Auditoría energética (Situación energética actual - EFM)..

AUDITORÍA ENERGÉTICA EFM S.A.

IngeMek – Ingenieros Página 1 de 125

ANÁLISIS DE LA SITUACIÓN

ENERGÉTICA ACTUAL

EFM S.A.

C/. Tesla & Westinghouse, 15.

Pol. Industrial El Rayo, pab. 3.

48.095 - Barakaldo (Vizcaya) (NOTA: ESTA AUDITORÍA ESTÁ BASADA EN CÁLCULOS REALES PERO POR LA LPD SE HAN VARIADO NOMBRES DE EMPRESA)



Contenido

1. INTRODUCCIÓN ......................................................................................................................................................... 6

1.1. ANTECEDENTES ................................................................................................................................................... 6

1.2. OBJETO ................................................................................................................................................................ 7

1.3. ENTIDAD AUDITORA Y EQUIPO AUDITOR ........................................................................................................ 8

2. DOCUMENTACIÓN DE REFERENCIA ........................................................................................................................ 9

3. DATOS DE LA EMPRESA AUDITADA ........................................................................................................................ 14

3.1. DATOS GENERALES .......................................................................................................................................... 14

3.2. DATOS DE PRODUCCIÓN ............................................................................................................................... 15

3.3. CONTRATOS DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ................................................................................................... 15

3.3.1. CONTRATO DE SUMINISTRO DE GAS. COND. PARTICULARES ............................................................ 15

3.3.2. PRECIO MEDIO DEL GAS. ........................................................................................................................ 16

3.3.3. CONTRATO DE SUMINISTRO DE ENERGÍA ELÉCTRICA ......................................................................... 16

3.3.4. PRECIO MEDIO DE LA ELECTRICIDAD. .................................................................................................. 17

4. PROCESOS DE PRODUCCIÓN ................................................................................................................................ 18

4.1. MEMORIA DESCRIPTIVA DE LA PRODUCCIÓN ............................................................................................ 18

4.2. DIAGRAMA DE PROCESOS ............................................................................................................................. 19

4.3. TECNOLOGÍAS HORIZONTALES O SERVICIOS ............................................................................................... 20

4.4. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS ............................................................................................................ 20

4.4.1. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS DE CONSUMO DE GAS NATURAL ......................................... 20

4.4.2. LISTADO DE POTENCIAS INSTALADAS CON CONSUMO ELÉCTRICO ................................................ 20

4.5. CURVAS DE CARGA DE COMBUSTIBLES Y CONSUMO ENERGÉTICO ....................................................... 22

4.5.1. CURVA DE CARGA TÉRMICA (EN CONSUMO DE COMBUSTIBLE PRIMARIO) .................................. 22

4.5.2. DESGLOSE DE CONSUMO ENERGÍA ANUAL GAS ............................................................................... 24

4.5.3. GRÁFICO CONSUMO GAS Y GASTO MENSUALES .............................................................................. 24



4.5.4. TENDENCIA DEL CONSUMO ENERGÉTICO DE GAS Y DEL GASTO CALCULADOS POR REGRESIÓN

LINEAL 25

4.5.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN GAS POR REGRESIÓN LINEAL . 25

4.5.6. DESGLOSE DE PRECIOS, DE COSTES Y DE ENERGÍA CONSUMIDA POR LAS MÁQUINAS

CONSUMIDORAS DE GAS ....................................................................................................................................... 27

4.5.7. POTENCIAS UNITARIAS DE LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE GAS ............................................. 27

4.5.8. DESCRIPCIÓN DE MÁQUINAS QUE USAN GAS NATURAL ................................................................... 31

4.5.8.1. GENERADOR EXOTÉRMICO SCAME TIPO “DRY LINE” ................................................................. 31

4.5.8.2. CALEFACCIÓN POR CALDERA EN ZONA DE OFICINAS ............................................................. 34

4.5.8.2.1. Datos técnicos de los radiadores .............................................................................................. 34

4.5.8.2.2. Datos técnicos de la caldera y el quemador ......................................................................... 35

4.5.8.2.3. Balance térmico en la caldera ................................................................................................. 35

4.5.8.2.4. Datos de los gases de la caldera .............................................................................................. 37

4.5.8.2.5. Rendimiento de combustión de la caldera ............................................................................ 38

4.5.8.2.6. Rendimiento real de la caldera comparándolo con el rendimiento nominal.................. 39

4.5.8.2.7. Cálculo de transmisión de calor y potencia térmica en las oficinas .................................. 40

4.5.8.3. CALEFACCIÓN POR TUBO RADIANTE EN ZONA DE PRODUCCIÓN ......................................... 46

4.5.8.3.1. Cálculo de transmisión de calor y potencia térmica en el taller ........................................ 47

4.6. CURVAS DE CARGA DE ELECTRICIDAD Y CONSUMO ENERGÉTICO ........................................................ 51

4.6.1. CURVA DE CARGA ELÉCTRICA (EN CONSUMO DE COMBUSTIBLE PRIMARIO) ............................... 51

4.6.2. DESGLOSE DE CONSUMO ENERGÍA ANUAL ELÉCTRICA .................................................................... 52

4.6.3. GRÁFICO CONSUMO ELECTRICIDAD Y GASTO MENSUALES ............................................................. 53

4.6.4. TENDENCIA DEL CONSUMO ENERGÉTICO DE GAS Y DEL GASTO CALCULADOS POR REGRESIÓN

LINEAL 53

4.6.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN ELECTRICIDAD CALCULADOS

POR REGRESIÓN LINEAL .......................................................................................................................................... 54



4.6.6. DESGLOSE DE PRECIOS Y COSTES Y DE LA ENERGÍA CONSUMIDA POR LAS MÁQUINAS

CONSUMIDORAS DE ELECTRICIDAD ..................................................................................................................... 56

4.6.7. POTENCIAS UNITARIAS DE LAS MÁQUINAS CONSUMIDORAS DE ELECTRICIDAD ........................... 57

4.6.8. DESCRIPCIÓN DE MÁQUINAS Y SISTEMAS QUE USAN ELECTRICIDAD .............................................. 57

4.6.8.1. MÁQUINAS DE PRODUCCIÓN ESPECÍFICAS ................................................................................ 57

4.6.8.2. TORRE DE REFRIGERACIÓN ............................................................................................................ 58

4.6.8.3. MOTORES ELÉCTRICOS. ................................................................................................................... 58

4.6.8.3.1. Eficiencia de motores eléctricos ............................................................................................... 58

4.6.8.3.2. Tolerancia del rendimiento de un motor ................................................................................. 59

4.6.8.3.3. Legislación sobre desaparición de motores de baja eficiencia y plazos .......................... 60

4.6.8.3.4. Rebobinado de motores: un ahorro aparente ....................................................................... 61

4.6.8.3.5. Variadores de velocidad (o frecuencia) en motores eléctricos ......................................... 63

4.6.8.4. SALA DE COMPRESORES ................................................................................................................. 64

4.6.8.4.1. Datos técnicos del compresor usado habitualmente ........................................................... 65

4.6.8.4.2. Tolerancia en el caudal. ............................................................................................................. 65

4.6.8.4.3. Datos técnicos del compresor de reserva. .............................................................................. 66

4.6.8.4.4. Datos técnicos del secador frigorífico ...................................................................................... 66

4.6.8.4.5. Datos técnicos del filtro del secador ........................................................................................ 66

4.6.8.4.6. Datos técnicos del depósito acumulador ............................................................................... 67

4.6.8.4.7. Datos técnicos del caudal de consumo y velocidad del aire en tuberías ....................... 69

4.6.8.4.8. Potencia real entregada por los compresores y energía consumida media ................... 69

4.6.8.4.9. Influencia de la presión de consigna en la potencia de un compresor de tornillo ......... 70

4.6.8.4.10. Recuperación de calor en un compresor. Balance energético ....................................... 78

4.6.8.4.11. Fugas de aire .............................................................................................................................. 79

4.6.8.4.12. Disminución de la presión de consigna del compresor ...................................................... 82

4.6.8.4.13. Ventajas de reducir la presión en la instalación .................................................................. 82



4.6.8.4.14. Gráfica del ahorro para compresores rotativos ................................................................... 83

4.6.8.5. ILUMINACIÓN DE LA FÁBRICA ....................................................................................................... 84

4.6.8.5.1. Conceptos básicos de iluminación .......................................................................................... 84

4.6.8.5.2. Medidas tipificadas de ahorro de energía en iluminación. Consejos generales ............. 90

4.6.8.5.3. Iluminación del taller. Datos generales .................................................................................... 97

4.6.8.5.4. Iluminación en planta primera de taller ................................................................................ 100

4.6.8.5.5. Iluminación en planta sótano de taller .................................................................................. 111

4.6.8.5.6. Iluminación de las oficinas ....................................................................................................... 118

4.6.8.5.7. Iluminación exterior ................................................................................................................... 119

4.6.8.5.8. Potencia consumida en la iluminación de la fábrica ......................................................... 120

4.7. COMPARACIÓN CONSUMO Y GASTO ANUALES ELECTRICIDAD Y GAS ............................................... 120

4.8. CRITERIOS FINANCIEROS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE INVERSIONES EN LAS

MEDIDAS PROPUESTAS DE MEJORA Y SU JUSTIFICACIÓN .................................................................................... 122

4.9. CONVERSIÓN DE UNIDADES ENERGÉTICAS A EMISIONES DE CO2 A LA ATMÓSFERA .......................... 125



1. INTRODUCCIÓN

1.1. ANTECEDENTES

Las sociedades han experimentado un crecimiento exponencial no solo en aparatos, máquinas y progreso

tecnológico e industrial sino en necesidades de energía para producir desde la Revolución Industrial, pero

no es hasta los años 60-70 del pasado siglo cuando el hombre se dio cuenta de que la escasez o el

incremento drástico de precios de la energía tenía consecuencias desastrosas para la economía y para el

bienestar. Sin embargo, muchas empresas aún no se percatan de la importancia de estar vigilantes en

todo momento de tomar medidas encaminadas a promover el ahorro energético que lleva parejo

implícitamente muy a menudo una ventaja competitiva económica que asegure la rentabilidad de las

mismas.

La energía es un elemento clave para el desarrollo de la sociedad actual y su disponibilidad y buen uso

son ya determinantes en el éxito o el fracaso de las economías a escalas mundiales. Las reservas de

petróleo y gas se agotarán en el siglo XXI y cada vez será más costosa su extracción. Es por ello que es

urgente que las empresas se percaten del valor que supone el conocimiento de medidas encaminadas al

ahorro en sus procesos y gastos energéticos.

El factor de escasez unido al auge de la demanda alcista propiciada por países de fuerte crecimiento

como China, Brasil o India hace que los precios del petróleo, el gas natural y de la energía eléctrica se

sitúe en bandas muy elevadas que repercuten desfavorablemente no solo en los balances de las industrias

sino en el resto de los consumidores. Existen otros factores que hacen que la energía sufra continuos

vaivenes en los precios como es la desestabilización de los países productores de petróleo y el carácter

oligopólico de las grandes compañías privadas, tanto de gas, petróleo o energía eléctrica pese a que

muchas de ellas están en países de manera liberalizada.

La eficiencia energética es una herramienta indispensable, fundamentalmente para que el sector

industrial, terciario y de la construcción sea capaz de conseguir ahorros cuantitativos y en menor medida

contribuir a verter a la atmósfera menor cantidad de CO2 para el propio bienestar de la ciudadanía en su

conjunto.



Una de las primeras herramientas para conciliar producción industrial y eficiencia energética son las

auditorías energéticas. Los programas de auditorías energéticas han demostrado su eficacia a escala

mundial para diagnosticar y mejorar el rendimiento energético de las instalaciones industriales.

El sector industrial ha sido pionero en la realización de los análisis energéticos que optimizan los consumos

específicos de energía eléctrica y combustibles. En los sectores más avanzados tecnológicamente los

resultados presentan mejoras de la eficiencia en el uso de la electricidad de un 12% promedio y ahorros en

el consumo de combustibles con un promedio de 18-25%.

Aparte de estas mejoras en el uso de la electricidad y combustibles, la auditoría energética propone

medidas de ahorro con la inclusión de dispositivos en las máquinas que hacen función de ahorro,

sustitución de unos aparatos por otros más eficientes o mejora de un proceso para aprovechar energía

residual que se pierde en otro caso. En muchos casos las propuestas son tan simples como disponer de un

sensor de encendido de lámparas o un temporizador o poner más interruptores para que no se encienda

toda la hilera de luces de una estancia al mismo tiempo.

Esta auditoría energética realizada sigue la norma UNE 216.501 y los auditores energéticos han seguido un

curso de formación específico para estas tareas, teniendo experiencia industrial como ingenieros.

1.2. OBJETO

La auditoría energética es un procedimiento sistemático para obtener un adecuado conocimiento del

perfil de los consumos energéticos en una instalación, identificando y valorando las posibilidades de ahorro

de energía desde el punto de vista técnico y económico.

Dichas valoraciones suponen generalmente mejoras en la calidad de los servicios prestados, mejoras

económicas y mejoras medioambientales.

En particular, esta auditoría permite:

Conocer la situación energética actual, así como el funcionamiento y eficiencia de los equipos e

instalaciones.



Inventariar los principales equipos e instalaciones existentes.

Realizar mediciones y registros de los principales parámetros eléctricos, térmicos y de confort.

Analizar las posibilidades de optimización del suministro de combustibles, energía eléctrica y

consumo de agua.

Analizar la posibilidad de instalar energías renovables.

Proponer mejoras y realizar su evaluación técnica y económica.

El objetivo general se resume en analizar las necesidades energéticas de la empresa auditada, integrando

a todos los equipos y sistemas que forman parte de ella, y proponer soluciones de mejora en materia de

ahorro de energía y de incorporación de nuevas energías que sean viables técnica y económicamente.

Dentro de esta idea general, los objetivos que se ha planteado son:

Mejorar la contratación de la energía eléctrica y los combustibles.

Optimizar los consumos energéticos.

Reducir las emisiones por unidad de producción.

Conocer la situación general y los puntos críticos.

Analizar la posibilidad de utilizar energías renovables.

Para obtener los objetivos señalados, la auditoría energética se ha llevado a cabo por un equipo de

auditores con formación y experiencia en la realización de estudios energéticos.

1.3. ENTIDADAUDITORAYEQUIPOAUDITOR

La entidad auditora es IngeMek - Ingenieros.

El equipo auditor está compuesto por un auditor responsable, que es quien firma la auditoría, y otro auditor

que participa en ésta.

Cada auditor integrante del equipo posee un perfil profesional que cumple, con los siguientes requisitos:



Titulación de grado medio o superior en áreas relacionadas con la energía o formación de post-

grado equivalente.

Conocimientos demostrables en:

Procedimientos y técnicas generales de auditoría energética.

Proponer mejoras, analizarlas y documentarlas

Normativa sectorial de energía.

Técnicas y tecnologías de ahorro energético.

Sistemas de energías renovables.

La presente auditoría energética ha sido realizada por una entidad solvente e independiente, acreditando

los siguientes aspectos:

1. Solvencia técnica.

2. Referencias demostrables de los trabajos de auditorías realizados.

3. Instrumentos para mediciones y registro de datos energéticos.

4. Independencia y ética.

5. El compromiso de confidencialidad con la documentación e información a la que tenga acceso,

obligándose. Mantener el secreto de cuanta información conozca en el ejercicio de su actividad.

6. Que entre la entidad auditada y la auditora no existan cruces accionariales significativos.

2. DOCUMENTACIÓNDEREFERENCIA

Para el desarrollo del proyecto se ha empleado la siguiente base documental:

UNE 216501:2009 Auditorías energéticas. Requisitos.

UNE 216301:2007 Sistema de gestión energética. Requisitos.

"Manual de Auditoria Energética en la Industria". Septiembre 2009. CIIBUR "Guía del Auditor

Energético". Proyecto Gauree. Escan, S.A. 1998.

"Procedimiento para la realización de auditorías energéticas". Abril 2006. FAEN.



Eficiencia Energética de los Edificios. Directiva Europea 2002/91/CEE. DOCE de 4 de enero de 2003.

Reglamento de Instalaciones térmicas en los Edificios (RITE). Real Decreto 1.027/2007 de 20 de julio.

BOE de 29 de agosto de 2007. Corrección de errores: BOE de 28 de febrero de 2008.

Reglamento técnico de distribución y utilización de combustibles gaseosos y sus instrucciones

técnicas complementarias ICG 01 a 11. Real Decreto 919/2006 de 28 de julio. BOE de 4 de

septiembre de 2006.

Relativa al fomento del uso de energía procedente de fuentes renovables y por la que se

modifican y se derogan las Directivas 2001/77/CE y 2003/30/CE. Directiva 2009/28/CE de 23 de abril

de 2009. DOCE de 5 de junio de 2006.

Instalaciones de energía solar térmica. Pliego de condiciones técnicas de instalaciones de baja

temperatura. IDAE octubre 2002.

Normas en relación con el Reglamento de Instalaciones Térmicas en los Edificios (RITE). Orden de 22

de julio de 2008. BOPV de 23 de septiembre de 2008.

Guía metodológica para la realización de Auditorías Energéticas en la industria de la Comunidad

de Madrid.

Real Decreto 661/2007, de 25 de mayo, por el que se regula la actividad de producción de energía

eléctrica en régimen especial.

Real Decreto 871/2007, de 29 de junio, establece la tarifa eléctrica a partir del 1 de julio de 2007.

Real Decreto 1432/2002 de metodología para la aprobación de la tarifa eléctrica media o de

referencia.

Ley 17/2007, de 4 de julio, por la que se modifica la Ley 54/1997, de 27 de noviembre, del Sector

Eléctrico, para adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del

Consejo, de 26 de junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.



Real Decreto 842/2002, de 2 de agosto de 2002, por el que se aprueba el Reglamento

Electrotécnico de Baja Tensión.

Real Decreto 1955/2000, de 1 de diciembre, por el que se regulan las actividades de transporte,

distribución, comercialización, suministro y procedimientos de autorización de instalaciones de

energía eléctrica.

Nuevo Reglamento Electrotécnico de Baja Tensión y sus Instrucciones Técnicas Complementarias

según RD 842/2002.

Ley del Sector eléctrico 54/1997 y su posterior modificación por la Ley 17/2007 de 4 de Julio para

adaptarla a lo dispuesto en la Directiva 2003/54/CE, del Parlamento Europeo y del Consejo, de 26

de Junio de 2003, sobre normas comunes para el mercado interior de la electricidad.

Real Decreto 1164/2001, de 26 de Octubre, por el que se establecen tarifas de acceso a las redes

de transporte y distribución de energía eléctrica.

