magasín - promigasusos del gas • el gas natural en la industria colombiana. • optimización de...
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Editorial :: La integración energética: eficiencia económica y seguridad de abastecimiento de gas natural. ::Uso Racional de la Energía :: ¿Por qué normalizar la gestión energética en su empresa? ::Nuestra Operación :: Importancia del mantenimiento preventivo. ::Gestión Social :: Demostraciones de solidaridad que nacen del corazón. ::
Usos del gasEl gas natural en laindustria colombiana.
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Noticias• El servicio es cultura en Promigas.
• Encuentro de Energía y Gas 2004.
• Laboratorio de Metrología de Promigas recibe acreditación.
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Editorial
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Usos del gas• El gas natural en la industria colombiana.
• Optimización de la planta de generación de vapor en una industria textil de la Costa Caribe colombiana.
Revista semestral de Promigas para
sus clientes externos.
Sus inquietudes y sugerencias sobre
esta publicación, puede presentarlas
Pág. 20
Uso racional de la energía• ¿Por qué normalizar la gestión energética en su empresa?
Pág. 26
Nuestra operación• Importancia del mantenimiento preventivo.
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Gestión social• Demostraciones de solidaridad que nacen del corazón.
Pág. 32Regulación
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La integración energética: eficiencia económicay seguridad de abastecimiento de gas natural
Editorial
Desde hace varios años, el tema de laintegración energética es motivo deanálisis y ha puesto a los países, en elcaso de América Latina, a estudiar lasfactibilidades, las consecuencias y losbeneficios de posibles integraciones.
Los diversos estudios que se hanrealizado y las memorias de seminariosinternacionales sobre el tema coincidenen la conclusión de que la integración delos mercados energéticos, de energíaeléctrica y de gas natural, da lugar amayor eficiencia económica, así como amayor confiabilidad y seguridad deabastecimiento.
“En los últimos años, tanto el sector gascomo el de electricidad, han estadodesarrollando sus mercados nacionales einternacionales en forma aislada, sintenerse en cuenta entre sí,desconociendo sus similitudes ypotencialidades de integración,aplicando en la mayoría de los casosestrategias de desarrollo y esquemasregulatorios con objetivos particulares” .
Aunque un gran porcentaje de negociosenergéticos en América Latina está enmanos de entidades privadas, losgobiernos tienen un rol muy importanteen el tema de integración, dado quedeben propender por políticas establesy favorables que garanticen la inversiónprivada y el cumplimiento de losacuerdos y contratos a lo largo deltiempo.
Según un estudio realizado por el BancoInteramericano de Desarrollo, losprincipales requisitos para la integraciónson:
• Adoptar un método de compray venta de energía, basado en reglastransparentes y no discriminatorias.
• Eliminar subsidios directos o indirectosa la generación o al precio de laenergía.
• Adoptar un grado razonablede homogeneidad respectoa la desregulación de consumidores,y un reconocimiento de todos losservicios o productos requeridosen el sector eléctrico.
• Convertir las operaciones de comerciointernacional en un negocio abiertoa empresas públicas y privadas.
• Implementar el despacho de lastransacciones internacionales pororden de mérito de precios o costoscrecientes, asimilar la exportacióna una demanda y la importacióna una generación conectada en lainterconexión internacional, creando,de este modo, un mercado nacionalde fronteras abiertas.
Los beneficios que pueden generar losproyectos de integración son muyimportantes. Las exportaciones de gasnatural, además, permitirían lasustitución de combustibles máscostosos, actualmente utilizados en lospaíses receptores. En el casocolombiano, para el gas natural se estánestudiando las interconexionesVenezuela-Colombia y Colombia-Panamá.
Dado que es necesario hacer inversionescuantiosas y compromisos significativos,se deben desarrollar marcosinstitucionales uniformes, compatibles,estables y asociados a la regulación, alas leyes, al desarrollo tecnológico y a losbeneficios medioambientales que puedatraer cada proyecto.
Nuestros países deben integrarse a favordel gas natural por los beneficioseconómicos, ambientales y tecnológicos,pero principalmente por el enormeimpacto social que tiene la introducciónde este combustible en los diferentesmercados.
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1. Conclusiones en el “Seminario Internacional sobre Integración Energética Gas y Electricidad:” – SIEGE CIER 2004 organizadopor el Comité Colombiano de la CIER – COCIER en septiembre de 2004.
Para hacerla realidad, definimos unaspromesas de servicio en las cuales se vereflejado el accionar de todo el equipohumano en procura de alcanzar los másaltos estándares de calidad en beneficiode nuestros clientes, cuyo cumplimientoes medido a través de los indicadoresestablecidos.
Los resultados de estos indicadores nosdan retroalimentación y facilitan la tomade decisiones basadas en hechos, lo quemejora la eficacia y eficiencia de lasacciones, con miras a incrementar lasatisfacción de nuestros clientes.
“Promigas trabajó durante más de unaño buscando la forma de volveroperacional y cualificable su política,a través de promesas de servicio, para
Promigas ha dado un paso adicional ensu búsqueda del mejoramiento continuopara incrementar los lazos comercialescon sus clientes. La política de servicio,que en la mayoría de casos se vuelveabstracta y poco medible, se ha tornadodesde este año en algo más que unenunciado que compromete a laempresa a entregar lo mejor de sí.
lograr tener un control sobre lo que seofrece al cliente”, señaló Jimena Arango,profesional de la Gerencia Comercial.
Esta iniciativa permite a la organizacióncomunicar a todo nivel su estrategia ycompromiso con sus clientes. Losindicadores miden el cumplimiento de laspromesas de servicio tanto a nivelgeneral como individual para cada unode ellos.
“Esta es una oportunidad invaluable paraestrechar los lazos comerciales delcliente con Promigas, al conocer éste aldetalle y periódicamente el grado decumplimiento de lo acordado yprometido. En el sitio www.promigas.com,sección clientes, cada empresa tieneacceso en línea a los indicadores pormedio de una herramienta de fácilconsulta”, agregó Jimena Arango.
En el folleto especial que editamos“Cuando el servicio es cultura”,presentado en noviembre de 2004 enCartagena durante el Encuentro deEnergía y Gas, dimos a conocer el nuevoenfoque de nuestra política y nuestraspromesas de servicio y explicamos losrespectivos indicadores. Adicionalmente,se realizaron visitas personalizadas acada uno de los clientes con el propósitode recoger su percepción al respecto ylograr un mejor trabajo conjunto.
El servicio es cultura en Promigas
“Promigas trabajó durantemás de un año buscando
la forma de volveroperacional y cualificable
su política”
La política y las promesasde servicio de Promigas
son ahora medidasy calificadas
por sus clientes.Los resultados acrecientan
nuestro compromisocon quienes constituyen
la razón de serde la organización.
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Política de servicioEn Promigas tenemos unadecidida orientación hacianuestros clientes. Por tanto,estamos comprometidosen ofrecerles un serviciode excelente calidadque supere sus expectativas.
Consideramos el serviciocomo parte fundamentaldel desempeño de nuestraslabores y trabajamospermanentementeen su mejoramiento.
Nuestros indicadores
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Promesas de servicio• El cumplimiento
de los compromisosde servicio establecidosentre las partes.
• El ofrecimiento de un serviciocontinuo, confiabley de excelente calidad,en concordancia con las másexigentes normas y estándaresnacionales e internacionales.
• El fomento de relacionesde mutuo respeto y beneficio.
• La completa satisfacciónde sus expectativasy necesidades.
Atributos del servicio• Cumplimiento: damos
respuestas oportunasa las necesidades de nuestrosclientes dentro de los términos,especificaciones y diseñosacordados.
• Calidad: brindamos serviciosde excelencia cumpliendocon las normas y estándaresnacionales e internacionalesmás exigentes.
• Confiabilidad: prestamosel servicio de transporte de gasa nuestros clientes en formacontinua, segura y efectiva.
• Actitud de servicio: mantenemosuna actitud amable y de respetohacia nuestros clientes, y siempreestamos dispuestos a conocersus necesidades y a superar susexpectativas.
• Proactividad: nos anticipamosa las necesidades de nuestrosclientes, asumiendo conliderazgo e iniciativa lasrelaciones con ellos.
Índice de ContinuidadEs nuestro compromiso entregar unservicio continuo que permita eladecuado desarrollo de las actividadesdiarias de nuestros clientes, por tanto,este indicador busca medir el impactode las interrupciones que se presenten.
Periodo consolidado julio 2004 - junio 2005
Índice de QuejasRefleja el compromiso de Promigasen atender cualquier inquietudo reclamación de sus clientes, en formaágil y oportuna. Según la Ley 142,a Promigas le exigen 15 días pararesponder cualquier tipo de reclamo.
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Índice de ConfiabilidadMide el cumplimiento del programa diariode transporte. Es la relación entre elvolumen tomado y la cantidad de energíaautorizada.
