ayudaron a sacar el proyecto adelante.

• Al ingeniero Jorge Ortiz por el aporte dado a este proyecto, por su paciencia y

colaboración.

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CONTENIDO

Pág. INTRODUCCIÓN 1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE SLI COLOMBIA....................................12

1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL........................................................................12 1.1.1. Planta de vidrio.....................................................................................12 1.1.2. Planta de componentes……………………………………………………………………….14 1.1.3. Planta de ensamble…………………………………………………………………………….15 1.1.4. Planta de tubos fluorescentes………………………………………………………………17 1.1.5. Bodega producto terminado…………………………………………………………………18 1.2. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS…………………………….19 1.2.1. Descripción de la subestación………………………………………………………………19 1.2.2. Descripción planta de vidrio…………………………………………………………………20 1.2.3. Descripción planta de fluorescentes……………………………………………………..21 1.2.4. Descripción planta incandescente…………………………………………………………21 1.3. DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA…………………………………………………………..22

2. MEDICIONES Y DIAGNÓSTICOS…………………………………………………….24

2.1. INVENTARIO GENERAL DE MÁQUINAS…………………………………………………24 2.2. FUENTES DE ENERGÍA………………………………………………………………………..27 2.2.1. Gas natural………………………………………………………………………………………..27 2.2.2. El ACPM…………………………………………………………………………………………….28 2.2.3. El hidrógeno………………………………………………………………………………………29 2.2.4. Gas propano………………………………………………………………………………………30 2.3. RÉGIMEN DE TRABAJO EN PRINCIPALES TABLEROS Y MÁQUINAS………….31 2.4. BALANCES DE ENERGÍA………………………………………………………………………33 2.5. CONTROL Y MONITOREO DE ENERGÍA………………………………………………..38 3. PROCESO DE MOTIVACIÓN…………………………………………………………….48

3.1. ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA………………………………………………………….48 3.1.1. Funciones características de la Administración Energética……………………………………………………………………..………………….49

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3.2. INSERTAR LA ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA EN LA ORGANIZACIÓN…………………………………………………………………………………49 3.2.1. Los directivos de la empresa y la Administración Energética………………………………………………………………………………………….50 3.2.2. Iniciación del programa……………………………………………………………………….50 3.3. CÓMO PLANEAR Y PROGRAMAR LA ADMINISTRACTÓN ENERGÉTICA………………………………………………………………………………………51 3.3.1. Actividades para poner en funcionamiento un programa de Administración Energética…..…………………………………………………………..51 3.3.2. Principales funciones de la Administración Energética…………………………….52 3.3.2.1. Funciones de planeación…………………………………………………………………..52 3.3.2.2. Liderazgo y motivación……………………………………………………………………..53 3.3.2.3. Función de control……………………………………………………………………………53 3.4. COMO GARANTIZAR LA CONTINUIDAD DE UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA………………………….………………………….54 3.4.1. Manejo consciente de la energía…………………………………………………………..54 3.4.2. Cómo motivar al personal…………………………………………………………………….54 3.4.2.1. Medios para motivar al personal………………………………………………………..55 3.4.2.2. El proceso de motivación………………………………………………………………….55 4. ASPECTOS TÉCNICOS Y RECOMENDACIONES……………….………………59

4.1. INSTALACIONES ELÉCTRICAS……………………………………………………………..59 4.2. MOTORES ELÉCTRICOS………………………………………………………………………61 4.3. ILUMINACIÓN…………………………………………………………………………………….62 4.4. SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO……………………………………………………….64 4.5. SISTEMAS DE BOMBEO……………………………………………………………………….65 5. EVALUACIÓN FINANCIERA DE OPCIONES DE AHORRO DE ENERGÍA……………………………………………………….……………………………68 CONCLUSIONES………………………………………………………………………..………………75 REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS……………………………………..………………………77

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LISTA DE TABLAS

Pág. Tabla 1. Inventario de motores planta de vidrio……………………..…….24 Tabla 2. Inventario de motores cuarto de compresores………….………25 Tabla 3. Inventario de motores planta de incandescentes (Cuarto de máquinas)…………………………………………………25 Tabla 4. Inventario de motores planta fluorescentes…………..…………26 Tabla 5. Cromatografía de gas natural empleado en SLI Colombia…..28 Tabla 6. Consumos kWh Planta de vidrio…………………………………….31 Tabla 7. Consumos kWh Planta de fluorescentes…………………………..32 Tabla 8. Consumos kWh Planta de incandescentes………………………..32 Tabla 9. Consumos kWh Planta de componentes…………………………..33 Tabla 10. Consumos kWh Administración…………………………………….33 Tabla 11. Consumo de energía kWh por plantas…………………………….34 Tabla 12. Indicadores………………………………………………………………34 Tabla 13. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en julio de 2004………………………………………………………..40 Tabla 14. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en julio de 2004………………………………………….41 Tabla 15. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en agosto de 2004……………………………………………………..42 Tabla 16. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en agosto de 2004……………………………………….43 Tabla 17. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en septiembre de 2004……………………………………………….44 Tabla 18. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en septiembre de 2004………………………………….45 Tabla 19. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en octubre de 2004……………………………………………………46 Tabla 20. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en octubre de 2004………………………………………47

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LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Planta de vidrio…………………………………………………………12 Figura 2. Mezclador materias primas………………………………………….13 Figura 3. Salida del tubo de vidrio del horno………………………………...13 Figura 4. Máquina Flexográfica…………………………………………………15 Figura 5. Planta de bombillas incandescentes……………………………….15 Figura 6. Quemador de electrodo superior…………………………………..16 Figura 7. Planta de tubos fluorescentes……………………………………….17 Figura 8. Calcinado de tubos fluorescentes…………………………………..18 Figura 9. Bodega de producto terminado……………………………………..19 Figura 10. Subestación eléctrica………………………………………………….20 Figura 11. Planta Diesel 250 kW………………………………………………….20 Figura 12. Subestación gas natura.....…………………………………………..27 Figura 13. Tanque de ACPM……………………………………………………….29 Figura 14. Tanque gas propano…………………………………………………..30 Figura 15. Consumo de energía eléctrica por plantas……………………….34 Figura 16. Distribución del consumo de energía eléctrica en SLI Colombia……………………...………………….……………..35 Figura 17. Consumo kWh/día mes de julio……………………………………..36 Figura 18. Consumo kWh/día mes de agosto……………..……….………….36 Figura 19. Consumo kWh/día mes de septiembre…………………………….37 Figura 20. Consumo kWh/día mes de octubre………………………..……….37 Figura 21. Pasos para lograr un comportamiento consecuente con el programa de ahorro………………………………………….57 Figura 22. Estructura organizativa del programa de ahorro de energía………………..……………………………………………….58 Figura 23. Motores eléctricos……………………………………………………..61 Figura 24. Fuentes de iluminación……………………………………………….63 Figura 25. Compresor de tornillo…………………………………………………64 Figura 26. Sistema de bombeo……………………………………………………66

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LISTA DE ANEXOS

Pág.

ANEXOS ASPECTOS TÉCNICOS…………………………………………………………………78

1. TRANSFORMADORES……………………………………………………………….…………79 2. SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO Y REDES DE DISTRIBUCIÓN…………………………………………………………………….…………..104 3. MOTORES ELÉCTRICOS ..……………………………………………………….…………113 4. BOMBAS CENTRÍFUGAS……………………………………………..……………………..120 5. EVALUACIÓN FINANCIERA DE OPCIONES DE AHORRO DE ENERGÍA….……..………………………………………………………………………….124 DIAGRAMA UNIFILAR DE SLI COLOMBIA………………………………………………129

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INTRODUCCIÓN

A raíz de la crisis energética en Colombia durante el año de 1992, el Ministerio de Minas y Energía, estableció dentro de su plan energético nacional impulsar la gestión eficiente de la demanda y uso racional de energía tanto a nivel estatal como a nivel privado. La crisis energética coincidió con el proceso de apertura económico iniciado en 1991 durante el gobierno de César Gaviria, dicho proceso ha mostrado a los empresarios colombianos la necesidad de ser más competitivos con el fin de penetrar y ampliar los mercados internos y externos. Por tal motivo se hace imprescindible un uso eficiente de sus recursos energéticos. La práctica de URE se constituye en una medida efectiva para propiciar el crecimiento económico, el desarrollo social y por tanto el bienestar nacional, contribuyendo a la sostenibilidad del desarrollo colombiano. Por esta razón, el Congreso Nacional mediante la expedición de la Ley 697 de 2001 declaró al Uso Racional y Eficiente de la Energía como asunto de interés social, público y de conveniencia nacional. Con la promulgación de esta Ley se sentaron las bases jurídicas necesarias para que el Estado pueda organizar, fomentar e impulsar el criterio de URE y promover la utilización de las energías alternativas de manera efectiva en Colombia. Al reducir el consumo de recursos energéticos mediante la implementación de programas de URE tanto para los sectores productivos como para la población en general, se incrementa la competitividad de toda la economía colombiana. Al mismo tiempo, la utilización racional de las fuentes energéticas partiendo desde la escogencia de las fuentes primarias, junto con una economía más competitiva, soportan la consolidación de los mercados energéticos en Colombia y a la vez reduce o retrasa las necesidades de ampliación de la infraestructura energética en Colombia.

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1. DESCRIPCIÓN GENERAL DE SLI COLOMBIA 1.1. DESCRIPCIÓN GENERAL La planta de SLI Colombia en Bogotá se dedica a la producción de productos de iluminación. Cuenta con una planta de vidrio en la cual se producen los bulbos y tubos de vidrio para bombillas incandescentes y lámparas fluorescentes respectivamente, además cuenta con una planta para la producción de casquillos y bases, una planta de ensamble de bombillas incandescentes, una planta de ensamble de tubos fluorescentes y además cuenta con una bodega para materias primas y producto terminado. Se ha implementado una moderna tecnología y un sistema continuo para optimizar y controlar todos los procesos, asegurando y superando el cumplimiento de los estándares de calidad establecidos por diferentes instituciones reguladoras, reconocidas por su liderazgo y prestigio en el campo de la normalización y la calidad. 1.1.1. Planta de vidrio

Figura 1. Planta de vidrio El proceso se inicia en la planta de vidrio con la fabricación del bulbo y tubo de vidrio para bombilla incandescente y tubo fluorescente respectivamente. Las materias primas como arena silicea, carbonato de sodio, dolomita, feldespato y casco (retal) de vidrio están listas para iniciar este largo proceso industrial. Los materiales se pesan uno a uno según una receta y se mezclan primero en seco y después con agua dentro de un sistema de máquinas que es monitoreado por un cerebro computarizado, decenas de microprocesadores establecen que cada procedimiento se realice dentro de los términos de la receta inicial.

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Figura 2. Mezclador materias primas

Ahora la materia prima llega al horno, se funde a 1500ºC y se somete a un acondicionamiento térmico que permitirá posteriormente darle la forma del bulbo. La gota de vidrio está lista para moldeado, es recibida por una máquina que la convierte en una galleta y le acopla una boquilla a través de la cual le aplica aire formando el palesón que entra al molde donde continua soplando aire hasta que sale con la forma definitiva adquirida en el molde. Los bulbos se cortan y continúan su camino hacia la cámara de recocido, donde se alivian las tensiones internas provocadas por el cambio brusco de temperaturas en su proceso de formación. El procedimiento finaliza con la selección y el empaque, el bulbo esta listo pero tan solo es una de las 16 partes que compondrán la bombilla final. La zona donde se forman los tubos de vidrio consta de un mandril, que es un tubo refractario el cual recibe el flujo de vidrio.

Figura 3. Salida del tubo de vidrio del horno

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El vidrio se enrolla en el tubo y por su propia viscosidad se va escurriendo, al final del tubo refractario recibe un soplo de aire con el cual se determina el diámetro del vidrio. En esta parte encontramos también un equipo de rayos láser encargado de medir el diámetro del tubo, una vez medido el diámetro hay un equipo de corte primario del tubo, el cual se lleva a cabo a través de un choque térmico gracias a un disco humedecido con agua, este corte se realiza cuando el tubo está a unos 300ºC. Luego viene el corte secundario donde el tubo queda con sus dimensiones, después de esto viene el proceso de requemado del borde para suavizar las asperezas que quedan después del corte secundario. Durante el proceso de este corte secundario y durante el requemado en el vidrio se acumulan tensiones, por este motivo es necesario someterlo a un nuevo proceso de recocido en sus extremos. En la parte final del proceso de fabricación de tubería de vidrio, los operarios se encargan de seleccionar el tubo, el cual es colocado en unas estibas para posteriormente ser llevado a la planta de fluorescentes. 1.1.2. Planta de componentes Entre tanto en la planta de componentes se prepara el casquillo o base para bombilla incandescente y base para tubo fluorescente, además de los electrodos que se utilizan en la fabricación de bombilla incandescente y tubo fluorescente. El casquillo es un fleje de aluminio que es sometido al troquelado hasta convertirlo en una cápsula roscada, esta cápsula junto a la vitrita, que es una mezcla de vidrio y manganeso y el contacto de latón se unen dentro de la vitrificadora, se reciben cada una de las partes, se unen y se forma el casquillo. En tanto las bases de lámparas fluorescentes, las cuales están compuestas por 2 pines, un aislamiento que es la baquelita y una cápsula de aluminio son fabricadas en una máquina. En la ensambladora inicialmente se colocan los 2 pines, posteriormente se coloca la baquelita o aislamiento de la base y finalmente se le coloca la cápsula de aluminio para que al final mediante un golpe de la troqueladora sean asegurados los pines y la baquelita a la cápsula de aluminio. En la parte final de la ensambladora un chorro de aire envía la cápsula al empaque correspondiente. También en la misma planta de componentes se realiza al mismo tiempo la construcción de los electrodos, lo cual ocurre en una máquina que se alimenta de cobre y níquel formando mediante soldadura unos pequeños alambres, que serán los conductores de la corriente eléctrica. La máquina es capaz de producir nada menos que 10.000 electrodos por hora, uno de estos electrodos actuará como fusible para cumplir con una de las exigencias de la norma.

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Figura 4. Máquina Flexográfica Otro de los componentes se fabrica en la máquina flexográfica, se trata del protector o funda plegadiza. Cuando los componentes están listos llega el momento del ensamble final, es un proceso totalmente automatizado en máquinas inteligentes de gran eficiencia. 1.1.3. Planta de ensamble

Figura 5. Planta de bombillas incandescentes

Los bulbos llegan primero a una máquina selectora que los lleva al rotulado donde se imprime en su parte superior el monograma con las características eléctricas.

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Sigue su marcha hasta la etapa de pintura electrostática, la cual recubre la parte interior del bulbo y tiene como propósito fundamental actuar como agente difusor de la luz. En tanto el bulbo continua su proceso, en una máquina se construye la campana de flare, a partir de un tubo que se corta según una medida específica, el vidrio se calienta y se abre la boquilla de la campana que será posteriormente el soporte de la montura. Llega la campana de flare se une con el tubo de vacío y con los dos electrodos para formar el vástago. El vástago llega a una nueva etapa del proceso en la cual se adiciona el filamento de tungsteno y se aplica el soporte, el filamento recibe un baño de getter de fósforo, elemento químico que tiene como propósito alargar su vida, reaccionando con las trazas de oxígeno que quedan en la atmósfera interna de la bombilla después de realizado el vacío. En una nueva etapa del proceso, en la que el bulbo se había dejado en el comienzo se une con la montura y se denomina sellado y moldeado, una vez listo se procede a hacer el vacío en el interior del vidrio y se aplica una inyección de argón y nitrógeno, cuya función es la de retardar la evaporación del tungsteno del filamento.

Figura 6. Quemador de electrodo superior La bombilla ya se parece al producto final, solo le falta cortar el sobrante del tubo de vacío y se prepara para acoplarlo al casquillo, esto sucede en una máquina que adiciona el cemento y permite que el casquillo llegue hasta su lugar para fijarse. Los electrodos se cortan y se soldan, la bombilla ya está lista pero entra a una prueba de relampagueo en la cual se le da un tratamiento térmico al filamento, una prueba subsiguiente realiza la medición de la potencia de la bombilla terminada.

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Termina el proceso, la bombilla se introduce dentro de las fundas plegadizas y deberá pasar las pruebas de calidad antes de ser despachadas al mercado. Cuando la bombilla sale de su proceso de fabricación llega a una etapa que se denomina inspección, en la cual mediante ionización de la atmósfera interna se revisan todas las unidades del producto, desechando los defectuosos. 1.1.4. Planta de tubos fluorescentes

Figura 7. Planta de tubos fluorescentes

El proceso de las lámparas fluorescentes inicia con la formación del cuello en el tubo de vidrio, para ello se calientan los extremos del tubo y se da la forma que es donde finalmente se alojará la base del tubo. Luego de haber formado el cuello del tubo en ambos extremos es conducido a través de un transportador a un magazín con capacidad para 10 tubos, a través de un brazo mecánico es levantado, luego es lavado con agua desionizada a una temperatura de 80ºC, después es conducido a un sistema donde por vacío es recubierto con suspensión de fósforo, posteriormente pasa a un túnel de secado de aproximadamente 100ºC. Luego es transportado a un sistema donde se realiza la calcinación a una temperatura de 650ºC.

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Figura 8. Calcinado de tubos fluorescentes A los tubos fluorescentes es necesario fabricarles la montura, en dicha parte encontramos componentes como el tubo de vacío, la campana, los electrodos, el filamento y la pasta emisiva. En la máquina de sellado, se unen el tubo previamente pintado a las dos monturas, después de que el tubo ha sido sellado es llevado a la máquina de vacío, en esta máquina se realiza el vacío al tubo fluorescente en varias etapas, al final es llenado con un gas que es argón o neón de alta pureza y finalmente se le introduce una gota de mercurio de un peso aproximado de 16 mg. En su recorrido pasa a un quemador donde sella herméticamente el tubo de vacío. Posteriormente el tubo es llevado a un sistema que se llama threader, en donde se enhebran los electrodos a las correspondientes bases del tubo fluorescente. Luego es llevado a la máquina donde se aplica el cemento o adherencia de la base al vidrio por medio de temperatura. Posteriormente pasa por una máquina que realiza el limado de los electrodos para luego ser clampeados o soldados en el caso de un solo pin, con el objeto de asegurar el electrodo al pin. Finalmente hay una máquina que es el madurador, en donde el tubo es sometido a un proceso de maduración para adaptarlo a las condiciones a las cuales va a funcionar.

1.1.5. Bodega producto terminado En este lugar se almacenan todos los productos terminados tanto los fabricados por SLI como los importados por esta misma marca, para ser posteriormente facturados.

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Figura 9. Bodega de producto terminado

1.2. DESCRIPCIÓN DE LAS INSTALACIONES ELÉCTRICAS 1.2.1. Descripción de la subestación La subestación eléctrica de SLI Colombia tiene una acometida de entrada de 34.500V procedente de la subestación BOSA NOVA, colocada en la celda de entrada número uno, con un secciondor trifásico de palanca; en seguida una celda de salida que continua el circuito hasta Carboquímica, luego la celda de medición, con un contador electrónico Process System. Seguidamente la celda de alimentación número cinco, con un seccionador trifásico de palanca que continua a la celda de protección número nueve que energiza el transformador principal de 1250kVA Siemens. Éste transforma de 34.5kV/440V, alimenta al tablero principal de distribución a través de un interruptor de 2000 A Mitsubishi. Este tablero principal consta de ocho circuitos de distribución así: 1. Planta fluorescentes (Conexión directa) 2. Planta de incandescentes (Breaker 1250A) 3. Compensación capacitiva (Breaker 1000A) 4. Tablero de generación (Breaker 400A) 5. Tablero de emergencia (Breaker 400A) 6. Transformador TR-2 de 350kVA y sopladores aire de baja 7. Compresor número 2 8. Compresor número 3

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Figura 10. Subestación eléctrica

La subestación eléctrica de SLI Colombia además cuenta con tres Plantas de emergencia, en caso de interrupción por parte de la empresa que suministra el servicio: dos de 250kW, (440V) con motor Cummins, generador Onan y control Genset y una de 175kW, (220V) con motor Cummins, generador Marathon electric y control Energy Dinamics.

Figura 11. Planta Diesel 250 kW 1.2.2. Descripción planta de vidrio En esta planta se encuentran ubicadas la subestación y los tableros de distribución principal, emergencia y generación; así como el tablero de compensación capacitiva y los transformadores de 350kVA (440V/220V), el transformador de

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alumbrado de 150kVA (440V/220V), y el transformador de alumbrado de emergencia de 15kVA de (440V/220V). TABLERO DE GENERACIÓN: Posee un seccionador manual de transferencia al suministro de 440V del tablero principal o de una planta de generación diesel de 250kW. Este tablero alimenta 8 circuitos los cuales energizan el transformador de iluminación, el compresor número uno, el centro de control de motores horno emergencia, materias primas, moldura y servicios. TABLERO DE BANCO DE CONDENSADORES: Tiene un interruptor de 1000A de marca Legrand que alimenta 11 grupos de condensadores; uno fijo de 60kVAr y 10 de 40kVAr conmutados por un controlador Merlin Gerin. La capacidad total del banco de condensadores es de 460kVAr. TABLERO DE EMERGENCIA: Tiene un seccionador automático de transferencia al suministro de 440V del tablero principal o de una planta de emergencia diesel de 250kW. Alimenta 12 circuitos que energizan el cuarto de bombas número 1 y 2, el centro de control motores horno emergencia, el tablero de control de horno y las máquinas formadoras de bulbos número 1 y 2 y la máquina formadora de tubo Danner. 1.2.3. Descripción planta de fluorescentes Esta conformada por un tablero de distribución de 440V alimentado desde el tablero principal y un tablero de 220V energizado desde un transformador de 350kVA Obitec ubicado en la subestación. Del tablero de 440V se distribuyen 12 circuitos hacia las máquinas de ensamble de tubo fluorescente, línea automática Badalex y del tablero de 220V se distribuyen 14 circuitos que alimentan las máquinas de dos líneas de ensamble verticales Sylvania para la elaboración de tubo fluorescente. 1.2.4. Descripción planta incandescente Consta de un tablero de distribución con un interruptor de 800A Square D, que alimenta 6 circuitos para las 7 máquinas ensambladoras de bombillas incandescentes, una de componentes, un laboratorio de control calidad y el alumbrado de oficinas de administración y de producción.