Real Decreto 871/2007, de 29 de Junio, por el que se ajustan las tarifas eléctricas a partir del 1 de

julio de 2007, por la que desaparece la tarifa 2.0 con discriminación horaria nocturna y la tarifa de

Riegos Agrícolas, a partir del 1 de julio de 2008.

Orden ITC/3801/2008, de 26 de Diciembre, por la que se revisan las tarifas eléctricas a partir de 1 de

enero de 2009.

Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1

de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.

Orden ITC/3354/2010, de 28 de diciembre, por la que se establecen los peajes y cánones asociados

al acceso de terceros a las instalaciones gasistas y la retribución de las actividades reguladas a

partir del 1 de enero de 2.011.



Real Decreto 485/2009, de 3 de Abril, por el que se regula la puesta en marcha del suministro de

último recurso en el sector de la energía eléctrica.

Real Decreto-Ley 6/2009, de 30 de Abril, por el que se adoptan determinadas medidas en el sector

energético y se aprueba el bono social.

Orden ITC/1659/2009, de 22 de Junio, por la que establece el mecanismo de traspaso de clientes

de mercado a tarifa al suministro de último recurso de energía eléctrica y el procedimiento de

cálculo y estructura de las tarifas de último recurso de energía eléctrica.

Orden ITC/1723/2009, de 26 de Junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de

Julio de 2009 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones de régimen especial.

Orden ITC/3519/2009, de 28 de diciembre, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1

de enero de 2010 y las tarifas y primas de las instalaciones del régimen especial.

Orden ITC/1732/2010, de 28 de junio, por la que se revisan los peajes de acceso a partir de 1 de julio

de 2010 y las tarifas y primas de determinadas instalaciones del régimen especial.

Orden ITC/3353/2010, de 28 de diciembre, (BOE núm. 316, de 29 de diciembre de 2010), por la que

revisan los peajes de acceso a partir del 1 de enero de 2011 y las tarifas y primas de régimen

especial.

Normativa europea de iluminación de interiores (EN-12464-1), no de obligado cumplimiento. UNE-EN

12.464-1:2003. Iluminación. Iluminación de los lugares de trabajo. Parte 1: Lugares de trabajo en

interiores. En España aparece en el CTE, Documento Básico Ahorro de Energía HE-3 (Eficiencia

Energética de las Instalaciones de Iluminación), válido para edificios no industriales.

Normativa europea de iluminación de exteriores (EN-13201), no de obligado cumplimiento.

Reglamento de Eficiencia Energética en Instalaciones de Alumbrado Exterior – España. En vigor

desde el 1 de abril de 2009 y obligatoria.



Directiva RoHS - 2002/95/CE. Restricciones a la utilización de determinadas sustancias peligrosas en

aparatos eléctricos y electrónicos.

Directiva RAEE - 2002/96/CE. Residuos de aparatos eléctricos y electrónicos.

Directiva EUP - 2005/32/CE. Directiva marco para el establecimiento de requisitos de diseño

ecológico aplicables a los productos que utilizan energía (EUP).

Directiva sobre balastros 2000/55/CE. Requisitos de eficiencia energética de los balastros de

lámparas fluorescentes.

Directiva sobre servicios energéticos (ESD) – 2006/32/CE. Directiva sobre la promoción de la

eficiencia del uso final de la energía y los servicios energéticos.

Directiva sobre etiquetado - 98/11/CE. Actualización de la directiva 92/75/CE del Consejo en lo que

respecta al etiquetado energético de las lámparas de uso doméstico.



3. DATOSDELAEMPRESAAUDITADA

Vista aérea de EFM. El Norte está perpendicular a la horizontal de la imagen en la parte superior.

EFM es un grupo industrial dinámico, de tamaño medio, creado en 1.957. Desde entonces ha tenido

expansión y crecimiento a nivel internacional. Su estrategia es ser líder en tecnologías manufactureras para

el sector del automóvil aplicando principios de especialización, esfuerzo tecnológico, proximidad y

estrecha colaboración con sus clientes a un nivel global. Las actividades de investigación y desarrollo

llevadas a cabo en cada división junto con la especialización de la compañía en los procesos de

manufactura hacen posible un control verdadero de la tecnología, siendo un factor clave para el grupo

distinguiéndolo como líder en el sector. Cuenta con 3 importantes divisiones básicas: plásticos, metales y

componentes de máquinas, junto con la de investigación y desarrollo. La presente auditoría se realiza para

la fábrica de Elorrio, que pertenece al sector metales.

3.1. DATOSGENERALES

Datos empresa auditada EFM S.A.

C/. Tesla & Westinghouse, 15.

Pol. Industrial El Rayo, pab. 3.

48.095 - Barakaldo (Vizcaya)

Tfno. fábrica: 94 490 26 62

Fax: 94 482 69 16

E-Mail: [email protected]

Tabla 1. Datos empresa auditada.

Datos equipo auditor José Manuel Gómez Vega, ingeniero industrial, colegiado nº 6026 en el COIIB.

Tabla 2. Datos equipo auditor.



3.2. DATOSDEPRODUCCIÓN

En la fábrica de EFM en Madrid se realiza la producción de productos metálicos como componentes de

automóvil, una de las 3 divisiones del grupo. En concreto realizan varios tipos de piezas entre las que cabe

destacar productos tubulares con procesos de curvado, abocardado, soldado y hechura de nervios.

RÉGIMEN DE ACTIVIDAD Número de empleados: 80 (45 en producción y 35 en oficina)

Días de apertura: 46 semanas x 5 días/semana = 230 días año

Jornadas producción: de lunes a viernes, días completos, trabajando de 22:00 h de domingo a 22:00 horas del viernes.

Jornadas oficina: de 8:00 a 13:00 y de 14:30 a 17:30 h, quedándose 2 ó 3 personas unas 2 horas más cada día después de las 17:30 h)

Turnos de trabajo producción: 3 (de 6 a 14, de 14 a 22 y de 22 a 6 h).

Tabla 3. Régimen de actividad.

3.3. CONTRATOSDESUMINISTRODEENERGÍA

Se usarán las siguientes equivalencias energéticas:

Equivalencias entre magnitudes de energía

1 termia (ter) = 1 Mcal =1,1627 kWh

1 Tep = 11,627 MWh =10.000 ter

Tabla 4. Equivalencias magnitudes energía.

3.3.1. CONTRATODESUMINISTRODEGAS.COND.PARTICULARES

El contrato de gas natural está realizado con la compañía Naturgas Energía. Se trata de una tarifa que

está definida siguiendo los parámetros de presión de servicio y consumo anual, según la normativa

vigente:

Peaje Tarifa de acceso 2 2.2

4 bar < Presión ≤ 60 bar 0,5 ñ

< Consumo anual ≤ 5 ñ

Tabla 5. Peaje y tarifa de acceso de contrato de gas.



3.3.2. PRECIOMEDIODELGAS.

El precio medio tomado para el coste €/kWh puede ser:

1. El tomado como la media de todos los precios mensuales resultado de dividir el importe pagado

cada mes (€) entre el consumo (kWh).

2. El considerado al sumar todos los importes pagados en el año (€) y todos los consumos (kWh) y

proceder a su división.

3. El resultado de hacer la media de ambos resultados.

Los importes resultantes son:

Modo de obtener precio medio de energía del gas €/kWh 1. Media de importe facturas mensuales / consumo mes 0,0321667

2. Suma importe factura anual / consumo anual 0,0312434

3. Media de ambos resultados 0,0317051

Tabla 6. Obtención del precio medio del gas.

Se debe observar que aunque a la hora de computar los importes en la factura habrá un término fijo a

aplicar según potencia y un término variable según la energía, con este cálculo lo que se consigue es

obtener un precio medio para poderlo aplicar a todo equipo que consuma y que al mismo tiempo lleve

aplicado implícitamente el coste del término fijo de potencia.

Se tomará el modo obtenido mediante (3), es decir que el precio medio del gas será:

0,0317051 €/kWh

Las condiciones particulares del contrato no se han podido ver dado que la empresa no ha facilitado una

copia.

3.3.3. CONTRATODESUMINISTRODEENERGÍAELÉCTRICA

Actualmente el mercado eléctrico está liberalizado para contratos en alta tensión desde 2.009, por lo que

existe la oportunidad de cotejar diversas alternativas a través de varias compañías comercializadoras. Para

poder cambiarse de contrato en alta tensión sin penalización debe establecerse el preaviso entre los 60

días previos a la resolución del contrato que puede tener duración anual o semestral, generalmente.



El contrato está hecho con Naturgas Energía. Según los datos proporcionados verbalmente, la línea es de

30 kV a través del transformador, de 1.000 kVA de potencia aparente y 19,2 A de intensidad.

Tarifa acceso alta tensión 6 períodos Grupo

Si cualquier potencia contratada

supera los 450 kW

6.1

1 kV < Tensión ≤ 36 kV

Tabla 7. Tarifa de acceso y grupo correspondiente de alta tensión.

Una observación a priori es que las 6 potencias contratadas son a 500 kW y en ningún dato de la potencia

registrada en los maxímetros mensuales a través de las facturas, se llega a ese valor, por lo que existe una

oportunidad de disminución de costes en las facturas, optimizando la potencia, como se desarrollará

posteriormente. Los períodos tarifarios se rigen por la ITC/2794/2007 y se muestran en el siguiente gráfico los

válidos para la península.

Fig. 1. Períodos tarifarios en la Península para tarifa de acceso 6.1.

3.3.4. PRECIOMEDIODELAELECTRICIDAD.

El precio medio tomado para el coste €/kWh puede ser considerado al igual que en el gas. Por lo tanto los

importes resultantes son:

Modo de obtener precio medio de energía de la electricidad €/kWh 1. Media de importe facturas mensuales / consumo mes 0,0936417

2. Suma importe factura anual / consumo anual 0,0948527

3. Media de ambos resultados 0,0942472

Tabla 8. El precio medio de la electricidad.

Se tomará el modo obtenido mediante (3), es decir que el precio medio de la electricidad será:



0,0942472 €/kWh donde se incluyen tanto los términos fijos como variables de la factura.

4. PROCESOSDEPRODUCCIÓN

4.1. MEMORIADESCRIPTIVADELAPRODUCCIÓN

La fábrica consiste en un pabellón industrial con un anexo de oficinas. El edificio industrial consta de planta

primera y sótano y el anexo de oficinas consta de planta baja y planta primera. En ciertos documentos del

proyecto constructivo de la fábrica detallan la planta primera del taller como planta baja y la planta

sótano, como semisótano. Nosotros las describiremos como primeramente se han mencionado aquí.

La planta de estudio y su proceso de producción incluye células de trabajo. El inventario de máquinas de

producción de la fábrica se detalla en la tabla a continuación.

Tipo máquina Nº unidades Curvadora 12

Abocardadora 10

Corte orbital 3

Robot de trabajo 4

Transfer 10

Prensa 9

Mesa 11

Gatzsch 1

Punteadora 4

Horno 2

Burger 1

Máq. Electroerosión 1

Rectificadora 1

Taladro 1

Sierra de cinta 1

Torno 1

Visión artificial 2

Fugómetro 1

Piscina 3

Compresor, con 3 ventiladores 2

Secador 2

Máq. reciclar agua: bomba recirculación de máquinas a torre 1

Termo 1

Bomba refrigeración máquinas 1

Torre de refrigeración con 1 ventilador y 1 bomba impulsión hacia la torre 1

Tabla 9. Inventario de máquinas de producción.



4.2. DIAGRAMADEPROCESOS

El diagrama de procesos de la fábrica es el siguiente:

Entrada de

materiales:

Procesos: curvado, abocardado,

punteado, nervado, soldado,

rectificado, taladrado, serrado, etc.

Preparar para

envío a

tratamiento

superficial

Tratamiento

superficial

Verificación,

control

Salida a cliente



4.3. TECNOLOGÍASHORIZONTALESOSERVICIOS

Red de aire comprimido: proceso en máquinas

Red de combustible (gas natural), caldera, generador

Sistema eléctrico AT/BT: electricidad máquinas, iluminación

Red de agua: calefacción, refrigeración, ACS

4.4. LISTADODEPOTENCIASINSTALADAS

4.4.1. LISTADODEPOTENCIASINSTALADASDECONSUMODEGASNATURAL

Denominación Potencia

(Kcal/h)

Potencia

(kW)

Caudal

(m3N/h) Tubos radiantes (15)

AMBI RAD 31.900 x 15 = 478.500

555 nominal

616,67 total 56,15

Generador exotérmico

SCAME 212.497 247,13 25

Caldera YGNIS 77.000 89,55 9,06

Horno INSERTEC 6.880 8 0,81

TOTAL 774.877 899,63 91,02

PROYECTO INSTALACIÓN 849.845 988,37 100

Tabla 10. Potencias instaladas de gas natural.

4.4.2. LISTADODEPOTENCIASINSTALADASCONCONSUMOELÉCTRICO

Nos hemos basado en medidas tomadas por fábrica si bien, hemos corregido las potencias suministradas

con un factor de potencia y hemos calculado la potencia total en base a las fracciones de tiempo de

trabajo con presión (70 %) y tiempo en espera (30 %) en la mayoría de las máquinas de producción. De

esta forma se obtiene la tabla siguiente. El detalle de construcción de la misma se ofrecerá en un anexo.

Todos los valores que aparecen en rojo son porque alguna de las máquinas se ha supuesto su potencia por

no tener datos.



Cant. Denominación Potencia kW 12 Curvadoras 112,10

10 Abocardadoras 63,61

3 Corte orbitales 9,18

4 Robots de trabajo 4,56

10 Transfers 117,48

9 Prensas 43,39

11 Mesas 21,98

1 Gatzsch 19,59

4 Punteadoras 4,01

2 Hornos 110,17

1 Burger 2

1 Máq. Electroerosión 1,93

1 Rectificadora 2

1 Taladro 1,50

1 Sierra de cinta 1,50

2 Tornos 4,93

1 Visión artificial 0,11

3 Fugómetros 12,77

2 Piscinas 0,04

2 Compresores, con 3 ventiladores 115,67

1 Secador 3,83

1 Máq. reciclar agua: bomba recirculación de máquinas a torre 1,70

2 Termos 4,2

1 Torre de refrigeración con 1 ventilador y 1 bomba impulsión desde la torre 6,51

1 Motor Bomba refrigeración máquinas 16,56

1 Alumbrado total: int. y ext. 17,51

1 Aparatos en enchufes 7,46

TOTAL 715,56

Tabla 11. Potencias instaladas de electricidad.



4.5. CURVASDECARGADECOMBUSTIBLESYCONSUMOENERGÉTICO El único combustible usado en la fábrica es gas natural.

4.5.1. CURVADECARGATÉRMICA(ENCONSUMODECOMBUSTIBLEPRIMARIO)

Fig. 2. Curvas de carga de energía de gas (kWh).



Fig. 3. Curvas de carga de energía de gas (Tep).

Fig. 4. Bloques de carga de energía de gas.



4.5.2. DESGLOSEDECONSUMOENERGÍAANUALGAS

Fig. 5. Diagrama de sectores de gasto de energía anual de gas.

4.5.3. GRÁFICOCONSUMOGASYGASTOMENSUALES

Fig. 6. Consumo y gasto (sin IVA) mensuales de gas.



4.5.4. TENDENCIADELCONSUMOENERGÉTICODEGASYDELGASTOCALCULADOSPORREGRESIÓNLINEAL

Fig. 7. Tendencia del consumo energético y del gasto de gas mediante regresión lineal.

4.5.5. TENDENCIADELOSPRECIOSMEDIOSPORkWhDEENERGÍAENGASPORREGRESIÓNLINEAL

Fig. 8. Tendencia de los precios medios por kWh de energía en gas.



A continuación vamos a extraer unas interesantes conclusiones respecto al consumo anual de gas y el

gasto realizado a través de las dos regresiones lineales de la figura anterior. También analizaremos el coste

por kWh. Analizaremos la situación inicial (enero 2010) y final (diciembre de 2010) para observar el

comportamiento de los costes y consumos. También pondremos al lado los valores reales.

Tendencia de consumo y gasto de gas anual

Mes Consumo gas

real (kWh/año)

Consumo gas

reg. lineal

(kWh/año)

Gasto gas

real (€/año)

Gasto gas reg.

lineal (€/año)

Coste real

(€/kWh)

Coste reg.

lineal (€/kWh)

Enero 2010 152.146,0 133.598,0 4.149,36 3.852,5 0,0272722 0,0294000

Diciembre

2010 145.529,0 104.479,6 4.497,49 3.585,9 0,0273744 0,0360000

Disminución

% 21,8

Disminución

% 6,9

Aumento

% 22,4

Tabla 12. Tendencia de consumo y gasto de gas anual.

En la tabla anterior se desprende un dato muy interesante: se ha producido una disminución del consumo

de gas siguiendo la regresión lineal del 21,8 %, mientras que el gasto anual siguiendo la otra regresión solo

ha sido del 6,9 %. Por otra parte, la regresión lineal de los costes por kWh nos hace ver que han aumentado

un 22,4 %. Esto indica que a pesar de que durante ese ejercicio se tendió a bajar el consumo, no se

produjo una disminución pareja del gasto por el coste del gas. Se entiende que fue debido a un aumento

en los costes cargados en las facturas y se ve claramente.

Se va a resumir lo anterior de la siguiente forma:

Aunque el consumo de gas tiene una tendencia clara a disminuir, el gasto de gas por

año ha disminuido 3,16 veces menos (21,8 % / 6,9 %) y ello es debido a la tendencia al

aumento del precio por kWh que tiene una proyección de subida interanual del

22,4 %. Por lo tanto queda demostrado que el hecho de que EFM disminuya el

consumo energético en una cantidad determinada de kWh, no implica que la

disminución del coste anual vaya pareja. Y esto es debido al aumento progresivo de

los costes energéticos, que están al alza. De ahí la importancia de lograr disminuir el

coste de gas en base a lograr medidas de eficiencia energética encaminadas a

disminuir muchos kWh de energía consumida.



4.5.6. DESGLOSEDEPRECIOS,DECOSTESYDEENERGÍACONSUMIDAPORLASMÁQUINASCONSUMIDORASDE

GAS

AÑO

2.010 Días

Importe

pagado SIN

IVA (€)

TOTAL Tubos

radiantes

Caldera

calefac.

Horno trat.

térm.