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Índice de Atención de SolicitudesIndica el porcentaje de solicitudes detransporte que fueron atendidas dentrodel tiempo establecido por el RUT. Segúnel numeral 2.2.1.1, son 5 días hábiles.
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Índice de CumplimientoEste indicador refleja el cumplimiento,por parte de Promigas, de las fechasy los trabajos de mantenimientoprogramados dentro de los términosy las especificaciones previamenteestablecidos.
Índice de PérdidasEl compromiso de Promigas es mantenerel porcentaje de pérdidas en nivelesmínimos, mediante un manejo eficientede la operación.
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del sector energético, el programa demantenimientos preventivos, la gestiónpara el uso eficiente del gas, lanominación de gas vía web, el sistemaestratégico de calidad de Promigasy Promigas en Línea.
Durante el almuerzo, clientesy funcionarios de Promigas pudieroninteractuar fuera del día a día operacionaly compartir sus experiencias, avancesy expectativas.
Encuentro de Energía y Gas 2004
Tanto industriales comogeneradores de energía
pudieron conocerde primera mano el impacto
del gas natural a nivelmundial y nacional.
Promigas llevó a cabo en noviembrepasado el Encuentro de energía y gas2004, un espacio de interacción con susclientes para compartir con ellos temasde gran interés particular y general,afines al sector del gas natural.
Tanto industriales como generadoresde energía pudieron conocer de primeramano el impacto del gas natural a nivelmundial y nacional, sus beneficios y usosen diferentes sectores, así como analizarlas últimas disposiciones gubernamentalesy las diferentes iniciativas y herramientasgestadas por Promigas para consolidarsu relación comercial con los clientes.
Funcionarios de Promigas y expertos deotras compañías nacionales, como ISA,expusieron temas de gran actualidadentre los que se destacaron el panorama
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El Laboratorio de Metrología dePromigas fue acreditado por laSuperintendencia de Industria yComercio (SIC), entidad que tiene lafacultad de acreditar a los laboratoriospara emitir certificados de calibración.
Este aval de la SIC para realizarcalibraciones de instrumentos utilizadosen la medición de las magnitudes físicasde presión y temperatura del gas naturalfue hecho una vez se confirmó elcumplimiento, por parte del laboratorio,de los requisitos establecidos en lanorma NTC-ISO-IEC 17025.
Con la acreditación del Laboratorio deMetrología, además de asegurar laconfiabilidad de las instalaciones de losclientes según estándares nacionales einternacionales, garantizamos la efectivamedición de las variables operacionalesque intervienen en el transporte y ladistribución del gas natural.
Entre los principales beneficios de estaacreditación podemos mencionar:
• El efectivo control de los procesosal contar con mediciones confiables.
• La garantía a los clientes sobre laexactitud de los volúmenes de gasrecibidos para transferencia y custodia.
• La trazabilidad en la calibración deinstrumentos y patrones de calibración.
• El fortalecimiento de nuestro liderazgoal ser la primera empresa de transportede gas natural con un laboratorioacreditado.
Al entrar a formar parte nuestrolaboratorio de la cadena nacional demetrología, no solamente se beneficianPromigas y sus clientes, sino el país engeneral. Así mismo, nuestra organizaciónadquiere una ventaja competitiva, ya quela globalización de la economía exigecada vez más que los laboratoriosevidencien trazabilidad de susmediciones a organismosinternacionales.
Laboratorio de Metrologíade Promigas recibe acreditación
1. Instalación del cliente1. Instalación del cliente
2. Patrón de trabajo gasoducto2. Patrón de trabajo gasoducto
5. PTB (Alemania)
4. SIC (Bogotá)4. SIC (Bogotá)
3. Laboratorio Metrología Promigas3. Laboratorio Metrología Promigas 5. PTB (Alemania)
1 . El instrumento de medición ubicado en las instalaciones de nuestros clientes se calibra con el patrón de trabajo del gasoducto, que genera y mide varios niveles de presión.
2. El patrón de trabajo gasoducto se calibra con el patrón de referencia ubicado en el Laboratorio de Metrología de Promigas.
3. El patrón de referencia se calibra con el patrón secundario que se encuentra en la Superintendencia de Industria y Comercio en Bogotá.
4. El patrón secundario se calibra con el patrón primario ubicado en el Laboratorio de Metrología Nacional de Alemania, PTB. (5)
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En la actualidad, los diversos procesosindustriales demandan combustibleseficientes, limpios y de costoscompetitivos, atributos que se hanencontrado en el gas natural. Esto hapermitido numerosas conversionesindustriales en empresas cementeras,petroquímicas, de textiles y bebidas,entre otras, que, al mover con gasnatural sus calderas, turbinas degeneración y hornos, se beneficiande los consecuentes ahorros en costos,limpieza y confiabilidad.
A los grandes consumidores del sectorindustrial, la generación de energía ensitio, con el gas natural comocombustible, les permite trabajar consistemas que ofrecen gran seguridad.Al ser 100 % redundantes, se mitiga elriesgo de interrupción en el suministro deenergía eléctrica por factores externos y,por tanto, disminuyen las pérdidas y lossobrecostos en los procesosproductivos. También se logra mayorcontrol y estabilidad en el precio de laenergía.
Por eso, en esta edición de Magasín,queremos contarles cómo y por qué elgas natural ha logrado convertirse en unode los combustibles preferidos de laindustria en Colombia
Un poco de historia
El uso del gas natural en Colombia seinició en los años 60 en la CostaAtlántica, a partir de una iniciativagubernamental que rápidamente llamóla atención del sector privado paraparticipar en esa industria naciente, lacual hoy se vislumbra con muchísimasperspectivas.
En esa época, el mercado estabaconformado por las plantas degeneración eléctrica y por la medianay la gran industria de ciudades comoBarranquilla y Cartagena, entre otras,lo cual representaba un volumen detransporte y distribución de 45 MPCD.Hoy se transportan alrededor de 310MPCD, de los cuales 150 correspondenal sector eléctrico, 120 al industrial, 30al mercado regulado domiciliario y 10al gas vehicular.
Se decidió atender los mercadosresidencial y comercial y la pequeñaindustria porque eran, potencialmente,consumidores importantes que podíansustituir por gas natural el empleo decombustibles más costosos, de difícilconsecución o nocivos para el medioambiente, como el GLP, la energíaeléctrica, el querosén y la leña.
Como los usuarios potenciales del sectorindustrial no conocían las ventajas delgas natural, la penetración del mercadose consiguió mediante la implementaciónde estrategias que impulsaran sudesarrollo, entre las que se puedenmencionar:
• Divulgación de los beneficios del gasnatural.
• Asesorías para la conversiónde industrias y de equipos al consumode gas natural, durante las cualesse puso énfasis en los ahorros porcambio de combustible, en la rápidarecuperación del capital invertidoy en las ventajas ambientales.
El gas natural en la industriacolombiana
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• Planes promocionales, de acuerdo conla posiblididad financiera de pagode las empresas del sector.
• Apoyo, financiación e implementaciónde estudios sobre tecnologías queincrementan el uso del gas natural.
• Gestión ante entes gubernamentalespara la definición de políticasencaminadas a estimular el usodel gas natural, entre ellas, incentivostributarios, disminución de arancelesde importación de equipos, líneasde crédito especiales de fomento paraconversión o compra de equiposy estabilidad del marco regulatoriopara acometer proyectos a largo plazo.
Dado que la inversión para acondicionarequipos para consumo de gas podía serelevada, se estructuraron, de igual forma,estrategias de incentivos para el sectorindustrial.
El gas natural en los procesosindustriales
Con la introducción del gas natural ennuestro país se hizo evidente su influenciaen el desarrollo de la industria nacional alconvertirse en factor estructural de ventajacompetitiva.
Son muchos los subsectores que usan gasnatural en su operación, tales comocerámica, hierro y acero, cementos,alimentos, textiles, cartón y papel, entreotros. Cabe anotar que el consumo del gasnatural en la industria nacional tuvo uncrecimiento sostenido de 11 % anual entre
1998 y 2003, y se espera se supere el 5 %en el periodo 2004-2008. El sectorindustrial de la Costa Caribe consumeaproximadamente 115.000 MBTUD,mientras que el consumo en el interior delpaís es de 45.000 MBTUD.