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1.3. DISTRIBUCIÓN DE LA ENERGÍA A la salida del transformador de 1250kVA se tiene un interruptor de 2000A en un tablero de distribución principal, del cual se derivan los circuitos para la planta de fluorescentes, incandescentes, compensación capacitiva o banco de condensadores, tablero de generación, tablero de emergencia, transformador de 350kVA y los sopladores de aire de baja presión y los compresores número 2 y 3. En la planta de SLI Colombia existen equipos que presentan un mayor índice de consumo de energía eléctrica, los cuales se nombran a continuación: I. Se encuentran seis compresores para la generación de aire de alta presión.

El compresor número 1 es alimentado del tablero de generación, los compresores 2 y 3 son alimentados desde el tablero de distribución principal, los compresores 4, 5 y 6 son alimentados desde el tablero de la planta de incandescentes. Estos 6 compresores para la distribución de la energía están conectados a una tensión de 440V.

II. Seis compresores para la generación de aire de baja presión, de estos

compresores tres se encuentran en la planta de fluorescentes, dos de los cuales están conectados al tablero de distribución en la planta de vidrio a 440V y el tercero hace parte del horno de calcinado de la planta de fluorescentes. Los otros tres compresores se encuentran instalados en el cuarto de máquinas de la planta de incandescentes.

III. Quince sopladores para el proceso de fundición de vidrio en el horno. De los

cuales se tienen dos sopladores de aire de combustión para el proceso de fusión, el primero con carga o en funcionamiento y el otro de respaldo. Estos dos sopladores están alimentados del tablero de emergencia. También se encuentran dos sopladores, el primero con carga y el otro de reserva para el enfriamiento de los bloques del horno que están alimentados del tablero de emergencia de la compañía.

Dos sopladores para la presión interna, el primero con carga y el otro de reserva, el soplador que tiene carga es alimentado del circuito del centro de control motores número 1 y el de respaldo esta alimentado del tablero de emergencia. Dentro de los quince sopladores que son usados para el proceso de fundición del vidrio también se encuentran dos sopladores de combustión fusión, un ventilador de enfriamiento de garganta el cual es alimentado del circuito de centro de control motores número 1.

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Luego se encuentran dos sopladores para la máquina Danner formadora de tubo, uno de los sopladores es usado para combustión y el otro para refrigeración, dos sopladores para la máquina T-28(1) formadora de bulbo, de los cuales uno es usado para combustión y el otro para refrigeración de la propia máquina y por último dos sopladores para la máquina T-28(2) formadora de bulbo de los cuales uno es para combustión y el otro para refrigeración.

IV. Un banco de resistencias para la máquina de vacío de la línea automática de fluorescente que es alimentada del tablero principal de distribución.

V. Un centro de control de motores de 21 bombas de las cuales 4 son para

agua tratada, 4 para el agua industrial, 3 para agua potable, 2 para control de incendios y por último 8 bombas para el traslado del agua dentro de la planta.

En los anexos de este documento se encuentra el DIAGRAMA UNIFILAR DE SLI COLOMBIA (página 129).

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2. MEDICIONES Y DIAGNÓSTICOS

2.1. INVENTARIO GENERAL DE MÁQUINAS En cada una de las plantas de SLI Colombia hay máquinas como motores, compresores, bombas de vacío, mezcladores entre otros, que consumen gran porcentaje de energía con respecto al total de cada planta. A continuación se muestra un inventario general de máquinas por cada planta de la Compañía.

Tabla 1. Inventario de motores planta de vidrio

EQUIPO MARCA SERIE CONEX V A HP kW RPM Cos ϕ

∆∆ 220 VENTILADOR AIRE DE COMBUSTIÓN

SIEMENS 1LA6 206-2AA90Z ∆ 440 49

30 3550 0.87

∆∆ 220 VENTILADOR AIRE COMBUST. (RESERVA)

SIEMENS 1LA6 206-2AA90Z ∆ 440 49

30 3550 0.87

∆∆ 220 93 MOTOR ENFRIAM. BLOQUES

SIEMENS 1LA4 186-4YA80∆ 440 46.5

36 1760 0.83

∆∆ 254 23.1 MOTOR PRESIÓN INTERNA

SIEMENS 1LA5 131-2CA90-Z ∆ 440 13.3

7.5 3525 0.85

∆∆ 254 23.1 MOTOR PRESIÓN INTERNA (RESERVA)

SIEMENS 1LA5 131-2CA90-Z ∆ 440 13.3

7.5 3525 0.85

∆∆ 220 78 MOTOR ENFRIAM. GARGANTA

SIEMENS 1LA4 183-4YA80∆ 440 39

30 1755 0.83

∆∆ 254 12.3 VENTILADORES REFINACIÓN

SIEMENS 1LA5 113-2AA90-Z ∆ 440 7.1

4 3500 0.84

∆∆ 254 12.3 VENTILADORES REFINACIÓN (RESER)

SIEMENS 1LA5 113-2AA90-Z ∆ 440 7.1

4 3500 0.84

∆∆ 220 24.4 AGUA TRATADA SIEMENS 1LA3 131-2YB70∆ 440 12.2

9 1740 0.86

∆∆ 220 24.4 AGUA TRATADA (2 DE RESERVA)

SIEMENS 1LA3 131-2YB70∆ 440 12.2

9 1740 0.86

∆∆ 220 32 AGUA POTABLE SIEMENS 1LA3 131-2YB70∆ 440 16

12 3525 0.86

∆∆ 220 32 AGUA POTABLE (RESERVA)

SIEMENS 1LA3 131-2YB70∆ 440 16

12 3525 0.86

∆∆ 220 93 CONTRA INCENDIO SIEMENS 1LA4 186-4YA80∆ 440 46.5

36 1760 0.85

∆∆ 220 148 CONTRA INCENDIO SIEMENS 1LA6 220-4YA80∆ 440 74

60 1765 0.85

∆∆ 220 24.4 AGUA INDUSTRIAL SIEMENS 1LA3 130-YB70 ∆ 440 12.2

9 1740 0.86

∆∆ 220 24.4 AGUA INDUSTRIAL (RESERVA)

SIEMENS 1LA3 130-YB70 ∆ 440 12.2

9 1740 0.86

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Tabla 2. Inventario de motores cuarto de compresores

Tabla 3. Inventario de motores planta de incandescentes (Cuarto de máquinas)


440 COMPRESOR AIRE

INGERSOLL RAND

SSR-XF125

125

440 COMPRESOR AIRE

INGERSOLL RAND

SSR-XF125

125

440 COMPRESOR AIRE

INGERSOLLRAND

SSR-XF125

125


460 140 COMPRESOR INGERSOLLRAND

SSR-EP100

100 3550 0.85

COMPRESOR SULLAIR 12BS-60H ACAC

∆ 220 188 COMPRESOR (RESERVA)

IEM 760556 Y 440 94

75 1772 0.84

∆ 220 49.5 SOPLADOR AIRE DE BAJA

G.E. 5K326D49 Y 440 24.8

20 3490 0.85

∆ 220 49.5 SOPLADOR AIRE DE BAJA (RESERVA)

G.E. 5K326D49 Y 440 24.8

20 3490 0.85

∆ 220 97 SOPLADOR AIRE DE BAJA (RESERVA)

G.E. 5K1365AF-1 Y 440 48.5

40 3550 0.83

∆∆ 220 24.4 BOMBA VACÍO SIEMENS 1LA3 130-4YB70∆ 440 12.2

9 1740 0.86

∆ 230 176 SOPLADOR (HOFFMAN)

TOSHIBA B0752VL 63USWR Y 460 88

75 3540 0.86


TOSHIBA B0252FL 63UM Y 460 29

25 3515 0.82

∆∆ 220 62 BOMBA VACÍO (RESERVA)

SIEMENS 1LA3 166-4YB70∆ 440 31

24 1760 0.86

∆ 230 76 BOMBA VACÍO BALDOR M4104T Y 460 38

30 1770 0.82


G.E. 5K324BL205 Y 460 50

40 1770

∆ 460 5.1 SECADOR INGERSOLLRAND

TM400-T Y

∆∆ 220 47 COMPRESOR AUX. PARA SERVICIOS

SIEMENS 1LA3 163-4YB70∆ 440 23.5

18 1730 0.86

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Tabla 4. Inventario de motores planta fluorescentes


∆ 230 72 MEZCLADOR AIRE-GAS

RELIANCE P28671A-69-TD Y 460 36

30 22.3 3530 0.82

∆ 208 38.2 MEZCLADOR AIRE-GAS (RESERVA)

GENERAL ELECTRIC

2K4256A12 Y 440 19.1

15 11.2 3530 0.84

∆ 230 76 BOMBA VACÍO KINNEY M4104T Y 460 38

30 22.3 1760 0.82

∆ 220 4.7 BOMBA VACÍO AEG AM80N2 Y 380 2.7

1.5 1.1 2800 0.84

∆ 250 8.5 BOMBA VACÍO AEG AM90LX2 Y 440 4.9

2.6 3400 0.83

∆ 250 3.3 BOMBA VACÍO AEG AM80KX2 Y 440 1.75

0.75 3410 0.81

∆ 250 7.8 BOMBA VACÍO AEG AM90LY4 Y 440 4.5

2.2 1595 0.83

∆ 250 7.8 BOMBA VACÍO AEG AM90LY4 Y 440 4.5

2.2 1595 0.83

∆ 240 8.7 BOMBA VACÍO AEG AM90LY4 Y 415 5

2.2 1640 0.83

∆ 250 2.5 BOMBA VACÍO AEG AM71FY4 Y 440 1.45

0.55 1675 0.8

∆ 250 2.5 BOMBA VACÍO AEG AM71FY4 Y 440 1.45

0.55 1675 0.8

∆ 240 8.7 BOMBA VACÍO AEG AM90LY4 Y 415 5

2.2 1640 0.83

∆ 250 1.7 BOMBA VACÍO AEG AM71NY4 Y 440 1

0.37 1680 0.81

∆ 250 1.7 BOMBA VACÍO AEG AM71NY4 Y 440 1

0.37 1680 0.81

∆ 230 15.10 BOMBA VACÍO BROOK HANSEN

UD112M Y 400 8.7

4 1445

∆ 220 9.5 BOMBA VACÍO WEG 100L 481 Y 380 5.5

1730

∆ 230 7.2 BOMBA VACÍO GENERAL ELECTRIC

5K184FX3443 Y 460 3.7

2 1155

∆ 254 5.5 BOMBA VACÍO EMOD VUF20/2-100 Y 440 3.2

1.4 3480 0.80

∆ 230 14.2 BOMBA VACÍO U.S MOTORS

UTF TE Y 460 7.1

5 1745

∆ 230 3.2 BOMBA VACÍO MARATHON EB56C17055GV-W Y 460 1.6

1725

∆∆ 220 87 SOPLADOR AIRE BAJA

SIEMENS 1LA4 183-2YC80∆ 440 43.5

35 26.1 3515 0.87

∆ 220 70 SOPLADOR AIRE BAJA (RESERVA)

TOSHIBA B03002FL 63UMY 460 35

30 3515

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2.2. FUENTES DE ENERGÍA Dentro de SLI encontramos cuatro tipos de combustibles los cuales son usados en procesos de combustión, el gas natural, gas propano, el ACPM y el hidrógeno, cada uno con una función específica. 2.2.1. Gas natural El gas natural es una mezcla de gases de gran poder calorífico, formado en las entrañas de la tierra en el curso de un proceso evolutivo de centenares de miles de años. El principal componente de la mezcla que conforma el gas natural es un hidrocarburo llamado metano. Los demás componentes, en muy pequeñas cantidades, son otros gases tales como óxidos de nitrógenos, dióxido de carbono (CO2), ó vapor de agua. Este se utiliza como combustible industrial, por su gran poder calorífico, su combustión es regulable, sus componentes son etano, propano, butano, nitrógeno, dióxido de carbono, sulfuro de hidrógeno, helio y argón. Antes de emplear el gas natural como combustible se extraen los componentes más pesados, como el propano y el butano ó vapor de agua. Es la fuente de energía primaria de más rápido crecimiento en los últimos años, su mayor incremento ha sido en la generación de la electricidad, emite menos dióxido de carbono que el petróleo y el carbón. En los países industrializados dadas las ventajas económicas y ambientales su consumo supera con creces al resto de combustibles tradicionales.

Figura 12. Subestación gas natural

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El gas natural dentro de SLI Colombia tiene diferentes usos, uno de los más importantes es la combustión del horno, en el cual se funde la arena, dolomita, soda y casco o vidrio reciclado para producir el vidrio. También es usado para la combustión de todos los procesos de producción tanto en planta de vidrio, planta de fluorescentes y archas. La generación de vapor, y automoción. Además, este gas permite la ventaja de reducir la contaminación ambiental en la empresa y sus alrededores. A continuación se presenta una tabla con las propiedades de las dos redes de gas natural empleado en SLI Colombia.

Tabla 5. Cromatografía de gas natural empleado en SLI Colombia

CUSIANA

(%) APIAY (%)

NITRÓGENO 0.431 0.702 DIÓXIDO DE CARBONO 5.198 2.283 METANO 76.505 83.65 ETANO 11.601 10.995 PROPANO 4.497 1.949 ISO BUATANO 0.733 0.215 BUTANO NORMAL 0.792 0.145 ISO PENTANO 0.133 0.059 PENTANO NORMAL 0.08 HEXANOS 0.03 GRAVEDAD 0.735 0.657 PODER CALORÍFICO (BTU/ft3) 1.151.030 1.103.780

2.2.2. El ACPM Es un destilado medio obtenido del fraccionamiento o destilación primaria del petróleo crudo, se utiliza como combustible para motores diesel (en vehículos, calderas y plantas eléctricas). Para la manipulación de este combustible se deben tener en cuenta las precauciones necesarias y usar elementos de protección, los trabajadores al estar expuestos a este tipo de combustibles pueden llegar a tener problemas físicos como, dolor de cabeza y mareo.

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Figura 13. Tanque de ACPM El ACPM también está diseñado para utilizarse como combustible en motores diesel que operan bajo condiciones de alta exigencia y en altitudes por debajo de los 2000 metros sobre el nivel del mar para generar energía mecánica y eléctrica, y en quemadores de hornos, secadores y calderas. El ACPM es usado dentro de SLI Colombia como combustible para las tres plantas diesel de emergencia. 2.2.3. El hidrógeno El hidrógeno es un elemento químico de número atómico uno. A temperatura ambiente es un gas diatómico inflamable, incoloro y es el elemento químico más ligero y más abundante del universo, aparece además en multitud de substancias, como por ejemplo el agua, los compuestos orgánicos y es capaz de reaccionar con la mayoría de los elementos. En la empresa se deben tener precauciones importantes pues este tiene un alto rango de inflamabilidad en el aire del 4 al 75%, su combustión genera llama invisible, debe estar aislado de gases oxidantes como el oxígeno y el oxido nitroso, el hidrógeno prende con mas facilidad que los demás combustibles gaseosos. El hidrógeno es un combustible usado en SLI para los procesos de corte de tubo de vidrio, para la operación del Manifold (Banco de distribución de los gases) de hidrógeno, éste ayuda a calentar o elevar la temperatura de la zona circular del tubo para que posteriormente después de un choque térmico (superficie fría) se realice el corte.

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2.2.4. Gas propano Es un gas incoloro e inodoro de la serie de los alcanos de los hidrocarburos, de fórmula 83HC . Se encuentra en el petróleo en crudo, en el gas natural y como producto derivado del refinado del petróleo. El propano no reacciona vigorosamente a temperatura ambiente; pero sí reacciona a dicha temperatura al mezclarlo con cloro y exponerlo a la luz. A temperaturas más altas, el propano arde en contacto con el aire, produciendo dióxido de carbono y agua, por lo que sirve como combustible. Utilizado como combustible industrial, el propano se separa de sus compuestos afines: el butano, etano y propeno. El butano, con un punto de ebullición de -0,5ºC, rebaja la velocidad de evaporación de la mezcla líquida. El propano forma un hidrato sólido a baja temperatura, lo que constituye un inconveniente cuando se produce una destrucción en las tuberías de gas natural. También se emplea en el llamado gas embotellado, como combustible para motores, como refrigerante, como disolvente a baja temperatura y como fuente de obtención del propeno y etileno.

Figura 14.Tanque gas propano

El gas propano es utilizado en SLI en el momento de presentarse una falla en el suministro de gas natural o en caso de presentarse una falla en las instalaciones de gas natural, también es empleado como combustible de los montacargas.

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2.3. RÉGIMEN DE TRABAJO EN PRINCIPALES TABLEROS Y MÁQUINAS A continuación se presentan de acuerdo con unas mediciones realizadas en el mes de septiembre de 2004 los consumos de energía eléctrica (kWh) más representativos por cada tablero y máquina en cada una de las plantas de SLI Colombia. Estas mediciones fueron realizadas con la pinza de medición de potencia BEHA CHB 48, con el fin de determinar el porcentaje de participación de cada una de las plantas de la compañía con relación a la capacidad instalada y son de gran importancia para determinar la sección o equipo de mayor consumo de energía eléctrica o aquellos que se encuentran mal dimensionados.

Tabla 6. Consumos kWh Planta de vidrio

EQUIPO kW TOTAL

JORNADA HORAS

DÍAS AL MES

CONSUMO MENSUAL kWh

COMPRESOR #2 100.8 24 30 72576 COMPRESOR #3 98.5 24 30 70920 CCM HORNO NORMAL (#1) 38.7 24 30 27864 CCM BOMBAS EMERGENCIA (#2) 19.2 24 30 13824 OLIVOTTO T28-2 7.1 24 30 5112 ARCHA #1 8.2 24 30 5904 HORNO SORG 3.5 24 30 2520 TRAFO (3) 15KVA LUCES DE EMERGENCIA 0.6 24 30 432 ARCHA #2 9.3 24 30 6696 DANNER CANAL Y MUFLA 10.5 24 30 7560 OLIVOTTO T28-1 6.5 24 30 4680 CCM BOMBAS NORMAL (#1) 8.2 24 30 5904 TRAFO (4) ALUMBRADO 150 KVA 11.7 24 30 8424 CCM HORNO EMERGENCIA (#2) 22.6 24 30 16272 TRAFO (5) SERVICIO CRYOGAS 30.4 24 30 21888 1/2 SOPLADOR HOFFMAN (C-8) 16.45 24 30 11844

392.25 282420

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Tabla 7. Consumos kWh Planta de fluorescentes

EQUIPO kW TOTAL

JORNADA HORAS

DÍAS AL MES

CONSUMO MENSUAL kWh

COMPRESOR #1 98.9 20 25 49450 BADALEX 162.9 20 25 81450 TABLERO EMERGENCIA 440V 18.3 20 25 9150 ARMARIO VERTICALES 6.5 20 25 3250 VERTICAL #1 8.5 20 25 4250 VERTICAL #2 11.6 20 25 5800 HORNO CALCINADO VERTICALES 17.3 20 25 8650 CUARTO XILOL 9.6 20 25 4800 6 MAQ. FLARE 5.4 20 25 2700 ALUMBRADO FLUORESCENTE 9.8 20 25 4900 SOPLADORES AIRE DE BAJA 22.3 20 25 11150

371.1 185550

Tabla 8. Consumos kWh Planta de incandescentes

EQUIPO kW TOTAL

JORNADA HORAS

DÍAS AL MES

CONSUMO MENSUAL kWh

BADALEX 21.8 20 25 10900 C.CALIDAD RACKS VIDA FLUOR. + TRAFO (11) 25kVA 9.2 20 25 4600 TRAFO (12) 45kVA 14.1 20 25 7050 TRAFO (10) 9KVA 2 20 25 1000 FALMA 1 18 20 25 9000 FALMA 2 18.5 20 25 9250 FALMA 3 18.7 20 25 9350 2 MAQ. FLARE SWANSON 3.8 20 25 1900 1/2 SOPLADOR HOFFMAN (C-8) 16.45 20 25 8225 BOMBA VACIO KINNEY (V-4) 7.6 20 25 3800 COMPRESOR I.R EP100 68.2 20 25 34100 COMPRESOR SULLAIR 38.7 4 25 3870 CUARTO DE MÁQUINAS 14.8 20 25 7400 TRAFOS PLANTA 24 20 25 12000 275.85 122445

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Tabla 9. Consumos kWh Planta de componentes

EQUIPO kW TOTAL

JORNADA HORAS

DÍAS AL MES

CONSUMO MENSUAL kWh

FLEXOGRÁFICA 30.4 8 25 6080 MÁQUINAS COMPONENTES 1.3 24 25 780 31.7 6860

Tabla 10. Consumos kWh Administración

EQUIPO kW TOTAL

JORNADA HORAS

DÍAS AL MES

CONSUMO MENSUAL kWh

OFICINAS 2° PISO 7.1 14 25 2485 OFICINAS VENTAS/UPS 1° PISO 7 14 25 2450 OFICINAS VENTAS 2° PISO 3.5 14 25 1225 UPS/OFICINAS ADMON. 5.6 14 25 1960 OFICINAS ADMON/BODEGA M.P. 7.1 14 25 2485 OF. P.T./CUARTO IMP./CARGUE BODEGA P.T. 0.7 14 25 245 31 10850

2.4. BALANCES DE ENERGÍA Esta actividad efectúa una serie de técnicas de exploración y evaluación que permiten determinar el grado de eficiencia de los sistemas energéticos. Tienen como base la identificación de los consumos que puede definirse como la respuesta a la pregunta ¿cómo, dónde y cuánta energía es empleada o desperdiciada? a la vez que permite identificar las áreas potenciales de ahorro.1 Un reporte presentado de manera adecuada es indispensable para lograr el programa planteado para el ahorro de energía. En esta sección se presenta de acuerdo con las mediciones presentadas anteriormente (Tabla 6, 7, 8, 9 y 10) el porcentaje de participación de cada una de las plantas de SLI Colombia, además de los indicadores generados a partir de estos consumos y de las unidades de producción (septiembre de 204), esto con el fin de determinar el costo de la energía eléctrica por unidad de producción y compararlos con los estándares establecidos por la empresa.