Generador

exotérmico

Generador

exotérmico Precio

medio gas

(€/kWh) Energía

(kWh/mes)

Energía

(kWh/mes)

Energía

(kWh/mes)

Energía

(kWh/mes)

Energía

(kWh/mes)

Energía

(kWh/hora)

ENERO 18 4.149,36 152.146 24.975 4.147 1.152 121.872 282,11 0,0272722

FEBRERO 20 4.204,52 153.593 22.200 4.607 1.280 125.506 261,47 0,0273744

MARZO 19 3.623,45 123.500 21.090 4.377 1.216 96.817 212,32 0,0293397

ABRIL 19 3.523,19 110.646 0 0 1.216 105.053 230,38 0,0318420

MAYO 21 3.752,75 121.193 0 0 1.344 115.011 228,20 0,0309651

JUNIO 22 3.909,18 119.848 0 0 1.408 113.372 214,72 0,0326178

JULIO 22 4.787,03 140.189 0 0 1.408 133.713 253,24 0,0341470

AGOSTO 8 1.360,70 28.701 0 0 512 26.346 137,22 0,0474094

SEPTIEMBRE 22 3.720,97 110.860 0 0 1.408 104.384 197,70 0,0335646

OCTUBRE 20 3.081,08 90.925 0 0 1.280 85.038 177,16 0,0338859

NOVIEMBRE 21 4.020,81 131.347 23.310 4.838 1.344 101.855 202,09 0,0306121

DICIEMBRE 18 4.497,49 145.529 24.975 4.147 1.152 115.255 266,79 0,0309044

TOTAL 230 44.630,53 1.428.477 116.550 22.115 14.720 1.244.222 218,13 0,0321667

MEDIA

Tabla 13. Desglose de consumos y costes de gas en las instalaciones. En amarillo: datos reales, en gris: datos estimados, en verde: totales, en azul: media de los valores. Se han tomado 230 días de trabajo, con días de vacaciones en diciembre, enero, agosto y abril. En agosto se observó muy poco consumo, por lo

que se suponen más de 2 semanas de vacaciones.

4.5.7. POTENCIASUNITARIASDELASMÁQUINASCONSUMIDORASDEGAS

Viene el gas en la acometida de la ERM (estación de regulación y medida) a través de un cuarto

pequeño a 1,2 bar (distribución de media presión B, entre 0,4 y 5 bar). Tiene un regulador de marca DOVAL

160/G a 2,5 bar de presión manométrica, entrando a 16 bar para la fábrica (grupo 2, entre 4 y 60 bar). El

contador es de marca DELTA G/16 2040/25A4. El gas se usa fundamentalmente para el generador

exotérmico y para la caldera y en menor medida para el horno del tratamiento térmico.

El caudal nominal del gas natural en condiciones normales es de 100 para la instalación por diseño que

equivale a una potencia máxima de 988,37 kW de flujo de calor. De esta forma sabemos el PCI que se usó

para el cálculo en el proyecto era:



988,37kJs

100m Nh

1h3.600s

35.581,32m N

8.498,45m N

Pensamos que ese valor es bajo para el PCI. Normalmente los proyectistas suelen emplear un valor inferior

cara a tener en cuenta necesidades futuras para así contar con una mayorada.

Nosotros consideraremos un valor ligeramente superior según nuestras propias referencias para el gas

natural, donde típicamente se toma:

38.310m N

9.150m N

Las diferentes potencias de gas proyectadas son:

Instalación Pot. unitaria (Kcal/h) Pot. unitaria (kW)

Tubo radiante AMBI RAD 15 x 31.900 = 478.500 15 x 37,10 = 556,50

Generador exotérmico SCAME 212.497 247,13

Caldera YGNIS 77.000 (77.744) (*) 89,55 (90,42) (*)

Cortina gas horno INSERTEC (2) 6.880 8,00

TOTAL 774.877 (775.621) (*) 901,18 (902,05) (*)

Tabla 14. Potencias unitarias de los distintos consumidores de gas. (*) En la caldera se toman los valores en negro pues a través de la documentación hemos visto los dos valores.

Por lo tanto, no se llegará nunca con las instalaciones actuales a la potencia máxima nominal de diseño,

resultando un valor porcentual del 91,18 % respecto a dicha potencia, que representa un caudal de

91,18 .

Se plantea un coeficiente de simultaneidad según el proyecto de instalación del 75 %, que resulta ser de

675,89 kW ó 581.158 que equivalen a 68,38 .

La medición efectuada en el contador de la ERM por la empresa para el caudal en m3/min fue de 0,08, no

en condiciones normales. La medición efectuada el día de la visita arrojó un valor de 0,077 m3/min, valor

bastante cercano al medido anteriormente. Se debe de tener en cuenta que el día de la medida no

estaba arrancada la caldera, ni el horno ni los tubos radiantes. Finalmente se tomará como valor

redondeado el de 0,08 m3/min para esa medida.

Dado que el flujo volumétrico no estaba en condiciones normales, se determinará a continuación la

potencia calorífica por hora del generador exotérmico.



Partimos de la ecuación de los gases con el mismo nº molar, pues se trata del mismo gas. Entonces la

presión, el volumen y la temperatura con el subíndice 1 están relacionadas con las variables que tienen

condiciones normales (subíndice 0) de la siguiente forma:

Si en lugar de volúmenes, ponemos flujos volumétricos o caudales, el resultado de la ecuación no sufre

alteración. Entonces, despejando para , obtenemos el caudal en metros cúbicos normales por hora:

0,082,5 1,013251,01325

273288

0,263601

15,776

donde se han considerado las condiciones normales siguientes:

Condiciones normales clásicas Presión Temperatura

1 atm (1,01325 bar) 0 ºC (273 K)

Tabla 15. Condiciones normales clásicas.

Téngase en cuenta que las nuevas recomendaciones de la IUPAC para condiciones normales han

cambiado y son las siguientes:

Condiciones normales actuales: dependen del experimento Presión ambiental Temperatura ambiental

1 bar 25 ºC (298 K)

Tabla 16. Condiciones normales actuales.

La temperatura es la del ambiente. Se pueden considerar 25 ºC, aunque otros autores podrían tomar 20 ºC

e incluso en otras latitudes 15 o menos.

Recalculando la ecuación anterior, saldría:

17,383

Ante esta situación se decide seguir considerando las condiciones clásicas de temperatura y presión.

Como la potencia calorífica nominal es el producto del flujo volumétrico por el poder calorífico inferior

(PCI), tenemos:



El PCI depende de la composición química del gas natural. Varía ligeramente mes a mes, pero se puede

tomar como valor medio:

9.1504,18681

11

13.600

10,641kWh

Entonces:

15,776 10,641 167,87kW

Es fácil llegar a que la energía es la potencia por el tiempo, por lo que en una hora, tenemos:

t 167,87kWh

Por lo tanto, se comprueba que la energía consumida de gas natural varía según la presión manométrica

de la tubería, de la composición del gas natural y en menor medida de la temperatura, pues se supone

que el caudal de demanda del generador exotérmico es constante durante el tiempo de funcionamiento.

No obstante cuando se sobrepongan otros consumos, esto no será así, dado que entrarán a funcionar de

acuerdo a las necesidades momentáneas.

La potencia mínima calorífica será la del horno y el generador exotérmico que realizarán un servicio 5 días

por semana ininterrumpidamente durante los días de trabajo. Será de 219.377 o bien de 255,13 kW con

un flujo volumétrico de25,809 0,43 , que representa el 28,28 % de la potencia total útil.

Con el dato del flujo, llegamos a que:

,

,5,38 á é .

La media de la energía consumida por hora tomando los datos de los 12 meses y haciendo una estimación

es de 220,45 kWh. En resumen:

Potencia (kW) del generador exotérmico Scame

más el horno Insertec

Según proyecto Según medición Según media por

consumo

255,13 167,87 220,45

Tabla 17. Potencia del conjunto generador exotérmico y horno.



4.5.8. DESCRIPCIÓNDEMÁQUINASQUEUSANGASNATURAL

4.5.8.1. GENERADOREXOTÉRMICOSCAMETIPO“DRYLINE”

Se trata de un sistema generador por atmósfera inerte que permite el calentamiento de las piezas una vez

se le ha practicado alguna transformación (por ejemplo, una soldadura) con un quemador de seguridad.

Consta de un horno Insertec MCBA5025 por cortina de gas para el tratamiento térmico tanto en la entrada

como en la salida, es decir, con dos quemadores.

Según la información recibida, debe encenderse una hora antes para que esté en condiciones de trabajar

correctamente. No deben forzarse encendidos y apagados continuos ya que se corre el riesgo de

mayores mantenimientos y averías.

La relación definida entre aire/gas natural para la combustión es de 5,6:1 aproximadamente según la

información de la fábrica. La combustión actualmente es realizada mediante una mezcla de 14 % de gas

natural con un 82,5 % de aire en el interior del generador que representa una proporción de 5,9:1. Entre los

dos valores hay semejanza y ésa es la información referida que, contrastada, es parecida. El consumo es

constante y sin paradas, exceptuando la que se produce entre las 22:00 horas de los viernes y las 22:00

horas de los domingos. Aparte, 6 semanas está sin marcha: 2 semanas en Navidades, 2 en Semana Santa y

otras 2 en agosto.

Este horno tiene un catalizador de gases y teóricamente en la combustión solo aparece como producto

CO2, por lo que se supone que es así, dado que la emisión de gases se realizaría a la propia fábrica y serían

nocivos tanto los CO, los NOx como los derivados del azufre.

Los quemadores del horno para el tratamiento térmico siempre están encendidos. Según fábrica esto se

hace como precaución para que no exista la posibilidad de que se produzcan emisiones no controladas

de CO que pudieran ser muy peligrosas.

Vamos a suponer que la composición del gas natural viene de Argelia, con una composición centesimal

como sigue:



Composición centesimal del gas natural

91,3 % de metano

7,5 % de etano

0,9 % de propano

0,3 % de butano

1·12·0,913 = 10,956 g de C

4·1·0,913 = 3,652 g de H

2·12·0,075 = 1,8 g de C

6·1·0,075 = 0,45 g de H

3·12·0,009 = 0,324 g de C

8·1·0,009 = 0,072 g de H

4·12·0,003 = 0,144 g de C

10·1·0,003 = 0,03 g de H

Peso total C 13,224 g Peso total H2 4,204 g

Porcentaje de C 75,88 % Porcentaje de H2 24,12 %

Tabla 18. Composición del gas natural típico argelino.

Se ha tenido en cuenta:

PM (H) = 1 u -> masa molar del hidrógeno monoatómico = 1 g.

PM (C) = 12 u -> masa molar del carbono = 12 g.

Si en la reacción química solo existe vapor de agua y dióxido de carbono en los productos, con entrada

únicamente de oxígeno, resultaría la ecuación química balanceada siguiente:

CH4 + C2H6 + C3H8 + C4H10 + 17O2 ----------> 10CO2 + 14H2O

En esta ecuación no aparece el N2 del aire aunque existirá porque se supone que los catalizadores lo

eliminan antes de salir al exterior.

El aire mínimo para la combustión (estequiométrica) , se calcula mediante la siguiente ecuación:

2,67 0,80,3

Normalmente la reacción estequiométrica no es aconsejable pues puede dar origen a inquemados por no

haberse podido dar la combustión completa. En combustibles gaseosos, lo normal es que se dé un exceso

de aire entre el 0 y el 10 %. Consideraremos un 5 % de exceso de aire (n = 1,05), por lo que el aire real de la

combustión será:

Llegamos a obtener el valor del aire real de la combustión necesario para una combustión completa:

1,052,67 0,7588 0,8 0,2412

0,313,84



Ésta es en teoría la cantidad de volumen de aire necesaria en m3N por cada kg de combustible. Como en

la ecuación podemos sacar el peso total de 1 mol de gas natural, que es de 0,148 kg y el de 17 moles de

O2, que resulta de 0,544 kg (siendo el 23 % del aire), y sabiendo que el N2 pesa el 87,5 % del peso de un mol

de O2, se llega a:

0,5440,23

0,544 0,875 0,544 2,138

Y como la densidad del aire es 1,18 kg/m³ (a 25 ºC), obtenemos dividiendo la masa ente la densidad, el

volumen, que es 1,811 m3N.

Por lo tanto, dividiendo esta cifra entre el peso de un mol de combustible se llega a:

1,8110,148

12,24

Resulta una cantidad bastante similar a la anteriormente calculada teniendo en cuenta la aproximación a

la hora de efectuar los cálculos, por lo que damos buenos estos resultados y tenemos un entorno

aproximado de volumen de aire por kg de combustible:

12 14

Según EFM, el generador no puede pararse salvo los fines de semana. Aquí nos referiremos al apagado del

sistema intermitente, en caso de que pudiera hacerse y para eso se ofrece una tabla de ahorro

fraccionada en unidades para su valoración. En definitiva, si se observase que la producción de algún día

o de algunas horas no obligara al paso de piezas por el generador (es decir, sin contar el gasto del horno),

el ahorro sería el siguiente:

Ahorro posible en el generador y horno por parada Energía por hora consumida (generador + horno) kWh Precio medio energía (€/kWh)

218,13 + 2,67 = 220,8 0,0321667

Fracción de tiempo Ahorro emisiones CO2 Ahorro económico Ahorro energético

(t) (€) (kWh) (tep)

TOTAL por hora 0,051 7,10 220,8 0,02

TOTAL por día 1,21 170,46 5.299,2 0,46

TOTAL por 2 días parado por semana 2,43 340,92 10.598,4 0,91

TOTAL ANUAL, considerando solo 24 h/día · 2 días/semana · 46 semanas/año 223,23 15.682,32 487.526,4 41,93

Tabla 19. Ahorro posible en el generador y horno por parada.



Coste inversión Retorno de la inversión 0 € Inmediato

Tabla 20. Coste y retorno de la inversión.

Para el cálculo del ahorro las emisiones de CO2, se ha empleado:

247,13

38.310m N

0,00645m N 3.600

124

í2

í46

ñ51.276,1

m Nñ

Y sale de hacer la equivalencia siguiente: 1000 m3 GN = 2,1767 t de CO2.

No existe inversión, por lo que es ahorro puro. EFM lleva tiempo practicando la parada de fin de semana.

Lograr mayores paradas haría aumentar el ahorro. Con el cuadro anterior puede calcularse fácilmente y

comprobar si merece la pena o no frente a posibles averías por arranques y paradas con mayores

frecuencias.

4.5.8.2. CALEFACCIÓNPORCALDERAENZONADEOFICINAS

La calefacción de las oficinas es por radiadores. Tienen termostato con programador de fin de semana. Se

recuerda que se debe programar, en caso de que no se haya hecho, los días festivos y períodos en los que

no haya trabajo. Es un olvido típico.

4.5.8.2.1. Datostécnicosdelosradiadores

Existen 24 radiadores de diferentes potencias de la marca Roca PCCP sistema doble convector que

funcionan con el agua caliente de la caldera.

Radiadores en oficinas, nº, tipos y potencias

Tipo Nº Dimensiones (mm) Uso

(h/año)

Potencia unitaria

(kW)

Potencia total

(kW)

1 1 1.500 x 600

9 h/día ·

5 días/semana ·

23 semana/año =

1.035

3,84 3,84

2 1 1.200 x 600 3,073 3,073

3 14 1.050 x 600 2,688 37,632

4 1 900 x 600 2,304 2,304

5 3 600 x 600 1,536 4,608

6 2 450 x 600 1,153 2,306

7 1 300 x 600 0,851 0,851

8 1 Panel 2.100 x 300 2,978 2,978

Total 57,592 Tabla 21. Potencia, nº y tipo y uso de radiadores.



4.5.8.2.2. Datostécnicosdelacalderayelquemador

Caldera: datos técnicos Marca y modelo YGNIS PY-72

Potencia nominal 77.000 kcal/h = 89,55 kW

Potencia térmica útil 70.000 kcal/h = 81,41 kW

Rendimiento 91 %

Presión diseño 4 bar

Volumen agua 0,148 m3

Superficie calefactada 2,92 m2

Año 1.992

PCS gas natural 10.130 kcal/m3N = 42.412,3 kJ/m3N

PCI gas natural 9.458,3 kcal/m3N = 39.600 kJ/m3N

Régimen 4 horas en 96 días al año

Tabla 22. Datos técnicos de la caldera.

Quemador: datos técnicos

Marca y modelo JOANNES AZ-18 GAS

Potencia requerida (la nominal de la caldera) 77.000 kcal/h = 89,55 kW

Potencia mínima 85.656 kcal/h = 99,62 kW

Potencia máxima 144.738 kcal/h = 168,33 kW

Nº marchas 2 (suponemos 1ª marcha: 40 % potencia,

2ª marcha: 100 %)

Consumo eléctrico 0,76 kW

Tabla 23. Datos técnicos del quemador.

Las tuberías de conducción están calorifugadas.

4.5.8.2.3. Balancetérmicoenlacaldera Las necesidades actuales de la caldera se pueden sintetizar en el balance de calor en forma de potencias

caloríficas entre las pérdidas de calor globales a través de cerramientos y huecos y el calentamiento de

agua para los radiadores que tienen que ser iguales a la potencia de la caldera, que se resumen según:

é

Tenemos el dato de que se refiere a la potencia instalada total de la calefacción en las oficinas,

que se dimensionó según el cálculo de las pérdidas de calor por transmisión a través de los cerramientos y

huecos. Se supone que en el dimensionado se ha calculado con un factor de ponderación, entre otras

cosas, porque las marcas comerciales de radiadores no tienen la potencia exacta según las necesidades

por pérdidas de calor de los diferentes habitáculos.



Consideraremos que la potencia de los radiadores ha sido mayorada en un 5 % con respecto a las

pérdidas de calor globales. Por lo tanto:

é 1,0554,850

é ∆

Calcularemos el caudal másico (volumétrico) de gas natural en las condiciones de trabajo normal.

De los datos de la caldera se desprende que:

89,55 39.600 0,91 ⇒

89,5536.036

0,0025 0,15 3.456ñ

Siendo el flujo volumétrico de gas natural necesario en la caldera para la potencia nominal, en

condiciones de máximo gasto, en la 2ª marcha del quemador.

Calculemos la potencia por calentamiento de agua en la caldera, suponiendo que trabaja al 40 % de su

potencia térmica útil, es decir, la suposición de fracción de potencia en 1ª marcha del quemador.

También supondremos que los radiadores trabajan al 40 % de su potencia total, por ejemplo, en un día no

muy frío.

% 89,55 0,4 35,82

% 57,592 0,4 23,04

% % % 35,82 23,04 12,78kW

Asimismo calculamos lo mismo pero para el 100 %:

89,55 57,592 31,958kW

Podremos calcular el flujo másico del agua en circuito cerrado a máxima potencia.

El calor específico del agua, tomando la media entre ambas temperaturas, la de retorno de 60 ºC y la de

calentamiento que se supone a 70 ºC, sería:



4,19º

∆

31,958kJs

4,19 º 70 60 º0,763 45,76 45,76

Se han tenido en cuenta 16 medidas de la temperatura de impulsión de la bomba de la caldera y de la

temperatura de retorno (algunas de las cuales se ofrecen a continuación), que se chequearon en la

documentación presentada por EFM, donde el salto térmico medio era de t = 9,6 ≈ 10 º C. Este flujo

másico de agua circulante por las tuberías de los radiadores será el máximo pues aunque el quemador

tenga más potencia, no se demandará nunca más de la calculada.