Las cifras a continuación muestran lautilización por subsectores de estecombustible:
• Cerámica y cementos: para procesosde cocción y secado.- Consumo en el interior del país:
10.000 MBTUD.- Consumo en la Costa Caribe:
16.000 MBTUD.
• Alimentos y bebidas: para procesosde calentamiento y generaciónde vapor.- Consumo en el interior del país:
10.000 MBTUD.- Consumo en la Costa Caribe:
4.000 MBTUD.
• Hierro, acero y metalúrgico (níquel):para procesos de fundición (hornos)y calentamiento.- Consumo en el interior del país:
2.000 MBTUD.- Consumo en la Costa Caribe:
20.000 MBTUD.
• Textiles: para procesos de generaciónde vapor.- Consumo en el interior del país:
6.000 MBTUD.- Consumo en la Costa Caribe:
2.000 MBTUD.
• Cartón y papel: para procesosde generación de vapor.- Consumo en el interior del país:
7.000 MBTUD.- Consumo en la Costa Caribe:
3.000 MBTUD.
En la Costa Caribeel gas natural es
el combustible preferidopor el sector industrial
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El gas natural se ha posicionado en lasmás diversas aplicaciones de lasindustrias y se utiliza principalmente en:
• Calderas industriales
La producción de vapor y elcalentamiento del agua o fluidotérmico representan frecuentemente lamayor parte del consumo de energíade las instalaciones industriales ypueden tener también gran relevanciaen la estructura de costos del sectorterciario.
Además del bajo precio por unidad deenergía, el gas natural presenta unamplio conjunto de ventajastecnológicas, principalmente encomparación con los combustibleslíquidos y sólidos tradicionales (fuel),lo cual lo convierte en el combustibleelegido para calderas industrialesporque:
- Mejora el rendimiento(casi un 3 % - 6 % en comparacióncon el fuel).
- Ofrece la posibilidad de recuperarenergía en los productos decombustión.
- Permite la eliminaciónde autoconsumos (paracalefacción, bombeoy puverización).
- Reduce los costos de mantenimiento.
• Cogeneración
La cogeneración es cualquier sistemade producción de energía eléctrica enque se aproveche la energía térmica(calor) que lleva asociada bajo la formade agua caliente o vapor, ya sea para
un proceso productivo, para lacalefacción o para aire acondicionado(a través del equipamiento conocidocomo “enfriador de absorción”).
El significativo desarrollo de lacogeneración durante los últimos añosse debió, sobre todo, al mérito de estatecnología en términos de racionalidadde utilización de la energía: laintegración de la producción deenergía eléctrica y térmica en el mismolugar de consumo final se traducenormalmente en un ahorro de energíaprimaria próximo al 35 %, con unevidente reflejo en la facturaenergética de los usuarios.
• Climatización
Fuertemente introducida en mercadosmuy desarrollados -entre los que sedestacan Japón, Estados Unidos,Italia, España y Francia-, laclimatización a gas natural presentagrandes ventajas en comparación conlas soluciones tradicionales de aireacondicionado, en particular en lasinstalaciones que necesiten deproducción de agua caliente sanitariaademás de climatización.
• Otros usos
El gas natural también es utilizadocomo materia prima en diversosprocesos químicos e industriales.De manera relativamente fácily económica, puede ser convertidoen hidrógeno, etileno o metanol,que son materiales básicos paradiversos tipos de plásticosy fertilizantes.
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Ejemplo de costos de conversión en US$ para una industriacon un horno que consume combustóleo (equivalenteen gas de 200 KPCD).
• Estación de regulación y medición ..................................................... 60.000• Conexión ..............................................................................................15.000• Quemador de gas ................................................................................ 12.000• Acometida externa e interna (100 m) ...................................................15.000• Otros accesorios ................................................................................... 5.000• Costos de instalación y conversión .......................................................7.000• Total de la conversión ................................................................US$ 114.000
Costos tipo de conversión de equipose instalación a gas natural
Los costos de conversión de equipospara una industria varían de acuerdo condiferentes factores como su aplicación,el estado de los artefactos, el tamaño, elsistema de modulación requerido, etc.
A continuación, describimos los costostipo en el sector industrial de lasconversiones que más se hanpresentado:
• En unidades de transferencia de calor:para secado, calentamiento de aire,calentamiento de agua, frío, etc.
- Entre US$ 2.000 y US$ 6.000.- Quemador entre US$ 700 y US$
3.000 (para 200.000 BTUhy 1.2 MBTUh).
• En calderas (generación de vapor,agua caliente).- Entre US$ 2.700 y US$ 11.000
(30 hp – 100 hp).- Incluye tren de válvulas y otros
accesorios, mano de obra y ajuste.
Adicionalmente a los costos anteriores,el industrial incurre en los derechos
de conexión, que son: hot tap,acometida exterior e interna, ERM(estación de regulación y medición), loscuales dependen de las condiciones delsitio, la distancia de la planta, lacapacidad de consumo, la presión, etc.Estos costos pueden estar alrededor deUS$ 90.000 (200.000 pcd).
Productividad y eficiencia
Uno de los sectores en el que estecombustible ha tenido mayor impacto es,sin duda, el textil, una industria que obtienegrandes ahorros y productividad contecnología a gas natural, donde el uso delvapor es amplio y, prácticamente, continuoen calentamiento de agua y secado detextiles y en variados procesos deacabado final.
Por ejemplo, en los procesos defabricación de hilado y tejido (formado)y de limpieza, tinte, secado y protecciónde material (tratamiento), las tecnologíasbasadas en el consumo de gas natural,como la infrarroja, comparadas con lasque usan electricidad, reducen costos,mejoran la productividad e incrementanla eficiencia.
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Es indiscutible, además, que tanto elincremento sostenido en el precio delpetróleo en los últimos años como lanecesidad de reducir la contaminaciónambiental, unidos a las fluctuaciones dela economía, convocan a cualquierempresa que mire al futuro a trabajar porel manejo eficiente de la energía.
A nivel empresarial, la implementación denuevas tecnologías de gestión energéticapara identificar potenciales de reducciónde costos energéticos, está permitiendohacer del manejo eficiente de la energíauna vía importante de incremento de losmárgenes de ganancia y de lacompetitividad de sus productos.
Ventajas del uso del gas natural en laindustria.
El gas natural es el combustible máslimpio en términos de cuidado ambiental.Produce la menor cantidad de CO2 porunidad energética de todos loscombustibles, no contiene azufre (portanto no aparece SO2 en la combustión),no se producen partículas sólidas, latecnología desarrollada para sucombustión disminuye la formación deóxidos de nitrógeno y, finalmente, entodas sus aplicaciones industriales elrendimiento es elevado, con lo quedisminuye el consumo de energíaprimaria.
Su fácil manejo, su alta confiabilidad enel suministro, su seguridad y ladisminución de los costos de operacióny de mantenimiento de los equipos que
intervienen en los procesos soncaracterísticas suyas que, frente a las deotros combustibles sólidos y líquidos,hacen que sea el preferido de losusuarios.
En conclusión, el gas natural hacontribuido con empresas industriales endiversos sectores. La introducción detecnologías que lo aprovechan ha hechoque estas compañías mejoren sueficiencia en el uso de combustibles y,de paso, incrementen sus procesosproductivos.
Optimización de la plantade generación de vapor enuna industria textil de la CostaCaribe colombiana
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Introducción
Promigas Servicios Integrados prestó elservicio de optimización del sistema degeneración de vapor en una empresatextil con el objetivo de maximizar laeficiencia en el uso del gas y laproducción de vapor actual. Dentro delalcance del servicio, se realizó eldiagnóstico energético en las calderaspirotubulares de la planta y en el sistemade distribución de vapor y de recolecciónde condensados, se identificaron lospotenciales de incremento de laeficiencia y se aplicaron las medidas queno requirieron inversión. Adicionalmente,se determinaron soluciones deincremento de la eficiencia que exigíanbaja y media inversión y se presentaron ala empresa con una evaluación técnica yeconómica indicativa, lo que fundamentóla toma de decisiones posteriores parasu implementación.
La evaluación de los resultadosobtenidos se hizo mediante unacomparación de los consumos de gas encalderas antes y después de laaplicación de medidas. Estacomparación se basó en indicadoresestadísticamente validados, de maneratal que las variaciones de la producción,que lógicamente producen variacionesdel consumo no asociados a laeficiencia, no influyeran en los mismos.
Se logró no sólo incrementar la eficienciade las calderas en 2 % (equivalente a unahorro de más de 1,4 millones de pesosal mes), sino también la capacidad degeneración de las mismas en 2 %. Estoúltimo permitirá a la empresa no tenerque invertir en nuevos equipos mientrasse mantenga el régimen de demandaactual de vapor en sus procesos.
Como parte del servicio, se capacitóa los operadores de caldera en laimplementación de los sistemas deregistro de parámetros de operación y demonitoreo de indicadores de eficienciaque posibilitará mantener los resultadosalcanzados y adoptar medidascorrectivas ante las desviacionesocurridas en el momento en que éstas seproduzcan.
Desarrollo
La empresa cuenta con tres calderaspirotubulares, dos de ellas de 150 BHP yla otra de 400 BHP, que son utilizadaspara sus requerimientos de calor en elproceso productivo.
Básicamente, las medidas implementadaspara obtener los ahorros fueron cuatro:
1. Ajuste de la combustión de lascalderas.
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Como se puede observar, la eficiencia enlas calderas se incrementó en promediocerca del 1,7 % respecto a la eficienciaque existía antes del ajuste de lacombustión.