1 Gestión Energética: Herramientas Para el Control de Variables por Proceso. Medellín: Editorial Universidad Pontificia Bolivariana. 2001; p. 63.

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Tabla 11. Consumo de energía kWh por plantas

kW TOTAL

CONSUMO MENSUAL kWh %

PLANTA DE VIDRIO 392,25 282420 46,44 PLANTA DE FLUORESCENTES 371,1 185550 30,51 PLANTA DE INCANDESCENTES 275,85 122445 20,13 PLANTA DE COMPONENTES 31,7 6860 1,13 ADMINISTRACION 31 10850 1,78

1101,9 608125 100,00

CONSUMO DE ENERGÍA kWh MENSUAL1%

2%20%

31%

46%

PLANTA DE VIDRIO PLANTA DE FLUORESCENTES

PLANTA DE INCANDESCENTES PLANTA DE COMPONENTES

ADMINISTRACION

Figura 15. Consumo de energía eléctrica por plantas

Tabla 12. Indicadores

PLANTA PRODUCCIÓN (UNIDADES)

CONSUMO(kW-h) MENSUAL

INDICADOR(W/u)

COSTO E. ELÉCTRICA

($/kWh)

COSTO E. ELÉCTRICA/ UNIDAD DE

PRODUCCIÓN ($)

VIDRIO BULBOS 6136000 197694 32,22 182 5,86 VIDRIO TUBOS 1192000 84726 71,08 182 12,94 FLUORESCENTES 991000 185550 187,24 182 34,08 INCANDESCENTES 4796000 122445 25,53 182 4,65 FLEXOGRAFICA 2849000 6080 2,13 182 0,39 COMPONENTES 5728000 780 0,14 182 0,02

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La siguiente figura muestra una discriminación en porcentaje de la distribución del consumo de energía eléctrica en SLI Colombia, clasificada en motores mayores a 5HP, máquinas/trafos y alumbrado, basado en las mediciones por circuitos y máquinas anteriormente presentadas (Tabla 6, 7, 8, 9 y 10).

DISTRIBUCIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA ELÉCTRICA

38%

6%56%

MOTORES > 5HP ALUMBRADO MÁQUINAS/TRAFOS

Figura 16. Distribución del consumo de energía eléctrica en SLI Colombia

De acuerdo con la figura anterior dentro del 56% de consumo de energía eléctrica por parte de motores mayores de 5HP, cerca de un 54% de éste, lo que equivale al 38% del consumo de energía eléctrica por SLI Colombia corresponde al consumo de tres compresores de 125HP y un compresor de 100HP, ubicados en el cuarto de compresores y cuarto de máquinas respectivamente (ver tabla 2 y 3). En las siguientes gráficas se presenta el comportamiento del consumo de energía eléctrica en la compañía, esto gracias a las lecturas registradas en las Tablas 13, 15, 17 y 19 durante los meses de julio, agosto, septiembre y octubre de 2004. El período de cuatro meses corresponde al tiempo en el cual utilizamos las instalaciones de la compañía para el proyecto.

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CONSUMO kWh MES DE JULIO

0,00

5000,00

10000,00

15000,00

20000,00

25000,00

30000,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Días

kWh/

día

CONSUMO kWh PROMEDIO

Figura 17. Consumo kWh/día mes de julio

CONSUMO kWh MES DE AGOSTO

0,00

5000,00

10000,00

15000,00

20000,00

25000,00

30000,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Días

kWh/

día


Figura 18. Consumo kWh/día mes de agosto

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CONSUMO kWh MES DE SEPTIEMBRE

0,00

5000,00

10000,00

15000,00

20000,00

25000,00

30000,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29

Días

kWh/

día


Figura 19. Consumo kWh/día mes de septiembre

CONSUMO kWh MES DE OCTUBRE

0,00

5000,00

10000,00

15000,00

20000,00

25000,00

30000,00

1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31

Días

kWh/

día


Figura 20. Consumo kWh/día mes de octubre

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2.5. CONTROL Y MONITOREO DE ENERGÍA

Es una obligación del control y monitoreo mejorar la eficiencia de energía mediante mediciones continuas y compararlas con estándares de referencia, para esto se necesitan reportes periódicos sobre el uso de la energía en relación con estándares de consumo u objetivos de ahorro o mejoramiento de la eficiencia. El objetivo fundamental práctico es lograr procesos energéticamente eficientes y económicamente más rentables. Las principales etapas de un correcto control y monitoreo de energía son: INSPECCIÓN: En esta etapa se realiza un análisis visual que permite obtener un primer acercamiento a las condiciones de operación físicas, existentes en la planta, y como el operador realiza las mismas, así mismo se realiza una revisión de la facturación histórica de energía eléctrica mediante los recibos correspondientes a los últimos dos años; este paso nos permite ubicar las áreas donde pueden establecerse mejoras sustanciales en la eficiencia energética, así como una jerarquización de los equipos en relación con los consumos de energía, ósea, lograr mediante un monitoreo saber que requieren y cuanto consumen los equipos instalados a la red de consumo de energía eléctrica. MONITOREO: En esta técnica se evalúa el funcionamiento y operación de los equipos identificando y cuantificando los parámetros de diseño (especificaciones del proveedor) y las condiciones de operación del equipamiento en planta, para poder comparar el consumo ideal con el real, y conocer el grado de desviación. Por otra parte podemos definir si existe o no una sub-utilización del equipo en el proceso por no estar trabajando bajo las condiciones de diseño, lo cual eleva los costos de energía por incremento de los consumos de electricidad. El monitoreo se efectúa especialmente en:

• Equipos de línea en proceso • Sistemas de servicios auxiliares

También se hace un registro de:

• Temperatura de operación • Capacidades instaladas • Períodos de funcionamiento temporal • Frecuencias de operación

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• Períodos de ejecución de los mantenimientos.

ANÁLISIS: En esta etapa sobre los resultados obtenidos del análisis de las mediciones en el terreno se preparan hojas de cálculo a fin de validar los datos obtenidos estadísticamente. Se trata de fijar un sistema de indicadores que nos permita a simple vista valorar el comportamiento de los equipos, es decir, mediante el empleo de gráficos se obtienen las informaciones suficientes. SEGUIMIENTO, CONTROL Y EVALUACIÓN: Es aquí donde se unen tres términos para concretar de manera integral el programa de ahorro de energía, permitiendo una mejor administración de la energía utilizada en el proceso. En esta etapa se puede lograr:

• Identificar los consumos de energía en planta. • El control en el empleo del portador energético y su seguimiento. • Valoración sobre la reducción en los costos.

El control del consumo de energía esta íntimamente ligado con la actividad desarrollada en SLI Colombia para la obtención del producto y al compromiso adquirido para alcanzar los objetivos propuestos. En SLI Colombia la responsabilidad para el control de los costos de energía es función de la línea administrativa y esta relacionada con la mano de obra, los materiales y otros costos. La implementación de una metodología de control y monitoreo de energía involucra los siguientes pasos:

• Una auditoria y evaluación energética. • Identificación de los centros de costos de energía. • Desarrollo de procesos de monitoreo. • Definición de estándares de funcionamiento. • Definición de objetivos para desarrollar el funcionamiento. 2

A continuación se presentan los consumos de energéticos (energía eléctrica, gas natural, oxígeno, nitrógeno y argón) en SLI Colombia durante los meses de julio, agosto, septiembre y octubre de 2004, esto gracias al registro diario de la lectura obtenida en los medidores de cada uno de estos. Estas tablas son presentadas a manera de información del proceso de monitoreo de energéticos.

2 Gestión Energética: Herramientas Para el Control de Variables por Proceso. Medellín: Editorial Universidad Pontificia Bolivariana. 2001; p. 13.

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Tabla 13. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en julio de 2004

Fecha Energía Eléctrica Gas Natural O2

Lectura(kWh) Consumo(kWh) Lectura(m3) Consumo(m3) Lectura Consumo (m3)

Jun-30 3145,93 33481930 215 Jul-01 3168,21 23059,80 33498580 16650 170 4597 Jul-02 3190,49 23059,80 33515376 16796 130 4284 Jul-03 3213,6 23918,85 33531936 16560 260 4920 Jul-04 3230,29 17274,15 33544982 13046 230 3066 Jul-05 3241,23 11322,90 33555659 10677 205 2555 Jul-06 3254,91 14158,80 33567705 12046 175 3066 Jul-07 3278,7 24622,65 33585270 17565 130 4794 Jul-08 3300,74 22811,40 33601917 16647 250 5524 Jul-09 3323,9 23970,60 33618531 16614 210 4089 Jul-10 3346,07 22945,95 33634868 16337 170 4087 Jul-11 3364,23 18795,60 33648901 14033 315 3887 Jul-12 3378,93 15214,50 33662608 13707 290 2555 Jul-13 3399,82 21621,15 33678775 16167 245 4600 Jul-14 3424,33 25367,85 33697226 18451 200 4600 Jul-15 3445,36 21766,05 33712959 15733 160 4090 Jul-16 3468,11 23546,25 33729640 16681 300 4296 Jul-17 3490,79 23473,80 33746389 16749 255 4597 Jul-18 3509,6 19468,35 33760875 14486 225 3071 Jul-19 3522,77 13630,95 33773061 12186 195 3064 Jul-20 3541,76 19654,65 33787497 14436 165 3066 Jul-21 3556,23 14976,45 33799941 12444 140 2557 Jul-22 3579,11 23680,80 33816460 16519 260 4599 Jul-23 3601,34 23008,05 33832385 15925 220 4089 Jul-24 3623,41 22842,45 33844571 12186 185 3577 Jul-25 3644,12 21434,85 33857305 12734 150 3577 Jul-26 3657,63 13982,85 33875098 17793 120 3066 Jul-27 3681,4 24601,95 33892471 17373 250 5111 Jul-28 3705,04 24467,40 33909202 16731 205 4600 Jul-29 3729,33 25140,15 33926225 17023 155 5111 Jul-30 3753,46 24974,55 33942964 16739 105 5111 Jul-31 3775,06 22356,00 33958484 15520 245 4089 Total 651149,55 476554 124295

Promedio 21004,82 15372,71 7768,44

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Tabla 14. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en julio de 2004

Fecha N2 Lavado Ar N2 mezcla

Lectura Consumo (m3) Lectura Consumo (m3) Lectura Consumo (m3)

Jun-30 83 80 1050 2050 Jul-01 80 234 77 65 2020 25,2 Jul-02 76 312 75 44 2010 8,4 Jul-03 74 155 73 45 1750 218,4 Jul-04 72 156 70 66 1700 42 Jul-05 71 77 69 22 1650 42 Jul-06 70 78 68 22 1620 25,2 Jul-07 67 234 83 75 1600 16,8 Jul-08 64 233 80 66 1600 0 Jul-09 60 311 77 65 1550 42 Jul-10 58 156 75 44 1520 25,2 Jul-11 56 156 74 22 1500 16,8 Jul-12 56 0 73 23 1420 67,2 Jul-13 52 310 70 66 1380 33,6 Jul-14 48 312 67 66 1300 67,2 Jul-15 46 156 65 45 1300 0 Jul-16 94 311 63 45 1200 84 Jul-17 88 465 60 65 1200 0 Jul-18 86 155 59 23 1200 0 Jul-19 86 0 57 45 1190 8,4 Jul-20 84 155 56 23 1190 0 Jul-21 82 157 54 43 1170 16,8 Jul-22 80 156 52 44 1100 58,8 Jul-23 76 312 50 43 1100 0 Jul-24 74 155 47 66 1050 42 Jul-25 72 156 45 46 1050 0 Jul-26 70 155 43 44 1010 33,6 Jul-27 66 312 106 66 1010 0 Jul-28 62 310 104 44 1000 8,4 Jul-29 58 312 101 67 1000 0 Jul-30 53 389 98 66 990 8,4 Jul-31 94 233 95 66 2050 117,6 Total 6613 2582 1008

Promedio 413,31 128,56 63,00

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COLOMBIA S.A.


Tabla 15. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en agosto de 2004


Lectura(kWh) Consumo(kWh) Lectura(m3) Consumo(m3) Lectura Consumo (m3)

Jul-31 3775,06 33958484 245 Ago-01 3792,77 18329,85 33971767 13283 210 3579 Ago-02 3804,97 12627,00 33983145 11378 185 2556 Ago-03 3824,52 20234,25 33996777 13632 305 4294 Ago-04 3846,41 22656,15 34004308 7531 265 4088 Ago-05 3868,61 22977,00 34019317 15009 225 4091 Ago-06 3889,37 21486,60 34032581 13264 190 3575 Ago-07 3907,04 18288,45 34043971 11390 160 3067 Ago-08 3914,83 8062,65 34052589 8618 145 1534 Ago-09 3925,46 11002,05 34062384 9795 120 2554 Ago-10 3946,72 22004,10 34085626 23242 250 5009 Ago-11 3967,51 21517,65 34099688 14062 210 4089 Ago-12 3988,15 21362,40 34113736 14048 170 4087 Ago-13 4008,37 20927,70 34127198 13462 135 3677 Ago-14 4031,02 23442,75 34142359 15161 100 3481 Ago-15 4047,73 17294,85 34153933 11574 245 3577 Ago-16 4057,23 9832,50 34162357 8424 223 2252 Ago-17 4074,13 17491,50 34175816 13459 200 2348 Ago-18 4092,42 18930,15 34189274 13458 162 3885 Ago-19 4115,56 23949,90 34205287 16013 120 4293 Ago-20 4137,68 22894,20 34220705 15418 250 5112 Ago-21 4160,47 23587,65 34236958 16253 210 4089 Ago-22 4177,59 17719,20 34249776 12818 175 3577 Ago-23 4192,83 15773,40 34262348 12572 145 3068 Ago-24 4217,02 25036,65 34279134 16786 100 4600 Ago-25 4241,23 25057,35 34296060 16926 225 5112 Ago-26 4265,7 25326,45 34313502 17442 180 4598 Ago-27 4289,4 24529,50 34330592 17090 131 5184 Ago-28 4315,65 27168,75 34349943 19351 85 4525 Ago-29 4333,73 18712,80 34362863 12920 225 3378 Ago-30 4349,25 16063,20 34375234 12371 190 3575 Ago-31 4373,47 25067,70 34392266 17032 320 5114

Total 619354,35 433782 117968

Promedio 19979,17 13992,97 3805,42

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COLOMBIA S.A.


Tabla 16. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en agosto de 2004



Jul-31 94 95 2050 Ago-01 91 232 94 23 2000 42 Ago-02 90 78 93 23 1400 504 Ago-03 87 232 90 65 1400 0 Ago-04 84 233 88 44 1400 0 Ago-05 82 157 85 68 1400 0 Ago-06 79 234 84 23 1400 0 Ago-07 76 234 83 21 1400 0 Ago-08 76 0 82 22 1400 0 Ago-09 74 155 80 44 1400 0 Ago-10 72 156 77 65 2190 136,4 Ago-11 69 233 75 44 2100 75,6 Ago-12 66 234 73 45 2100 0 Ago-13 64 155 72 23 2080 16,8 Ago-14 61 233 69 65 2050 25,2 Ago-15 60 78 67 44 2050 0 Ago-16 59 78 67 0 2050 0 Ago-17 58 78 65 45 2100 -42 Ago-18 54 311 64 23 2100 0 Ago-19 51 233 61 65 2100 0 Ago-20 48 234 112 93 2100 0 Ago-21 42 466 110 44 2100 0 Ago-22 42 0 108 43 2100 0 Ago-23 40 155 107 22 2100 0 Ago-24 98 156 104 66 2090 8,4 Ago-25 92 467 102 45 2080 8,4 Ago-26 88 310 99 67 2050 25,2 Ago-27 84 310 96 65 2020 25,2 Ago-28 82 157 94 45 2000 16,8 Ago-29 80 156 93 23 1990 8,4 Ago-30 78 156 91 44 1990 0 Ago-31 74 311 89 43 1950 33,6

Total 6222 1352 884

Promedio 200,71 43,61 28,52

129


COLOMBIA S.A.


Tabla 17. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en septiembre de 2004


Lectura(kWh) Consumo(kWh) Lectura( m3 ) Consumo( m3 ) Lectura Consumo (m3 )

Ago-31 4373,47 34392266 320 Sep-01 4397,58 24953,85 34409025 16759 275 4600 Sep-02 4422,27 25554,15 34425760 16735 230 4601 Sep-03 4445,7 24250,05 34441584 15824 180 5111 Sep-04 4468,5 23598,00 34457500 15916 137 4454 Sep-05 4486,23 18350,55 34470283 12783 267 2965 Sep-06 4499,8 14044,95 34481207 10924 237 3055 Sep-07 4523,12 24136,20 34491642 10435 190 4815 Sep-08 4546,83 24539,85 34513826 22184 150 4089 Sep-09 4570,24 24229,35 34530117 16291 90 6132 Sep-10 4592,65 23194,35 34545054 14937 215 5113 Sep-11 4614,89 23018,40 34560312 15258 175 4087 Sep-12 4634,4 20192,85 34574384 14072 140 3579 Sep-13 4647,78 13848,30 34584798 10414 310 3677 Sep-14 4670,8 23825,70 34601280 16482 260 5112 Sep-15 4695,32 25378,20 34617305 16025 210 5110 Sep-16 4718,98 24488,10 34633905 16600 160 5111 Sep-17 4742,43 24270,75 34650232 16327 110 5111 Sep-18 4764,04 22366,35 34665408 15176 245 4088 Sep-19 4781,97 18557,55 34678675 13267 215 3069 Sep-20 4796,3 14831,55 34690518 11843 185 3066 Sep-21 4820,11 24643,35 34707140 16622 135 5208 Sep-22 4841,74 22387,05 34721592 14452 295 5209 Sep-23 4864,05 23090,85 34736847 15255 250 4600 Sep-24 4887,82 24601,95 34752586 15739 210 4089 Sep-25 4909,16 22086,90 34766969 14383 165 4599 Sep-26 4929,04 20575,80 34780087 13118 295 3067 Sep-27 4943,78 15255,90 34791085 10998 260 3579 Sep-28 4966,94 23970,60 34806303 15218 220 4089 Sep-29 4989,03 22863,15 34821307 15004 175 4598 Sep-30 5011,75 23515,20 34836448 15141 333 4598

Total 660619,80 444182 130581

Promedio 22020,66 14806,07 4352,70

129


COLOMBIA S.A.


Tabla 18. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en septiembre de 2004


Lectura Consumo (m3 ) Lectura Consumo (m3 ) Lectura Consumo (m3 )

Ago-31 74 89 1950 Sep-01 70 311 87 45 1950 0 Sep-02 66 312 84 68 1950 0 Sep-03 62 310 92 50 1900 42 Sep-04 59 234 89 65 1880 16,8 Sep-05 57 156 88 22 1850 25,2 Sep-06 56 78 86 45 1800 42 Sep-07 52 310 84 46 1750 42 Sep-08 48 312 80 87 0 1470 Sep-09 42 466 79 21 0 0 Sep-10 40 155 77 44 0 0 Sep-11 38 156 75 44 0 0 Sep-12 36 157 73 45 0 0 Sep-13 34 155 72 23 0 0 Sep-14 93 545 69 65 0 0 Sep-15 87 465 67 44 0 0 Sep-16 84 233 64 68 0 0 Sep-17 80 313 62 44 0 0 Sep-18 77 234 60 43 0 0 Sep-19 75 156 58 46 0 0 Sep-20 73 155 57 22 0 0 Sep-21 70 233 55 45 0 0 Sep-22 66 312 53 43 0 0 Sep-23 63 233 51 44 1950 126 Sep-24 60 233 49 43 1900 42 Sep-25 56 312 109 72 1900 0 Sep-26 54 155 107 44 1850 42 Sep-27 53 78 106 22 1750 84 Sep-28 50 232 104 44 1700 42 Sep-29 46 313 102 45 1650 42 Sep-30 90 544 100 45 1600 42

Total 7858 1384 2058

Promedio 261,93 46,13 68,60


COLOMBIA S.A.