4.5.8.2.4. Datosdelosgasesdelacaldera Del extracto de mediciones rutinarias por parte de la empresa de mantenimiento, resumimos algunos de

los datos recogidos.

Caldera (algunas mediciones efectuadas anteriormente)

Tª imp. (ºC) Tª ret. (ºC) Tª ext. (ºC)

Presión

circuito

(kg/cm2)

Tª humos

(ºC)

Cont. CO

(ppm)

Cont. CO2

(%)

Índice

opacidad

80 60 29,6 2,4 212,4 5 10,1 1

70 60 10,2 1,5 210,1 2 10 1

68 50 1 2 221,3 1 10,2 1

40 35 19 2,1 220,1 5 10,7 1

Tabla 24. Datos gases de la caldera medidos por empresa mantenimiento.

Nuestras mediciones fueron las siguientes:

Caldera (mediciones nuestras)

Tª amb.

(ºC)

Tª humos

(ºC)

Tª punto rocío

(ºC)

O2

(%)

CO

(ppm)

CO2

(%)

CO2 max.

(%)

NOx

(ppm)

Exceso

aire

Caudal bomba

(l/min)

Pérd. por

chimenea (%)

21,9 236,2 57,7 2,01 0 10,76 11,9 51 1,11 1,16 9,6

Tabla 25. Mediciones de la caldera efectuadas por nosotros.



Suponiendo que el salto térmico fuese de 10 ºC tal y como calculamos antes el flujo másico de agua

circulante, resultaría que la caldera estaría trabajando al 2,53 % de la potencia máxima, siendo

0,81 . Hay que notar que la caldera se encendió expresamente para tomar nosotros los datos.

4.5.8.2.5. Rendimientodecombustióndelacaldera Podemos obtener el rendimiento de la combustión de la caldera en tanto por ciento mediante la fórmula

experimental de Siegert:

100

donde:

o : es un coeficiente que en combustibles gaseosos toma un valor 0,40 ÷ 0,45. Se tomará 0,425.

o : temperatura de los humos (ºC).

o : temperatura ambiente (ºC).

o : porcentaje de CO2 en los humos.

Se obtiene:

100 0,425236,2 21,9

10,7691,54%

Supongamos que ese rendimiento es el óptimo tras haberse realizado un ajuste en el quemador y que

anteriormente se tenían los valores de la 3ª línea de datos de la tabla 26 anterior como normales:

η 100 0,425221,3 110,2

90,82%

El valor del ajuste sería:

Aη ηη

0,0755

y el ahorro por unidades de combustible / año resultaría:

Ahorro A m 0,0755 3.456 260,83m Naño

Ahorro ó A Q h ñ coste



Ahorro ó 0,0755 89,55 384 0,0317017 82,27€.

Este dato se proporciona a la empresa como dato cuantitativo sobre el ahorro económico insignificante

en la caldera y es por ello por lo que no se ha considerado la incorporación de un economizador

precisamente porque la medida no resultaría económicamente acertada para una caldera tan antigua y

con poco gasto energético.

4.5.8.2.6. Rendimientorealdelacalderacomparándoloconelrendimientonominal

Con los datos extraídos de las mediciones se puede obtener la primera gran observación y es que los

valores de O2 y CO2 están dentro de lo normal y no existe presencia de CO. Además, a través de tablas

que relacionan la composición de los humos con su temperatura podemos llegar a establecer la densidad

y la potencia específica, interpolando. De esta forma obtenemos:

15,5 , 63,7

Entonces, tenemos el calor perdido por los gases de la combustión:

987

que representa un 10,8 % respecto al calor aportado por el PCI.

Estimando el resto de pérdidas como despreciable (radiación, etc.) obtenemos el rendimiento de la

caldera:

1 0,108 0,892 ⇒ 89,2%

Como el rendimiento nominal de la caldera es del 91 %, vemos que el rendimiento real en condiciones

cuasi óptimas es de un 2,0 % menos, que, creemos, está en torno a lo tolerable.



4.5.8.2.7. Cálculodetransmisióndecalorypotenciatérmicaenlasoficinas Hemos obtenido algunos datos del proyecto de calefacción proporcionados por la empresa. Tenemos las

áreas de intercambio de todos los cerramientos y la composición de los mismos. Por lo tanto podemos

obtener aproximadamente, y sin tener en cuenta factores ponderativos, dado que no vamos a realizar un

cálculo intensivo como el del proyectista, la transmisión de calor en las oficinas.

Para ello, suponemos que la temperatura entre todas las dependencias de las oficinas es igual, por lo que

no habrá transmisión de calor entre los distintos locales. La transmisión de calor será:

hacia el exterior por los laterales del muro MURO2.

hacia el exterior por el techo exterior SOF-E.

hacia el interior del taller mediante el techo entre plantas SOF-I.

El diseño para el cálculo de la calefacción se hizo siguiendo los siguientes parámetros:

Datos diseño calefacción Temperatura

exterior

(ºC)

Temp. interior

(ºC)

Temp. terreno

(ºC)

Temp. invierno int.

(ºC)

Tª verano int.

(ºC)

Humedad relativa

(%)

Altitud sobre

nivel del mar

(m)

-1 Taller: 18

Oficinas: 22 8 20 26 Invierno: 81 Verano: 46 45

Tabla 26. Datos diseño calefacción.

Para las oficinas tenemos el cerramiento llamado MURO2 (muro bloque simple) que es el que tiene

contacto perimetral con el aire exterior. Aunque el DB HE 1 del CTE no está contemplado para edificios

industriales sí se tendrá en cuenta la definición de envolvente y dado que en este caso en el recinto de las

oficinas no existen locales no calefactados (salvo los baños, cálculo que se desprecia) existe una clara

justificación del empleo del cálculo de la transmisión de calor exclusivamente al paramento exterior, hacia

la planta de abajo o hacia el techo exterior, pues los pavimentos entre plantas (PAV-I) y los divisores de la

oficina (DI-10) se suponen comprendidos dentro de la envolvente. El fin de este pequeño cálculo es una

aproximación para comparar la transmisión de calor con la potencia instalada de radiadores en las

oficinas. Vamos a considerar también la transmisión por las ventanas mientras que ignoraremos las de las

puertas, pues no sabemos qué puertas dan al exterior y será una cantidad despreciable.

Vamos a recalcular la transmitancia térmica:



Fig. 9. Capas del cerramiento Muro 2.

El proyecto de calefacción se realizó con la antigua normativa NBE-CT/79, ya que el CTE empezó a entrar

en vigor después del 2.005. Ahora los coeficientes superficiales de resistencia térmica en contacto con aire

hi y he tienen otros valores. En concreto, en la figura del programa anterior (Termical) se calcula la

transmitancia térmica con los valores en azul, mientras que los valores en rojo son los especificados en el

proyecto original:

Proyecto con Termical Proyecto original 1/he = Rse = 0,04 (m2K/W) 1/hi = Rsi = 0,1 (m2K/W) 1/he = Rse = 0,043 (m2K/W) 1/hi = Rsi = 0,123 (m2K/W)

he = 25 (W/m2K) hi = 10 (W/m2K) he = 23,26 (W/m2K) hi = 8,14 (W/m2K)

Tabla 27. Diferencia de coeficientes de película entre el proyecto y la normativa actual.

Cabe decir que existe una pequeña variación en el cálculo de la transmitancia térmica si en el programa

se entra con los datos del proyecto original. En concreto, para el cerramiento MURO2, las diferencias

considerando en ambos casos los valores en rojo de la tabla 24 para la transmitancia térmica son:



Transmitancia térmica para el cerramiento MURO2 con los datos del proyecto U (W/m2K) calculado U (W/m2K) proyecto de la empresa

1,656 1,739

Tabla 28. Transmitancia térmica calculada y la obtenida en el proyecto.

La transmitancia térmica debe calcularse como se ha especificado y da el valor señalado en azul en caso

de que optaremos por esos coeficientes. Además, la forma de calcular la transmitancia para este caso, no

ha sufrido modificación al variar la normativa de cálculo.

De las ecuaciones, se sabe que la transmisión de calor para paredes planas en régimen estacionario, es:

y que el coeficiente global de transmisión o transmitancia térmica es:

11 ∑ 1

Vamos a calcular la transmitancia del cerramiento para probar el cálculo del programa:

1

0,040,021,4

0,20,56

0,020,3 0,1

1,7298

Queda comprobado que el programa calcula bien la transmitancia térmica.

El tipo de ventana en las oficinas es VENT2, que tiene las siguientes características:

Características ventanas VENT2 según proyecto Medidas

Transmitancia k del hueco Área (m2) Cristal Posición Espesor Tipo

1,4 x 1,6 3,29 1,10 72 % N 6 mm Doble hoja

con cámara de aire

Tabla 29. Datos de ventanas de oficinas. Los datos en rojo han sido inventados pues los desconocemos y no son necesarios para el cálculo.

Nos dan la transmitancia total del hueco, que como se sabe es:

1

donde UH es la transmitancia total, FM es el cociente entre el área ocupada por el marco entre el área total

del hueco, UV es la transmitancia del cristal y UM, la del marco. Se considerará la transmitancia k del hueco

del proyecto la considerada como UH.



Las áreas totales son:

Áreas totales cerramientos y huecos Área oficinas generales Área ignorada

Cerramiento MURO2 (m2)

Ventanas VENT2 (m2)

Techo exterior SOF-E (m2)

Techo entre plantas SOF-I (m2)

Incluye planta baja y primera con vestíbulo y aseos

300 (pl. baja) 321 (1ª pl.) (m2)

Puertas PUE1 (m2)

429,26 55 313,47 978,27 621 16,8 Tabla 30. Áreas totales y área ignorada.

Los huecos (ventanas y puertas) representan el 14,33 % del total de áreas, donde se ha ignorado el 3,35 %

del total correspondiente a puertas, la mayoría, interiores.

Pérdidas de calor por transmisión a través del cerramiento exterior MURO2.

429,26 1,7298 22 1 17.078,3

Pérdidas de calor por transmisión a través de las ventanas VENT2.

55 3,29 22 1 4.161,85

Pérdidas de calor por transmisión a través del techo exterior SOF-E.

313,47 0,933 22 1 6.726,8

Pérdidas de calor por transmisión a través del techo entre plantas SOF-I.

Consideramos el taller a t = 10 ºC, en condiciones de baja temperatura, para situarnos en el peor escenario

para las cargas térmicas.

978,27 1,980 22 10 23.243,7

Por lo tanto, bajo las hipótesis enunciadas reductoras, la transmisión de calor total es de:

51,666

Pérdidas de calor por entradas de aire.

Deberemos incluir las pérdidas de calor por ventilación e infiltración. Se tomará:

con:



á ,

Es decir, el caudal de aire será el mayor entre el de infiltración y el de ventilación. Nosotros consideraremos

para este cálculo el de ventilación (manual) solamente, por apertura de puertas y ventanas.

Sabiendo además que:

1,25 º

Vamos a considerar una renovación por hora de 1,5 , es decir, cada 40 minutos por lo que para

seguridad y confort, se tiene un caudal de ventilación de:

1,5 641 3 2.563,4mh

que equivale a:

2.563,4 1,25 22 13.600

23,04

Se han considerado que existen 3 m. en las oficinas de la planta baja y de la 1ª.

Ahora deberemos considerar las ganancias de calor debidas a las cargas por ocupación, iluminación y

otros componentes. En calefacción no se consideran cargas radiantes solares ni otras similares.

Ganancia de calor por transmisión por ocupantes.

Consideraremos una carga media por ocupante 139 . Entonces:

á 35 139 4.865

Ganancia de calor por transmisión por iluminación.

En las oficinas existen 240 fluorescentes de 18 W con reactancias magnéticas en grupos de 3 en 3, algunas

de las cuales se usan poco o nada. Vamos a despreciar unas 50 fluorescentes por ese motivo. Además,

añadiremos el factor 1,25 por tratarse de fluorescentes con reactancias. Como son de reactancia y

cebador, tomaremos unas pérdidas de 4 W por lámpara por lo que la potencia real será de 22 W por el

conjunto unitario.



Entonces:

240 50 22 1,25 5.225

Existe otra forma de calcular la ganancia por iluminación y es multiplicar la potencia luminosa por metro

cuadrado por el área del local (y en este caso por el factor 1,25 también). En este caso no se contempla

de esta forma, pues tenemos datos de la iluminación existente.

Ganancia de calor por otros equipos.

Pueden existir varios equipos de oficina, pero los más típicos son los ordenadores y fotocopiadoras.

Teniendo en cuenta que el calor desprendido por un ordenador puede ser de unos 250 W, y el de una

fotocopiadora de unos 1.250, podemos obtener:

250 10 1.250 4 7.500

Suplementos.

En cálculo de cargas térmicas se toman los siguientes suplementos agrupados según:

1

donde:

o es el suplemento por orientación norte.

o es el suplemento por interrupción del servicio de calefacción.

Este factor se multiplica al conjunto de pérdidas de carga. Se tomará 1,01.

Veamos la contabilidad de pérdidas y ganancias de calor:

Pérdidas y ganancias de transmisión de calor en las oficinas

Pérdida por cerramiento MURO2 17,08 Ganancias por ocupantes 4,87 Pérdida por ventanas VENT2 4,16 Ganancias por iluminación 5,23

Pérdidas por techo exterior SOF-E 6,73 Ganancias por otros equipos 7,50 Pérdidas por techo entre plantas SOF-I 23,24

Pérdidas por entrada de aire 23,04 Total pérdidas 74,25

Total pérdidas con suplementos , Total ganancias , Total potencia calorífica necesaria para calefacción ,

Tabla 31. Potencia calorífica necesaria para calefacción en oficinas.



La potencia instalada en los radiadores es de 57,592 , que representa el 0,3 % más respecto a la

potencia calculada por el balance térmico de pérdidas de calor (hacia el exterior) y ganancias (hacia el

interior) de las oficinas. Obsérvese que aunque el cálculo ha sido general para el conjunto de las oficinas,

esto es coherente con el hecho de considerar que no existe transmisión térmica entre los distintos locales

de las oficinas por suponerse a la misma temperatura en régimen estacionario. Así, los tabiques de

separación es como si no existieran a efectos térmicos en este cálculo para las oficinas. Podemos

considerar que el cálculo es bastante aproximado a la realidad y que las necesidades de ventilación son

suficientes. En la realidad sí existirá una pequeña transmisión térmica hacia el taller, por estar a menor

temperatura, que no se ha tenido en cuenta.

Obsérvese que lo ideal sería contar entre 4-8 renovaciones hora para las oficinas. Sin embargo, si

calculamos para n = 6 renovaciones/hora, las necesidades en potencia serían por pérdidas de entrada de

aire de:

92,14 20,47

Por lo que el total de potencia necesaria para hacer frente a las necesidades térmicas sería de:

127,70 57,21

Es decir, 2,24 veces más, siendo motivo suficiente para reducir las renovaciones de aire en invierno siempre

que se pueda y ajustarlas a lo aquí descrito que hacen coincidir con la potencia instalada en radiadores.

4.5.8.3. CALEFACCIÓNPORTUBORADIANTEENZONADEPRODUCCIÓN

La fábrica cuenta con 15 tubos radiantes que suelen ponerse desde octubre hasta marzo, y durante un

rato al día, sobre unas 2,5 horas entre los meses de diciembre y enero, y durante 2 horas los meses de

octubre, febrero y marzo. Estos tubos radiantes de calefacción son de la marca AMBI RAD AR35/UT de

37 kW.



Tubos radiantes nº 15

Potencia nominal unitaria (kW) 37

Potencia nominal total Pn (kW) 555 Rendimiento 0,90

Potencia real total

Pt = Pn/ 616,67

Potencia real unitaria ventilador 0,118 kW

Potencia real total ventilador 1,77 kW

Caudal gas natural unitario (m3N/h) 3,36

Caudal gas natural total (m3N/h) 50,4

Régimen 2 horas entre noviembre y marzo

Tabla 32. Tubos radiantes.

El consumo de energía para calefacción por tubo radiante se halla multiplicando la potencia real total

(kW) por el régimen de horas de cada mes por el nº de días trabajados. Se ha supuesto que todos los tubos

se encienden durante ese régimen. Este consumo energético se desglosará en el apartado 4.5.6.

Gasto tubos radiantes

Tubos

radiantes

Potencia

nominal

(kW)

Potencia

real (kW) Uso (h/año)

Consumo

(kWh) por año

Precio medio del gas

(€/kWh), según

apartado 4.3.2

Gasto (€)

por año

15 37 41,11

2,5 h/día · 36 días/año

+ 2 h/día · 60 días/año

= 210

129.496,5

0,0317051 4.105,70

Gasto ventiladores

Ventiladores

Potencia

nominal

(kW)

Potencia

real (kW) Uso (h/año)

Consumo

(kWh) por año

Precio medio de la

electricidad (€/kWh),

según apartado 4.3.4

Gasto (€)

por año

15 0,1 0,118 210 371,7 0,0942472 35,03

Gasto total (€) 4.140,73 Tabla 33. Gasto tubos radiantes y ventiladores de impulsión.

4.5.8.3.1. Cálculodetransmisióndecalorypotenciatérmicaeneltaller

Al igual que se hizo con el cálculo de la transmisión de calor en las oficinas, vamos a determinar las cargas

térmicas y potencia para el taller.

A efectos prácticos vamos a considerar la temperatura del taller ti = 18 ºC, en lugar de 22 ºC. Esto viola

parcialmente lo comentado sobre la envolvente, ya que habría transmisión de calor de las oficinas al taller.

Esa transmisión se ha despreciado en el cálculo anterior de las oficinas.



Áreas de los cerramientos y huecos del taller

Pared/hueco MURO2 (muros) MURO2 (solera) CUBI3 (cubierta) VENT1 (ventanas) PUE1 (puertas)

Área (m2) 1.169,10 2.503 2.503 285 100 (despreciable)

Tabla 34. Áreas de los cerramientos y huecos del taller.

El tipo de ventana es VENT1, que tiene las siguientes características:

Características ventanas VENT1 según proyecto

Medidas Transmitancia k

del hueco Área (m2) Cristal Posición Espesor Tipo

1,5 x 1,5 3,65 2,25 80 % N 6 mm

Doble hoja

con cámara

de aire

Tabla 35. Datos de ventanas de taller. Los datos en rojo han sido inventados pues los desconocemos y no son necesarios para el cálculo.