2. Regulación operacional en “cascada”de las calderas.
La regulación operacional de las calderasconsiste en lograr la operación del mínimonúmero de calderas para la demanda devapor del proceso, lo que permite unahorro de combustible por incremento dela eficiencia de producción de vapor,teniendo en cuenta que la eficiencia de lascalderas se reduce significativamentecuando tal producción es inferior al 50 %de su valor nominal.
2.1 Determinación del númerode calderas que deben operar parasatisfacer la demanda de vapor
En el gráfico 1 se representan los valoresmínimos, máximos y promedios de los
consumos diarios de vapor del procesoentre el 1 y el 30 de noviembre de 2004.También en forma de líneas rectas se hanreflejado las producciones de vaporposibles de las calderas.
Se aprecia que la caldera número 3, de400 BHP, sola, al 100 % de su capacidadnominal, puede satisfacer todas lasdemandas mínimas de vapory un gran porcentaje de la demandapromedio del proceso. La calderanúmero 3 más otra de las calderas de150 BHP, al 100 % de su capacidad,pueden suplir prácticamente toda lademanda de los máximos del proceso,excepto algunos picos que se presentanpocas horas del día.
Según el gráfico 1, la mayor parte del díabastarían dos calderas de vapor, una de400 BHP y otra de 150 BHP, para suplirla demanda de vapor del proceso. Laotra caldera de 150 BHP debería estarapagada la mayor parte del tiempo.
Tabla 1. Comparación del estado de las calderas antes y después del ajuste.
Caldera Régimen
Antes del ajuste Después del ajuste
Presióndel gas
a la entradadel quemador
H2O
Presióndel gas
a la entradadel quemador
H2O
Combustión Ponderada
Aumentode la
eficienciaCombustión Ponderada
BF 5,0 81,90 8,0 83,801 MF 5,0 79,70 80,04 8,0 81,80 81,90 1,86
AF 5,0 79,50 8,0 81,20
BF 5,0 83,60 10,0 83,602 MF 5,0 79,20 80,71 9,8 81,50 82,15 1,44
AF 5,0 79,10 9,0 81,20
BF 23,0 83,60 23,0 85,703 MF 17,0 80,10 80,73 20,0 83,10 82,45 1,72
AF 15,0 80,50 17,0 81,80
2. Disposición del régimen de trabajo delas calderas en “cascada”.
3. Optimización del régimen de purgas.4. Disminución de la presión de trabajo
de 80 a 100 psig.
A continuación se detallan los resultadosobtenidos con cada una de las medidasimplementadas:
1. Ajuste de la combustión de lascalderas
El ajuste de la combustión de lascalderas pirotubulares consistió en elevarla presión de trabajo de cada quemadora su valor óptimo y realizar la regulacióndel damper de suministro de aire decombustión para lograr el mínimo excesode aire requerido. Los resultados de lacomposición de gases de las trescalderas después del ajuste y lacomparación de la eficiencia de lacombustión de cada caldera antes ydespués del ajuste se muestran en lastablas 1 y 2.
: : : : U S O S D E L G A S
magasín15
Gráfico 1. Variación de la demanda horaria del proceso.
Consumos horarios máximos minimos y promedios
0
1.000
2.000
3.000
4.000
5.000
6.000
7.000
8.000
9.000
10.000
01:0
0AM
02:0
0AM
03:0
0AM
04:0
0AM
05:0
0AM
06:0
0AM
07:0
0AM
08:0
0AM
09:0
0AM
10:0
0AM
11:0
0AM
12:0
0PM
01:0
0PM
02:0
0PM
03:0
0PM
04:0
0PM
05:0
0PM
06:0
0PM
07:0
0PM
08:0
0PM
09:0
0PM
10:0
0PM
11:0
0PM
12:0
0AM
Hora
Consumo promedio horario de vapor
Consumo mínimo horario de vapor
Consumo máximo horario de vapor
Caldera 3
Caldera 1 y 3
Calderas 1, 2 y 3
A partir del gráfico 2, podemos estimar con mayor exactitud el tiempo que deben estar apagadaso encendidas las calderas para satisfacer la demanda de vapor del proceso.
Gráfico 2. Frecuencia de ocurrencia de la demanda de vapor.
0
20
40
60
80
100
120
Frec
uenc
ia d
e la
dem
and
ad
e va
por
hor
aria
Frecuencia de la demanda de
vapor horaria
500
1000
1500
2000
2500
3000
3500
4000
4500
5000
5500
6000
6500
7000
7500
8000
8500
9000
Según los gráficos 1 y 2 y las tablas 2 y3, la caldera 3 más una de las calderasde 150 BHP pueden garantizar 65 % deltiempo de trabajo del mes, mientras laotra caldera de 150 BHP debe entrar atrabajar sólo para demandas superiores a7.000 kg/h, que se presentan el 35 % deltiempo restante. Esto, considerando quelas calderas están trabajando únicamenteal 85 % de su capacidad nominal.
2.2 Nueva estrategia operacional en elárea de calderas
La estrategia de trabajo normal de la plantaera mantener las tres calderas enfuncionamiento, lo que generalmenteprovocaba que estuvieran trabajando entrebajo y medio fuego. Esto conllevaba a quela eficiencia de las tres estuviera en losniveles más bajos y, por tanto, también laeficiencia general de la planta de vapor.
Una vez analizada la característica de lademanda de vapor, la estrategiapropuesta fue tener la caldera 3, demayor capacidad y eficiencia, trabajando100 % del tiempo, seguida por lascalderas de 150 BHP, que deben entrarautomáticamente en “cascada” cuandola presión caiga por debajo del valordeseado para satisfacer la demanda devapor del proceso.
Del análisis realizado al proceso sedeterminó que, tomando en cuenta lacaída de presión existente desde lascalderas a los puntos de consumo ytambién la máxima temperaturanecesaria en estos puntos, la presiónrequerida en las calderas es de 80 psig yno de 100 psig como estaba establecido.
: : : : U S O S D E L G A S
Caldera CapacidadBHP
CapacidadIb/h
Capacidadkg/h
85%capacidad
kg/h
Capacidadacumulada
kg/h
Tabla 2. Capacidad acumulativa para el abastecimiento de la demanda de las calderas 1, 2 y 3.
3 400 13.800 6.261 5.322 5.3222 150 5.175 2.348 1.996 7.3181 150 5.175 2.348 1.996 9.314
Tabla 4. Régimen de trabajo de las calderas.
Caldera Presión deparada, psig
Presiónde arranque,
psig
Presión demodulación,
psig
Número 3 120 90 100Número 2 100 90 80Número 1 100 90 80
Datoskg/h
Horas/mesacumuladas
% horas/mesacumuladas % horas/mes
Capacidad delas calderas
al 85%
Tabla 3. Porcentaje de tiempo en que cada una de las calderas está en capacidad de abastecer la demanda.
500 2 2 0,30 Caldera 31.000 1 3 0,451.500 1 4 0,592.000 1 5 0,742.500 7 12 1,783.000 13 25 3,713.500 18 43 6,394.000 10 53 7,884.500 28 81 12,045.000 32 113 16,795.500 59 172 25,56 Calderas6.000 80 252 37,44 2 y 36.500 84 336 49,937.000 100 436 64,787.500 87 523 77,71 Calderas8.000 74 597 88,71 1, 2 y 38.500 59 656 97,479.000 17 673 100,00
Con base en los aspectos antesmencionados, se definió un régimen detrabajo de las calderas según se muestraen la tabla 4.
Estos valores se establecieron en lospresóstatos de modulación y dearranque y parada de cada caldera,después de verificar que la calderanúmero 3 siempre se hallaba
: : : : U S O S D E L G A S
magasín17
en funcionamiento llevando la cargabase, y que la caldera número 2 entrabaen funcionamiento sólo cuando la 3,estando en alto fuego, no podíamantener la presión por encima de 80psig. También se verificó que la calderanúmero 2 paraba cuando la presiónsuperaba los 100 psig y permanecíatrabajando sólo la caldera 3abasteciendo la demanda del proceso.
La caldera número 1 se conectó a unasección consumidora de la planta através de una tubería de vapor directoque existía pero que no se utilizabaporque no era capaz de satisfacer sola lademanda requerida de vapor. Luego derealizar el ajuste de combustión, estacaldera incrementó su capacidad degeneración y pudo satisfacer lademanda. Es así como la caldera número1 trabaja independiente de las 3 y 2 paraesa sección y modula de acuerdo con lademanda de vapor de la misma.
En caso de que la presión de la caldera 1caiga por debajo de 80 psig porcircunstancias de demanda picoeventuales del proceso, existe unatubería de vapor que mediante unaválvula de control comunica esta líneacon el cabezal principal de vapor ypermite incrementar la presión al valordeseado.
Los resultados alcanzados con lamodificación del régimen de trabajo delas calderas fueron:
• Mantener la caldera más eficientetrabajando 100 % del tiempo enfunción de la demanda de vapor.