Tabla 19. Consumos de E. eléctrica, gas natural y oxígeno en octubre de 2004


Lectura(kW) Consumo(kW) Lectura(m3) Consumo(m3) Lectura Consumo (m3)

Sep-30 5011,75 34836448 333 Oct-01 5033,24 22242,15 34851300 14852 287 4703 Oct-02 5056,11 23670,45 34866817 15517 240 4805 Oct-03 5076,26 20855,25 34879852 13035 205 3578 Oct-04 5089,64 13848,30 34890508 10656 175 3066 Oct-05 5112,93 24105,15 34905922 15414 130 4794 Oct-06 5135,09 22935,60 34919158 13236 84 4508 Oct-07 5156,92 22594,05 34935033 15875 240 4498 Oct-08 5179,19 23049,45 34949958 14925 197 4395 Oct-09 5201,16 22738,95 34964637 14679 145 5317 Oct-10 5221,48 21031,20 34978070 13433 115 3065 Oct-11 5234,04 12999,60 34988699 10629 80 3578 Oct-12 5257,22 23991,30 35004213 15514 220 5835 Oct-13 5278,6 22128,30 35018923 14710 170 5108 Oct-14 5301,66 23867,10 35034175 15252 125 4698 Oct-15 5323,78 22894,20 35048126 13951 11641 Oct-16 5346,15 23152,95 35059827 11701 230 -22470 Oct-17 5364,76 19261,35 35072742 12915 195 3577 Oct-18 5374,79 10381,05 35081978 9236 170 2554 Oct-19 5387,59 13248,00 35091354 9376 125 4698 Oct-20 5410,16 23359,95 35106144 14790 235 -11341 Oct-21 5433,43 24084,45 35115141 8997 185 5112 Oct-22 5456,95 24343,20 35120456 5315 140 4600 Oct-23 5478,32 22117,95 35124346 3890 120 2043 Oct-24 5496,17 18474,75 35124346 0 230 -11243 Oct-25 5508,97 13248,00 35124506 160 200 3065 Oct-26 5533,09 24964,20 35130785 6279 155 4601 Oct-27 5557,56 25326,45 35147142 16357 315 -16356 Oct-28 5581,3 24570,90 35223583 76441 265 5112 Oct-29 5605,34 24881,40 35239178 15595 215 5112 Oct-30 5623,23 18516,15 35252138 12960 180 3577 Oct-31 5638,72 16032,15 35263535 11397 148 3271

Total 648913,95 427087 59501

Promedio 20932,71 13777,00 1919,39


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Tabla 20. Consumos de nitrógeno de lavado, argón y nitrógeno de mezcla en octubre de 2004



Sep-30 90 100 1600 Oct-01 86 310 98 43 1620 -16,8 Oct-02 82 312 95 66 1450 142,8 Oct-03 80 156 94 23 1400 42 Oct-04 78 156 92 45 1300 84 Oct-05 75 234 90 43 1250 42 Oct-06 71 310 88 44 1250 0 Oct-07 68 234 86 45 85 -1320 Oct-08 65 234 84 46 84 18 Oct-09 62 232 81 65 84 0 Oct-10 59 234 79 43 84 0 Oct-11 57 156 78 22 83 17 Oct-12 54 233 75 66 83 0 Oct-13 50 310 73 45 83 0 Oct-14 46 313 71 45 83 0 Oct-15 3134 69 43 82 17 Oct-16 40 -2669 66 67 82 0 Oct-17 97 -4433 64 45 85 -52 Oct-18 96 78 64 0 81 69 Oct-19 93 233 62 44 81 0 Oct-20 88 388 60 43 80 17 Oct-21 82 467 57 68 78 34 Oct-22 79 234 55 45 77 17 Oct-23 76 234 53 43 77 0 Oct-24 74 155 51 44 77 0 Oct-25 73 78 50 21 76 17 Oct-26 68 389 108 -1282 75 18 Oct-27 64 311 105 66 75 0 Oct-28 60 311 103 44 75 0 Oct-29 56 312 101 45 74 17 Oct-30 54 155 99 45 74 0 Oct-31 52 155 99 0 72 34

Total 2956 22 223

Promedio 93,37 0,71 9,29


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3. PROCESO DE MOTIVACIÓN

3.1. ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA La Administración Energética se define como el conjunto de medidas de naturaleza técnica y organizativa, como también de actitudes relacionadas con el comportamiento humano, cuyo objetivo es optimizar la utilización de la energía y en consecuencia reducir el costo de la misma por unidad de producto. Bajo este concepto, la energía debe considerarse como un insumo más de la empresa y debe dársele el mismo tratamiento que se les da, por ejemplo, al costo de la materia prima, al costo de personal, al de mantenimiento, al costo de inversión, entre otros. De otro lado, el costo de la energía es quizá uno de los costos en los cuales pueden lograrse los mayores ahorros aun si se trata de una empresa a pequeña escala. El tema del ahorro de energía en la industria infortunadamente, por varias razones que se expondrán más adelante, ha perdido el verdadero significado real y ha pasado a convertirse en un lugar común del que todos hablan y pocos ponen en práctica en su real dimensión. Sin duda, la falta de éxito reportado por los programas de ahorro de energía se debe a: Al convencimiento de que ya se han agotado todas las posibilidades de ahorrar

energía. La creencia generalizada de que ahorrar energía es sólo bajar interruptores. La evidente falta de continuidad en los programas de ahorro de energía. Que es sólo un capricho pasajero del jefe de turno. La falta de una verdadera motivación. La concepción de que es una actividad exclusiva del grupo de mantenimiento.

Con el novedoso concepto de la Administración Energética se rescata entonces la verdadera dimensión de los programas de ahorro de energía porque en su esquema metodológico se abren espacios para asegurarles a esos programas la continuidad y la sistematización que nunca tuvieron. Este programa tendrá en cuenta la empresa o fábrica en su totalidad (no solamente partes aisladas de éstas) y trata de hacer de la Administración Energética una parte integral de la administración de la empresa.


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3.1.1. Funciones características de la Administración Energética La Administración Energética consiste en un acercamiento sistemático para ahorrar energía, esto significa: Identificar y evaluar las posibilidades para el uso racional de energía y clasificar

estas posibilidades de acuerdo con el orden de prioridad. Implantar medidas adecuadas. Monitorear constantemente los resultados de las medidas.

Es necesario enfatizar que la Administración Energética tiene carácter continuo, esto significa que en la práctica se deben llevar a cabo un monitoreo y una evaluación continua de la situación energética de la planta. Los principios básicos de la Administración Energética, que se deben tener en cuenta cuando se toma en consideración la puesta en marcha de un programa son: El objetivo básico de la Administración Energética es optimizar el uso de la

energía, minimizando el costo por unidad de producto. El uso de la energía debe considerarse como un costo de producción y no un

gasto general. El programa de Administración Energética debe enfatizarse en las áreas y en

los flujos de energía que signifiquen el potencial más alto para los ahorros. Es por eso que los costos de la energía deben ser registrados por áreas de producción.

El mayor empeño de un programa de Administración Energética deber ser

mantener y mejorar los resultados obtenidos. 3.2. INSERTAR LA ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA EN LA ORGANIZACIÓN En el momento de iniciar la administración energética es necesario contar con el apoyo de todo el personal de la empresa, en especial de los directivos, quienes deben involucrarse en todas las fases del programa. El programa debe tener su propia estructura organizativa, de tal forma que ella sea incorporada o haga parte del organigrama existente de la empresa.


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3.2.1. Los directivos de la empresa y la Administración Energética La Administración Energética no debe ser una labor aislada sin relación con las labores de rutina de la empresa. Por el contrario, la Administración Energética debe ser parte integral de la administración general de la compañía y de los procedimientos normales de esta. Es por esto, que debe introducirse dentro de la estructura y los procedimientos existentes en la organización. El primer requisito para un comienzo exitoso de un programa de Administración Energética es la dedicación y el compromiso de los directivos de la empresa; éstos tendrán a su cargo establecer los objetivos del programa y en dichos objetivos se verá qué tan importante es para ellos el programa que se adelante. La buena utilización de la energía como política de una empresa debe entenderse en un concepto más amplio, es decir, no sólo abarca varios campos de operación como programas de reducción de costos o actividades de operación y mantenimiento, sino que también debe abarcar un programa de relaciones públicas de manera que la compañía se muestre ante la opinión pública como una empresa que se preocupa por la preservación del medio ambiente. 3.2.2. Iniciación del programa Es muy importante que a cualquier nivel de la empresa se sepa que se ha iniciado un programa de uso racional de energía y que todo el personal colabore con él, mediante el desarrollo de un comportamiento de clara conciencia energética y un espíritu de cooperación con el programa, de tal forma que se logren los objetivos que se esperan. Se debe informar a los diferentes niveles de la organización del inicio del programa y de las ventajas que traerá el mismo mediante circulares, reuniones, anuncios en carteleras, etc. Al iniciar el programa, los administradores deberán establecer los objetivos potenciales para el ahorro de energía, señalando los porcentajes esperados según distintas actividades, así, por ejemplo: Reducción de energía

- Buena administración interna 5 - 10% Mantenimiento Mejorar procedimientos de trabajo Facturación de energía


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Motivación - Optimización del equipo existente 5 - 10% - Modificación de los equipos, instalaciones y procesos 10- 15% 3.3. CÓMO PLANEAR Y PROGRAMAR LA ADMINISTRACTÓN ENERGÉTICA Una vez definida la ubicación del grupo de Administración Energética dentro del organigrama de la empresa, se determinan ahora las herramientas metodológicas con las cuales se pone en marcha la administración propiamente dicha. En éste capítulo se describen con algún grado de detalle las medidas técnicas, organizativas y de comportamiento humano que constituyen las herramientas metodológicas. 3.3.1. Actividades para poner en funcionamiento un programa de A.E. Una vez se ha definido el nuevo organigrama de la empresa y se han asignado las responsabilidades al personal, el administrador energético debe preparar las medidas que se necesitan para aplicar el programa de Administración Energética, estas medidas se clasifican en: Técnicas, Organizativas y de Comportamiento Humano.

Medidas técnicas Estas medidas deben ser identificadas mediante una auditoria energética, e incluyen:

Equipos eficientes para ahorrar energía Sistemas de control de energía Optimización de procesos

Medidas organizativas

Los aspectos organizativos del programa de Administración Energética deben enfocarse hacia el sistema de control de la energía y establecer en qué sección de la empresa o planta se encuentra el principal consumidor energético. Esto consiste en:

Planear, organizar e instrumentar un programa de uso racional de energía Controlar el consumo de energía Realizar informes periódicos del comportamiento energético de la empresa Realizar auditorias periódicamente


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Medidas concernientes al comportamiento humano

Entrenamiento del personal Motivación del personal

3.3.2. Principales funciones de la Administración Energética Se clasifican como las funciones más importantes de la Administración Energética las siguientes: 3.3.2.1. Funciones de planeación La planeación como función administrativa significa:

Identificar y analizar los problemas ¿Cómo identificar ahorros potenciales y qué medidas técnicas se requieren? ¿Cómo monitorear el consumo de energía? ¿Cómo crear un clima positivo para el programa de uso racional de energía? ¿Cómo motivar al personal para que participe activamente?

Fijar las metas Al iniciar cualquier programa de Administración Energética, el administrador encargado debe definir claramente las metas que piensa alcanzar. Se insiste en que las metas deben ser alcanzables según las posibilidades de la empresa. Las metas son:

− Ahorro en los costos de energía (p.e. trazar una meta del 10%). − Un comportamiento consciente del personal en cuanto al uso de la

energía. − Control efectivo del consumo de la energía.

Definir los medios necesarios para alcanzar las metas

− Saber cómo llevar a cabo una auditoria energética (Externa). − Entrenamiento interno del personal encargado del trabajo. − Medidores, programas de computador, etc, que se requieran para el

monitoreo del consumo de energía. − Organizar el programa de tal forma que se pueda controlar su progreso.


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Definir las estrategias válidas para conseguir las metas

− Identificar niveles de ahorro de energía − Definir criterios económicos y financieros − Definir los criterios administrativos y técnicos para sistemas de

monitoreo de energía. − Definir los requisitos para el entrenamiento del personal y preparar los

términos de referencia para un programa de entrenamiento 3.3.2.2. Liderazgo y motivación El administrador energético no es el “hombre orquesta”, sobre todo en una organización grande. La Administración Energética debe depender y estar integrada por otras personas de la organización, entre las que se encuentran:

− Todos los directivos (Jefes de división o departamento) − Superintendentes de planta − Representantes del departamento de mantenimiento − Representantes del departamento de operación

Para garantizar la cooperación de estas personas, el administrador energético debe motivarlos e impulsarlos. Este trabajo puede ser un poco difícil, porque estos miembros tienen sus funciones definidas a las cuales les darán prioridad por encima del programa de Administración Energética. Un miembro de la empresa que no esté suficientemente motivado siempre tendrá excusas para no cooperar y el programa no dará resultados óptimos. 3.3.2.3. Función de control

Controlar el progreso del programa de Administración Energética, mediante cronogramas, presupuesto de costos y/o reportes.

Controlar y monitorear el consumo de energía en las plantas y los ahorros conseguidos por el programa. Es una función específica del programa de Administración Energética debido a que requiere una auditoria energética. Para obtenerlo se recomienda instalar medidores en los sitios estratégicos, los cuales deben ser cuidadosamente seleccionados para el éxito del programa.


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3.4. COMO GARANTIZAR LA CONTINUIDAD DE UN PROGRAMA DE ADMINISTRACIÓN ENERGÉTICA En esta parte del capítulo se señalan tres aspectos importantes que constituyen las condiciones necesarias para garantizar la continuidad de un programa de Administración Energética, ellos son, primero la motivación del personal; segundo, el monitoreo que necesita el programa y tercero, el entrenamiento del personal previamente seleccionado para que asuma las fijaciones dentro del programa de Administración Energética. 3.4.1. Manejo consciente de la energía La experiencia ha demostrado que se pueden registrar ahorros en el costo de la energía entre un 5-8% solamente mediante un comportamiento consciente del adecuado manejo de la energía. Sin embargo un manejo consciente de la energía, no significa solamente “apagar la luz” y “cerrar la puerta”, significa además mantener los ojos abiertos al desperdicio de energía donde quiera que éste ocurra. Existen dos formas plenamente identificadas de pérdidas de energía en la industria por: a. Disipación debido a malos hábitos del personal, ejemplo: no apagar equipos cuando no se necesitan. b. Disipación debida a daños o mal estado de los equipos como: pérdidas del aislamiento en tuberías, escapes en el sistema de aire comprimido, daños en trampas de vapor, etc. La existencia dentro del personal de un manejo consciente de la energía contribuye notablemente a los buenos resultados de las medidas de housekeeping. Además, es un hecho que los trabajadores que se preocupan por ahorrar energía tratarán siempre de desarrollar nuevas ideas para lograrlo. 3.4.2. Cómo motivar al personal La motivación del personal está basada en la comunicación, es por esto, que una de las cualidades que debe tener un administrador energético es la facilidad de expresión. Motivar a un empleado significa cambiar su actitud o comportamiento y se logra a través del diálogo, el mensaje de este diálogo es “un uso consciente de la energía”.


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La motivación se puede conseguir mediante diferentes métodos o técnicas; los métodos que se aplican usualmente incluyen mensajes para convencer al personal, éste debe participar en las actividades del programa, también se le deben asignar nuevas responsabilidades. 3.4.2.1. Medios para motivar al personal El medio de motivación más simple es, sin lugar a dudas, la comunicación verbal. Esta comunicación puede ser de persona a persona o realizar una reunión especial con el personal para este propósito. Es también de vital importancia para una buena motivación, la presentación de resultados logrados a partir de las medidas aplicadas en los cuales hayan participado activamente las personas. De esta manera se sienten copartícipes en los logros alcanzados, y sin duda alguna esa sensación protagónica en el hecho los hace más comprometidos con la causa. Otras formas pueden ser a través de periódicos, “boletines de ahorro de energía”, comunicados en las carteleras, afiches, calcomanías, etc. 3.4.2.2. El proceso de motivación El proceso de motivación se lleva a cabo a través de una metodología compuesta por 5 pasos esquematizados en la figura que sigue. Se puede apreciar que estos cinco pasos están formados por tres etapas; la primera etapa comprende la inconsciencia del personal, éste no conoce los graves perjuicios económicos que el desperdicio de energía causa a la empresa, la segunda etapa abarca la campaña de motivación en sí y trata de fomentar en el personal una utilización consciente de la energía y la etapa final es la continuación cuyo objetivo es mantener en el personal la actitud consciente creada con el programa de motivación que se siguió. Paso 1: El primer paso en el proceso de motivación es informar al personal sobre cómo es el comportamiento de la energía en la compañía, de tal forma que se logre acaparar su atención. El objetivo de esta fase es hacer que las personas tengan un conocimiento adecuado de la magnitud de la energía consumida en la empresa. Para ello es preciso realizar comparaciones sencillas como; por ejemplo, indicarles en términos de cuantas viviendas pudieran iluminarse con la cantidad de energía que consume la empresa, o bien, hacer la comparación con la energía que puede consumirse en un barrio, etc.


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Paso 2: Es frecuente encontrar en algunas empresas ciertos comportamientos del personal que de alguna manera se muestran positivos o negativos frente a los programas de uso racional de energía. En cualquiera de los casos es necesario trabajar en pro de la “cultura” del ahorro de energía de modo que ésta haga parte del ambiente cotidiano de trabajo. Para ello es necesario influir en el positivo comportamiento de los empleados hacia la nueva “cultura” de la racionalización en el uso de la energía mediante comunicaciones de ejemplos simples y evidentes de las consecuencias del uso no adecuado de la energía, e insistir en que el uso racional de energía no significa disminución de las condiciones adecuadas de trabajo. Paso 3: Se pactan “acuerdos” con el personal de la empresa para lograr cambios en el comportamiento de las personas en relación con el uso racional de energía. Por ejemplo, con el grupo de soldadores para que apaguen sus equipos cuando no se utilicen. Paso 4: Tener sólo “buenas intenciones” no es suficiente si no se ponen en práctica. De ahí que lo acordado con el personal deba ponerse en práctica. Se deben realizar entonces campañas de motivación para mantener al personal interesado. Estas campañas deben cubrir aproximadamente un (1) año o más de ser necesario. Paso 5: El paso 5 es posiblemente el más crítico de todos. La experiencia muestra que las campañas de motivación producen resultados impresionantes, pero una vez terminada la campaña sus efectos desaparecen.3

3 Seminarios Uso Racional de Energía EEB. Esquema de Gestión Energética. Bogotá. Septiembre de 1996;12 p.


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Figura 21. Pasos para lograr un comportamiento consecuente con el programa de ahorro

La siguiente figura muestra la estructura organizativa del comité de Uso Racional de Energía en SLI Colombia, el cual fue creado en el primer trimestre del año 2004 con el propósito de implantar una administración energética dentro de la empresa. Este comité vigila todos los energéticos empleados por la empresa, como lo son la energía eléctrica, gas natural, oxígeno, nitrógeno y argón, además realiza reuniones cada mes donde se tratan temas de acuerdo con informes sobre consumos a la fecha de cada uno de estos energéticos, y el seguimiento a trabajos asignados.

Paso 1 INFORMAR SOBRE LA

SIRUACION ENERGÉTICA ACTUAL

Paso 2 CREAR UNA ACTITUD POSITIVA

CON RESPECTO AL –URE-

Paso 3 FORMULAR PROCEDIMIENTOS PARA EL AHORRO ENERGÉTICO

Paso 4 PONER EN PRÁCTICA EL NUEVO

COMPORTAMIENTO ENERGÉTICO

Paso 5 ASEGURAR LA CONTINUIDAD EN

EL NUEVO COMPORTAMIENTO

ESTADO DE INCONSCIENCIA

CAMPAÑA DE MOTIVACIÓN

CONTINUIDAD


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Figura 22. Estructura organizativa del programa de ahorro de energía

DIRECTOR PLANTA INCANDESCENTES

ING. GILBERTO GONZÁLEZ

DIRECTOR PLANTA FLUORESCENTES

ING. JORGE ORTIZ

DIRECTOR PLANTA VIDRIO

ING. GABRIEL PEREZ

COORDINADOR

ING. WILSON CONTRERAS

JEFE MANTENIMIENTO P. INCANDESCENTES

ING. WILSON RINCON

JEFE MANTENIMIENTO P. FLUORESCENTES

ING. LIBARDO BURGOS

JEFE MANTENIMIENTO P. VIDRIO

SR. RICARDO AMEZQUITA


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4. ASPECTOS TÉCNICOS Y RECOMENDACIONES Este capítulo presenta los problemas más comunes que ocasiona el desperdicio de energía en la empresa y sugiere soluciones concretas para comenzar a ahorrar energía en sus instalaciones. En los anexos de este documento (página 78) se encuentran ASPECTOS TÉCNICOS, para una mayor profundización y complemento de este capítulo. 4.1. INSTALACIONES ELÉCTRICAS El sistema eléctrico es uno de los puntos más importantes en el programa de uso racional de energía por lo que se le hace un estudio riguroso, ya que la energía eléctrica corresponde a un alto porcentaje del consumo de energía dentro de SLI Colombia. Además es importante saber como esta operando el sistema, puesto que de él depende en gran medida el correcto funcionamiento de otros sistemas de la compañía.