Pérdidas de calor por transmisión a través del cerramiento exterior MURO2.

1.169,10 1,7298 18 1 38.424

Pérdidas de calor por transmisión a través de la solera por MURO2.

2.503 1,7298 18 8 43.297

Nota: no se calcula la parte del cerramiento MURO2 de la solera siguiendo el Documento Básico HE 1 del

CTE, porque se toma como cerramiento normal. Sin embargo, sí se ha tenido en cuenta la temperatura del

terreno para la solera.

Pérdidas de calor por transmisión a través de las ventanas VENT1.

285 3,65 18 1 19.765

Nuevamente se ha considerado la transmitancia K del hueco referida del proyecto a la transmitancia del

hueco UH, según la nomenclatura del CTE, que se definió en la sección anterior.

Pérdidas de calor por transmisión a través de la cubierta CUBI3.

2.5031

0,040,00858 0,1

18 1 339.359



Pérdidas de calor por entradas de aire.

Consideraremos una renovación por hora de 1,7 , es decir cada 35 minutos y medio, un poco mayor a

la de las oficinas, y también será por ventilación manual.

Supondremos que el caudal de infiltraciones es menor que el de ventilación, por lo que se considerará éste

último para el caudal del aire.

Deberemos incluir las pérdidas de calor por ventilación e infiltración. Se tomará:

1,7 4.500 8 61.200mh

Que equivale a:

61.200 1,25 18 13.600

403,75

Ganancia de calor por transmisión por ocupantes.

Consideraremos una carga media por ocupante 164 , superior al del personal de oficina.

Entonces:

á 45 164 7.380

Ganancia de calor por transmisión por iluminación.

En el taller existen:

– 86 lámparas de descarga de vapor de mercurio de 400 W, con pérdidas estimadas de 21 W, de lo

que resulta una potencia real de 421 W.

– 207 lámparas fluorescentes, de las que.

unas 30 son con balastros electrónicos y una potencia media de unos 40 W de lámpara,

con pérdidas de 1 W, potencia total 41 W (hay mezcla entre potencia de lámpara de 42 W

y de 35 W). Hay 5 de ellas que son de diodos leds.

luego 175 serán de 58 W de lámpara, con pérdida de unos 10 W, con lo que la potencia

real es de 68 W, ya que existen 2 fluorescentes de 20 W en la sala de calderas.



Además, añadiremos el factor 1,25 por tratarse de fluorescentes con reactancias a estas últimas pero no a

las otras. Entonces:

86 421 30 41 177 68 1,25 52.481

Ganancia de calor por otros equipos.

En este caso tendremos máquinas y motores. Para saber la ganancia de calor de un motor, se puede

hacer un cálculo rápido sabiendo donde se encuentran máquina y motor, donde P es la potencia y el

rendimiento del motor:

- si máquina y motor están dentro del taller: - si la máquina está dentro y el motor fuera: - si máquina y motor están en el exterior: 1

En este caso todas las máquinas y motores se encuentran dentro del taller, excepto el motor y la bomba

de retorno del agua a la torre, la bomba de refrigeración hacia las máquinas y el 2º compresor de reserva

que no cuentan, aparte de la torre de refrigeración con su bomba, como es obvio.

En total suman 619,93 kW de potencia P para todos los equipos. Aplicaremos un factor de simultaneidad

de 0,8 pues no todas las máquinas-motores funcionarán a la vez.

Entonces, usando nuevamente 1,01, tenemos:

619.930 0,8 495.944

La contabilidad de pérdidas y ganancias de calor es:

Pérdidas y ganancias de transmisión de calor en taller Pérdida por cerramiento

MURO2 38,42 Ganancias por

ocupantes 7,38

Pérdidas por solera MURO2 43,30 Ganancias por iluminación

52,48

Pérdida por ventanas VENT1 19,77 Ganancias por otros equipos

495,94

Pérdidas por cubierta CUBI3 339,36

Pérdidas por entrada de aire 403,75

Total pérdidas 804,60 Total pérdidas con

suplementos , Total ganancias ,

Total potencia calorífica necesaria para calefacción , Tabla 36. Potencia calorífica necesaria para calefacción en taller.



La potencia real de los tubos radiantes es de 616,67 kW, que supone un 107,5 % más de la potencia

necesaria, si bien solo se usa unas 2 horas al día.

4.6. CURVASDECARGADEELECTRICIDADYCONSUMOENERGÉTICO

4.6.1. CURVADECARGAELÉCTRICA(ENCONSUMODECOMBUSTIBLEPRIMARIO)

Fig. 10. Curvas de carga desglosada de energía eléctrica.

Fig. 11. Curvas de carga total de energía eléctrica (Tep).



Fig. 12. Bloques de carga de energía eléctrica.

4.6.2. DESGLOSEDECONSUMOENERGÍAANUALELÉCTRICA

Fig. 13. Diagrama de sectores de gasto de energía anual de gas.



4.6.3. GRÁFICOCONSUMOELECTRICIDADYGASTOMENSUALES

Fig. 14. Consumo y gasto (sin IVA) mensuales de gas.

4.6.4. TENDENCIADELCONSUMOENERGÉTICODEGASYDELGASTOCALCULADOSPORREGRESIÓNLINEAL

Fig. 15. Tendencia del consumo energético y del gasto de gas mediante regresión lineal.



4.6.5. TENDENCIA DE LOS PRECIOS MEDIOS POR kWh DE ENERGÍA EN ELECTRICIDAD CALCULADOS POR

REGRESIÓNLINEAL

Fig. 16. Tendencia de los precios medios por kWh de energía en gas.

A continuación vamos a extraer unas interesantes conclusiones respecto al consumo anual de electricidad

y el gasto realizado a través de las dos regresiones lineales de la figura anterior. También analizaremos el

coste por kWh. Analizaremos la situación inicial (enero 2010) y final (diciembre de 2010) para observar el

comportamiento de los costes y consumos. También pondremos al lado los valores reales.

Tendencia de consumo y gasto de electricidad anual

Mes Consumo elect.

real (kWh/año)

Consumo elect.

reg. lineal

(kWh/año)

Gasto elect.

real (€/año)

Gasto elect.

reg. lineal

(€/año)

Coste real

(€/kWh)

Coste reg.

lineal (€/kWh)

Enero 2010 166.550,0 177.897,9 18.913,91 18.576,3 0,0272722 0,1039

Diciembre

2010 126.749,0 155.137,8 14.424,25 13.013,7 0,0273744 0,0852

Disminución

% 12,8

Disminución

% 29,9

Disminución

% 18,0

Tabla 37. Tendencia de consumo y gasto de electricidad anual.

En la tabla anterior se desprende un dato muy interesante: se ha producido una disminución del consumo

de electricidad siguiendo la regresión lineal del 12,8 %, mientras que el gasto anual siguiendo la otra



regresión ha sido del 29,9 %. Por otra parte, la regresión lineal de los costes por kWh ha hecho disminuirlos

en un 18,0 % a lo largo del año. Se va a resumir lo anterior de la siguiente forma:

El consumo de electricidad tiene una tendencia clara a disminuir y el gasto de

electricidad por año ha disminuido 2,33 veces respecto al consumo (29,9 % / 12,8 %) y

ello es debido a la tendencia de disminución del precio por kWh que tiene una

proyección de bajada interanual del 18,0 % y ello a pesar de mantenerse los precios.

La explicación se debe a la interacción de los diferentes períodos tarifarios en cada

cargo en factura y de la tendencia de la fábrica a ir rebajando el coste en base a

haber usado precios de períodos más bajos. Aunque EFM no haya hecho de forma

intencionada el uso de sus máquinas e instalaciones eléctricas en los períodos más

ventajosos en coste, sí se refleja esa tendencia.



4.6.6. DESGLOSEDEPRECIOSYCOSTESYDELAENERGÍACONSUMIDAPORLASMÁQUINASCONSUMIDORASDE

ELECTRICIDAD

AÑ

O 2

010

DÍA

S PO

R M

ES

Importe

pagado

sin IVA(€)

Energía consumida

Precio

medio elect.

(€/kWh)

Tep por

mes kWh por mes

TOTAL TOTAL

12

Curva-

doras

10

Abocar-

dadoras

10

Transfers 9 Prensas Gatzsch 11 Mesas 2 Hornos

2

Compre-

sores +

vent.

Otros

ENE 18 18.913,91 14,32 166.550 21.187 12.022 22.204 8.201 3.703 4.154 47.593 21.862 15.062 0,1135630

FEB 20 19.435,74 14,53 168.897 23.541 13.358 24.671 9.112 4.114 4.616 52.882 24.291 16.736 0,1150745

MAR 19 16.392,71 16,01 186.167 22.364 12.690 23.437 8.656 3.908 4.385 50.238 23.076 15.899 0,0880538

ABR 19 14.144,93 14,61 169.860 22.364 12.690 23.437 8.656 3.908 4.385 50.238 23.076 15.899 0,0832740

MAY 21 18.376,79 15,81 183.768 24.718 14.026 25.904 9.567 4.320 4.847 55.526 25.505 17.572 0,1000000

JUN 22 18.058,31 15,33 178.228 25.895 14.694 27.138 10.023 4.525 5.077 58.170 26.720 18.409 0,1013214

JUL 22 20.900,06 16,92 196.736 25.895 14.694 27.138 10.023 4.525 5.077 58.170 26.720 18.409 0,1062340

AGO 8 6.452,53 6,86 79.773 9.416 5.343 9.868 3.645 1.646 1.846 21.153 9.716 6.694 0,0808861

SEP 22 14.682,79 15,62 181.608 25.895 14.694 27.138 10.023 4.525 5.077 58.170 26.720 18.409 0,0808488

OCT 20 12.557,64 14,40 167.442 23.541 13.358 24.671 9.112 4.114 4.616 52.882 24.291 16.736 0,0749970

NOV 21 15.196,48 16,55 192.437 24.718 14.026 25.904 9.567 4.320 4.847 55.526 25.505 17.572 0,0789686

DIC 18 14.424,25 10,90 126.749 21.187 12.022 22.204 8.201 3.703 4.154 47.593 21.862 15.062 0,1138017

TOT. 230 189.536,14 171,86 1.998.215 270.722 153.618 283.714 104.787 47.310 53.082 608.138 279.343 192.458 0,0936417

Potencia (kW) 715,56 112,10 63,61 117,48 43,39 19,59 21,98 110,17 115,67 111,57 MEDIA

Simultaneidad (%) ----- 75 75 75 75 75 75 100 75 75

Nº horas/día ----- 14 14 14 14 14 14 24 14 10

Energía realmente consumida

(kWh por mes) 1.998.215

Precio medio 1

(€/kWh) 0,0936417

Energía calculada por los datos

establecidos (kWh por mes) 1.993.172

Precio medio 2

(€/kWh) 0,0948527

Diferencia (kWh por mes) 5.043 Precio medio 3 tomado

(€/kWh) 0,0942453

Tabla 38. Desglose de consumos y costes de electricidad en las instalaciones. Se han tomado 230 días de trabajo, con días de vacaciones en diciembre, enero, agosto y abril. En agosto se observó muy poco consumo, por lo que se suponen más de 2 semanas de vacaciones.



4.6.7. POTENCIASUNITARIASDELASMÁQUINASCONSUMIDORASDEELECTRICIDAD

En el apartado anterior hemos resumido las potencias eléctricas por grupos de máquinas aparte de la

energía. A continuación extraeremos un diagrama de sectores para contemplar el porcentaje de

potencia instalada por cada grupo diferenciado.

Fig. 17. Potencia eléctrica de los distintos grupos (en %).

4.6.8. DESCRIPCIÓNDEMÁQUINASYSISTEMASQUEUSANELECTRICIDAD

4.6.8.1. MÁQUINASDEPRODUCCIÓNESPECÍFICAS

Todas las máquinas de producción altamente específicas para la fábrica como prensas,

abocardadoras, transfers, etc. no serán analizadas ni descritas pues no es del alcance de esta

auditoría ni tenemos datos suficientes para poder efectuar ningún análisis. Además, las pautas de

funcionamiento, puesta en marcha, revisiones y mantenimientos son muy exclusivas adecuándose al

nivel de producción.

No obstante se reflejarán algunos consejos, que no medidas, encaminadas a mejorar el ahorro

energético en cuanto a la sustitución de bombas, ventiladores y motores y la posible incorporación de

variadores de velocidad.



4.6.8.2. TORREDEREFRIGERACIÓN

Referimos los datos de la torre de refrigeración, a continuación.

Torre de refrigeración, datos técnicos

Marca y modelo Intercal JMP-4, ref. P-980.311 Ventilador Siemens, modelo ¿?

Potencia 0,74 kW

Caudal 16.000 m3/h

Bomba retorno horno a torre Marca ¿?, modelo M-50

Potencia 1,10 kW

Caudal 16.000 m3/h

Nº vueltas 3.000 rpm

Bomba impulsión torre a horno Pedrollo F32/200B

Potencia 5,5 kW

Punto óptimo de operación Q = 23,7 m3/h, H = 41 m

Alturas H entre 36 y 52 m

Nº vueltas n = 2.900 rpm

Caudal máximo 30 m3/h, a H = 36 m y

Tabla 39. Datos técnicos de la torre de refrigeración.

Posteriormente se estudiará la bomba de impulsión de la torre al horno Insertec, dado que de los otros

componentes, faltan datos para poder realizar un estudio.

4.6.8.3. MOTORESELÉCTRICOS. 4.6.8.3.1. Eficienciademotoreseléctricos

Los motores usan el 40 % de la electricidad del mundo, del 60 a 70 % en el sector industrial, y entre el 30 y 40

% en el sector de servicios. De toda la energía eléctrica que usan los motores, alrededor del 90 % la utilizan

los motores de inducción de corriente alterna entre 0,75 y 200 kW. Si estos motores fueran un poco más

eficientes, las emisiones de CO2 se recortarían drásticamente y las empresas ahorrarían mucho dinero. Es

por ello que los organismos internacionales están adoptando nuevas normativas para reducir el consumo

eléctrico mediante la introducción de motores cada vez más eficientes.

Comparándolos con otras máquinas, los motores eléctricos son bastante eficientes. Un motor de alta

eficiencia de 90 kW convierte un 95% de la energía que utiliza en trabajo útil. Un motor de coche solo utiliza



de forma eficiente un 40 - 45%. Pero el gran número de motores instalados implica que unos cambios

pequeños en eficiencia, supongan una gran diferencia. Además, las nuevas normativas desarrolladas

hacen que el cálculo del rendimiento de un motor con los procedimientos anteriores fuese superior a los

registrados con los nuevos procedimientos. Ello quiere decir que ese rendimiento de un motor antiguo está

basado en una ponderación sobre la realidad.

Fig. 18. Grado de eficiencia según potencia y rendimiento, según Acuerdo Voluntario Europeo.

4.6.8.3.2. Toleranciadelrendimientodeunmotor

Además se tiene que tener en cuenta la tolerancia del rendimiento nominal de un motor nuevo. En el caso

de un motor normal, dicha tolerancia es del 15 % marcado por IEC. Marcas comerciales de amplia

presencia en el mercado como ABB tienen esa tolerancia fijada en el 5 %, es decir un tercio menor. Se

supone que siempre el margen de tolerancia está fijado por debajo del valor nominal, es decir, que un

motor puede presentar cualquier valor entre el nominal y el mínimo del margen de tolerancia.

100

100



Para un motor normal con rendimiento del 92 %, sería:

15100

100 92 1,2 ⇒ í 92 1,2 90,8

Por lo que el rendimiento real de nuevo estará entre 90,8 ÷ 92, mientras que para un motor de una casa

importante, estaría entre 91,6 ÷ 92. De ahí que a la hora de comprar un motor nuevo se debe tener en

cuenta también este factor. Ninguna casa de motores puede asegurar al 100 % el rendimiento nominal

exacto de su motor.

Los cálculos sobre la eficiencia y la tolerancia entre motores deben calcularse por separado y una vez

obtenidos los retornos de la inversión, tomar una decisión en base al ahorro logrado y el tiempo.

4.6.8.3.3. Legislaciónsobredesaparicióndemotoresdebajaeficienciayplazos

Según la legislación, a partir del 16 de junio de 2011 será de obligado cumplimiento para motores de

puesta en circulación entre 0,75 kW y 375 kW una clasificación mínima IE2. Por tanto, todos los motores que

sean EFF3, EFF2 ó IE1 en esos rangos de potencia, no se podrán comprar nuevos si se averían quedando

prohibida su venta dentro de Europa cumpliendo la Directiva 2005/32/CE (y también la Directiva

2009/125/CE - Ecodiseño). A partir de ese momento, los nuevos motores en Europa no llevarán la marca

EFF, sino IE.

Además el calendario incluye:

A partir del 1 de Enero de 2015 el rendimiento mínimo de los motores de 7,5 a 375 kW será el IE3.

A partir del 1 de enero 2017 la obligación del IE3 se extenderá también a los motores de 0,75 kW

a 5,5 kW.



Fig. 19. Comparación eficiencia de motores entre normativas.

4.6.8.3.4. Rebobinadodemotores:unahorroaparente

¿Qué ocurre cuando se lleva un motor a rebobinar?

1. Pueden poner hilo de cobre de peor calidad que el original.

2. Puede que por error o descuido pongan alguna espira de menos al bobinar.

3. El motor sufre una “agresión” con disolventes para poder desbobinar pero ataca también al

aislamiento de la chapa.

4. ¿Lo bobinarán a mano en lugar de a máquina?

En definitiva, en el bobinado, perderá rendimiento, que puede ser mayor del 1 % respecto al original de

fábrica. A efectos prácticos se tomará de media 0,75 % por cada uno de ellos para computar la caída de

rendimiento. Por lo tanto, a la hora de evaluar motores viejos, se debe tener en cuenta que los

rendimientos nominales de nuevo en la placa de características no serán los reales de trabajo actuales,

como antes de comentó.

Por ejemplo, si tenemos un motor con un rendimiento del 91,7 % nominal que ha sufrido 2 averías durante

su servicio y un bobinado, la caída del rendimiento estimado sería:

91,7 2 0,5 0,75 89,95%



Pero como existe la tolerancia del rendimiento y éste era un motor normal, calculamos el margen de

tolerancia respecto al nominal, que será el máximo:

15100

100 91,7 1,245 ⇒ í 91,7 1,245 90,455

Por lo tanto:

90,455 2 0,5 0,75 88,705%

El motor estará con un rendimiento entre 88,71 ÷ 89,95 %. Si queremos tomar la media de ambos valores de

la tolerancia como el valor para cálculo, quedará:

89,33%

Obsérvese que este rendimiento supone una merma de casi el 2,6 % respecto al valor nominal inicial.