• Garantizar que una caldera de 150 BHPtrabaje sólo 35 % del tiempo o menos.
Caldera 3: 372 kg/h.Caldera 2: 140 kg/h.Caldera 1: 140 kg/h.
Una purga de 30 segundos expulsaaproximadamente 1.211 kg de agua paracada caldera de 150 BHP y 4.844 kg deagua para la caldera de 400 BHP. Deacuerdo con esto, se recomienda realizarel siguiente número de purgas:
Caldera 3: 372 kg/h *24 h/día/4.844kg/purga = 1,8 purgas/día = 2 purgas/díade 30 s.
Calderas 1 y 2: 140 kg/h *24 h/día/1.211kg/purga = 2,77 purgas/día = 3purgas/día de 30 s.
El ahorro real experimentado porconcepto de reducción de purgas fue:
Purgas totales actuales: 2.420 kg/hPurgas necesarias: 706 kg/hExceso de purgas: 1.713 kg/hEntalpía de las purgas: 177 kcal/kgPérdidas de calor por purgas = 1.713 *177 = 303.992 kcal/hPérdidas en gas = 303.992 kcal/h/8.410kcal/ m = 36,14 m /hPérdidas en pesos al mes = 36,14 m /h *673 h/mes * 200 $/ m = 4´865.328 $/mesaproximados.
Presión desalida de la
caldera, psig
Sólidostotales
disueltos(TSD), ppm
Real Norma-lizado Real Norma-
lizado Real Norma-lizado Real Norma-
lizado Real Norma-lizado
Sólidos ensuspensión,
ppmSílice, ppm Dureza total,
ppm
Conductividadespecífica
microhmios/cm
Tabla 5. Límite de concentraciones permitidas en el agua de caldera.
0 - 300 2.500 3.500 - 300 120 125 0 0,3 - 7.000
• Reducir la presión de trabajo de lascalderas de 100 a 80 psig.
• Permitir que una sola caldera de 150BHP mantenga la demanda de vapordel proceso de una de las seccionesproductivas reduciendo las pérdidasde presión en el sistema dedistribución de vapor.
• Reducir las pérdidas de calor al mediopor radiación y convección de todaslas calderas.
3. Ajuste del régimen de purgas de losgeneradores de vapor
En el diagnóstico realizado se verificóque en la actualidad el régimen depurgas supera los indicadoresestablecidos en las normas de operaciónde estas calderas de baja presión yproduce un consumo adicional de agua,gas y productos químicos. En la tablasiguiente se muestra la comparaciónentre los valores límites recomendadospor diferentes fuentes de normatividad(ASME, UNE) y los que estabandeterminados.
Lo anterior indica la posibilidad dereducir el régimen de purgas sin afectarla calidad del agua de calderas, comosigue:
: : : : U S O S D E L G A S
Durante el desarrollo del trabajo seestableció este régimen de purgas por unperiodo de 7 días para verificar elimpacto de las mismas en la calidad delagua. En el último día del periodo,especialistas de la firma contratistaencargada del tratamiento de agua decalderas hicieron un análisis de la calidaddel agua. En su informe indicaron que elagua de calderas se encontraba bajocontrol y recomendaron seguir con elmismo programa de purgas. (Fuente:informe de servicios de empresa querealiza el tratamiento de agua encalderas).
Gráfico 3. Tendencia del consumo de gas diario del 1 de diciembre de 2004 al 31 de enero de 2005, comparado con el mes de noviembre de 2004
para un mismo nivel de producción.
4. Evaluación económicade los resultados
El impacto real de las medidas tomadassobre los costos de operación de lascalderas se evaluó a través del indicadorde eficiencia establecido antes derealizar los ajustes operacionales. Elperiodo utilizado para evaluar el impactofue entre el 1 de diciembre de 2004 y el31 de enero de 2005.��El gráfico 3 de tendencia refleja la sumaacumulativa, día a día, de las diferenciasde lo que se hubiera consumido de gasen calderas para el mismo nivel deproducción con lo que se consumiórealmente después de aplicadas lasmedidas anteriormente expuestas.
-70.000
-60.000
-50.000
-40.000
-30.000
-20.000
-10.000
0
10.000
1 3 5 7 9 11 13 15 17 19 21 23 25 27 29 31 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22 24 26 28 30
Días del mes de diciembre y enero
CO
NSU
MO
AC
UM
ULA
DO
DIA
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DIC
- EN
E (m
de
GN
)
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0
2.000
4.000
6.000
8.000
10.000
12.000
14.000
16.000
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 25 26 27 28 29 30 31
Dia
Con
sum
o
NoviembrePromedio noviembreDiciembre
Promedio diciembreEneroPromedio de enero
Gráfico 4. Consumo total y promedio en noviembre y diciembre de 2004 y enero de 2005
De acuerdo con el gráfico 3, la granmayoría de las diferencias diarias fueronnegativas, lo que indica que siempre seconsumió menos gas del que se hubierautilizado antes de los ajustesoperacionales para la misma producción.El valor acumulado del ahorro en los 61días evaluados fue de 58.914 m de gas,esto es, un promedio de reducción de966 m de gas/día.
Para verificar estos resultados tambiénse elaboró el gráfico 4, en el que semuestran los consumos promedios degas de la empresa en el periodo 1 a 30de noviembre, antes del ajuste, y en elperiodo 1 de diciembre a 31 de enero,después del ajuste.
La fuente de los datos para realizarambos gráficos fue el reporte diario
de consumo de gas de la empresasuministradora de gas y el departamentode producción de la empresa textil.
El gráfico 4 muestra que el promedio delconsumo en el período antes del ajustefue de 12.166 m de gas/día, mientras elpromedio de diciembre fuede 7.740 m /día y el de enerode 8.830 m /día.
La reducción promedio total fuede 3.881 m de gas/día, superior a la delconsumo de gas en calderas indicado enel gráfico de tendencia. Esta reducciónse explica porque durante el periodoevaluado salió de servicio temporalmenteun equipo de la empresa que consumegas en sus quemadores y además elnivel de producción en noviembre fuesuperior al de diciembre y enero.
: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A
IntroducciónLa gestión energética en la industria esuna actividad relativamente reciente queha tomado un significativo auge enColombia a partir de la política dedesmonte de subsidios de los precios delos energéticos y la promulgación de laLey Ure y su decreto correspondiente .
A nivel mundial, los sistemas de gestiónenergética han estado rezagados en sudesarrollo con respecto a otros sistemasde gestión, como los de la calidad de laproducción, de los recursos humanos odel medio ambiente . Su complejidadradica en que, a diferencia de losanteriores, estos sistemas requieren de laintegración de conocimientos de muchasdisciplinas diferentes que los sitúan enuna zona de interfaz del conocimientodifícil de estandarizar.
Otra dificultad en su desarrollo es que laactividad de uso eficiente de la energíaaún no forma parte de requisitoscomerciales cliente–proveedor ni desanciones económicas por su deterioro,por lo que su evaluación costo–beneficiomuchas veces se realizainadecuadamente. La primera norma degestión energética fue publicada en elaño 2000 y se aplica aún de formavoluntaria en las empresas de EstadosUnidos.
Este artículo se presenta con el objetivode mostrar una nueva propuesta denorma de gestión energética para el usoracional de la energía en la industria quegarantice que una empresa, a bajos
costos, pueda tener la capacidad paramanejar eficientemente su demanda deenergía y, de esta forma, reducir suscostos.
Cambios requeridosLa experiencia internacional hademostrado que la implantación de unSistema de Gestión Energética, SGE,puede reducir el costo de facturación deenergía de una empresa entre 10 %y 25 %, en un lapso de uno a tres años,con periodos de recuperación de lainversión típicos inferiores a dos años .
Los cambios más generales requeridosen las empresas para lograr lo antesplanteado son:
• Cambio de indicadores de desempeñoenergéticos.
• Cambio en el método de evaluaciónde desempeño.
• Cambios en la planeación del consumode la energía.
• Cambios en la planeación y ejecucióndel mantenimiento.
• Integración o desarrollo del sistemagerencial energético.
• Cambios menores de procesosproductivos (manejo de producto,tiempos de espera).
• Establecimiento de nuevosprocedimientos de control.
• Capacitación del personalde dirección, supervisión y operación.
¿Por qué normalizar la gestiónenergética en su empresa?
1. Memorias, seminario internacional ‘El uso racional de la energía aplicada a la industria’, Cali, Corporación Universitaria Autónomade Occidente, 6 -7 de noviembre de 2003.
2. R. Santos Leonardo Gómez Dorta; Juan Carlos Campos Avella, “Eficiencia energética y competitividad. Una visión empresarial”, enRevista Energía, Nº XXIV, España, 1999, SIN 0210-2056.
3. Approved American National Standard, Georgia Tech Research Corporation, U.S.A., MSE 2000: A Management System for Energy,adopted April 6, 2000.