Sistema de distribución: El sistema de distribución esta constituido básicamente por los barrajes, los conductores, las redes eléctricas y los transformadores. Algunas de las medidas a implementar en cuanto a operación y mantenimiento, y diseño de nuevas instalaciones y adecuación de las existentes para lograr un uso racional se presentan a continuación. Operación. En este aspecto se tienen en cuenta la desconexión de los transformadores no utilizados, para ahorrar pérdidas por funcionamiento en vacío, no sobrecargar los transformadores, desconexión de equipos que no se requieran en el proceso, programación de la carga (buscando mantener la carga constante durante el día, es decir, reducir los picos de demanda). Mantenimiento. En la parte de mantenimiento es importante desarrollar las tareas de revisión de conexiones y terminales, revisión de conductores, eliminación de fallas a tierra y el ajuste de los interruptores de cuchillas con fusibles.


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Adecuación de instalaciones existentes. Para este aspecto se debe hacer la recuperación de cargas para utilizar transformadores de mayor capacidad, redistribución de cargas para eliminar sobrecargas en transformadores, reemplazar los transformadores obsoletos, buscar disipaciones anormales de calor en conductores y canalizaciones junto con la reubicación y el cambio de instalaciones y por último uno de los aspectos a tener en cuenta, la instalación de indicadores de falla a tierra. Diseño de nuevas instalaciones. Para lograr el diseño de nuevas instalaciones, es muy importante la selección del nivel de voltaje, las corrientes circulantes serán menores y por ende las pérdidas de energía por disipación de calor disminuirán. También es importante la selección óptima de conductores, no se debe exceder el número máximo de conductores permisibles en canalizaciones, se debe diseñar el correcto tendido de los conductores de distribución, de tal forma que se busque la mejor longitud posible (reducción de las pérdidas por conducción). Es importante la óptima selección de los nuevos transformadores, así como una buena localización tanto para los transformadores como para los tableros y máquinas. Muchas de las variaciones que ocurren en la calidad del suministro de energía eléctrica ocurren dentro de las instalaciones del mismo usuario, y están relacionadas con problemas en el alambrado, dimensionamiento de los conductores y conexiones a tierra. Por eso, para evitarlas, se sugieren los siguientes consejos: Recomendaciones en instalaciones eléctricas:

Revisar la conexión a tierra de cada equipo que se encuentre en su lugar de trabajo. Si no se cuenta con un sistema de conexión a tierra o bien éste no es el más adecuado, efectuar las correcciones del caso; esto le traerá beneficios al equipo y al personal que lo manipula.

Determinar si el cableado es del tamaño apropiado, ya que la resistencia que

este ofrece depende de su sección transversal, además, cada calibre puede manejar cierta cantidad de corriente eléctrica. Un cableado de sección menor al apropiado genera un aumento en las pérdidas de potencia de la línea y un eventual disparo de los interruptores de protección térmica.


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Si se cuenta con un sistema de conexión trifásico, verificar que posea una distribución adecuada de las cargas por cada una de las fases; esto le evitará un desbalance en el sistema y una circulación de corrientes indeseables por el neutro, lo que podría ocasionarle daños a los equipos.

Si se cuenta con un sistema de distribución interno, verificar la capacidad de los

transformadores con la carga instalada, además, de que los conductores de acometida sean los más adecuados; esto le evitará pérdidas por calentamiento en los conductores y en el transformador, así como, el disparo del mismo y hasta su posible destrucción.

4.2. MOTORES ELÉCTRICOS En SLI Colombia cerca de un 60% de la energía consumida es debido a la operación de motores eléctricos. Disminuir el monto de la factura eléctrica por este concepto significa vigilar el trabajo eficiente de los motores eléctricos mediante recomendaciones de ahorro energético o, la instalación de motores de alta eficiencia, unido a una buena instalación eléctrica y mecánica, al uso de sistemas de control, la optimización de la carga y un correcto dimensionamiento de la máquina eléctrica.

Figura 23. Motores eléctricos El ahorro de energía inicia desde la selección apropiada de los motores. Siempre hay un motor adecuado a las necesidades que se requieren, tanto en lo que respecta a su tipo o clase, por condiciones ambientales de operación, por condiciones de arranque o regulación de velocidad, como por su tamaño o potencia. Los mejores ahorros de energía eléctrica se obtienen cuando el motor y su carga operan a su máxima eficiencia. Algunas recomendaciones sobre eficiencia energética en motores son las siguientes:


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Corregir la caída de tensión o voltaje en los alimentadores a la tensión nominal de operación.

Buscar crear un balance en la tensión de alimentación de los motores trifásicos

de corriente alterna. El desequilibrio entre fases no debe excederse en ningún caso del 5%.

Utilizar arrancadores a tensión reducida en aquellos motores que realicen un

número elevado de arranques.

Elegir correctamente la potencia del motor. El rendimiento máximo se obtiene cuando éste opera entre el 75% y el 95% de su potencia nominal.

Seleccionar el motor de acuerdo con su ciclo de trabajo. Operar un motor para

servicio continuo, en accionamientos de operación intermitente, con frecuentes arranques y paradas, ocasiona una depreciación de sus características de operación y eficiencia. Además de que se puede dañar el aislamiento de los devanados por la elevación de la temperatura.

No operar los motores a frecuencias nominales distintas a las indicadas en la

placa del fabricante (60 Hz).

Determinar si el equipo está generando vibraciones o ruidos excesivos; buscar suciedad en el motor que pueda causar un mal funcionamiento, aumentar la fricción o dañar el motor.

No someter el motor a ciclos de trabajo para los cuales no está diseñado.

Generalmente, éstos se basan en los tipos de aislamiento del motor y la potencia de disipación.

4.3. ILUMINACIÓN La iluminación podría representar entre el 5% y 10% de la energía consumida por SLI Colombia. En iluminación no solo es importante ahorrar energía sino también utilizarla de manera eficiente. De lo anterior la importancia de tomar en cuenta las siguientes recomendaciones.


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Figura 24. Fuentes de iluminación Recomendaciones:

Diseño del alumbrado de acuerdo con la clase de trabajo que se va a realizar.

Utilización de las fuentes luminosas más eficientes desde el punto de vista de lúmenes por vatio.

Utilizar sistemas de iluminación fluorescentes, que sean más eficientes y que

produzcan una reducción de costos en energía y mantenimiento.

Control de brillo en las ventanas o sitios abiertos.

En exteriores tales como estacionamientos, áreas grandes, alumbrado público, etc., utilizar iluminación preferiblemente del tipo de sodio de alta presión o halogenuros metálicos; esto ayudará a tener bajos consumos eléctricos, altos niveles de iluminación y una mayor vida útil de las luminarias, además por supuesto, de bajos costos de mantenimiento.

Sustituir las lámparas fluorescentes convencionales T-12 por sistemas eficientes

del tipo T-8. Lo anterior incluye la utilización de balastos electrónicos, difusores y reflectores de alta eficiencia. Incluso con esto, se pueden lograr ahorros hasta del 60% por cada lámpara reconvertida o sustituida.

Aprovechar al máximo la luz natural, mediante la instalación de tragaluces.

Individualizar interruptores en áreas de denso número de luminarias, tratando

de dividir el área en sectores de trabajo.

Sustituir las bombillas incandescentes tradicionales por fluorescentes compactos en aquellas áreas en donde la luz se utilice más de 4 horas diarias.


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4.4. SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO El compresor es una máquina eléctrica que toma el aire del ambiente, lo almacena y presuriza; este aire comprimido almacena y transmite energía para el uso de diversos equipos y máquinas que lo convierten en trabajo útil. Muchas veces los compresores se encuentran en un completo descuido; esto causa un mal rendimiento y un elevado costo de operación, tanto en el mantenimiento como en facturación energética y por supuesto en menor rendimiento.

Figura 25. Compresor de tornillo

El rendimiento de una instalación de aire comprimido depende de algunos factores como: Buen funcionamiento de los equipos Cantidad de aire perdido por fugas y escapes Pérdidas excesivas de carga que afectan la potencia de los equipos Selección y funcionamiento óptimo de los equipos consumidores de aire

comprimido Transmisión de energía con un mínimo de pérdidas

Para tener un buen funcionamiento de un compresor es necesario tener presente las siguientes recomendaciones:

Eliminar todas las fugas de aire que se presenten en la red de distribución.


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Eliminar líneas de distribución que no sean necesarias.

No usar aire comprimido para ventilación o limpieza.

Determinar la presión mínima requerida para la operación satisfactoria de todos los equipos y efectuar su control.

Establecer un programa de mantenimiento preventivo revisando filtros,

reparando fugas, etc.

Dimensionar correctamente el tamaño de las líneas.

Apagar los compresores cuando no se requiera aire comprimido.

Colocar el compresor lo más cerca posible de los puntos de consumo; aumentando los diámetros de las tuberías y eliminando las fugas se logrará reducir las pérdidas por fricción.

La capacidad de los compresores debe ser adecuada y la presión de ellos debe

ser lo menor posible, para ello verificar que las válvulas utilizadas permitan presiones bajas de funcionamiento.

Verificar que el ajuste de la presión sea un poco más alto que la

correspondiente a las demandas del equipo; esto para compensar las caídas de presión que hubiese en las líneas de distribución.

4.5. SISTEMAS DE BOMBEO Un sistema de bombeo se compone de una bomba, un motor, tuberías y accesorios. La energía eléctrica consumida depende de la potencia, el tiempo en que funciona la bomba y la eficiencia del sistema (la potencia suministrada por la bomba está en función del gasto y de la carga). Si cualquiera de los elementos del sistema, han sido mal seleccionados en su tipo, capacidad o material, si el motor no está funcionando correctamente, si alguno de los accesorios está obstruido o si la tubería está deteriorada, aumentará el consumo de energía eléctrica total del sistema. Se recomienda diseñar el sistema para que entregue el gasto con la presión requerida. Una mayor presión, ocasiona un desperdicio de energía y el incremento del consumo de energía eléctrica.


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Figura 26. Sistema de bombeo

Para evitar lo anterior se dan las siguientes recomendaciones:

Revisar periódicamente los filtros de la bomba.

En instalaciones que no requieren mantener el flujo constante, basta que la bomba funcione cada vez que el nivel del agua baje de cierto límite, hasta que se pueda alcanzar el nivel máximo. Considerar la utilización de una bomba de menor capacidad que trabaje más tiempo.

Verificar que no haya fugas en los empaques internos.

También, verificar periódicamente el estado de la tubería para que no existan

fugas, en especial en las uniones de los tramos de la tubería.

La potencia nominal del motor debe ser igual a la requerida por la bomba para trabajar a la máxima eficiencia.

El motor debe estar perfectamente alineado con la bomba y montado sobre

una superficie que reduzca las vibraciones, de lo contrario habrá un desgaste prematuro del eje, daños en los cojinetes y mayor consumo de energía de hasta un 5% del consumo nominal.

Seleccionar un lugar debidamente ventilado para evitar sobrecalentar el motor.

Usar controles automáticos para arrancar el motor de la bomba, así se evita el

funcionamiento del motor cuando la bomba ha dejado de funcionar.


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Las uniones, los cambios de dirección y las variaciones de diámetro y de materiales son fuentes de pérdidas en las tuberías, así que procure usar tramos rectos que reduzcan al mínimo los cambios de dirección o de diámetro. Seleccionar el diámetro de tubería óptimo, aunque éste no sea igual a los diámetros de entrada y salida de la bomba.

Los accesorios como válvulas, codos, uniones, reducciones, expansiones y

filtros, son también fuente importante de pérdidas en las tuberías. Por eso debe usarse sólo los accesorios necesarios.

El desgaste y los sedimentos ocasionan deterioros que, con el tiempo,

aumentan las pérdidas en las tuberías y reducen el diámetro libre para la circulación del flujo, lo que debe ser considerado al diseñar la tubería.


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5. EVALUACIÓN FINANCIERA DE OPCIONES DE AHORRO DE ENERGÍA

Existe una amplia gama de posibilidades técnicas para conseguir significativos ahorros de energía en la industria. Actualmente, la tecnología ha alcanzado elevados niveles de eficiencia desde el punto de vista energético que seria muy necio no ponerlos en práctica. En efecto, existen, por ejemplo, motores de alta eficiencia, transformadores de último diseño con un mínimo de pérdidas en el cobre y en el hierro, o bien, lámparas compactas de alto rendimiento lumínico por unidad de energía (lm/W). No obstante, la existencia en el mercado de tan amplia gama de posibilidades técnicas para lograr ahorros significativos de energía, se plantea siempre el interrogante de hasta que punto es financieramente viable una inversión en proyectos de uso racional de energía habida cuenta de que el costo de los equipos altamente eficientes es, en algunos casos, varia veces mas elevado que los equipos tradicionales.4 Cómo evaluar las bondades de un proyecto de uso racional de energía desde el punto de vista financiero es el propósito de este capítulo, en el cual se utiliza el método de período de repago para calcular la rentabilidad de los proyectos cuyo objeto sea la racionalización y/o eficiencia de energía en algunos sectores de SLI Colombia. Para una mayor información y profundización de cómo evaluar las oportunidades de ahorro de energía por medio de métodos dinámicos ver página 124 en los anexos de este documento. Gracias a las mediciones realizadas por circuitos y máquinas en el Capítulo 2 y a las recomendaciones del capítulo anterior se plantean a continuación algunas opciones de ahorro de energía, dentro de las que se tiene:

Reemplazar lámparas fluorescentes T12 por fluorescentes más eficientes T8. Cambiar lámparas de mercurio de 400 W por metal halide de 250 W. Reemplazar resistencias eléctricas del horno de la máquina de vacío BADALEX

de la planta de fluorescentes por un horno a gas natural. Sustituir un soplador de aire de baja de 75 HP por uno de 40 HP existente que

realiza la misma función en el cuarto de máquinas de la planta de incandescentes.

Sustitución de motor estándar de 30HP por motor de alta eficiencia.

4 Seminarios Uso Racional de Energía EEB. Aspectos Técnicos. Tomo I. Bogotá. 1997; p. 71.


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Reemplazar lámparas fluorescentes T12 por fluorescentes más eficientes T8. Este proyecto a pesar de que no es rentable, aplica el dicho que dice “casa de herrero azadón de palo”, las ventajas que tienen las lámparas fluorescentes T8 con respecto a las fluorescentes T12 son la mejora de las condiciones del sitio de trabajo, tienen alta eficacia (lm/W), mayor vida promedio, y buena reproducción del color, además la utilización de balastos electrónicos mejora el factor de potencia. El objetivo de un proyecto de ahorro de energía no solo implica “ahorro”, sino también un uso adecuado y eficiente de la energía.

LÁMPARAS FLUORESCENTES

F96T12 FO96T8 Vatios nominales = 75 W Lúmenes iniciales = 5400 lm Eficacia = 72 lm/W Vida promedio = 12000 horas Costo 2 lámparas = $ 7600 Accesorios = $ 25400 Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica:

kWhmesesdhW 18012201075 =××× Costo E. Eléctrica:

32760$182/$180 =× kWhkWh

Vatios nominales = 59 W Lúmenes iniciales = 5900 lm Eficacia = 100 lm/W Vida promedio = 16000 horas Costo 2 lámparas = $ 13650 Accesorios = $ 53000 Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica:

kWhmesesdhW 6.14112201059 =××× Costo E. Eléctrica:

25775$182/$6.141 =× kWhkWh

Ahorro anual de E. Eléctrica / lámpara = $32760 - $25775 = $6985

Ahorro anual de E. Eléctrica / 110 lámparas = $6985 x 110 = $768350

Periodo de repago:

( )años 7.4

768350530001365055

anual Ahorroinversión la de Costo

.. =+

==RP


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Cambiar lámparas de mercurio de 400 W por metal halide de 250 W. Este proyecto está basado en una de las recomendaciones del capítulo anterior en cuanto a iluminación industrial se refiere. Reemplazar lámparas de mercurio y utilizar iluminación preferiblemente del tipo de halogenuros metálicos ayudará no solo a tener bajos consumos de energía eléctrica, sino también a mejorar las condiciones del sitio de trabajo y lograr altos niveles de iluminación en cada una de las plantas de la compañía. El siguiente es un cuadro comparativo entre una lámpara de mercurio de 400W y una lámpara metal halide de 250W y el ahorro en consumo de energía eléctrica que se tendría si se reemplazaran 75 lámparas en las plantas de la compañía.

LÁMPARAS DE ALTA INTENSIDAD DE DESCARGA H.I.D.

MERCURIO 400 W METAL HALIDE 250 W

Vatios nominales = 400 W Lúmenes iniciales = 20500 lm Eficacia = 51.25 lm/W Vida promedio = 24000 horas Costo lámpara = $ 16450 Accesorios = $ 22000 Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica:

kWhmesesdhW 8.1996122616400 =××× Costo E. Eléctrica:

363420$182/$8.1996 =× kWhkWh

Vatios nominales = 250 W Lúmenes iniciales = 22000 lm Eficacia = 88 lm/W Vida promedio = 16000 horas Costo lámpara = $ 37600 Accesorios = $ 24000 Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica:

kWhmesesdhW 1248122616250 =××× Costo E. Eléctrica:

227140$182/$1248 =× kWhkWh

Ahorro anual de E. Eléctrica / lámpara = $363420 - $227140 = $136280

Ahorro anual de E. Eléctrica / 75 lámparas = $136280 x 75 = $10’221.000

Periodo de repago:

( )

meses 45 años 45.0000.221'10240003760075

anual Ahorroinversión la de Costo

.. .RP ≈=+

==


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Reemplazar resistencias eléctricas del horno de la máquina de vacío BADALEX de la planta de fluorescentes por un horno a gas natural.

Este proyecto consiste en sustituir resistencias eléctricas con una potencia total de 150kW del horno de la máquina de vacío BADALEX por un horno a gas natural. Debido a que el gas natural es una fuente de energía con un rápido crecimiento en los últimos años, presenta un gran poder calorífico, además de las ventajas económicas y ambientales en relación al costo de la energía eléctrica. En la siguiente tabla se presenta la bondad de este proyecto, teniendo en cuenta en el análisis que las resistencias del horno trabajan a un 80% de su potencia máxima se ha tomado 120kW.

RECUPERACIÓN INVERSIÓN COMPRA DE HORNO A GAS

RESISTENCIAS HORNO DE VACÍO BADALEX (FLUORESCENTES)

Resistencias = 120kW Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica: kWhmesesdhkW 864000122524120 =××× Costo E. Eléctrica: 248000'157$182/$864800 =× kWhkWh

HORNO DE VACÍO A GAS NATURAL BADALEX (FLUORESCENTES)

1 kWh equivale a 3415 BTU 120 kWh equivalen a 409800 BTU 1 m3 de gas natural produce 39305 BTU Para producir 409800 BTU se requieren:

h 42.1039305409800

h gas 33 mm ==

Tarifa gas natural = $/m3 540 Consumo gas natural : hmmesesdhm 33 7502412252442.10 =××× Costo gas natural: 512960'40$540/$75024 33 =× hmhm

Ahorro anual = $157’248.000 - $40’512.960 = $116’735.040

Periodo de repago:

meses 5.1 años42.0040.735'116000.000'50

anualAhorroinversión la de Costo

.. ≈===RP


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Sustituir un soplador de aire de baja de 75 HP por uno de 40 HP existente. Para este proyecto se han tenido en cuenta las recomendaciones del capítulo anterior para motores eléctricos. Gracias a las mediciones realizadas en el Capítulo 2 (ver tabla 6), se encontró en el cuarto de máquinas de la planta de incandescentes un soplador de aire de baja presión marca HOFFMAN DE 75HP que trabaja al 58% de su potencia nominal, y como se ha mencionado el rendimiento máximo se obtiene cuando éste opera entre el 75% y el 95% de su potencia nominal. Debido a que en cada una de las plantas de SLI Colombia observando en el Capítulo 2 el INVENTARIO GENERAL DE MÁQUINAS, existen máquinas con un conjunto de motores de baja potencia, y es difícil encontrar motores de alta potencia (mayores a 50HP), que al reemplazarlos por uno de menor potencia o alta eficiencia conlleven a un ahorro considerable en el consumo de energía eléctrica. Para este proyecto no se requiere hacer inversión en un nuevo motor, debido a la existencia de un motor de 40HP que cumpliría las mismas funciones (generar aire de baja presión de 6psi) que el motor de 75HP, por el contrario se obtendría un ahorro en el consumo de energía eléctrica como se muestra a continuación:

SOPLADOR AIRE DE BAJA PRESIÓN

MOTOR DE 75HP MOTOR DE 40HP (EXISTENTE)

Potencia nominal = 75 HP = 56 kW Jornada laboral = 20 h/día Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica:

kWhmesesdhkW 33600012252056 =××× Costo E. Eléctrica:

000.152'61$182/$336000 =× kWhkWh

Potencia nominal = 40 HP = 30 kW Jornada laboral = 20 h/día Tarifa E. Eléctrica = $/kWh 182 Consumo E. Eléctrica:

kWhmesesdhkW 18000012252030 =××× Costo E. Eléctrica:

000.760'32$182/$180000 =× kWhkWh

Ahorro anual = $61’152.000 - $32’760.000 = $28’392.000

SIN NECESIDAD DE HACER INVERSIÓN EN MOTOR


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Sustitución de motor estándar de 30HP por motor de alta eficiencia. Según las estadísticas presentadas en el Capítulo 2 en la Figura 16. Distribución del consumo de energía eléctrica en SLI Colombia, cerca del 60% de la energía es consumida por motores mayores de 5HP. Este proyecto consiste en sustituir un motor estándar de 30HP por un motor de alta eficiencia con el fin de obtener ahorro en el consumo de energía eléctrica. Este caso particular podría aplicarse a cualquiera de los motores del inventario presentado en el Capítulo 2 (ver Tablas 1, 2, 3 y4). Lo anterior se puede observar en el análisis siguiente, que muestra como se puede ahorrar y como puede recuperar rápidamente la inversión inicial con la adquisición de los motores eficientes. Con los motores de alta eficiencia se puede ahorrar dinero en las plantas.