Entonces se va a la ecuación del ahorro que está en el apartado de recomendaciones donde se ofrece

una mejora genérica para toma de decisiones en la compra de un motor, se calcula dicho ahorro y

también el tiempo de retorno en base a la metodología descrita allí y es fácil conocer si sale o no rentable

cambiar el motor pues puede resultar más caro mantenerlo en su estado. Un ejemplo práctico basado en

un estudio real para bobinados es el siguiente:

Motor de 75 kW y 4 polos, servicio 8 h durante 230 días a 0,0942453 €/kWh Tipo Rebobinado motor bajo rendimiento Nuevo motor alto rendimiento

Rendimiento (%) 91,6 / con caída de 1,1 = 90,5 94,0 % Potencia red (kW) 81,88 / con caída de 1,1 % = 82,87 79,79 Coste/Precio (€) Coste rebobinado: 1.348 € Precio motor nuevo: 3.110 €

Costos / ahorros (€)

Incremento costes operación anual pérdida 1,1 % rendimiento:

(82,87 - 81,88) kW · 0,0942453 €/kWh · 24 h/día · 230 días = 515,03

Ahorro en costes operación anual aumento 2,6 % rendimiento:

(82,87 – 79,79) kW · 0,0942453 €/kWh · 24 h/día · 230 días = 1.602,32

Ahorro total (€) Ahorro por mejor rendimiento del nuevo + disminución coste por pérdida del viejo: 1.602,32 + 513,03 = 2.115,35

Ahorro (€/h) 2.115,35 / (8 · 230) = 1,14965 Ahorro (€/año) 1,14965 · 8 · 230 = 2.115,36 Coste total en

1 año (€) 1.348 + 515,03 = 1.863,03 3.110 – 1.602,32 = 1.507,68

Amortización motor nuevo 1 año = 8 · 230 = 1.840 h 3.110 € / 1,14965 €/h = 2.705 h =

1,47 años = 1 año y medio aprox. Tabla 40. Ejemplo de estudio de ahorro en un motor nuevo frente a otro con caída de rendimientos por rebobinados.



4.6.8.3.5. Variadoresdevelocidad ofrecuencia enmotoreseléctricos

Ventajas del variador de velocidad.

1. Ahorro en potencia reactiva.

2. Ahorro en potencia activa.

3. Ahorro en mantenimiento.

4. Ahorro en tiempo de instalación.

5. La inversión inicial se recupera rápidamente.

6. Evita los golpes de ariete, la sobrepresión y la cavitación en equipos hidráulicos,

extendiendo la vida útil de los equipos y la instalación.

7. Operaciones más suaves.

8. Control del par motor (torque o momento).

9. Control de la aceleración.

10. Distintas velocidades de operación para cada fase del proceso.

11. Compensación de variables en procesos no constantes.

12. Permitir operaciones lentas para fines de ajuste o prueba.

13. Ajuste de la tasa de producción.

14. Permitir el posicionamiento de alta precisión.

Las cargas en un motor pueden ser:

– Cargas de par variable.

– Cargas de par constante.

– Cargas de potencia constante.

Se emplea fundamentalmente en ventiladores y equipos de aire acondicionado, equipos de bombeo,

bandas y transportadores industriales, elevadores, llenadoras, tornos y fresadoras, entre otros, si bien, podría

decirse que en bombas y ventiladores el ahorro es más inmediato, dado que el motor no deberá consumir

una energía no aprovechada aún con la estrangulación de una válvula y porque la disminución en las

curvas es más notoria en estos dispositivos.



Fig. 20. Ahorro energía con variadores de frecuencia. Comparación con carga de par variable y par constante. Altura manométrica = total static head

EFM tiene una buena batería de condensadores que compensa la energía reactiva con un perfecto

factor de potencia. En ninguna factura eléctrica aparece ni un euro de recargo (eso quiere decir que no

se ha superado en ningún momento el 33 % de energía reactiva respecto a la activa), pues las compañías

eléctricas penalizan este tipo de energía, pero ha de tenerse en cuenta que cuanta menos potencia

reactiva se consuma, menores o de inferior capacidad serán los condensadores de la batería instalada

que son los encargados de minimizarla. La energía reactiva se penaliza pues perjudica la transmisión de la

energía a través de las líneas de distribución eléctrica. En caso de que se implementaran más variadores

de velocidad de los existentes, es posible que se propusiera un reestudio de la capacidad de la batería de

condensadores que influiría asimismo en menor gasto eléctrico y de coste de repuestos de condensadores

que pudieran fundirse. La única objeción a los variadores de frecuencia es que pueden aumentar los

armónicos indeseables de la red.

4.6.8.4. SALADECOMPRESORES

En la sala tenemos 2 compresores y 3 ventiladores. El sistema de compresión trabaja solo con un compresor

de 110 kW ó 150 CV a 8,1 bar de presión manométrica de salida mientras que el otro de 75 kW ó 100 CV se

usa solo en caso de averías o mantenimiento del anterior.

Describiremos los elementos de la instalación.



4.6.8.4.1. Datostécnicosdelcompresorusadohabitualmente

Compresor 1 habitual con su separador: datos técnicos Compresor

Marca y modelo CECCATO (PUSKA) DRE 150 IVR Nº serie W CF 301379

Año fabricación 2.007 Tipo De desplazamiento positivo: rotativo de tornillo

Sistema refrigeración Por aire Potencia motor eléctrico 110 kW ó 150 CV

Caudal efectivo 16.366 l N/min = 981,96 m3 N/h = 1.053,90 m3/h (*) Presión manométrica salida 8 bar (está al punto de consigna de 8,1 bar)

Variador de velocidad Sí Separador aire-aceite

Fabricante AIRCOM Nº serie 4962

Año fabricación 2.007 Fecha retimbrado Todavía no precisa

Presión máxima diseño 15 bar Volumen 84 l

Tabla 41. Datos técnicos del compresor habitual y su separador aire‐aceite.

(*) Se ha considerado la ecuación 16,366,

,17,565

1.053,90 ,donde en este caso se ha

pasado de caudales en condiciones normales a condiciones reales, considerando la presión P1 = 1 atm, y la temperatura T1 = 20 ºC,

condiciones de entrada al compresor.

4.6.8.4.2. Toleranciaenelcaudal.

Para la correcta medición del caudal se utilizan la norma ISO 1217, Anexo C, respecto al caudal nominal.

Tabla 42. Tolerancias en el caudal.

Por lo tanto el caudal suministrado por el compresor habitual será 16,366 ± 0,655 m3N/min, que equivale al

intervalo (15,711 ÷ 17,021) m3N/min.



4.6.8.4.3. Datostécnicosdelcompresordereserva.

Compresor 2 de reserva con su separador: datos técnicos

Compresor Marca y modelo CECCATO (PUSKA) 7288 RL 100/10

Nº serie 3603 Año fabricación 1.996

Tipo De desplazamiento positivo: rotativo de tornillo Sistema refrigeración Por aire

Potencia motor eléctrico 75 kW ó 100 CV Caudal efectivo 14.040 l N/min = 842,40 m3N/h = 904,11 m3/h (*)

Presión manométrica salida 8 bar (está al punto de consigna de 8,1 bar) Variador de velocidad No

Separador aire-aceite Fabricante GBM

Nº serie 953855 Año fabricación 1.996

Fecha retimbrado 15-12-2008 Presión máxima diseño 15 bar

Volumen 86 l Tabla 43. Datos técnicos del compresor de reserva y su separador aire‐aceite.

(*) Se procede igual que en el apartado 5.6.8.4.1, con la misma temperatura y presión de entrada al compresor.

4.6.8.4.4. Datostécnicosdelsecadorfrigorífico

Secador frigorífico

Marca y modelo HIROSS mod. PGN 370 Presión máxima 12 bar

Temperatura máxima 60 ºC Refrigerante R407C / m = 5,72 kg

Tabla 44. Datos técnicos del secador frigorífico.

4.6.8.4.5. Datostécnicosdelfiltrodelsecador

Filtro del secador

Marca y modelo HIROSS mod. HFS 380 X Presión máxima 16 bar

Temperatura máxima 65 ºC Volumen 20,5 l

Tabla 45. Datos técnicos del filtro del secador.



4.6.8.4.6. Datostécnicosdeldepósitoacumulador

Depósito acumulador

Fabricante y modelo Metalúrgicas Hergar, S.A. modelo H-5000/10 Nº serie 6458

Volumen 5.000 l. Presión de diseño 10 bar Año fabricación 2.005

Tabla 46. Datos técnicos del acumulador.

Los tanques de almacenamiento de aire comprimido (acumuladores) son componentes muy importantes

en el sistema de aire comprimido ya que cumplen con las siguientes funciones:

Amortiguan variaciones de demanda de aire, cuando se asociación a un control de flujo y

permiten compensar necesidades momentáneas sin necesidad de que lo hagan los compresores.

Proporcionan capacidad de aire almacenado que sirve para evitar que los ciclos de operación de

un compresor sean muy cortos, con lo que se reduce el desgaste y uso del compresor. Esto implica

un ahorro de energía.

Incrementan el enfriamiento y permiten recuperar posibles residuos de condensado y aceite.

Dispuestos junto a un control de flujo y presión, compensan las variaciones de presión en la red de

aire.

Una de las principales medidas para obtener ahorros de energía es la de reducir el número de ciclos que

efectúa un compresor ya que al producirse ciclos muy cortos se incrementa en forma directa el desgaste,

y como consecuencia el consumo de energía del compresor. Para el caso de compresores tipo tornillo se

recomienda que el tiempo mínimo de operación sea de alrededor de 2 minutos.

El dimensionamiento de un depósito acumulador tiene en cuenta la frecuencia de conmutación o número

de conexiones Z por hora. Teóricamente el nº aconsejable máximo es de 30 , es decir, ciclos de

arranques mínimos cada 2 minutos, como se ha dicho.

La ecuación que relaciona el volumen con las conexiones es:

15∆

donde:



o es el caudal de suministro del compresor en

o ∆ es la diferencia de presión admisible en el interior de la red. Se puede considerar:

∆ 1 0,98 .

Entonces, despejando de la ecuación anterior para Z, sale para el compresor habitual:

15∆

15 16,3665 0,98

50,11

Se produce una conexión cada ,

1,198min 1min 12 .

En caso de que quisiéramos tomar como consigna 30 como antes se dijo, el volumen necesario del

acumulador sería:

15 16,36630 0,98

8,35

que representaría un 67 % más de capacidad frente al existente de 5 .

Si realizamos el mismo cálculo para el compresor de reserva y considerando la misma ∆ , resulta:

15∆

15 14,0405 0,98

43,01

Luego se produce una conexión cada ,

1,395min 1min 24 .

Estimamos que no será necesario un acumulador más grande. Sin embargo se han calculado estos datos

aproximados para saber la frecuencia de los ciclos teóricos que realizarían los dos compresores.

Debe quedar claro que los ciclos no quedan modificados por la existencia o no de variadores, pero sí las

magnitudes involucradas (nº de revoluciones del motor, caudal, potencia absorbida y también transmitida

al eje, etc.) lo que afecta claramente al rendimiento y al gasto energético. Sin embargo, el propio

accionamiento del variador de velocidad implica que al adecuar velocidad rotatoria y caudal a las

necesidades instantáneas en todo momento a las exigencias de producción haga que las necesidades de

almacenamiento en el depósito no sean las mismas que cuando existen variaciones bruscas de presión

donde a veces se alcanzan picos por encima de lo necesario y en ocasiones puntos por debajo de las

necesidades requeridas.



4.6.8.4.7. Datostécnicosdelcaudaldeconsumoyvelocidaddelaireentuberías

Se sabe que el caudal de suministro de un compresor es de forma teórica exactamente el doble del

caudal de suministro. Por lo tanto:

o Para el compresor habitual: 8,183 490,98 58,23

o Para el de reserva: 7,020 421,20 49,95

La velocidad por la tubería de aire comprimido se estima en un valor promedio típico en estas

instalaciones de 12 .

4.6.8.4.8. Potenciarealentregadaporloscompresoresyenergíaconsumidamedia

Potencia real teórica entregada máxima por el compresor de tornillo habitual

Potencia nominal a 9 bar 110 kW Consumo en el eje del compresor: 19,8 kW

Rendimiento del motor compresor: 95 % 5 % sobre (110 + 19,8 = 129,8 kW ) -> Factor de potencia del motor compresor: cos 9 % sobre 129,8 kW ->

Consumo del motor del ventilador (estimado) 1,7 kW Rendimiento del motor del ventilador (estimado): 77 % 0,39 kW

Factor de potencia del motor ventilador (estimado): cos 0,27 kW POTENCIA TOTAL CONSUMIDA DEL COMPRESOR HABITUAL 150,33 kW (36,7 % sobre pot. nominal)

Tabla 47. Potencia real consumida por el compresor de tornillo habitual.

Potencia real teórica entregada máxima por el compresor de tornillo de reserva

Potencia nominal ¿a 9 bar? 75 kW Consumo en el eje del compresor: 13,5 kW

Rendimiento del motor compresor: 93 % 7 % sobre (75 + 13,5 = 88,5 kW ) -> Factor de potencia del motor compresor: cos 10 % sobre 88,5 kW ->

Consumo del motor del ventilador (estimado) 1,4 kW Rendimiento del motor del ventilador (estimado): 75 % 0,35 kW

Factor de potencia del motor ventilador (estimado): cos 0,25 kW POTENCIA TOTAL CONSUMIDA DEL COMPRESOR HABITUAL 105,55 kW (40,7 % sobre pot. nominal)

Tabla 48. Potencia real consumida por el compresor de tornillo de reserva.

Las potencias anteriores son las nominales a la máxima presión (en torno a 9 – 9,5 bar). Esta potencia no es

la que se desarrolla en el trabajo continuo sufriendo variaciones propias de la regulación de velocidad y

del caudal, en el caso del compresor con variador de frecuencia, mientras que serán del tipo todo-nada

en el compresor de reserva, que se usa muy poco, salvo averías o mantenimientos. Por lo tanto, las tablas

anteriores representan valores teóricos máximos.



La comprobación de consumo del compresor habitual fue de 67 kW a través de una media de medidas

tomadas durante más de 7 minutos en el cuadro eléctrico. A través de la información suministrada por la

fábrica y realizando un cálculo teórico, sale esa potencia, que podríamos considerar como media. Por lo

tanto consideraremos una potencia media de 67,08 kW para el compresor habitual.

COMPRESOR INTENSIDAD

(A) TRABAJO

Tiempo en

trabajo alta

demanda

(%)

INTENSIDAD

(A) ESPERA

Tiempo en

trabajo

baja

demanda

(%)

TENSION

(V)

POTENCIA

TRABAJO

(KW)

cos phi

(estimado)

POTENCIA

ESPERA

(KW)

POTENCIA

TOTAL

(KW)

Compresor 110 kW 115 70 105 30 380 68,88 0,91 62,89 67,08

Tabla 49. Potencia total media entregada por el compresor habitual.

La energía consumida será, suponiendo prácticamente nula la puesta en marcha del compresor de

reserva:

Compresor Nº de horas Energía consumida Coste energía C = E · p

Compresor 110 kW 230 días · 24 horas/día 67,08 kW · 5.520 h 370.281,60 kWh/año · 0,0942453 €/kWh

5.520 H 370.281,60 kWh 34.897,30 €/año Tabla 50. Energía consumida media anual en compresor habitual.

4.6.8.4.9. Influenciadelapresióndeconsignaenlapotenciadeuncompresordetornillo

Vamos a calcular la potencia requerida de un compresor y a relacionarla con la presión de salida. Para

ello y considerando la termodinámica, tenemos 3 modelos para realizar esto: isotérmico, isentrópico y

politrópico.

Los balances de energía desprecian las variaciones de energía cinética y potencial, así como las pérdidas

de carga. Sin embargo, para lograr que la presión llegue al consumo de las diferentes máquinas

neumáticas, es preciso considerar estas pérdidas que básicamente serán de dos tipos:

o por fugas en las válvulas y demás equipos.

o por codos, filtros y demás elementos que hacen que el aire fluyente frene su recorrido

parcialmente.

Sin embargo, estas pérdidas se evaluarán después de este estudio.



Presión = 9 bar (presión máxima teórica).

Suponiendo el aire entrante al compresor habitual a la presión y temperatura determinadas anteriormente

para el cálculo del caudal en condiciones reales, y según las tablas termodinámicas, tenemos, tras

interpolar:

Datos termodinámicos entrada a compresor Presión Temperatura

p1 = 1 bar T1 = 293 K Entalpía Entropía Presión reducida

h1 = 293,17 kJ/kg s1 = 1,67830 kJ/(kg·K) pr1 = 1,2765 Tabla 51. Datos entrada a compresor habitual.

Suponemos una relación de compresión:

9

Es decir, que la presión será de 9 bar.

Entonces, de acuerdo a la relación siguiente para estados termodinámicos isentrópicos, que establece

una relación entre presiones absolutas y relativas:

⇒ 9 1,2765 11,4885

El valor anterior se interpola en las tablas termodinámicas, para obtener h2s, llegando a:

Entalpía isentrópica h2s = 549,66 kJ/kg

Como el rendimiento isentrópico del compresor es:

h hh h

Podemos suponer para llegar a h .

Tomamos 0,82, y despejando para h , obtenemos:

Entalpía Temperatura

h2 = 605,96 kJ/kg T2 = 599,0 K = 326 ºC



Tomando la densidad del aire como 1,2 , el flujo másico está relacionado con el caudal de la forma:

1,21.053,93.600

0,351

Ahora tenemos:

h h 0,351 605,96 293,17 109,789 ≃ 110

En este caso se ha puesto el caudal másico a régimen nominal y nos da la potencia nominal, que no es la

potencia eléctrica total consumida. Luego se explicará.

Existe una ecuación que relaciona el trabajo del compresor sin necesidad de emplear tablas

termodinámicas.

El trabajo isentrópico será:

11

Y el trabajo real:

donde:

o 8.314 (cte. de los gases ideales)

o ≃ 1,4 (razón entre calores específicos)

o 28,97 (masa molar del aire)

Comprobación del rendimiento:

0,3518.314 1,4 293

28,97 1,4 1 1.00091

,,

1

109,80390,228109,803

0,8217 ⇒ 82,2%

Luego la suposición del rendimiento isentrópico fue correcta y los cálculos, también.



Hemos supuesto que las condiciones para la obtención de los parámetros isentrópicos mediante las

ecuaciones eran procesos adiabáticos, es decir, sin intercambio de calor hacia el exterior y reversibles.

Un proceso real ni es adiabático ni irreversible por lo que debe incluirse la llamada eficiencia o rendimiento

isentrópico , con lo que vale:

293599 293

0,82666,2 393,2º

que representa un 11,2 % superior a la calculada.