4. Reglas empíricas para ECO / ETSI Consulting Inc., (828) 665-9323.
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Niveles de competencia en materiade gestión energética
Se ha propuesto una clasificacióninternacional de las empresas deacuerdo con el nivel de competenciatécnico-organizativa que demuestran enmateria de gestión energética . Loscuatro niveles propuestos son útiles paraconocer los cambios que debe realizaruna empresa en su gestión desde elprimer nivel hasta el cuarto y puedenconstituir una guía gerencial para realizarlos cambios necesarios hasta lograr unmanejo eficiente de la energía. Comoresultado de la investigación en más de60 empresas colombianas, hemosestablecido lo que puede caracterizarcada nivel en el país:
Nivel 1. Incompetencia inconsciente:
• Desconoce el impacto de los costosenergéticos en los costosde producción.
• No se conocen los potencialesde ahorro energético.
• Se planifica el consumo de energíasólo a nivel de empresa por datoshistóricos.
• No se realiza benchmarking delconsumo de energía ni de la eficiencia.
• El mantenimiento predominantees el correctivo.
• Se planifica la producción sin teneren cuenta los consumos energéticos.
• Instrumentación insuficiente parael control energético.
• Administración energéticapor reacción.
Nivel 2. Incompetencia consciente:
• Indicadores principales: consumoe índice de consumo.
• Se conocen los potenciales de ahorropor cambios tecnológicos.
• No se implementan medidas de ahorropor falta de financiamiento.
• Se realizan diagnósticos energéticosesporádicos por ofertas de loscomercializadores de energía.
• Pocas actividades de mantenimientoenergético preventivo.
• Buen nivel de cobertura eninstrumentación.
• Se planifica el consumo hasta el nivelde áreas por históricos.
• Se conoce el impacto de los costosenergéticos sobre los costosde producción y se actúa sobreéstos por reacción.
• La gerencia se preocupa por la�reducción de los costos medianteel control mensual de los indicadoresprincipales.
• La actividad energética está en manosdel jefe de mantenimiento.
• Discrepancias frecuentes entremantenimiento y producciónpor los consumos energéticos.�
Nivel 3. Competencia consciente:
• Existen indicadores de eficienciaa nivel de equipos clave y de gestióna nivel de empresa y centros de costo.
5. Humberto Gutiérrez Pulido, La Calidad Total y el Ahorro de Energía, México, Universidad de Guadalajara, 1993.
5
: : : : U S O R A C I O N A L D E L A E N E R G Í A
• Existe un sistema de monitoreoy control energético de indicadores.
• Existe un plan de mantenimientoenergético.
• Está identificada la estructurade pérdidas de la empresa y las áreas.
• Existe un plan de proyectos a corto,mediano y largo plazo evaluadotécnica y económicamente.
• Se planifica la energía en funciónde metas identificadas porbenchmarking.
• Se conocen los costos energéticosde cada producto de la empresa.
• Se planifica la producción teniendoen cuenta los consumos energéticosy el nivel de producción crítica.
• Existe evaluación diaria deldesempeño de los indicadoresde eficiencia y mensualde los indicadores de gestión.
• Existe un programa de buenasprácticas de operación.
• El personal clave es capacitadoy evaluado periódicamente.
• La medición de los consumosenergéticos se realiza en cada etapadel proceso productivo.
Nivel 4. Competencia inconsciente:
• Existe un sistema de gestiónenergética continuo.
• Las auditorías al sistema de gestiónson satisfactorias y se corrigenlas no conformidades.
• Existe un sistema de vigilanciatecnológica para incrementarla eficiencia energética en equiposy procesos productivos.
• Se realiza bechmarking externode indicadores energéticos.
• Se actualizan las metas cada año.
Con el propósito de incrementar sucapacidad técnico-organizativa y pasarde un nivel al otro, la empresa debeadelantar diferentes acciones. Para pasardel primer nivel al segundo, requiere
realizar una caracterización energética,con la que evidencia su nivel deincompetencia técnico-organizativa,es decir, cuáles son sus debilidadesy cuánto le cuesta energéticay económicamente mantenerse en eseestado.
El paso del segundo al tercer nivel selogra con la implementación de unatecnología de gestión energética, quepermite crear la capacidadtécnico-organizativa en la empresa paraestablecer los hábitos de manejo integraleficiente de la energía. El paso al cuartonivel se efectúa aplicando la tecnologíade mejora continua en la gestiónenergética, identificando y corrigiendolas no conformidades del sistema degestión y actualizándolo en función delos resultados alcanzados.
Tecnología de gestión eficiente de laenergía
Está demostrado que una gestiónenergética efectiva y permanente no sepuede lograr únicamente a partir demedidas independientes de ahorro y usoracional de la energía, sino dentro delconjunto de acciones orientadas a elevar
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magasín23
la productividad y a mejorar la posiciónen el mercado de una empresa, dentrode un programa de aseguramiento de lacalidad.
La diferencia conceptual principal deesta tecnología respecto a lo que sehace actualmente en las empresasradica, además de su integralidad, enque la misma no se limita a los serviciosenergéticos, sino que incluye losprocesos productivos que impactan eluso de la energía y la calidad de laproducción, integrando el uso de laenergía a la gestión empresarial por lareducción del precio, el tiempo de esperay el aumento de la calidad, y se planteacomo objetivo final el incremento de lacompetitividad de la empresa.
La tecnología de gestión requiere dosetapas de desarrollo: implementación yacción. La implementación establece lasbases culturales, técnicas y organizativasrequeridas para el funcionamiento delsistema. La actuación aplica yestandariza el uso de las herramientastécnico-organizativas establecidas,según un ciclo tipo PHVA.
La implementación de la tecnología en laempresa requiere de los siguienteselementos:
• Consejo energético.
• Política energética. Metas generales.
• Sistema estructural y procedimentalgeneral.
• Identificación de áreas y equiposclaves.
• Establecimiento de los centrosde costos energéticos.
• Identificación de indicadoresy variables de control.
• Planificación y presupuestaciónpor áreas.
• Establecimiento y estandarizacióndel sistema de monitoreo y control.
• Diagnóstico de segundo gradopor áreas.
• Concepción de los programasenergéticos.
• Documentación del sistema.
• Asesoría energética interna.
• Divulgación y capacitación.
La actuación de la tecnología consisteen la ejecución de los siguientessubsistemas:
• Monitoreo y control de indicadores.
• Programa de buenas prácticasde operación.
• Programa de mantenimientoenergético.
• Proyectos a corto y mediano plazo.
• Programa de capacitacióny motivación.
• Programa de auditorías internas.
• Evaluación gerencial.
La tecnología ha sido implementada ennueve empresas colombianas en todassus áreas o en áreas específicas yactualmente se está haciendo de forma
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total en dos empresas. La clasificaciónde las empresas donde se ha aplicado esla siguiente:
Según activos totales: 5 grandes, 3medianas y 1 pequeña.
Según sectores productivos: energéticoy minero, 2; industrial y de servicios, 7.
Según procesos: alimentos, 3; minería, 2;papel y derivados, 2; farmacéutico, 1;servicios, 1.
Los resultados cualitativos principales entodas las empresas han sido:
• Cambio de indicadores de desempeño.
• Cambios de prácticas de operación.
• Identificación de nuevas medidasde reducción de costos.
• Cambios de prácticas de mantenimiento.
• Motivación del personal de operacióny supervisores.
• Baja inversión en recursos materiales.
• Vínculo permanente de la empresacon personal especializado.
• Estructuración de gerencias de energía.
Los resultados cuantitativos principalesobtenidos son :
• Reducción de la energía no asociadaa la producción entre 25 % y 35 %.
• Disminución del índice de consumoentre 5 % y 25 %.
• Aumento de la productividaddel proceso entre 10 % y 42 %.
• Disminución de reprocesos entre 50 %y 35 %.
• Control de equipos y procesos.
• Proyectos de gestión energética.o Mejora continua.o Actualización o expansión
de sistemas energéticos.o Proyectos a corto, mediano
y largo plazo.
• Control de documentos.o Generalidades.o Documentos aprobados y emitidos.o Cambio de documentos
controlados.
• Compra de energía.o Generalidades.o Evaluación de proveedores.o Especificaciones de compra
de energía.o Ofertas y contratos de venta
de energía.
• Medida y monitoreo de energía.o Generalidades.o Contabilidad energética.o Medición de energía.o Calibración.
• Acciones correctivas y preventivas.o Generalidades.o Acciones correctivas.o Acciones preventivas.
• Registros.o Registros proactivos.
• Auditorías internas.
• Entrenamiento.
Los temas sobre los cuales se debendefinir procedimientos en la norma sonlos siguientes:
• Comunicación.
• Control de documentos del SGE.