ERTOHPPC IT

×××+=

746.0

donde: CT = Costo total de operación del motor PI = Precio inicial del motor HP = Potencia del motor TO = Tiempo de operación del motor (vida útil) R = Tarifa de la energía eléctrica ($/kWh) E = Eficiencia del motor

Motor trifásico de 30HP, 3600 rpm: Motor de eficiencia estándar: E = 87.5% Precio del motor estándar: $ 3’100.000 Motor de alta eficiencia: E = 92.4% Precio del motor de alta eficiencia: $ 3’800.000 Para el motor estándar:

400.402'282$875.0

1826000030746.0000.100'31 =

×××+=TC


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Para el motor de alta eficiencia:

900.290'268$924.0

1826000030746.0000.800'32 =

×××+=TC

AHORRO = CT1 – CT2 = $282’402.400 – $268’290.900 = $ 14’111.500 Con los motores de alta eficiencia puede recuperarse rápidamente la inversión.

⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡−×××=

21

11746.0

EETRRHPAA

donde, AA = Ahorro anual HP = Potencia del motor R = Tarifa de la energía eléctrica ($/kWh) TR = Tiempo de operación de trabajo al año (hr/año) E1 = Eficiencia del motor estándar E1 = Eficiencia del motor de alta eficiencia

Motor trifásico de 30HP, 3600 rpm: Motor de eficiencia estándar: E = 87.5% Precio del motor estándar: $ 3’100.000 Motor de alta eficiencia: E = 92.4% Precio del motor de alta eficiencia: $ 3’800.000 Diferencia de costos = $ 700.000

150.481'1$924.01

875.01

600018230746.0 =⎥⎦

⎤⎢⎣

⎡ −×××=AA

Tiempo de recuperación de la inversión inicial:

años 54.0150.481'1

000.800cos ===

AAtosdeDiferenciaTR


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CONCLUSIONES

Una obligación del control y monitoreo es mejorar el uso de la energía mediante mediciones continuas y compararlas con estándares de referencia, esto nos permite ubicar las áreas donde pueden establecerse mejoras sustanciales en la eficiencia energética, además de las condiciones de operación del equipamiento en planta, para poder comparar el consumo ideal con el real, y conocer el grado de desviación, para así lograr procesos energéticamente eficientes y económicamente más rentables.

El objetivo básico de la Administración Energética es optimizar el uso de la

energía, minimizando el costo por unidad de producto. Este programa tendrá en cuenta a SLI Colombia en su totalidad (no solamente partes aisladas de ésta) y trata de hacer de la Administración Energética una parte integral de la administración de la empresa y debe enfatizarse en las áreas y en los flujos de energía que signifiquen el potencial más alto para los ahorros.

Una de las cualidades que debe tener un administrador energético es la

facilidad de expresión debido a que la motivación del personal está basada en la comunicación, además debe preparar las medidas que se necesitan para aplicar el programa de Administración Energética, estas medidas son de tipo técnicas, organizativas y de comportamiento humano. Al iniciar cualquier programa de Administración Energética, el administrador encargado debe definir claramente las metas que piensa alcanzar.

Gracias a las mediciones realizadas del consumo de energía eléctrica por

plantas se pudo detectar que algunos de los motores empleados se encontraban sobredimensionados. Los mejores ahorros de energía eléctrica se obtienen cuando el motor y su carga operan a su máxima eficiencia. Es de anotar que el ahorro de un (1) kW en pérdidas o racionalización del uso de la energía representa en un año (8760 horas) 8760 kWh, y si el kWh hoy le cuesta a SLI Colombia $ 182, en pesos serán $ 1’594.320/año a precios de hoy.

Las recomendaciones propuestas en el Capítulo 4 a pesar de ser muy

generales, la empresa ya ha comenzado a aplicarlas y se ha logrado un ahorro del 5% en consumo de energía comparando el mes de julio de 2004 donde se


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consumieron 651149.55 kWh con respecto a enero de 2005 donde se consumieron 578254.5 kWh con un nivel de producción un poco menor.

Debido a que la energía eléctrica corresponde a un alto porcentaje del consumo

de energéticos dentro de SLI Colombia, se deben implementar algunas medidas en cuanto a operación, mantenimiento, diseño de nuevas instalaciones eléctricas y adecuación de las existentes para lograr un uso racional de energía. Además es importante saber como está operando el sistema, puesto que de él depende en gran medida el correcto funcionamiento de otros sistemas de la compañía.

Dentro de las opciones de ahorro de energía propuestas a SLI Colombia se

encuentra reemplazar lámparas fluorescentes T12 por fluorescentes más eficientes T8, debido a que el período de repago de la inversión es superior a cuatro años, hace de ésta una propuesta poco atractiva, sin embargo no es necesario sustituir de inmediato todas las lámparas existentes, sino a medida que el mantenimiento lo requiera.

La propuesta de reemplazar resistencias eléctricas del horno de la máquina de

vacío BADALEX de la planta de tubos fluorescentes por un horno a gas natural es atractiva debido a su corto período de repago (5.1 meses) y el ahorro en el consumo de energía eléctrica anual de $116’735.040. No obstante se debe estudiar primero la factibilidad técnica del proyecto, ya que de esto depende el éxito del mismo.

En SLI Colombia cerca de un 60% de la energía es consumida debido a la

operación de motores eléctricos, de ahí la importancia de optar por reemplazar motores estándar por motores de alta eficiencia. Con los motores de alta eficiencia se ha logrado hacer una conversión efectiva de la energía eléctrica a energía mecánica, lo que significa que los costos de los materiales y mano de obra requeridos para la construcción de motores de alta eficiencia se convierten en una excelente inversión.

Si se adoptaran las opciones de ahorro de energía propuestas en el Capítulo 5,

se lograría un ahorro cercano al 10% del monto que se paga anual por el consumo de energía eléctrica, lo que equivale a 700MWh anuales y en pesos serían unos $ 127’.000.000.


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REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

[1] Seminarios Uso Racional de Energía EEB. Esquema de Gestión Energética. Bogotá. Septiembre de 1996. [2] Seminarios Uso Racional de Energía EEB. Aspectos Técnicos. Tomo I y II. Bogotá. 1997. [3] The State University of New Yersey RUTGERS. A Self-Assessment Workbook for Small Manufactures. Office of Industrial Productivity and Energy Assessment. [4] A. Infante. Evaluación Financiera de Proyectos de Inversión. Bogotá. Editorial Presencia. Julio de 1994. [5] Plan Energético de URE del Perú. Proyecto para Ahorro de Energía. Ministerio de Minas y Energía. [6] Gestión Energética: Herramientas Para el Control de Variables por Proceso. Medellín: Editorial Universidad Pontificia Bolivariana. 2001. [7] www.grupoice.com


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ANEXOS

ASPECTOS TÉCNICOS


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1. TRANSFORMADORES Los transformadores son máquinas utilizadas para elevar o reducir tensiones o corrientes eléctricas o algunas características de las corrientes alternas. Deben ser refrigeradas por aire, resinas coladas y/o aceite. Su vida útil es superior a 20 años pero su obsolescencia se marca con los cambios tecnológicos constantes. Los cuales se traducen generalmente en disminución de pérdidas, las cuales deben ser permanentemente analizadas para determinar si el transformador se debe cambiar por uno de menos pérdidas. Los transformadores se usan para la generación, distribución, transmisión, protección y medida. Los transformadores más usados en Colombia son de tipo sumergido y de tipo seco. TIPO SUMERGIDO: Es el tipo de transformador mas utilizado en Colombia, debido a su relativa facilidad de construcción. El refrigerante y aislante normalmente es aceite con características eléctricas especiales; se distinguen dos tipos: ONAN con ventilación natural y ONAF con ventilación forzada, cuyo principal uso es para instalación a la intemperie; presenta ventajas sobre el de tipo seco en cuanto al precio y mejor respuesta en sobrecargas. Tiene desventajas como un costo relativamente alto en mantenimiento y revisión, mayor área para su instalación, no se pueden guardar sin estar conectados a la red con lo cual el usuario debe cancelar el consumo de energía correspondiente a las perdidas en vacío. TIPO SECO: El riesgo de accidentes producidos en los transformadores sumergidos en aceite impulsó su desarrollo tecnológico. Su gran desventaja frente a los de tipo sumergido es su alto costo, algunas veces hasta de 2.5 veces y su respuesta relativamente inferior a sobrecargas con lo cual su dimensionamiento y selección debe ser cuidadosamente adecuada. Presenta ventajas como la instalación en sitios reducidos y de difícil ventilación, en especial en interiores; no presentan riesgos de incendio o explosión, su mantenimiento es muy económico y se pueden almacenar desenergizados sin ningún costo.


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1.1. ELEMENTOS CLAVES PARA EL USO RACIONAL DE LA ENERGÍA: Tanto en transformadores de potencia como de distribución es posible optimizar el aprovechamiento de la energía controlando los siguientes aspectos: • Pérdidas de energía • Caídas de tensión • Desbalanceo de fases • Sobrecargas • Falta de mantenimiento • Control de temperatura

El transformador es la máquina fundamental de los sistemas eléctricos, en la cual se presentan pérdidas moderadas o no. Estas se pueden eliminar, corregir y minimizar mediante estudios, cálculos y algunas inversiones recuperables en tiempos relativamente muy cortos, frente al valor del consumo en (kWh) que representan. 1.2. PÉRDIDAS DE ENERGÍA. EFICIENCIA La potencia nominal de los transformadores esta calculada para una altura sobre el nivel del mar (ASNM) de 1000 metros, una temperatura ambiente máxima de 40°C, y una temperatura diaria promedio de 30 °C del aire. Al aumentar la ASNM para instalar un transformador se reducen la densidad y rigidez dieléctrica del aire, incrementándose en consecuencia el calentamiento del transformador al haber una menor masa de aire por lo tanto menor enfriamiento natural. Para un funcionamiento en alturas superiores a 1.000 metros, el transformador suministrara su potencia nominal siempre que la temperatura no exceda los valores siguientes:

ASNM PROM. MAX. (°C) 1.000 30 2.000 28 3.000 25 4.000 23

Si el transformador opera en altitudes superiores a 1.000 metros, y a temperatura normalizada, el límite de aumento en la temperatura en el devanado de 65°C se


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conservará siempre que la carga alimentada se reduzca con relación a la nominal en un porcentaje igual 0.4% por cada 100 metros por encima de 1.000 metros. Los transformadores se construyen de acuerdo a las necesidades de los usuarios, y desde sus métodos de construcción presentan unas pérdidas. Estas están divididas en pérdidas en vació (P0), las cuales están presentes por los materiales utilizados y debido a la histéresis y corrientes de Foucault, existen mientras el transformador se encuentre energizado. Las otras pérdidas presentes en el transformador son denominadas pérdidas en el cobre (Pcu) debido a que el alambre utilizado generalmente es de cobre aunque a veces por costos se utilice aluminio; estas pérdidas son proporcionales al cuadrado índice de carga (c). El fabricante suministra las pérdidas plena carga (Pcc). La suma de las dos se denomina pérdidas totales (Pt).

P t = P 0 + Pc u = P 0 + c2 * Pc c

En Colombia el ICONTEC ha reglamentado las pérdidas mediante la NTC 818 para transformadores monofásicos, NTC 819 para transformadores trifásicos y la NTC 380 para tolerancias. Las NTC 818/819, 2ª revisión, año 1979 y 3ª revisión, año 1987 permitían un 15% adicional a los valores reglamentados para la P0 y Pcu así como un 10% adicional para las pérdidas totales, Pt, Norma NTC 380. La 4ª revisión, del año 1995 eliminó esta tolerancia. En el Anexo 1, Anexo 2 y Anexo 3 se tiene esta evolución y en la cual se aprecia que los valores son cada vez menores. En el Anexo 4 y Anexo 5 se muestran las gráficas de estas pérdidas por transformador. La disminución de pérdidas ha traído un aumento en el valor del transformador y esto se muestra en el Anexo 6 y Anexo 7. Esta reducción permite hacer cálculos sobre la posibilidad de cambiar los transformadores antiguos por transformadores de nueva tecnología con el consiguiente ahorro de la facturación mensual de energía. El calculo efectuado para obtener los kWh/año consumidos por las pérdidas, ver Anexo 3, se hizo sobre una base de tener conectado el transformador durante 365 días a plena carga. La cuantificación de las pérdidas se puede hacer considerando un valor por kWh, con un incremento anual del 20 %, liquidada a la tasa de cambio vigente hoy, y comparar el precio actual del transformador frente a los valores en pesos de la diferencia entre las pérdidas del transformador en estudio para su cambio, durante un periodo mínimo de 10 años, y los idénticos valores para un transformador NTC 818/819, 4ª revisión. El índice de carga recomendado para operar los transformadores refrigerados por aceite es de alrededor de 0.8. Con esta medida las temperaturas internas no son tan elevadas permitiendo una duración mayor de los aislamientos (papel y aceite).


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El rendimiento de los transformadores (h) es la relación entre la potencia de salida (Ps) sobre la potencia de entrada (Pe), o sobre la potencia de salida (Ps) mas las pérdidas totales (pt) expresada en porcentaje.

100*ts

s

PPPh+

= %

Otros elementos influyentes en pérdidas de energía son: el desbalanceo entre fases, conexiones flojas, caídas de tensión debido a fallas en la carga y la falta de mantenimiento para los transformadores refrigerados por aceite. 1.3. CALENTAMIENTO DE LOS TRANSFORMADORES Los transformadores están diseñados para trabajar a unas temperaturas máximas las cuales no se deben sobrepasar para evitar la destrucción de los aislantes, y varían de acuerdo con los materiales utilizados para su construcción y uso. En el Anexo 8 se tienen los diferentes tipos de aislamiento utilizados y las temperaturas máximas permisibles para trabajar el transformador, en caso de sobrepasarlas se presentan pérdidas adicionales por calentamiento y deterioro acelerado en los materiales usados como aislamiento que traen consigo la disminución de la vida útil de los aislantes y por lo tanto el transformador. Estas temperaturas máximas no se alcanzarán si el transformador se trabaja por debajo de su potencia nominal (C<1). El calentamiento de los transformadores presenta pérdidas adicionales a las normales y como consecuencias un mayor consumo de energía, y la disminución de la vida útil o en el peor de los casos el daño del transformador. El control permanente de las temperaturas de los transformadores y de la carga conectada es muy importante para lograr tenerlos en niveles aceptables de carga y la prolongación de su vida útil. La historia del transformador y las medidas permanentes de carga conectada son muy importantes. 1.4. SOBRECARGA EN LOS TRANSFORMADORES Los transformadores deben estar diseñados para aguantar sobrecargas durante su tiempo de operación. En el Anexo 9 se muestran las sobrecargas máximas que pueden aguantar tomando como base la carga precedente en la cual estaban operando antes de presentarse dicha sobrecarga. Los porcentajes de sobrecarga pueden permanecer por el tiempo indicado sin perjuicio de deterioro o avería en


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los aislamientos utilizados o disminución de la vida útil de ellos o del mismo transformador. Durante los períodos de sobrecarga se presentan pérdidas adicionales a las numeradas anteriormente. Generalmente las sobrecargas provienen de una mala programación del sistema eléctrico y en lo referente al arranque de motores los cuales durante breves períodos de tiempo provocan sobrecargas en los transformadores si estos se trabajan muy próximos a su capacidad nominal. Para lograr un Uso Racional de la Energía, es muy importante que estas sobrecargas en los transformadores no ocurran y para evitarlo el transformador se debe tener trabajando por debajo de su capacidad nominal (C = 0.8), con lo cual no habrá pérdidas adicionales de energía. Como generalmente las sobrecargas instantáneas son causadas por mala programación, escogencia errónea de la capacidad del transformador o aumento desordenado de la carga, es muy importante verificar permanentemente mediante registros históricos el comportamiento de la demanda de energía. 1.5. DIAGNÓSTICO Y MANTENIMIENTO EN GENERAL DE LOS TRANSFORMADORES Se deben efectuar, mínimo, las siguientes actividades: • INSPECCIÓN VISUAL: Revisar el estado de los bujes de A.T. y B.T.; sistema

de tierra (cables, pararrayos, conexiones); presencia de fugas de aceite; ángulo de inclinación; presencia de óxidos; vegetación cercana; inspección de empaques; estado de los instrumentos de medición del transformador (imagen térmica, nivel de aceite, válvula de sobrepresión, relé Buchholz, deshumectador de aire o silicagel, etc); detección de vibración en los empalmes; presencia de corrosión galvánica; y el estado general del tanque y del tablero.

• MEDIDAS ELÉCTRICAS: Se deben efectuar unas mediciones eléctricas:

resistencia de aislamientos, relación de transformación, pérdidas, factor de potencia del aceite, resistencia de los devanados y la corriente de excitación entre otras medidas.

• MEDIDAS EN EL ACEITE: (sólo para transformadores sumergidos en aceite)

cromatografía de gases disueltos en el aceite, análisis de furanos, grado de polimerización, análisis fisicoquímico.

• LIMPIEZA: Para los transformadores tipo seco se debe realizar una inspección

visual permanente y limpiar cuidadosamente los principios y finales de bobinas,


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evitar la acumulación de polvo en bobinas y aisladores para evitar saltos eléctricos y bloqueos de ventilación. La frecuencia recomendada para realizar las mediciones es de al menos una cada seis meses o más frecuentes en sitios muy contaminados. Para efectuar la limpieza se debe utilizar una aspiradora y un compresor con aire seco a no más de 25 psi para evitar daños en el aislamiento. Los aisladores y otras superficies se pueden limpiar con un trapo que no desprenda pelusa o con una brocha que no raye. Nunca se deben utilizar limpiadores químicos los cuales pueden dañar el aislamiento de los barnices.

• TERMOGRAFÍA: Mediante el uso de termógrafos portátiles o video cámaras

sistematizadas con lo cual se pueden detectar áreas o zonas de calentamiento anormales.

1.6. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES REFRIGERADOS POR ACEITE Este tipo de transformador, por estar permanentemente en movimiento su aceite refrigerante, requiere un mantenimiento y revisión de su funcionamiento. Al no efectuarlo se presentan las siguientes anomalías: • Pérdidas de energía adicionales: causadas generalmente por el calentamiento

del aceite y del papel aislante. Si bien no se puede asegurar con certeza sin efectuar las respectivas pruebas de campo, un transformador después de cierto tiempo de no efectuarle mantenimiento preventivo al alterarse las condiciones del aceite y del papel aislante, su nivel de pérdidas puede incrementarse en un 1% adicional a las normales, medidas sobre la potencia nominal.

• Disminución de la vida útil del transformador: debidas a la presencia de agua

en el aceite, presencia de productos de oxidación del aceite los cuales se depositan entre el papel aislante y las espiras de los devanados.

AISLAMIENTO LÍQUIDO: ACEITE UTILIZADO: Es una combinación de: • Hidrocarburos Isoparafínicos, de la familia de los alcanos (hidrocarburos

saturados) con formula general CnH2n+2, en una proporción de 35% a 40%. • Hidrocarburos Nafténicos, cicloparafinas de la familia de los alcanos con

fórmula general CnH2n en una proporción de 50% a 60%. • Hidrocarburos Aromáticos, los cuales cumplen la función de agentes

inhibidores naturales del aceite contra la oxidación y cuando se agotan se


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acelera el proceso de acidificación. Se encuentran en el aceite utilizado en una proporción del 4% al 8%.

• Inhibidores Artificiales, compuestos químicos sintéticos que reaccionan con

facilidad con el oxígeno disuelto en el aceite protegiendo los hidrocarburos contra la acidificación. Se utilizan en una proporción de 0.08% para aceites tipo 1 y 0.30% para aceites tipo 2.