La paradoja de este dato de temperatura es que el compresor no la alcanza y sin embargo sí la emplea

en el cálculo de la potencia. Rondará dicha Tª los 80 ºC y ello es debido a dos motivos:

o las pérdidas de calor al exterior a través de las rejillas del compresor que representan el 78 % de

toda la potencia generada.

o la refrigeración interna con el ventilador y circulación de líquido refrigerante.

Presión = 8,1 bar (presión real de consigna).

Veamos finalmente qué valor de potencia resulta si la presión establecida es de 8,1 bar.

8,1 1,2765 10,3397

El valor anterior se interpola en las tablas, para obtener h2s, llegando a:

Entalpía isentrópica

h2s = 533,52 kJ/kg

Despejando para h , obtenemos:

Entalpía Temperatura h2 = 586,28 kJ/kg T2 = 599,0 K = 326 ºC

Anteriormente obtuvimos un valor medio de potencia de 67,080 kW (tabla 53), tanto por medición directa

nuestra como por la aportación de datos por parte de EFM de mediciones anteriores. Sin embargo, esta

potencia es la total y no la nominal.



Para calcular la potencia nominal se establece lo siguiente:

1,14 1,18 2,36 67,080 ⇒ 48,112

Véase la tabla 51, por ejemplo, para deducir la obtención de la ecuación anterior.

La presión se debe mantener en ese estrecho margen de 8,1 0,1 , porque con el variador de

frecuencia se cambia la velocidad y el caudal, pero no la presión que es el parámetro que realmente

importa en la instalación.

Podemos obtener el flujo másico para esa potencia y presión:

h h48,112

586,28 293,170,164

De la ecuación:

11

Podemos dividir dicha ecuación sobre el estado 2* que representa al de 9 bar, entre el estado 2 que es el

de 8,1 bar, para comprobar si cuadra:

∗ ∗

∗1

1

Por una parte, tenemos:

∗ 11048,112

2,286

Y por otra:

∗

∗1

1

0,3510,164

91

,,

1

8,11

,,

1

2,286



Por lo que cuadra el resultado en 3 cifras decimales, y los cálculos son correctos.

Podríamos haber seguido la regla de proporcionalidad o semejanza para tratar de encontrar la relación:

pues los caudales volumétricos son proporcionales a los flujos másicos. Entonces:

11048,112

2,286

0,3510,164

9,804

En este caso, no se cumple la regla, pues entonces debería valer 0,266 .

Tomaremos la relación entre presiones y flujos másicos deducida anteriormente para hallar el flujo másico a

7,5 bar.

Presión = 7,5 bar.

Ahora tenemos para la relación de compresión:

7,5

La presión p3 será de 7,5 bar.

Entonces:

7,5 1,2765 9,5738

El valor anterior se interpola en las tablas, para obtener h3s, llegando a:

Entalpía isentrópica

h3s = 521,89 kJ/kg De la ec. del rendimiento isentrópico obtenemos:



Entalpía Temperatura

h3 = 572,10 kJ/kg T3 = 566,6 K = 294,6 ºC

Sabemos:

h h 572,10 293,17 278,93

Dividimos nuevamente la ecuación entre el estado 3* que representa el de 8,1 bar, y el estado 3 que es el

de 7,5 bar.

∗ ∗

∗1

1

Podemos alterar la ecuación anterior:

∗

∗

∗1

1

Vamos a comprobar si cuadra la ecuación:

∗

∗

48,1120,164

293,366

∗1

1

278,93

8,11

,,

1

7,51

,,

1

293,098

Más o menos cuadra en torno a 293 . Esto puede indicar que la potencia nominal tomada de 48,112 kW

difiere ligeramente según el procedimiento de cálculo partiendo de la potencia total consumida de 68,07

kW. No tiene importancia.



Entre los 9 y los 8,1 bar, la potencia nominal ha caído un 43,74 %, habiendo bajado 9 décimas la presión.

De 8,1 a 7,5 bar, la presión cae 6 décimas, pero no podemos suponer que existe una relación lineal ni para

los flujos másicos ni para las potencias. Más bien podemos suponer que de la presión máxima a la que

existe en consigna actualmente existe una importante bajada de la potencia nominal, haciéndose más

plana a medida que se baja más la presión de consigna. Por tanto, vamos a trabajar la hipótesis de que la

caída de presión en este caso supone un 16,5 % de bajada de la potencia, pues el cociente 293 es

irresoluble por sí mismo y por las ecuaciones de semejanza, pues ya se vio que no cuadraban.

De esta forma, podemos obtener la potencia nominal, según:

48,112 1 0,165 40,174

Y también el caudal másico:

293,098 ⇒40,174293,098

0,137

O también, calculado de la otra forma:

h h40,174278,93

0,144

Consideraremos:

0,140

Comparamos la potencia total consumida según las diferentes presiones de consigna.

Potencia real consumida por el compresor de tornillo habitual a dos presiones distintas

Presión 8,1 bar 7,5 bar Potencia nominal 48,112 kW 40,174 kW

Disminución de potencia nominal , , , Consumo en el eje del compresor: 8,660 kW 7,231 kW

Rendimiento del motor compresor: 95 % 5 % sobre (48,112 + 8,660 = 56,772 5 % sobre (40,174 + 7,231 = 47,405 Factor de potencia del motor compresor: cos 9 % sobre 56,772 kW -> 9 % sobre 47,396 kW ->

Consumo del motor del ventilador (estimado) 1,7 kW 1,7 kW Rendimiento del motor del ventilador (estimado): 77 % 0,39 kW 0,39 kW

Factor de potencia del motor ventilador (estimado): cos 0,27 kW 0,27 kW POTENCIA TOTAL CONSUMIDA DEL COMPRESOR 67,080 kW 56,401 kW DISMINUCIÓN DE POTENCIA TOTAL CONSUMIDA

POR CAMBIO DE PRESIÓN

, , ,

(ahorro del 15,8 %) Tabla 52. Disminución de potencia por cambio de presión.



Conclusiones:

1. La potencia total consumida del compresor a 7,5 bar, si se mantuviese siempre a ese nivel, sería de

56,401 kW, un 15,8 % menos respecto a la presión actual de 8,1 bar. Obsérvese que este valor ha

sido una hipótesis teórica que luego cotejaremos con el resultado de una gráfica.

2. Un variador de frecuencia suele mantener la presión muy ajustada. Suelen estar en un entorno de

0,1 bar y éste se ha supuesto en ese margen de operación. Lo que sucede es que varía las

revoluciones de giro del compresor para adaptar el caudal según las necesidades. Se ha

considerado una potencia media a cada una de las presiones.

3. La diferencia de potencia nominal entre fijar el punto de consigna de presión en el compresor

habitual en el valor de 8,1 frente al de 7,5 bar, es de 7,938 kW. Sin embargo, el estudio completo de

la diferencia de potencia total es de 10,679 kW, según la tabla 58, que es el que habrá que tomar

como potencia de gasto eléctrica.

4. El máximo valor de presión de entre todos los dispositivos instalados es de 6,5 bar.

5. Entre 7,5 y 6,5 bar hay un incremento de presión del 15,4 %. Para hacernos una idea, las pérdidas

totales en una instalación no suelen superar el 10 %.

6. Si fijado el punto de consigna a 7,5 bar se detecta que el compresor no puede con el consumo de

aire de la instalación, queda claro que ésta tiene unas pérdidas superiores al 15,4 %. Por lo tanto, se

aconsejaría la inmediata detección de fugas.

7. Se recomienda probar a cambiar el valor de consigna a 7,5 bar. En caso de que no existan fallos

de demanda de aire, ese valor será el que se mantenga. Todavía se podría ajustar más y bajarlo un

par de décimas, y situarlo hasta 7,3 bar. Si existen muy pocas pérdidas, cuanto más se baje la

presión, más se ahorrará.

4.6.8.4.10. Recuperacióndecalorenuncompresor.Balanceenergético

La recuperación del calor de compresores constituye una operación interesante desde el punto de vista

energético, a partir de un cierto tamaño del compresor, como es el caso presente.



Fig. 21. Balance energético de un compresor.

Del 100% de la energía eléctrica o mecánica que absorbe el compresor, solamente un 4 - 5 % queda

asociada en forma de energía térmica al aire comprimido. El resto pasa, de una forma u otra, al ambiente.

La mayor parte de esta energía (95 - 96 %), se pierde con el fluido refrigerante en las etapas de

refrigeración intermedia y post-refrigeración. Solo en calor, se pierde del orden del 78 %.

El aire caliente de la refrigeración se puede aprovechar para calefacción del taller, reduciendo el

consumo de los tubos radiantes.

Cambiar el valor de presión del compresor con variador sincroniza automáticamente el caudal de salida.

Una máquina de 13 bar puede transformarse en una de 8 bar modificando también el rendimiento y por

tanto aportando un mayor caudal de salida sin necesidad de realizar caras remodelaciones o

modificaciones de diseño. Todos los rangos de presión e incluso presiones intermedias a su disposición, con

los mejores rendimientos posibles. Con poco o ningún coste para el usuario pueden conseguirse ahorros de

consumo energético de hasta un 30%.

4.6.8.4.11. Fugasdeaire

Un mal estado de la conservación de la red de aire, puede traducirse en pérdidas de hasta un 30%. No es

posible eliminar las fugas de aire por completo, pero con un mantenimiento correcto se pueden limitar a

un 5%. Hay un método sencillo, para cuantificar las pérdidas con suficiente aproximación que se

recomienda hacer por el departamento de mantenimiento cuando no haya máquinas neumáticas en

funcionamiento.



Fig. 22. Instalación de aire comprimido.

El procedimiento es muy sencillo:

1. Se cierran todas las llaves o válvulas de los puntos de consumo y trabajando con un compresor, se

sube la presión efectiva en el depósito acumulador hasta la de servicio del compresor.

2. El compresor en este momento, queda trabajando en vacío.

3. Se mide el tiempo (t1 minutos) que transcurre hasta que se pone en marcha el compresor al llegar a

una presión prefijada, bajando desde la de servicio.

4. Se mide el tiempo que tarda en subir el manómetro desde la presión prefijada hasta la de servicio t2

(minutos), siendo V (m3N/min) el caudal nominal del compresor.

5. Las pérdidas (m3N/min) serán:

Con el fin de evitar errores se puede repetir la medida 3 ó 4 veces y tomar la media de todas.

Otra forma más profesional de medir las fugas se realiza mediante:

detección por equipos de ultrasonido.

analizador del compresor durante un período largo (una semana suele ser) registrando los datos

en un ordenador. Mide caudales, presiones, fugas (porque se ven períodos de inactividad con

presiones no nulas) y presenta cálculos de ahorros y eficiencia. Este análisis lo suelen hacer

algunas empresas de compresores y en algunos casos es costoso. Se basa en los datos

nominales del compresor, por lo que no trabaja datos reales.



medición mediante un medidor de caudal, aplicando el principio del tubo Venturi. Se miden

caudales reales, pero existe el problema de la instalación costosa sin presión en red y de

intercalar un aparato en la tubería.

Fig. 23. Costos de las fugas.

Para tener una idea de los costes que se producen por las fugas y teniendo un sistema a 7 bar, el volumen

de aire desperdiciado es el siguiente:

Cálculo del costo de las fugas por aire comprimido Diámetro agujero

(mm) Pérdida (l/s) a 7,0 bar Potencia consumida (kW) Consumo año (kWh) Costo anual por fugas (€)

0,8 0,20 0,10 552 52,02

1,0 1,00 0,30 1.656 156,07

1,5 3,10 1,00 5.520 520,23

3,0 11,00 3,50 19.320 1.820,82

5,0 26,70 8,30 45.816 4.317,94

6,0 45,80 15,00 82.800 7.803,51

10,0 105,00 37,00 204.240 19.248,66

horas/año (h/año) Precio medio energía (€)

230 días/año · 24 h/día = 5.520 0,0942543

Tabla 53. Costo fuga por aire comprimido en función de diámetro de agujero para 7 bar de presión.

Como no hemos encontrado datos a otros niveles de presiones, queda claro que cuanta más presión

exista más pérdida por fuga se despilfarrará y saldrá más caro el coste anual por fugas.



4.6.8.4.12. Disminucióndelapresióndeconsignadelcompresor

La presión de aire requerida para la fábrica es de 6,5 bar, que es la máxima presión individual de todas las

máquinas neumáticas. El compresor debe proveer más presión a las máquinas neumáticas simplemente

para vencer las pérdidas de presión existentes en la instalación: tuberías y dispositivos.

La caída de presión no debería ser mayor del 10 % entre la planta de compresión y el punto más alejado

de consumo, y se recomienda mantenerla entre 0,3 y 1 bar como máximo.

Por lo tanto, como el valor de consigna actual es de 8,1 bar y estamos proponiendo fijarla en 7,5 bar para

el compresor habitual, resulta que:

7,5 0,9 6,75 6,5 Cumple que es menor del 10 % de la caída de presión requerida. Si partimos de 7,5 bar y llegase justo a las

máquinas a la presión de 6,5 bar, la caída de presión sería del 13,3 %, que es justo de 1 bar. Entendemos

que esto no va a suceder. Si fijado el punto a esa presión de 7,5 bar, no se podría dar servicio, ello indicaría

unas fuertes caídas de presión debidas a fugas importantes, por lo que recomendaríamos en ese caso un

tratamiento especial para minimizarlas, pues de esta forma ahorraríamos por dos partes: por el punto de

consigna y por las propias fugas que son más importantes cuanta más presión halla en el sistema, lo que

hace que el incremento de gasto en factura eléctrica sea mayor. Las pérdidas de presión desde 8,1 a 6,5

bar serían del 19,8 %, por lo que, salvo unas fugas fuera de lo normal en la instalación, esta propuesta es

totalmente viable.

4.6.8.4.13. Ventajasdereducirlapresiónenlainstalación

Se reducen proporcionalmente los niveles de fugas, puesto que dicho nivel es alto en un sistema

que trabaja a alta presión solamente.

Se reduce el consumo de aire de las herramientas y máquinas y los costos de operación global.

Se reduce la energía consumida por los compresores y el mantenimiento ya que el desgaste o

deterioro del compresor es menor a baja presión.

Aumenta la vida útil de instrumentos, válvulas, etc., ya que la presión alta tiende frecuentemente a

dañar las uniones, empaques, etc.

En algunos casos se reduce la inversión al no tener que comprar válvulas reductoras.



4.6.8.4.14. Gráficadelahorroparacompresoresrotativos

Se puede llegar a obtener el ahorro mediante una gráfica de presiones para compresores rotativos. Las

líneas inclinadas representan la presión de descarga inicial, mientras que en las abscisas viene la presión

de descarga actual tras el ajuste.

Como sabemos que:

1 0,98

Entonces, tenemos:

8,1bar 7,94 y 7,5bar 7,35

La gráfica indica un ahorro del 4 % en potencia.

Fig. 24. Ahorro de potencia en compresores rotativos por cambio de presión de descarga.

Fuente: basado en figura aparecida para compresores de tornillo en Curso de Auditorías energéticas 2009. Cadem

En el apartado 5.6.8.4.8 se calculó de manera analítica el ahorro producido entre ambas presiones y

ofrecía un valor del 15,8 % en potencia en base a una estimación. Por lo tanto se considerará que el ahorro

producido estará comprendido entre esos dos valores, dado que ni la obtención de la gráfica ni el

método analítico son fiables al 100 %.



4.6.8.5. ILUMINACIÓNDELAFÁBRICA 4.6.8.5.1. Conceptosbásicosdeiluminación A continuación se introducirán unos conceptos básicos para detallar el estudio respecto a este apartado.

Además se darán unas pautas generales de mejora, algunas de ellas sin poderse cuantificar en ahorro

económico. Posteriormente se incluirán las medidas concretas con su ahorro correspondiente en el

apartado de mejoras.

Flujo luminoso (F ó ): Cantidad de energía radiante luminosa emitida en la unidad de tiempo, por fuente

luminosa. Se mide en lúmenes (lm).

Rendimiento luminoso (R): Relación entre el flujo luminoso emitido por una fuente luminosa y su potencia

eléctrica absorbida.

Intensidad luminosa (I): Flujo luminoso emitido (lm) en una determinada dirección, por la unidad de ángulo

sólido (estereorradián). Su unidad es la candela (cd).

Ω

Por lo tanto, el flujo luminoso también puede definirse como:

Ω

Iluminancia o Nivel de iluminación (E): Flujo luminoso recibido por unidad de superficie. Se mide en lux (lx).



Luminancia (L): Intensidad luminosa de una fuente luz por unidad de superficie aparente. Sensación de

claridad que producen los objetos en el órgano visual.

Tipo de iluminación de la luminaria.

Por la forma del diagrama de iluminación de la luminaria se puede saber el tipo de iluminación, según la

siguiente figura:

Fig. 25. Tipos de iluminación según el diagrama de la luminaria.

Factor de forma del local.

Para recintos de forma rectangular, se definen los siguientes factores de forma:

Sistema de iluminación Índice del local

Iluminación directa, semidirecta,

directa-indirecta y general difusa 2

Iluminación indirecta y semiindirecta 3

Tabla 54. Factores de forma.



donde:

o : Superficie del local, en m2.

o : Perímetro del local, en m.

o : Altura desde el suelo al plano de las luminarias (h + hplano trabajo, normalmente: h + 0,85) en m.

o : Altura entre el plano de trabajo y el plano de las luminarias, expresado en m.

Nota: Suele considerarse que el plano de trabajo está situado entre 0,8 y 1 metro sobre el suelo.

Factor de utilización.

El factor de utilización es el cociente entre el flujo luminoso utilizado en el plano de trabajo y el flujo

luminoso total emitido por la fuente de luz. El factor de utilización se encuentra tabulado para los distintos

métodos de iluminación (directo, indirecto, etc.) y se obtiene de los catálogos de los fabricantes de las

luminarias, a partir del factor de forma del local y de los factores de reflexión.

Flujo luminoso necesario.

Conocido el nivel de iluminación requerido (lux, símbolo lx), el flujo luminoso de las lámparas tiene por valor:

ú ó .

ó

El flujo luminoso encontrado debe aún dividirse por un factor de depreciación que, para cada fuente de

luz, viene especificado por los fabricantes a tres niveles:

Mantenimiento bueno.

Mantenimiento malo.

Mantenimiento muy malo.

Índice de reproducción cromática (Ra).

Si se acerca a 100 los colores se reproducen fielmente y cuánto más se baja el valor más deficiente es la

reproducción cromática.



Ra < 60 pobre

60 < Ra < 80 buena

80 < Ra < 90 muy buena

90 < Ra < 100 excelente

Tabla 55. Índice de reproducción cromática Ra.

Temperatura de color (Tc).