Norma de gestión energéticaempresarial
La experiencia en la implementación dela tecnología de gestión energética noslleva a la elaboración de una guía queestandarice qué debe hacerse en unaempresa para constituir y mantener unagestión energética sostenible, con elmínimo de recursos materiales yhumanos, en el menor tiempo posible ycon garantía de éxito. Esta guía puedeconvertirse en una norma de aplicaciónvoluntaria que las empresas puedenutilizar para organizar su gestiónenergética.
Existen antecedentes de una norma deeste tipo en la ANSI MSE 2000,desarrollada por Georgia Institute ofTechnology y acreditada por TheAmerican National Standars Institute(ANSI) en el año 2000.
La estructura propuesta para laconfección de la norma es la siguiente:
• Sistema de gestión.o Generalidades.o Procedimientos del sistema
de gestión energética.
• Responsabilidades de la gerencia.o Política energética y objetivos.o Responsabilidades y funciones
para el SGE.o Coordinador de energía.o Recursos.o Comité de energía.o Comunicaciones.o Revisión de la gerencia.
• Planeación energética.o Caracterización energética.o Información externa.o Secuencia de planeación.o Evaluación energética.
6. Cartas de Éxito. Proyectos de Mejora Continua de la Eficiencia Energética. Contratos PMC-236, SENA, 2000-2004.
6
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magasín25
• Evaluación de ofertas de proveedoresde energéticos.
• Evaluación de los contratos definitivosde compra de energía.
• Cambios de procedimientosestablecidos.
• Justificación de acciones correctivas.
• Justificación de acciones preventivas.
• Resultados de las auditorías al SGE.
• Necesidades de entrenamientodel personal vinculado con la energía.
• Actividades de entrenamientoal personal vinculado con la energía.
La documentación requerida para lanorma propuesta es la siguiente:
• Manual de energía.
• Procedimientos.
• Caracterización energética de laempresa.
• Registros.
Conclusiones
El paso a un nivel superior de gestiónenergética en la industria colombianarequiere de la estandarización de susprocesos de organización, planificación,control y manejo de la energía, a partir delo cual se podrán formar los hábitos, lacultura y la capacidadtécnico-organizativa que garanticen en laempresa la reducción y el control decostos.
• Modificación de documentoscontrolados del SGE.
• Compra de energía.
• Ejecución de acciones correctivas.
• Ejecución de acciones preventivas.
• Manipulación de registros del SGE.
• Auditoría periódica al SGE.
• Elaboración de instruccionesde trabajo del SGE.
Los registros propuestos para la normason los siguientes:
• Resultados de las revisiones de lagerencia al SGE.
• Análisis y decisiones tomadas por lagerencia sobre modificaciones,expansiones o compra de equipos,sistemas o procesos que impactansignificativamente el uso de la energía.
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Promigas, con el objeto de garantizar laseguridad, la confiabilidad y lacontinuidad en el servicio, y basándoseen su filosofía de mantenimientopreventivo, cuenta con un Plan Generalde Mantenimiento, cuyas actividades soncontroladas a través de un sistemacomputarizado. Las frecuencias de lasdiferentes actividades son asignadasteniendo en cuenta distintos factores:entorno, recomendaciones delfabricante, experiencia en el negocioe historial de fallas, entre otros.
Actualmente, el Plan General deMantenimiento incluye actividades quese desarrollan sólo en una parte de laconexión del cliente (estaciones). Talesactividades están encaminadas hacia elmantenimiento de las estaciones y desus equipos relacionados.
La línea de conducción que hace partede la conexión no está incluida en elplan, por lo cual requiere de actividadesperiódicas por parte del cliente paragarantizar la seguridad e integridad de laconexión. De acuerdo con lareglamentación del sector del transportedel gas natural, el propietario de laconexión -remitente o agente- es elresponsable de la construcción, laoperación y el mantenimiento de lamisma. Igualmente, la reglamentaciónestablece que la responsabilidad delcliente comienza en el punto de salida ohot tap (válvula de conexión y la “T” uotro accesorio de derivación), punto
en el cual el remitente toma el gasnatural del Sistema Nacional deTransporte y cesa la custodia del gas porparte del transportador.
Por consiguiente, el mantenimiento de lalínea de conducción, la estación y lainstalación interna deben serresponsabilidad del remitente. Enrelación con el servicio de distribución degas natural, las actividades demantenimiento se regulan por loestablecido en la regulación aplicable adicho sector.
Se obliga también al transportador ainspeccionar las conexiones de unremitente al momento de conectarlo alSistema Nacional de Transporte, y, unavez conectado, periódicamente y conintervalos no superiores a cinco años, o asolicitud del agente, verificando lasnormas técnicas y de seguridad.
De igual forma, se menciona que eltransportador podrá rehusarse a prestarel servicio o suspender su prestacióncuando encuentre que la instalacióno parte de la misma no cumple
En las conexiones de los clientes
Importancia del mantenimientopreventivo
El mantenimiento preventivo de la conexión y la instalación internadel cliente permite disminuir en gran medida el riesgo de paradas intempestivasde su producción.
A pesar de los costos que esto implica para las compañías, es vitalsu compromiso en estos programas que a largo plazo generan grandesbeneficios y garantizan seguridad y el suministro de gas natural.
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con las normas técnicas y de seguridadpara el servicio correspondiente.
En su condición de transportador ydistribuidor, Promigas debe verificar quelas conexiones e instalaciones de losremitentes y usuarios funcionenadecuadamente, sean seguras yconfiables y cuenten con condicionesapropiadas. Si, durante una inspección,la empresa detecta que se generainseguridad o fallas, por ley puede llegarhasta a suspender el suministro decombustible, conforme a lo establecidoen el RUT y en el Código de Distribución.
Antes de 1999, el país carecía de unaregulación gubernamental del gasnatural, y sólo desde entonces se exigeel cumplimiento de normas y requisitosmínimos para seguridad y confiabilidaddel servicio. Existen estaciones einstalaciones internas muy antiguas, porlo que se hace necesario unmantenimiento más profundo e incluso laactualización de los equipos. Promigasapoya y asesora al cliente en esteproceso.
Las estadísticas han mostradohistóricamente que los mantenimientospermiten prevenir o disminuir en granmedida las paradas intempestivas pordaños o fallas en los equipos einstalaciones internas del cliente, lo queasegura la continuidad del servicio y laoperación efectiva de la estación.
“El no contar con un programa demantenimiento sistemático puedeconllevar al incremento demantenimientos correctivos en laconexión del remitente, lo que provocaríaque las plantas se detuvieran o cesara elsuministro de combustible con lasconsecuentes pérdidas económicasy de productividad. Hoy, con losadecuados mantenimientos
Actividades realizadas en lainfraestructura de los clientes:
• Mantenimiento tipo 1 de estaciones:uno, dos y tres meses al año(dependiendo de la estación). Incluye:
- Limpieza de todos los accesorios,de la tubería de la estructuramecánica y de todos los elementosque conforman la estructura civilde la estación.
- Fumigación y limpiezade alrededores.
• Mantenimiento tipo 2 de estaciones:anual (por condición). Incluye:
- Actividades contenidas en elmantenimiento tipo 1.
- Mantenimiento de tuberías de conducción,de válvulas y de accesorios.
- Mantenimiento locativo de la instalación:resane de pisos, juntas, paredes y techos,pintura de paredes y reposición de alambrede púas y mallas de cerramiento.
• Mantenimiento general de estaciones:cada 2 años. Incluye:
- Calibración y mantenimientode instrumentos y equipos.
- Computador de flujo.- Válvulas de seguridad.- Elementos primarios de medición.- Regulador.- Manómetros.- Termómetros.- Actuadores.- Turbinas.- Cambio de elementos filtrantes.- Inspección de la conexión.
• Inspección de la conexión: según el Plan de Mantenimiento de Promigas. Incluye:
- Recorrido metro a metro y detecciónde fugas.
- Toma de potenciales.
- Limpieza del derecho de vía(en caso de que aplique).
preventivos, se garantiza que la plantadel cliente funcione los 365 días del añosin inconvenientes”, aseguró el ingenieroCarlos Moreno.
Promigas cuenta con la experiencia, losconocimientos y el personal capacitadopara ejecutar el mantenimientopreventivo de la conexión e instalaciónde los remitentes, cuando así lorequieran. Sabemos que quienesreconocen la importancia delmantenimiento periódico de susinstalaciones y permiten su ejecución,no obstante la inversión que estoimplica, son conscientes de lo que ellosignifica en la seguridad y la continuidaddel servicio.
De hecho, independientementede que el cliente lleve a cabo o no losmantenimientos preventivos conPromigas, como valor agregado, laempresa los incluye dentro delcronograma de su Plan General deMantenimiento, en el que se controlanlas fechas y se asesora al cliente en suejecución.
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NORMAS JURÍDICAS
RUT
Responsabilidad del mantenimiento de laconexión y de la instalación del remitenteArtículo 3.1c “El propietario de laconexión será responsable de laadquisición de terrenos, bienes,derechos y servidumbres y la obtenciónde las respectivas licencias y permisosrequeridos para la construcción yoperación de la conexión, trasladandolos respectivos costos eficientes a cargopor conexión. Así mismo, seráresponsabilidad del propietario laoperación y el mantenimiento de laconexión”.