El aceite utilizado para refrigerar los transformadores en su interior se junta con catalizadores los cuales sirven de agente para desarrollar un proceso químico de oxidación o acidificación. Estos agentes son: hierro celulosa, cobre, oxígeno, barnices, agua, temperatura, sobretensiones eléctricas, sobrecargas y rayos solares. AISLAMIENTO SÓLIDO UTILIZADO: PAPEL KRAFT: Generalmente se utiliza este tipo de papel, Kraft, proveniente de la celulosa obtenida de la cocción de troncos de madera con una solución alcalina de sulfato de sodio. La fórmula general de la celulosa utilizada es (C5H10O5)n. El papel Kraft tiene estas características: aceptable resistencia a la tracción mecánica; es extremadamente poroso por lo tanto absorbente de los productos de degradación del aceite; altísima afinidad con el agua y finalmente, actúa como catalizador en el proceso de oxidación del aceite. Se ha demostrado que la vida útil del transformador refrigerado por aceite depende de la vida del papel aislante. El papel aislante tiene agua lo mismo que el aceite refrigerante. El aceite se oxida y su producto se deposita en las bobinas, núcleo y radiadores y en las capas internas de los devanados y por lo tanto en los espacios de las fibras de celulosa afectando la vida útil del papel desmejorando sus propiedades mecánicas y dieléctricas. Anteriormente se filtroprensaba el aceite con lo cual se creía que el transformador quedaba como nuevo, sin embargo el papel aislante quedaba impregnado con agua y los productos de oxidación del aceite dando como resultado la contaminación del nuevo aceite. Hoy este concepto esta totalmente revaluado y no solo se debe tratar el aceite sino los lados presentes en el papel aislante. Al no efectuar el mantenimiento preventivo en los transformadores refrigerados por aceite, se incrementan las pérdidas y se presentan las siguientes consecuencias: • Aumento del factor de potencia del aceite y del aislamiento sólido. • Aumento de la temperatura externa y disminución de la resistencia mecánica.


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• Disminución de la rigidez dieléctrica del papel. • Falla del transformador. 1.7. PRUEBAS RECOMENDADAS PARA LOS TRANSFORMADORES DE ACEITE Para conocer que sucede en el interior del transformador es necesario efectuar algunas pruebas para diagnosticar su estado y ejecutar los correctivos para disminuir las pérdidas y prolongar su vida útil: • Pruebas ASTM al aceite. • Conocimiento de la cantidad de agua en el papel aislante. • Conocimiento de la presencia de lodos en aislamientos y papel aislante. • Chequeo de termometría. • Análisis cromatográfico de gases. • Inspección ocular completa. • Mediciones eléctricas de campo. • Historia del transformador. 1.8. PRUEBAS ASTM PARA ACEITES AISLANTES Las pruebas recomendadas se encuentran en el Anexo 10 y son: • Rigidez dieléctrica. ASTM D-877. • Factor de potencia. ASTM D-924. • Tensión interfacial. ASTM D-971. • Número de neutralización. ASTM D-974. • Gravedad específica. ASTM D-1298. • Color. ASTM D-1500. • Contenido de agua. ASTM D-1533. • Contenido de inhibidor. ASTM D-4768. De los resultados de estos análisis se determina el índice de calidad (ver Anexo 11), vital para el conocimiento del estado del aceite y la presencia de lodos, así como una recomendación para el mantenimiento exacto que requiera el transformador.


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1.9. ANÁLISIS CROMATOGRÁFICO DE GASES. (CIENCIA EMPÍRICA) De acuerdo con la norma ASTM D-3613-93, se debe analizar el contenido de gases disueltos en el aceite, así: • Acetileno C2H2

• Dióxido de carbono CO2 • Etano C2H6 • Etileno C2H4 • Hidrógeno H2 • Monóxido de carbono CO • Nitrógeno N2 • Oxígeno + Argón O2 + Ar En el Anexo 12 se presentan estos mismos gases y en el Anexo 13 y Anexo 14, el análisis de los resultados permitiendo detectar fallas de origen térmico, eléctrico y otras fallas. 1.10. MANTENIMIENTO EXACTO RECOMENDADO

Como resultado de los diferentes análisis y pruebas de campo y laboratorio efectuados al transformador, la termografía, su aceite aislante y la cromatografía de gases se determina el mantenimiento exacto necesario para el transformador. A continuación se describen las rutinas de mantenimiento mas recomendadas. (Ver Anexo 15 y Anexo 16)

• TRATAMIENTO TERMOVACÍO Y ADICIÓN DE INHIBIDORES: De acuerdo al

índice de calidad obtenido (ver Anexo 11), este tratamiento se recomienda para un índice entre 1000 a 1500 lo que indica un inicio del proceso de degradación del aceite. Se realiza en el sitio.

• SECAMIENTO DE LA PARTE ACTIVA: Se realiza en el sitio utilizando vacío y

sistemas criogénicos. También se puede realizar el ensayo de estanqueidad. Se debe efectuar cuando el contenido de agua en el aceite este por encima de 30 partes por millón (ppm).

• LAVADO Y SECADO CON CAMBIO TOTAL DE ACEITE: Se recomienda cuando el

índice de calidad esté muy bajo, al igual que su volumen de aceite. Este se realiza en el sitio.


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• REGENERACIÓN DE AISLAMIENTOS (LIMPIEZA DEL PAPEL DE PRODUCTOS ACIDOS): Para un índice de calidad por debajo de 318. Se realiza en el sitio mediante la elevación del aceite a temperatura de punto de anilina (temperatura en la cual el aceite refrigerante disuelve los lodos) y haciendo circular el aceite a través de tierras Fuller (Atapulgita, de alto poder de absorción) el número de recirculaciones se calcula entre 6 y 10.

• REGENERACIÓN DE AISLAMIENTOS POR SISTEMAS DE ADSORBENTES Y

SECADO DE PARTE ACTIVA MEDIANTE VACÍO: Se realiza en el sitio y elimina lodos y alto contenido de agua en el papel. Para este proceso se requieren unas 15 recirculaciones.

• DESLODIFICACIÓN TOTAL: Requiere unas 20 recirculaciones. Para índice de

calidad por debajo de 100 (lodo endurecido en papel) se deben efectuar más de 20 recirculaciones. Se realiza en el sitio.

• DESLODIFICACIÓN TOTAL Y SECADO DE LA PARTE ACTIVA: El aceite presenta

un alto contenido de agua. Se deben hacer más de 20 recirculaciones a través de tierras Fuller y secar la parte activa. Se hace en el sitio.

1.11. MANTENIMIENTO DE TRANSFORMADORES SECOS

Los transformadores secos requieren un mantenimiento muy económico para asegurar su buen funcionamiento. Este se debe orientar generalmente a una limpieza periódica según el sitio y condiciones de instalación. Las medidas eléctricas y la termografía son idénticas para ambos tipos de transformadores. Las rutinas de mantenimiento recomendadas por fabricantes incluyen: • Revisar permanentemente la presencia de enmohecimiento, oxidación del

aislamiento, barniz o pintura. Esta inspección se debe hacer al transformador y sus aditamentos.

• Verificar si hay acumulación de polvo en las bobinas o superficies que impidan

circular el aire.

• No utilizar jamás productos químicos para efectuar la limpieza.

1.12. EJERCICIO En el Anexo 17 se tiene un ejercicio práctico en el cual se analiza económicamente la posibilidad de cambiar unos transformadores obsoletos por unos de nueva tecnología.


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ANEXO 1


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ANEXO 2


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ANEXO 3


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ANEXO 4


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ANEXO 5


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ANEXO 6


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ANEXO 7


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ANEXO 8

ANEXO 9


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ANEXO 10


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ANEXO 11

ANEXO 12


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ANEXO 13


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ANEXO 14


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ANEXO 15


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ANEXO 16


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ANEXO 17


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2. SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO Y REDES DE DISTRIBUCIÓN 2.1. REQUERIMIENTOS DEL AIRE COMPRIMIDO Muchas fábricas requieren del uso del aire comprimido, para mover máquinas y dependiendo de su aplicación, este puede ser de tipo seco o libre de aceite. La función primordial del compresor, es el de succionar aire del medio ambiente y comprimirlo a una presión determinada, para enviarlo a una red de tuberías a los puntos de consumo. 2.2. TIPOS DE COMPRESORES Existen en el mercado varios tipos de compresores para diferentes volúmenes y presiones. Los compresores se dividen en dos grandes tipos: dinámicos y de desplazamiento. Los dinámicos tienen tres tipos a saber: eyector, radial y axial. Los de desplazamiento tienen dos divisiones: de tipo rotativo y de tipo alternativo; los rotativos a su vez, se subdividen en compresores de un rotor y agrupa los de aletas, de anillos y de tornillo (para grandes volúmenes de aire). Los rotativos de dos rotores, a su vez se subdividen en tipo tornillo y de lóbulos. Los compresores alternativos se subdividen en cuatro grupos: de pistón, de cruceta, de laberinto y de diafragma. 2.3. SISTEMAS DE AIRE COMPRIMIDO Una estación de aire comprimido cuenta básicamente con los siguientes elementos: • Un compresor • Un filtro de aire • Un interenfriador (after coder) • Una trampa de condensados • Un tanque de almacenamiento • Una válvula de seguridad en el tanque • Una válvula de drenaje


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• Una salida del tanque para conectar a la red de aire comprimido A título de ejemplo, se muestra una instalación típica de una sala de compresores (ver Figura 1), en donde se destaca la entrada de aire, el punto más bajo del cuarto y saliendo por la parte más alta del aire caliente, con el objeto de mejorar las condiciones de la sala de compresores. Es importante anotar que además de succionar el aire del punto más fresco, debe filtrarse este aire para evitar que entren al compresor partículas de polvo o arena que pueden dañar las partes internas del compresor. 2.4. USOS DEL AIRE COMPRIMIDO El aire comprimido tiene las siguientes aplicaciones en la industria: • Sistemas neumáticos para trasiego de granos o polvos. • Herramientas neumáticas de taller • Sistemas de control inyección de aire comprimido para airear • Para accionar máquinas. A titulo informativo, se relacionan algunos consumos en herramientas neumáticas (ver Tabla 1), y los consumos de energía en los diferentes tipos de compresores expresados en kW/m3.min. (ver Tabla 2). 2.5. PLAN DE USO RACIONAL DE ENERGÍA EN COMPRESORES En el área de compresores se pueden lograr ahorros de energía tanto en la parte operativa como en el mantenimiento. En el área de operación de la planta, se puede determinar para algunos casos en que se puede bajar la presión y esto implica un ahorro de energía en el compresor. Otra posibilidad de ahorro de energía, es el de instalar la succión del compresor de aire en los sitios mas fríos de la sala de compresores. Por cada 6.5°F de disminución de la temperatura en el aire aspirado, disminuye el consumo de energía en el 1% para el mismo caudal. Siempre que sea posible el conductor de entrada para un compresor de aire, debe extenderse en la parte exterior del edificio, de preferencia en el costado norte o el costado mas frió. Debido a que la temperatura exterior promedio por lo general es bastante inferior a la del cuarto de compresores, vale la pena tomar el aire frió del exterior. El potencial de ahorro de energía debido a la disminución de la temperatura de la entrada del aire, se ilustra en la siguiente tabla:


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Temperatura de entrada de aire en °F

Volumen de entrada necesario par

suministrar 100 pies cúbicos de aire libre a

70 °F

Ahorro porcentual de potencia o aumento con respecto a la entrada de

°F

30 925 7.5 ahorro 40 934 5.7 ahorro 50 962 3.8 ahorro 60 981 1.9 ahorro 70 1.000 1.9 ahorro 80 1.020 0 90 1.040 1.9 aumento 100 1.060 3.8 aumento 120 1.080 5.7 aumento

Cualquiera que sea la temperatura exterior, el aire comprimido de la tubería que va al taller, se aproximará bastante a la temperatura del taller cuando llega a las herramientas. Supóngase que la temperatura interna sea de 70°F. Si el compresor aspira 1.000 pies cúbicos de aire proveniente del taller, también suministrara 1.000 pies cúbicos de aire libre en las herramientas puesto que las temperaturas inicial y final son las mismas. Supóngase también que el aire exterior tenga una temperatura promedio de 50°F y que el compresor reciba aire del exterior. Solamente se necesitaran 962 pies cúbicos de aire libre para suministrar 1.000 pies cúbicos del mismo, con una temperatura interior de 70°F, lo cual representa un ahorro de 3.8 en la potencia requerida. 2.6. DISTRIBUCIÓN DE AIRE COMPRIMIDO La conducción del aire comprimido se realiza a través de tuberías metálicas debidamente soportadas y separadas de las otras tuberías de servicios de la planta. 2.7. EQUIPOS Y ACCESORIOS DE LA RED En todo el recorrido de la red de aire se encuentran instalados los siguientes equipos y accesorios: • Válvulas de globo • Filtros de aire • Tanque de almacenamiento


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• Válvulas de control • Codos, uniones, tees • Mangueras • Abrazaderas • Pistolas 2.8. PLAN URE – REDES DE AIRE COMPRIMIDO Para que la red de aire sea eficiente, se deben considerar los siguientes puntos de control: • Una correcta distribución de los puntos de consumo para evitar el desbalance

en la red de aire. Se debe diseñar la red en forma de anillo, tal como se muestra en la Figura 2.

• Eliminar el condensado que se acumula en la red, drenándolo

permanentemente y así evitar golpes de ariete y además, dar más capacidad de conducción en las tuberías de aire.

• Escapes que se presentan normalmente en las válvulas y accesorios instalados en la red.

2.9. ESCAPES DE AIRE Separadamente se analizan los escapes de aire, por ser los que causan los mayores desperdicios de energía. En el recorrido de la red de aire, se pueden percibir escapes de aire por el ruido que producen. Una vez localizados visualmente, se analizan con una tarjeta de cartón donde se indica en que punto se presenta la fuga y el diámetro del orificio; además de conocer la presión (psi) de la línea en este punto, se puede determinar la cantidad de aire que se bota al ambiente en metros cúbicos/mes. Para determinar la cuantía de este escape, se toma como referencia la Figura 3 “escape de aire por orificios”, “Pipe Design and Engineering”. En el siguiente ejemplo se verá claramente, que se pueden lograr cuantiosos ahorros de energía, si se corrigen estos escapes. Al iniciar un programa mensual para localizar los escapes de un sistema de aire comprimido de una planta, se descubrió lo siguiente: la descarga del compresor de aire tenía una presión de 100 psig. Si se asume un costo de energía de US $ 0.015 x kWh, el costo de los escapes en el sistema de aire comprimido se distribuía de la siguiente manera:


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No. De escapes Diámetro calculado

Aire libre desperdiciado

ft3/año

Costo de energía desperdiciada

US $/año 3 1/4” 107x106 4.370 7 1/8” 62.2x106 2.550 12 1/16” 26.6x106 1.090 15 1/32” 8.3x106 341 37 204x106 US $8.350

2.10. EVALUACIÓN ECONÓMICA Para que un proyecto de ahorro de energía tenga validez ante la gerencia de la empresa, se debe mostrar un estudio económico sobre la inversión que se requiere, para reparar los diferentes escapes. Conocidas las cantidades de aire que se pierden por los escapes o mal uso del aire comprimido, se debe calcular el costo del metro cúbico, producido por los compresores. En la determinación de este costo, intervienen los siguientes parámetros. • Costo de la energía • Costo de la mano de obra de mantenimiento • Costo de los repuestos • Costo de los fungibles(aceites y filtros) • Valor de la inversión. • Capacidad real del equipo (m3/hora, pie3/hora) Los valores anteriormente numerados, deben estar referidos a una unidad de tiempo, que para este análisis se recomienda sea igual a un año.


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Tabla 1

PRESIÓN DE TRABAJO Y CONSUMO DE AIRE DE HERRAMIENTAS COMUNES:

HERRAMIENTAS PRESIÓN DE TRABAJO(bar)

CONSUMO DE AIRE(m3/h)

Atomizador de pintura 1.0-5.0 2-20 Pistola atomizadota 3.0 4 Cilindro de sujeción 6.0 0.12-0.30 Taladro 6.0 13-24 Destornillador 6.0 15-30 Amoladora (Esmeriladora) 6.0 18-72 Amoladora de superficie 6.0 15 Martillo remachador 6.0 9-24 Martillo remachador y cortado 6.0 26-33 Martillo burilado 6.0 15 Rompedor de concreto 6.0 72-96 Soldadora 6.0 2 Inflador de neumáticos. 8.0 21

Las caídas de presiones excesivas, debidas a tamaños inadecuadamente reducidos de diámetro de tubería, elementos filtrantes bloqueados por suciedad, acoplamientos y mangueras mal dimensionadas, representan pérdidas de energía. Para dar una idea aproximada de la energía consumida debido a pérdidas de carga excesivas, en la Tabla 2 se presentan valores típicos de consumo específico de energía para los tipos más corrientes de compresores, a 7 bar de presión.

Tabla 2

CONSUMOS ESPECÍFICOS DE ENERGÍA EN COMPRESORES

TIPO DE COMPRESOR CONSUMO ESPECIFICO(kW/m3/min) Alternativo(Grande) 4.82 – 4.87

Alternativo (Pequeño) 5.3 – 5.39 De tornillo(Mediano 6.0 De tornillo(Grande) 5.09


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Figura 1. Ejemplo de instalación de compresores


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Figura 2. Diagrama típico de un sistema de distribución de aire


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Figura 3. Escapes de aire por orificios


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3. MOTORES ELÉCTRICOS 3.1. CONSIDERACIONES GENERALES Los motores son máquinas eléctricas giratorias (móviles), su misión es convertir energía eléctrica (electricidad), continúa o alterna, en energía mecánica, apta para mover todo tipo de dispositivos. Consta de dos partes estator fijo y rotor móvil. Su vida útil puede superar los 20 años si se efectúan los procedimientos de rutina de mantenimiento del fabricante y sobre todo si no se sobrepasan las temperaturas máximas admisibles en cada caso. Los motores eléctricos representan aproximadamente un 60% de la carga instalada en la mayoría de las industrias y su consumo puede llegar a representar hasta un 40% del total registrado; los hay de corriente continua y de corriente alterna, y sus características muy definidas, permite su uso según la naturaleza de la carga a alimentar. MOTORES DE CORRIENTE CONTINUA: Pueden ser de derivación o shunt, independiente, serie y compound. La gran ventaja sobre los de corriente alterna es su gran facilidad para variar su velocidad por lo tanto tienen gran aplicación en industrias donde se precise grandes variaciones de velocidad, cambio o inversiones rápidas de la marcha y control automático de pares y velocidades. Su principal desventaja es tener que rectificar la alimentación de corriente alterna, la cual, tiene unas pérdidas adicionales. MOTORES DE CORRIENTE ALTERNA: Pueden ser de inducción con motor jaula de ardilla o rotor bobinado y los sincrónicos. Los más utilizados son los de inducción o asincrónicos en los cuales la velocidad nominal esta muy próxima a la de sincronismo. Su alimentación eléctrica debe ser muy precisa ya que una variación en ella representa pérdidas adicionales. Otra de sus características es el alto consumo de energía reactiva. La tecnología avanza hacia un control electrónico de velocidad lo cual los va acercando a un uso similar al de los motores D.C. las velocidades sincrónicas dependen de los polos y se tienen las siguientes:


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NÚMERO DE POLOS VELOCIDAD SINCRÓNICA RPM 2 3600 4 1800 6 1200 8 900 12 600 16 450 24 300

La variación en el voltaje afecta el motor sincrónico en:

PARAMETRO VOLTAJE + 10% VOLTAJE -10% Torque (Par) Aumenta 21% Reduce 19% Eficiencia Aumenta 0.2% a 10% Reduce 2% Factor de potencia Reduce 3% Aumenta 1% Corriente de arranque Aumenta 10% a 12% Reduce 10% a 12% Corriente a plena carga Reduce 7% Aumenta 11% Temperatura Reduce 3° a 4° Aumenta 6° a 7°

ELEMENTOS CLAVES PARA EL USO RACIONAL DE ENERGÍA: Se han identificado algunos elementos para URE: • Control de carga del motor • Balanceo de carga • Control del factor de potencia • Control de la eficiencia • Control de la temperatura y balanceo de voltaje

Los motores eléctricos tienen una capital importancia para URE y mediante un estudio profundo de cada caso se pueden lograr grandes ahorros de energía al sustituirlos por motores de alta eficiencia, eliminando correas y poleas mediante la utilización de reductores mecánicos de velocidad (RPM) de gran eficiencia, calculando de manera profesional la potencia del motor. 3.2. EFICIENCIA Los motores eléctricos tienen tres tipos de pérdidas:


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PÉRDIDAS ELÉCTRICAS: Ocurren en los devanados del rotor y del estator y en otras partes de la máquina y se denominan Pcu y se presentan por calentamiento. También se incluyen las debidas a las escobillas en motores DC. Su valor es proporcional al cuadrado de la corriente luego depende de la carga del motor. Son las más altas representando entre un 50% y el 60% de las pérdidas totales cuando el motor opera a plena carga.