Artículo 3.3“El transportador no estará obligado aproporcionar el servicio de transportehasta tanto las instalaciones delremitente cumplan con losrequerimientos de las normas técnicas yde seguridad vigentes en el RUT. Eltransportador podrá rehusarse a prestarel servicio de transporte, o suspender laprestación del mismo, cuando encuentreque la instalación o parte de la misma nocumple con las normas técnicas y deseguridad para recibir el serviciocorrespondiente.
El transportador estará obligado ainspeccionar las conexiones de unagente antes o en el momento deconectarlo al Sistema de Transporte, yuna vez conectado, periódicamente ycon intervalos no superiores a cincoaños, o a solicitud del agente, verificandoel cumplimiento de las normas técnicas yde seguridad.
El transportador realizará las pruebasque sean necesarias de conformidad conlas normas técnicas aplicables a fin degarantizar el cumplimiento de lascondiciones de este reglamento. El costode las pruebas que se requieran para lapuesta en servicio de la conexión estaráa cargo del propietario de la misma.El transportador deberá colocar unaetiqueta visible donde conste la fechade la revisión”.
Artículo 6.1”El Sistema de Transporte y lasconexiones existentes o futuras debencumplir con los requisitos establecidospor las normas técnicas colombianas,expedidas por el Icontec o, en sudefecto, las aceptadas por laSuperintendencia de Industriay Comercio o el Ministerio de Minasy Energía, el cual las compilará en unReglamento de Normas Técnicas y deSeguridad en Gas Combustible.
En materia de seguridad, también deberáacogerse el Reglamento de NormasTécnicas y de Seguridad en GasCombustible compilado por el Ministeriode Minas y Energía y a toda lareglamentación que sobre la materiaexpida el Ministerio de Minas y Energía.
El transportador estará obligado acomunicar al propietario de la conexión,las normas específicas que deberáncumplirse y se abstendrá de prestar elservicio de transporte a través de lasconexiones, en los puntos de entrada oen los puntos de salida de su Sistema deTransporte, que no cumplan con losrequisitos técnicos y de seguridadestablecidos por las normas yestándares aplicables”.
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Cabica, Las Nubes, Villa Corelca,Paloquemao... son nombres sueltos quesólo dicen algo para quienes los conocendirectamente, aunque para losempleados de Promigas significansolidaridad.
Son sitios de referencia, puntosgeográficos o colectivos socialesdesconocidos para la mayoría, pero paraPromigas esos referentes representan laposibilidad de contribuir a laconstrucción de un nuevo país con gentecomprometida con los temas sociales.
Promigas busca el desarrollo integral delas personas, y por eso estableceestrategias para el crecimiento de sugente y de las comunidades en las queadelanta sus programas sociales. Trabajapara que esa integralidad sea el productodel estímulo y el desarrollo de lasdimensiones intelectual, social y afectivadel ser humano. Estas dos últimas sonlos pilares del proyecto social y desolidaridad que adelantan susempleados.
Cada uno de los proyectos sociales tienesu dinámica particular y propia. Cuandolos funcionarios de Promigas llegan atrabajar en equipo con los cientos deniños, jóvenes, hombres y mujeresbeneficiados, éstos se llenan deesperanzas.
Son varios los proyectos en que muchasdependencias de nuestra organizaciónhan trabajado con esmero y entusiasmo.Al hablar con diversos funcionarios dePromigas sobre sus experiencias con las
comunidades atendidas, a todos se lesilumina el rostro al recordar su proyectosocial, y dicen que con este proceso hanaprendido a valorar lo que tienen, adevolverle a la vida algo de lo mucho queles ha dado y a asumir un compromisomayor con su región.
De los doce proyectos en los queparticipan, tres merecen destacarse porla índole misma y las condicionesexcepcionales que los identifican. Son elde la escuela Sarit Arteta de Vásquez, elde la escuela de Cabica en Soledad y elprograma Corazoncito Ñero de laFundación Conciencia Social.
En la primera se atiende a 86 personas,adolescentes y mayores, entre 14 y 46años, cuyas limitaciones físicas ycognitivas los han llevado a agruparse ya luchar por una misma causa: superarsus impedimentos y convertirse en seresproductivos.
Con la donación de un horno, unasobadora, una mesa con cubierta dealuminio, un clavijero, diez moldes depan y doce latas para hornear, realizadapor la Gerencia Administrativa, losintegrantes de la escuela están enproceso de montar su propia empresa:una panadería.
A pesar del silencio en que algunos estáninmersos por sus limitaciones físicas, losfuncionarios de la GerenciaAdministrativa han desarrollado códigosde comunicación, dentro de los cuales laseñal más efectiva es un abrazo parademostrarse cariño mutuo.
Demostraciones de solidaridadque nacen del corazón
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En la escuela de Cabica en Soledad, lossalones son las amables y frescassombras de los árboles frutales del lugary el patio de recreo es la orilla del río.Decenas de chiquillos aledaños a la zonareciben sus clases con la venia de lanaturaleza.
Los funcionarios de la gerencias deAuditoría y de Resultados Financieroshan aprendido a jugar y a mirar el mundode una manera diferente con estos niños.Además de las fiestas y jornadas lúdicasque han desarrollado con ellos, elcompromiso más grande que tienen es elde dotar a la escuela, lo que se haráefectivo cuando se termine suconstrucción, obra que ejecutará laFundación Promigas.
Poniendo a prueba el corazón
Todos los días, los empleados de laVicepresidencia de Inversiones ponen aprueba el corazón. Ellos apoyan laFundación Conciencia Social y suprograma Corazoncito Ñero.
En 2004, gracias a los aportes de losfuncionarios, nueve niños concardiopatías recibieron atenciónoportuna en Bogotá.
Uno de los pequeños es Leiner Villeros,de dos años, quien hoy ha superado susproblemas. Para agradecer a susbenefactores escribió la siguiente nota,que fue dictada desde su corazón yescrita con las manos agradecidas de sumadre.
Soy hijo único, tengo dos años de edad.
Estando más pequeño me detectaron unacardiopatía congénita.
Mis padres están separados. Vivo con mi mamá yun tío. Mi mamita trabajaba en un restaurantelavando los platos, pero justo cuando comenzó mitratamiento se quedó sin trabajo.
No obstante, gracias a mis ángeles de la guarda, lagente de la Fundación Conciencia Social y aseñoras y señores que trabajan en Promigas,obtuve ayuda para mi cirugía en la FundaciónAbood Shaio en Bogotá.
Cuando llegué a Bogotá me enfermé por el cambiode clima, pero me dieron antibióticos y logrémejorarme.
El 15 de octubre me programaron para cirugía.Todo salió muy bien y, como dicen los médicos,estoy evolucionando satisfactoriamente. Ahoratengo que seguir una serie de cuidados, pero,gracias a todos ustedes, mi corazoncito pasó laprueba.
Estas historias se repiten con la mismaalegría, con otros protagonistas y otrastramas, en cada uno de los programassociales que adelantan los funcionariosde la organización, quienes con esta lindainiciativa están contribuyendo a sucrecimiento como seres humanos.
Este trabajo, coordinado entre laFundación Promigas y la Gerencia deGestión Humana, busca el desarrollointegral de nuestra gente y elfortalecimiento de la solidaridad, uno denuestros valores corporativos.
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Resolución CREG 080 de 2004.Proyecto de resolución por el cual secrea un mercado spot de capacidadinterrumpible de transporte de gas.
Resolución CREG 086 de 2004.Por la cual se aprueban el cargopromedio de distribución por conceptode uso del sistema de distribución degas combustible por red y el cargomáximo base de comercialización de gascombustible por red a usuariosregulados para el mercado relevante,conformado por 23 municipios deAtlántico, 8 de Magdalena, 2 de Cesar y2 de Bolívar, según solicitud tarifariapresentada por las empresa Gases delCaribe S.A. E.S.P. y Promigas S.A.E.S.P.
Resolución CREG 089 de 2004.Por la cual se resuelve una solicitudde revisión tarifaria de la empresaPromigas S.A. E.S.P.
Resolución CREG 006 de 2005.Por la cual se modifica el artículo 9 de laresolución CREG 86 de 2004.
Resolución CREG 010 de 2005.Por la cual se identifican los índices deprecios contenidos en la fórmula tarifariageneral para usuarios regulados de gasnatural.
Resolución CREG 017 de 2005.Por la cual se adopta el costo deinterrupción del servicio de gascombustible por redes.
Regulación
Llegamos más lejos.
LO QUE PASA,ES PROMIGAS.LO QUE PASA,ES PROMIGAS.
Nuestro liderazgo en el transporte de gas natural,nos permitirá seguir llegando a más lugaresy creando mejores oportunidades de desarrollo.