RIPCU *2= PÉRDIDAS EN EL HIERRO: Ocurren en los circuitos magnéticos, por efecto de los campos magnéticos que se crean en el motor. Se denominan Pf e. Crecen con la tensión aplicada por ello se consideran constantes a la tensión y frecuencia nominal. Representan entre el 20% y el 25% de las pérdidas totales. PÉRDIDAS MECÁNICAS: Se denominan Pmec y se originan en el roce o fricción de los cojinetes, del aire y de las escobillas, así como la potencia absorbida por el ventilador y el freno. Estas son del orden del 4% al 9% de las pérdidas totales y son función de la velocidad de rotación del motor y su medida es muy difícil. PÉRDIDAS TOTALES: Son la sumatoria de las pérdidas anteriores.

mecCuFeT PPPP ++=

Los motores eléctricos tienen otro tipo de pérdidas debidas a los dispositivos para llevar la energía mecánica a la carga. Lo correcto seria utilizar el motor reductor en lugar de correas y cadenas las cuales son bastante ineficientes. Otras pérdidas ocurren en los circuitos de alimentación debido al las distancias desde el transformador. La ASNM tiene su efecto en el rendimiento de los motores. Su potencia nominal se calcula para una ASNM de 1.000 metros y una temperatura ambiente de 40°C Para alturas mayores se debe tener en cuenta los siguientes valores:

ASNM (metros) FACTOR DE REDUCCIÓN (%) 1.000 1.00 1.500 0.98 2.000 0.95 2.500 0.92 3.000 0.88 3.500 0.85 4.000 0.80


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3.3. RENDIMIENTO DE LOS MOTORES El rendimiento de los motores es óptimo cuando se trabajan al 100% de su carga nominal. En el Anexo 1 se tiene un ejemplo comparativo sobre este rendimiento. Los motores no deben trabajar sobredimensionados ni mucho menos sobre cargados, de allí que una selección profesional es recomendable. El trabajarlos en condiciones desfavorables de carga se traduce en pérdidas adicionales y disminución de su vida útil especialmente si están en sobrecarga. El rendimiento de los motores eléctricos se mide así:

%100*TS

S

E

S

PPP

PPh

+==

donde, P S = potencia de salida P E = potencia de entrada P T = potencia total Las condiciones en la alimentación eléctrica en cuanto a balances de fases, alto factor de potencia, los calibres de conductores adecuados así como las protecciones instaladas, son factores fundamentales para un rendimiento óptimo de los motores. 3.4. RACIONALIZACIÓN DE LAS PÉRDIDAS Las pérdidas en los motores pueden ser racionalizadas y por lo tanto se obtiene un ahorro energético bastante significativo. Mediante un estudio completo del sistema eléctrico y de las cargas conectadas a cada motor, sus condiciones de operación, la proyección de crecimiento de su carga, etc, es posible disminuir las pérdidas. A continuación se describen algunos aspectos básicos que debidamente estudiados y analizados permiten optimizar el uso de la energía en motores. CALCULO DEL MOTOR: El motor debe ser calculado teniendo en cuenta la naturaleza de la carga y todos los elementos posibles que influyen en ella. Un análisis completo de la carga (materiales, horas de funcionamiento, cargas futuras, etc.). Para el cálculo de la potencia es muy conveniente tener en cuenta, entre otros factores los siguientes: número de maniobras de arranque, tiempo de arranque y frenado, distancia de aceleración y frenado, coeficientes de fricción entre la carga y las superficies a utilizar y la altura sobre el nivel del mar.


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REVISAR LA CARGA DEL MOTOR: Los motores trabajando en régimen de sobrecarga traen un calentamiento con el consiguiente aumento de las pérdidas, destrucción de su aislamiento y quema del motor. Un motor sobrediseñado tiene una eficiencia muy baja y en algunos tipos de motor el factor de potencia es muy bajo dando lugar al consumo de energía reactiva. El motor debe elegirse para que la potencia a desarrollar sea muy cercana a su potencia nominal. CONDICIONES DE OPERACIÓN: Es muy importante tener en cuenta el sitio donde se va a operar el motor con el fin de conocer el tipo de aislamiento a solicitar y evitar calentamientos o la obstrucción de su sistema de ventilación. Así mismo un desnivel entre la carga y el motor puede causar sobrecargas al motor y su trabajo en condiciones normales, generando unas pérdidas adicionales. ANÁLISIS DE CARGA: La tecnología ha avanzado en cuanto a materiales a utilizar en diferentes procesos industriales y a mover con diferentes motores eléctricos. Si se trata de ahorrar energía se puede sustituir elementos de metal por elementos de resinas o kevlar de alta resistencia y de muy bajo peso comparado con el metal. Así mismo se debe recomendar el uso de estos elementos los cuales pueden ser movidos con motores eléctricos de potencias relativamente bajas. CHEQUEO TERMOGRÁFICO: Mediante el uso de termógrafos se debe efectuar un análisis completo de sitios de calentamiento en el motor y en su circuito de alimentación. BALANCE DE FASES: Las fases de alimentación de los motores deben estar perfectamente balanceadas para evitar descompensaciones en los devanados del motor, aumentando las pérdidas. REEMPLAZO DE MOTORES MONOFÁSICOS POR TRIFÁSICOS: Los motores monofásicos pueden causar severas caídas de voltaje, por eso se recomienda su cambio por motores trifásicos, los cuales tienen una mayor eficiencia y un factor de potencia alto con lo cual el consumo de energía disminuye. CONTROL DE FACTOR DE POTENCIA: Los motores eléctricos trifásicos consumen una gran cantidad de energía reactiva por lo tanto es necesario compensar esta energía para mejorar el factor de potencia mediante el uso de condensadores. MANTENIMIENTO PREVENTIVO PROGRAMADO: Se debe elaborar un plan de mantenimiento, en especial de lubricación de cojinetes, balineras y otras partes mecánicas para reducir pérdidas debidas a la fricción entre estos elementos. Si se utilizan motorreductores se debe medir su nivel de aceite y seguir las


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recomendaciones del fabricante al respecto. La tensión de correas y/o cadenas debe ser permanentemente revisada. CAMBIO DE TECNOLOGÍA: La tecnología en la fabricación de motores eléctricos ha avanzado. Hoy en día estos se fabrican con materiales y elementos mucho más livianos. En el Anexo 2 se muestra su evolución, esta disminución de peso/kW se ha traducido en una mayor eficiencia y menor consumo de energía. Para justificar un cambio de un motor antiguo se debe hacer un estudio para determinar si en un período de tiempo de al menos 10 años se justifica su cambio. MOTORES DE CORRIENTE CONTINUA: Si se utilizan generalmente su alimentación se lleva a cavo mediante la rectificación de A.C. de allí que es muy importante calcular el proceso de rectificación de este tipo de corriente y revisar permanentemente su funcionamiento y ventilación. En algunos casos se presentan pérdidas debido a un proceso de rectificación deficiente.

Anexo 1


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Anexo 2


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4. BOMBAS CENTRÍFUGAS 4.1. CONSIDERACIONES GENERALES Las bombas centrífugas son máquinas hidráulicas muy comunes en la industria. Son generalmente movidas por motores eléctricos de allí que sean muy importantes en el uso racional de la energía. ELEMENTOS CLAVES PARA EL USO RACIONAL DE ENERGÍA: • Estado del sistema de bombeo • Condiciones de operación de la bomba • Pérdidas en la instalación • Ajuste del caudal entregado por la bomba con la demanda • Mantenimiento continuo Los elementos anteriores influyen, en caso de no estar en óptimas condiciones, en un mayor consumo de energía a través del motor eléctrico. Mediante rutinas de mantenimiento preventivo se obtienen beneficios para el buen funcionamiento de las bombas con lo cual se logra ahorrar energía. 4.2. ESCOGENCIA DE LA BOMBA Para las bombas los principales parámetros de diseño son: • Altura estática de succión hees

• Altura estática de descarga hesd

• Pérdidas por fricción en la succión hpfs

• Pérdidas por fricción en la descarga hpfd

• Cabeza neta positiva de succión NPSH • Presión atmosférica pa • Presión de vapor en altura equivalente hvp1

• Temperatura • ASNM ( importante) • Capacidad o caudal (gpm) • Viscosidad del líquido


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Las bombas deben elevar líquidos entre dos puntos y vencer resistencias hidráulicas normales, y estos líquidos tienen en algunos casos niveles de viscosidad muy altos. Las resistencias hidráulicas son: • La columna de líquido a vencer por las bombas: diferencia de niveles entre el

depósito de admisión y el de descarga: )( essesd hh + • La resistencia del líquido a fluir por un tubo debido a la viscosidad y cantidad

del líquido tanto en la succión como en la descarga, rugosidad y diámetro de la tubería en la succión y en la descarga. )( pfdpfs yhh

• Cualquier diferencia de presión adicional. La NPSH, cabeza neta positiva de succión, es la presión absoluta expresada en la altura del líquido considerando en la entrada de la bomba menos presión de vapor del líquido a la temperatura de bobeo.

NPSH DISPONIBLE > NPSH REQUERIDO

)(disponibleNPSH )( 1pvesspfsa hhhP ++−=

EFICIENCIA: Normalmente el fabricante suministra, en las características de las bombas, entre otros parámetros, unas curvas en las cuales se tienen: el caudal entregado con la cabeza total desarrollada por la bomba, varias alternativas de eficiencia, el NPSH requerido y la potencia requerida para alimentar la carga. El usuario deberá orientar al fabricante sobre sus inquietudes respecto a costos de energía y métodos para recuperar la inversión con el fin de lograr una buena elección del tipo de bomba y la eficiencia máxima a obtener. 4.3. OPTIMIZACIÓN DEL CONSUMO DE ENERGÍA Se han identificado tres causas posibles las cuales llevan a un consumo mayor de energía:

• Mala operación del sistema de bombeo debido al descuido o desconocimiento del personal de operarios.

• Mal funcionamiento del sistema de bombeo por deficiencias en partes de la

instalación. • Deficiente selección inicial de bomba.


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Para lograr un óptimo aprovechamiento de la energía es muy importante iniciar un programa tendiente al ahorro energético y para el cual se hace las recomendaciones siguientes: PROGRAMA EDUCATIVO: El programa debe iniciar con un plan educativo de todos los empleados de la empresa sobre la importancia del uso racional de la energía. Para los operarios se deben programar cursos orientados hacia el correcto funcionamiento de los sistemas de bombeo y la totalidad de sus componentes. Para los empleados de mantenimiento la orientación del curso debe comprender aspectos educativos sobre la importancia de realizar el mantenimiento preventivo preferiblemente al curativo. CORRECTO FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE BOMBEO: El sistema de bombeo comprende partes mecánicas, eléctricas e hidráulicas por lo tanto su correcto funcionamiento es una responsabilidad compartida. Para optimizar el consumo de energía se recomienda: Verificar la instalación de la tubería la cual no debe tener quiebres protuberantes que permitan la formación de bolsas de aire. Estas bolsas de aire pude llegar a la carcaza de la bomba, no siendo síntoma adverso, pero se puede dar el caso que este aire llegue al impulsor de la bomba con lo cual el aire desplaza al líquido disminuyendo el caudal. Para evitar este efecto la tubería debe ser hermética y de diámetro igual o más grande que la de la toma de la bomba, en lo posible el doble. Las válvulas, uniones y codos deben ser perfectamente herméticos y se deber revisar permanentemente. Verificar que el tubo de admisión no toque ni las paredes ni el fondo del tanque ni esté muy cerca de la superficie. La limpieza de la succión debe limpiarse permanentemente y no debe estar nunca obstruida. La inspección visual permanente permite solucionar esta anormalidad. Verificar presencia de ruidos y vibraciones en la bomba y en el motor eléctrico. Su presencia en el caso de la bomba indica un roce en el impulsor por lo tanto se deben ajustar las tolerancias entre las partes móviles y fijas del interior de la bomba. Si el ruido es en el motor eléctrico, se debe revisar el ventilador del motor y si se presenta vibración se debe revisar con detalle los rodamientos de la bomba. Mediante termografía o manualmente, se pueden detectar zonas de calentamiento en el motor y en su acometida eléctrica. Si se presentan zonas calientes se debe revisar que el sentido de giro de la bomba y el del motor coincidan, el motor y sus conexiones deben estar en perfecto estado no presentando calentamiento ni


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corrosión galvánica, no se debe tener presencia de agua en las conexiones y la grasa no debe faltar en las esferas del motor. • Verificar el correcto funcionamiento de las bombas de diferentes características

funcionando en paralelo. • Verificar el buen funcionamiento de los accesorios de cebado de las bombas. • Verificar el estado de apretamiento de pernos y bridas en los puntos de amarre

o acoplamiento, el correcto alineamiento de las poleas, correas y cadenas de acople.

• Verificar fugas de líquido en todo el sistema de bombeo, cualquier fuga debe

ser corregida de inmediato. • Verificar diariamente la operación del sistema de bombeo. Las pautas de

mantenimiento y lubricación fijadas por el fabricante, así como su periodicidad, deben ser acatadas estrictamente.

En caso de daño severo en una bomba se debe analizar su causa y la sustitución por una nueva, deberá ser objeto de un recálculo completo con todos los parámetros del caso. Es un error sustituir una bomba averiada por una de idénticas característica sin conocer antes las causas del deterioro de la anterior. SELECCIÓN DE LAS BOMBAS: Para este proceso en instalaciones nuevas, o para recálculo de los sistemas ya existentes, se han identificado algunos puntos así: • Realizar análisis permanente para determinar pérdidas en el sistema de

bombeo, así: por circulación del líquido, por fricción, por deslizamiento y desgaste en los elementos mecánicos, y por obstrucción interna, envejecimiento o deterioro de la tubería.

• Determinar los puntos críticos en donde se presentan mayores pérdidas y

determinar los correctivos del caso. Generalmente estos puntos críticos se presentan en la tubería donde se tienen cambios de dirección, en los tanques de succión, distancia grande entre la bomba y el tanque de succión.

• Analizar la posibilidad de sustituir bombas antiguas por unas de nueva

tecnología, o colocar bombas en paralelo.


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5. EVALUACIÓN FINANCIERA DE OPCIONES DE AHORRO DE ENERGÍA

5.1. CÓMO EVALUAR LAS OPORTUNIDADES DE AHORRO DE ENERGÍA La evaluación financiera es la etapa final dentro del proceso de determinación de las oportunidades de ahorro de energía y su objetivo está dirigido a identificar la alternativa de inversión que provea el más alto retorno o en el caso de una comparación de costos, la alternativa de menor costo. Existen dos criterios para determinar la factibilidad de las opciones que existen en cuanto a las medidas de ahorro de energía, los criterios se clasifican en: • Criterios no económicos • Criterios económicos 5.1.1. Criterios no económicos Son aquellos que a pesar de que no representan ingresos de dinero y no se imputan financieramente al proyecto, pueden definir la escogencia de una alternativa de inversión, éstos son: • Factibilidad • Confiabilidad operacional • Disponibilidad de repuestos • Compatibilidad con el medio ambiente • Diseño de planta • Seguridad 5.1.2. Criterios Económicos Son aquellos mediante los cuales se cuantifican los ingresos que se obtendrían y los egresos que se incurrirían con la puesta en marcha de una inversión. Estos criterios se constituyen en un aspecto fundamental dentro de la evaluación ya que si los fondos disponibles no alcanzan para cubrir las erogaciones requeridas no se pueden emprender los proyectos de inversión.


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5.2. EVALUACIÓN FINANCIERA DE UN PROYECTO Después de estudiar un proyecto desde el punto de vista técnico (criterio no económico) la etapa inmediatamente siguiente corresponde al análisis económico que consiste en medir la bondad de un proyecto desde el punto de vista de la rentabilidad. Si bien para la gerencia de la compañía los “argumentos” técnicos de un proyecto son sumamente importantes, los “argumentos” de rentabilidad de ese proyecto lo son aún más y en última instancia sobre estos argumentos es sobre los cuales se decide si el proyecto se debe hacer o se archiva. Por lo anterior es sin duda, de gran importancia que los ingenieros y técnicos adscritos a los departamentos de proyectos de la empresa manejen con destreza las herramientas metodológicas para el cálculo de la rentabilidad de proyectos para que estos tengan los dos soportes, el técnico y el económico. Existen dos métodos para evaluar la rentabilidad de cualquier proyecto: Métodos Estáticos y Métodos Dinámicos. Los primeros son muy sencillos en su formulación matemática, se utilizan para estudiar los proyectos en una aproximación, solo que presentan cierta inexactitud en los resultados dado que no tienen en cuenta la influencia del tiempo en los cálculos. 5.2.1. Métodos Dinámicos A diferencia de los métodos estáticos. Los dinámicos tienen en cuenta las variaciones en los ingresos y egresos a lo largo de la vida útil de los proyectos. Son métodos exactos que se utilizan cuando: • Se deben tomar en consideración la fluctuación de los ingresos y los egresos

como efectos del tiempo. • Se realizan comparaciones con otros proyectos de inversión. Los métodos dinámicos son: • Periodo de Repago -PR- • Valor Presente Neto -VPN- • Tasa Interna de Retorno -TIR- • Anualidades de Costos • Periodo de Amortización


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En este capítulo solo serán tratados los criterios del Periodo de Repago, Valor Presente Neto y Tasa Interna de Retorno dado que son los criterios más frecuentemente utilizados en el calculo de la rentabilidad en los proyectos. 5.2.1.1. Período de Repago Esta medida indica la cantidad de años que transcurre hasta recuperar la inversión inicial. El período de repago puede o no considerar el valor tiempo del dinero. En caso de no considerarlo (o considerar tasa de interés “0”, que es lo mismo), se suman los flujos de fondos hasta que equiparen la inversión. Ese es el período de repago, el tiempo que tarda el proyecto en pagar la inversión, en este caso a tasa cero. Para incluir la consideración del factor tiempo se usa el período de repago descontado: se descuentan los flujos de fondos asociados al proyecto con una tasa de interés que representa el costo de oportunidad del capital. La utilidad de este método se relaciona con la información que provee respecto a la liquidez asociada con el proyecto: cuanto menor es el período de repago del proyecto este es más líquido. A igualdad de otras condiciones, la liquidez es una característica deseable en un proyecto. Usar este indicador en forma exclusiva puede llevar a decisiones incorrectas, pues no toma en cuenta los flujos de fondos que ocurren después del período de repago. Una gran ventaja de este método es la sencillez. Como desventajas podemos decir que da una visión limitada del riesgo y liquidez del proyecto. No tiene en cuenta los flujos posteriores al período de repago. Por estos motivos, nunca debe considerarse como un método único, si bien es una herramienta complementaria de gran utilidad, especialmente en situaciones o entornos cambiantes. NO mide la rentabilidad de la inversión. 5.2.1.2. Valor Presente Neto -VPN- Tal como ya se ha mencionado en los métodos dinámicos para el calculo de rentabilidad, a diferencia de los métodos estáticos, se tiene en cuenta el hecho de que toda entrada o gasto por un monto determinado puede representar en el momento presente un valor muy diferente en función de cuando se efectúa el pago. El valor que se asigna en el presente, es decir antes de comenzar el proyecto de inversión, a un pago pasado o futuro, es designado como valor actual y se calcula mediante la acumulación o descuento de intereses, con ayuda de un factor cuya


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magnitud depende de la tasa de descuento estimada y el lapso entre el momento del pago y el comienzo del proyecto. La adición de intereses acumulados se realiza muy rara vez en la práctica y solo es necesaria para grandes inversiones, cuando los gastos de inversión se efectúan durante varios años antes de la puesta en funcionamiento. En cambio, la actualización hacia atrás es necesaria para todos los proyectos de inversión que duran más de un año. El valor net actual (net present value -Vo-) de una inversión en la fecha t = 0 resulta de la suma de los valores actuales a dicha fecha de todas las entradas y salidas vinculadas con una inversión. Para simplificar el cálculo, se procede a extraer el saldo de los egresos e ingresos corrientes, generalmente como retornos anuales. Así, el valor actual de una inversión puede ser calculado también como resultado de la suma de los valores actuales de los retornos, mas el valor actual de liquidación, menos el valor actual de sus gastos de inversión. Sean:

i = Tasa de descuento jB = Ingresos del año j

jC = Egresos del año j

n = Número de periodos entre la ocurrencia del ingreso o egreso y el momento en que se trae a valor presente

( ) ( )∑∑== +

−+

=00 11 j

jj

n

jj

j

iC

iB

VPN

Si VPN > 0 ACEPTAR EL PROYECTO VPN < 0 RECHAZAR EL PROYECTO 5.2.1.3. Tasa Interna de Retorno -TIR- El método de la Tasa Interna de Retorno puede ser considerado como una forma especial del método del valor actual, expuesto en el punto anterior. Mientras en el método del valor actual se parte de un interés mínimo exigido (la tasa de descuento) y se actualiza el valor de todos los pagos de un proyecto por medio de dicha tasa, en el método de la tasa interna de retorno hay que determinar la tasa de descuento que produce un valor actual de cero.


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Esto significa que la tasa interna de retorno (TIR) de una inversión (internal rate of return) expresa el interés obtenible por el capital que dicha inversión inmoviliza. La formula para el calculo de la TIR se deduce directamente de la formula del valor presente neto actual cuando VPN = 0. Cuando no se dispone de una computadora para determinar el valor de la TIR, ella se puede calcular por el siguiente método de aproximación: Mediante el método del valor actual se calculan, previa selección de tasas de descuento apropiadas, dos valores actuales VPN1 y VPN2 de los cuales uno debe ser negativo. Interpolando o extrapolando grafica o numéricamente, se obtiene la tasa interna de retorno TIR:

⎟⎟⎠

⎞⎜⎜⎝

⎛−−

−=12

1211 VPNVPN

iiVPNiTIR

Al aplicar el método de la tasa interna de retorno, una inversión se considera absolutamente ventajosa cuando TIR es igual o mayor que la tasa de descuento (i), es decir, cuando se asegura por lo menos el interés mínimo exigido. Condición de ventaja absoluta es, pues: iTIR ≥

( ) ( )∑∑== +

−+

=00 11

0j

jj

n

jj

j

iC

iB

Interpretación: Si TIR > i ACEPTAR EL PROYECTO TIR > i ACEPTAR EL PROYECTO


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DIAGRAMA UNIFILAR DE SLI COLOMBIA

estudio y elaboración de un programa de uso racional de

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