Para las aplicaciones generales de iluminación de interior, la normativa DIN 5035 divide la luz en 3 clases de

color. Cuanto mayor es el valor de Tc mejor se aprecian los colores:

Blanco cálido (Tc < 3.300 K)

Blanco neutro (3.300 K < Tc < 5.000 K)

Luz fría (Tc < 5.000 K)

Tabla 56. Temperatura de color.

Vida media de una lámpara.

La que resulta de realizar el cómputo estadístico del nº de horas a las que falla el 50 %.

Vida útil de una lámpara.

Tiempo en horas hasta que se repone por fallo.

Separación entre luminarias.

Es función del tipo de luminaria empleada y del factor de utilización. Suele estar comprendido entre 0,8 y

1,2 veces la altura HT ó HM empleada en el cálculo del factor de forma, según sea el método de

iluminación.

La norma UNE-EN 12.464-1 (norma europea sobre iluminación para interiores), establece como objetivo

proporcionar un nivel mínimo de iluminación y de calidad de manera que las personas puedan realizar



debidamente su trabajo, con limitación de los efectos negativos para la visión y la salud como puede ser el

deslumbramiento.

Dicha norma establece requisitos mínimos para los lugares de trabajo en interiores. Se requiere Ra > 80 en

las áreas de trabajo a tiempo completo. Mínimo de 200 lx en las áreas de trabajo donde haya

trabajadores, y de 20 lx si la presencia de personas es ocasional. Valores recomendados entre 300 y 500 lx.

Valor de eficiencia energética de la instalación (VEEI) y otros parámetros de calidad.

En la norma UNE 12464-I, “Iluminación en lugares de trabajo. Parte I: Lugares de trabajo interiores” y en la

Guía Técnica para la evaluación y prevención de riesgos de trabajo, se establecen los parámetros de

calidad aceptados como mínimos en cada zona, siendo dichos parámetros a calcular los siguientes:

- Valor de Eficiencia Energética de la Instalación (VEEI)

- Iluminancia media horizontal mantenida (Em)

- Índice de deslumbramiento unificado (UGR) para el observador.

También, se debe indicar el índice de rendimiento cromático (Ra) y las potencias de los conjuntos

lámparas - equipo auxiliar.

Valor de Eficiencia Energética de la Instalación (VEEI).

Se deberá determinar el Valor de Eficiencia Energética de la Instalación (VEEI) para cada uno de los

locales del edificio. Se recopilarán los datos necesarios para su cálculo y comparación con el valor de

eficiencia energética de la instalación límite. En el caso presente, se tienen 2 valores según las zonas:

zona producción: VEEIlímite = 4,5

zona administrativa: VEEIlímite = 6

Tabla 57. Valores límite de VEEI.

Estos valores se han tomado del Código Técnico de la Edificación, Documento Básico Ahorro de Energía

(CTE – DB HE3) no siendo preceptivos para industrias, sino valores orientativos.



La eficiencia energética de una instalación de iluminación de una zona, se determinará mediante el Valor

de Eficiencia Energética de la Instalación VEEI (W/m2) por cada 100 lx, mediante la siguiente expresión:

100

donde: o : Potencia total instalada en lámparas más los equipos auxiliares (W); este valor se obtiene de la

contabilidad realizada.

o : Superficie iluminada (m2)

o : La iluminancia media horizontal mantenida (lx).

Iluminancia media horizontal mantenida (Em).

Se debe calcular la iluminancia media mantenida conforme a lo indicado en la noma UNE-EN 12464-I.

Índice de deslumbramiento unificado (UGR).

Los datos de UGR autentificados deben ser proporcionados por el fabricante de la luminaria. La instalación

debe estar de acuerdo con las suposiciones de diseño.

Índice de Rendimiento de Colores (Ra).

Los datos de Ra autentificados deben ser proporcionados por el fabricante de las lámparas. En las tablas

adjuntas a continuación se incluyen los valores de referencia para la iluminancia recomendada, así como

el límite de deslumbramiento y el índice de reproducción cromática mínimo, según cada aplicación,

establecidos en la Norma europea UNE-EN 124641.



4.6.8.5.2. Medidastipificadasdeahorrodeenergíaeniluminación.Consejosgenerales

A continuación, se presentan las ideas básicas para reducir el consumo energético en las instalaciones de

alumbrado, suponiendo ante todo que se mantienen los niveles de iluminación recomendados para cada

actividad específica, ya que si se sobrepasan dichos valores, se tendrá, evidentemente, un consumo

energético mayor; si, por el contrario, se reducen los estándares de iluminación, se conseguirá un ahorro

energético, pero se producirán una serie de inconvenientes, tales como fatiga visual, pérdida de confort,

disminución de la actividad, etc.

Entre otras, podemos destacar las siguientes:

1. Ajustar los niveles luminosos y los coeficientes de uniformidad a las necesidades reales de cada

zona.

2. Mantener apagados los aparatos de determinados lugares en los momentos en que no son

necesarios, por ejemplo: pasillos, lugares de paso o zonas desocupadas. Para ello, es indispensable

tener los circuitos eléctricos del alumbrado bien fraccionados. Se recomienda realizar

fraccionamiento de encendido tanto en las oficinas como en el taller, cuanto mayor sea, mayor

ahorro.

3. Dotar a los circuitos que sean susceptibles de ello, por ejemplo el alumbrado de exteriores, de

células fotoeléctricas o programadores horarios o astronómicos de tal manera que apaguen la

iluminación cuando no se precise. Esta medida se ha observado en EFM en alumbrado exterior y se

nos comentó que existía para las lámparas de mercurio pero que no se llevaba a cabo. Para que el

sistema sea realmente efectivo, en este caso, se necesitarían varios sensores para fragmentar las

hileras de lámparas. Es probable que existieran pocas zonas donde el sensor captase y a la hora de

encender-apagar lo hiciera de un bloque de lámparas muy grande.

4. Establecer circuitos parciales de alumbrado reducido para vigilancia, limpieza, etc.

5. Utilizar aparatos de alto rendimiento fotométrico, suprimiendo, siempre que sea posible, los difusores

e incluso las rejillas.

6. Llevar a cabo programas de renovación periódica de lámparas, eliminando de las instalaciones

aquellas cuyo flujo luminoso esté muy agotado por las horas de servicio, aún cuando no están

quemadas o fundidas.



7. Llevar a cabo programas de limpieza periódica tanto de equipos como de reflectores y lámparas.

Tabla 58. Coeficiente de eficiencia de lámparas según ambiente y tiempo entre limpiezas.

El ambiente de EFM podría catalogarse como “limpio” tanto en oficinas como en taller, salvo zonas

específicas (sala de compresores, por ejemplo). Por lo tanto, suponiendo que se limpian con una

frecuencia superior a 2 años todas las lámparas, su coeficiente de eficiencia o factor de

mantenimiento podríamos considerarlo como 0,66. Esto quiere decir, por ejemplo, que una lámpara

fluorescente de balastro electromagnético (con reactancia y cebador) de 58 W nominales estaría

dando el equivalente a 38,3 W de potencia sin limpiar, cuando gasta realmente 69,6 W (por el

conjunto reactancia-cebador y el factor de potencia). Entonces se estaría perdiendo, en el peor

de los casos, en electricidad un 62,2 % más respecto a la potencia luminosa de la lámpara o bien

que a efectos de prestaciones, daría igual poner una lámpara de 42 W nueva y limpia que la

actual de 58 W. Otro ejemplo: las lámparas de mercurio de 400 W nominales estarían dando el

equivalente a 264 W y considerando un gasto de cada equipo de 426 W, estaríamos perdiendo un

61,4 % en electricidad que no aprovechamos en luz. Por lo tanto, se aconseja realizar un planning

de limpieza de lámparas en la fábrica. Lo ideal es hacerlo fraccionadamente y tomar nota en los

registros.



Fig. 26. Pérdida de iluminancia con el tiempo, si se practica mantenimiento y si no se lleva a cabo.

8. Utilizar siempre lámparas de elevada eficiencia luminosa, pero considerando las exigencias de

calidad de la luz de la zona a iluminar. Es decir, la elección deberá basarse no sólo en el

rendimiento energético sino también en las propiedades de reproducción de color.

En los siguientes cuadros, se recogen las características y las aplicaciones de los diferentes tipos de

lámparas.

Tabla 59. Características de las lámparas.



Tabla 60. Aplicaciones de las fuentes luminosas.

En este sentido se recomienda:

a) Sustituir las bombillas incandescentes por fluorescentes. Existen en el mercado lámparas

fluorescentes que pueden colocarse sobre los mismos casquillos que las bombillas incandescentes.

Pueden ser de dos tipos: compactas y de tubo intercambiable. Además, este tipo de lámparas

tienen una vida útil de aproximadamente 6.000 horas, lo que equivale a seis veces más que las

incandescentes. En EFM, salvo 3 lámparas redondas que vimos en las oficinas y que creemos que

son incandescentes, no hemos visto más. Por lo tanto, esta recomendación no es necesaria.

b) Reemplazar lámparas fluorescentes antiguas (tipo T8 - 38 mm de diámetro) por otras más eficientes

(T5 - 26 mm de diámetro), que pueden ser de dos tipos:

i. Estándar: aquéllas que dan el mismo flujo luminoso que las convencionales, pero con menos

potencia.

ii. De trifósforo: éstas dan, para la misma potencia que las estándar, más flujo luminoso, por lo

que se vería reducido el número de lámparas necesarias para un mismo nivel de

iluminación; además su vida útil es muy superior. Por lo tanto, no son aconsejables para

sustituir sólo una lámpara, sino únicamente cuando se realice un cambio masivo.



Esta medida ya está siendo llevada a cabo por EFM. Han optado por comenzar con unos

adaptadores de luminaria T8 a T5, donde van colocadas lámparas de 35 W en lugar de 58. Se

cuantificará esta medida posteriormente.

c) Reemplazar las lámparas de vapor de mercurio por fuentes de luz de vapor de sodio de alta

presión. También pueden cambiar por lámparas de halogenuros metálicos. Se verá el estudio más

adelante.

d) Utilizar eficientemente el flujo luminoso de la lámpara. La utilización eficiente del flujo luminoso

emitido por la lámpara viene condicionada por el "factor de utilización", ya definido anteriormente,

que depende del tipo de luminarias empleadas, de la forma del local y de las reflectancias de

paredes, techos y suelos.

En consecuencia, deben utilizarse luminarias que permitan que la mayor parte posible del flujo

luminoso de la lámpara alcance el plano de trabajo. Por tanto, debe considerarse no sólo el

rendimiento de la luminaria, ésta puede ser muy eficiente, pero emitir luz en todas las direcciones, por

lo que la iluminación en el plano de trabajo puede ser baja, sino también su distribución luminosa.

Conviene pues emplear los sistemas de alumbrado de más alto rendimiento, principalmente el directo

(el foco emisor de luz incide directamente sobre el receptor) y siempre que se pueda el intensivo.

9. Utilizar temporizadores para apagado automático, en este caso, en zona de oficinas.

10. Emplear sensores lumínicos conjuntamente con sensores de presencia-movimiento para encender-

apagar automáticamente zonas de poco tránsito, por ejemplo, baños y pasillos de oficinas que

puede suponer mucho ahorro para las últimas personas que se queden a trabajar.

11. Instalación de más interruptores-conmutadores para encender una fracción de las lámparas, en

lugar de todas las de un bloque.

12. Utilizar reóstatos para graduar la intensidad de iluminación. Esto solo es factible en lámparas

incandescentes y en fluorescentes con balastro electrónico de regulación de la iluminación.

13. Utilizar balastos electrónicos de alta frecuencia para lámparas fluorescentes. Las características de

estos dispositivos son:



ALTA FRECUENCIA: con el balasto electrónico se obtiene una onda senoidal en alta frecuencia,

que elimina los parpadeos, vibraciones y estricciones y, en consecuencia, da una luz más

uniforme.

ARRANQUE EN CALIENTE: el balasto desempeña una función muy importante, la de precalentar

los electrodos del tubo. Con esta técnica de arranque no se ocasiona desgarre de partículas de

material emisor de los electrodos, evitando un rápido ennegrecimiento del tubo, con el

consiguiente alargamiento de su vida.

TRABAJA A BAJA TEMPERATURA: por los componentes de alto rendimiento y el diseño de su

circuito electrónico, se consigue una temperatura de trabajo inferior en un 50 % a las de las

reactancias convencionales. Esto supone que una convencional consume aproximadamente

12 W por tubo y el balasto menos de 3 W por tubo, obteniendo un importante ahorro

energético.

FACTOR DE POTENCIA: Por el diseño de su circuito, se obtiene un factor de 0,96, por lo que en

una instalación no se necesita condensadores para compensación de reactiva.

MÍNIMOS ARMÓNICOS EN LA CORRIENTE DE LA RED: En los circuitos internos se emiten señales de

radiofrecuencia y una parte de éstos salen hacia la red, al incorporarle un filtro especial,

hacemos que esta señal se reduzca al nivel adecuado.

ABSOLUTAMENTE SILENCIOSO: Utilizando una señal de alta frecuencia superior a 20.000 Hz, se

consigue que el oído no lo perciba.

REDUCCIÓN DE LOS GASTOS DE MANTENIMIENTO: Eliminando la reactancia, cebador y

condensador y sustituyéndolo por un solo componente, disminuye la posibilidad de fallos del

sistema, reduciendo así los costos de mantenimiento.

FÁCIL INSTALACIÓN: Los balastos han sido diseñados para adaptarse a cualquier tipo de tubo.

PROTECCIÓN DEL CIRCUITO: El balasto está protegido por la configuración del circuito, contra

un fallo del tubo, un cortocircuito accidental, una equivocación en la instalación de los cables

de salida o por desconexión del tubo. En estas circunstancias deja de funcionar.

VARIACIÓN DE TENSIÓN EN LA RED: Por la tecnología de su circuito electrónico, es capaz de

soportar un gran margen en la tensión de entrada que oscila entre 110 y 240 V.



AHORRO: Debido a sus características, con la utilización de balastos, es posible un ahorro

energético de hasta un 40 %.

14. Utilizar sistemas de regulación del nivel luminoso en instalaciones de alumbrado exterior. En la

actualidad existen 3 sistemas de ahorro mediante la reducción del nivel luminoso, manteniendo la

uniformidad de la iluminación:

Balastos serie inductivo para doble nivel de potencia. Regulan el nivel de iluminación en cada

punto de luz mediante dos niveles normal y reducido, con o sin línea de mando.

Balastos electrónicos para doble nivel de potencia. Regulan el nivel luminoso en cada punto de luz

de forma automática sin línea de mando y además estabilizan la tensión de alimentación a la

lámpara, tanto en nivel reducido como en nivel normal.

Reguladores estabilizadores en cabecera de línea. Reducen la tensión del conjunto lámpara –

equipo de forma automática desde un único punto de la cabecera de línea y estabilizan en todo

momento la tensión de toda la línea de alumbrado.

Fig. 27. Mejoras progresivas en alumbrado interior de oficinas, según fabricante Philips.



Fig. 28. Cuantificación porcentual del ahorro energético progresivo, según fabricante Philips.

4.6.8.5.3. Iluminacióndeltaller.Datosgenerales El taller tiene 86 lámparas de descarga de vapor de mercurio de 400 W, de marca Philips, en la planta

denominada “baja” según el proyecto constructivo, mientras que nosotros la definiremos como “primera

planta” tal y como viene en los planos. Consta aproximadamente de 2.400 m2, con las siguientes

características:

Lámpara Nº Casquillo Flujo

Lum.

(lm)

Eficacia

(lm/W)

Temp.

color

(K)

IRC

(Ra)

Vida

media

(h)

Vida

útil

(h)

Tensión

(V)

Int.

(A)

Tensión

arranque

(V)

Tiempo

arranque

(s)

Potencia

unitaria

equipo

Potencia

total

(kW)

Precio

unitario

lámpara

Philips

HPL-N

400W/542

E40

(vapor de

mercurio)

86 E40 22.000 55 4.200 >50 16.000 12.000 140 3,25 180 300 0,426 36,636 36,06

Tabla 61. Iluminación en taller, primera planta.

El conjunto lámpara-luminaria está colgado mediante un hilo al techo de la nave que está a una altura de

8 m. El hilo suspendido es de unos 1,5 m, luego la lámpara está a unos 6,5 m. del suelo.

La disposición de las lámparas está en columnas de 6 y filas de 13, salvo dos de ellas que no hemos sabido

ubicar pues no lo anotamos concretamente. Existen 6 lámparas en la zona rectangular pequeña.



Fig. 29. Disposición de las lámparas de descarga de vapor de mercurio en primera planta del taller. Tiene de superficie aproximada 2.400 m

2.

La planta sótano es donde están las fluorescentes y tiene una superficie de 2.100 m2, pero es distinta a la de la figura.

Las lámparas en el taller están prácticamente todo el día encendidas durante los 3 turnos de trabajo,

debido a que la iluminación natural es muy escasa. La cubierta de la nave tiene unas bandas

semitranslúcidas de aproximadamente un metro por 2,5 metros a cada uno de los laterales (es decir, 1 m

de banda por cada 5 m opaca) que es claramente insuficiente para una iluminación natural.

Existen 207 lámparas fluorescentes en dicha zona en la planta sótano de 2.100 m2, pero al no haber

recibido planos, desconocemos la ubicación de las mismas, aunque sabemos que van por hileras. De

dichas lámparas, pasaremos a su cuantificación y descripción técnica:



Lámpara Nº Tipo

Flujo

Lum.

(lm)

Eficacia

(lm/W)

Temp.

color

(K)

IRC

(Ra)

Vida

media

(h)

Vida útil

(h)

Tensión

(V)

Int.

(A)

Potencia

unitaria

equipo

(kW)

Potencia

total

(kW)

Precio unitario

lámpara (€)

Osram

L 58W/865 Basic

Cool Daylight

Fluorescente T8

175

Casquillo 613

Balastro magnético

con cebador y

reactancia.

Luminaria sin difusor

5.200 90 3.500 ≥ 80 18.000 20.000 ¿220? ±

0,2 0,0696 12,18 3,08

Con diodos Leds:

no anotamos

marca ni modelo

5

Diodos Leds con

flujo luminoso hacia

el suelo de forma

plana, no

acampanada

-- -- -- -- -- -- ¿220? -- 0,042 0,21 ¿?

Philips TLX 20W/33

Fluorescente 2

En sala calderas.

Luminaria sin difusor,

balastro magnético

-- -- -- -- -- -- ¿220? -- 0,024 0,048 ¿33,07?

GE Starcoat T5

F35W/865/ECO 40

Fluorescente T5

25

Luminaria

adaptador Eco-

Tubo Matic EBM-

135R (Balastro

electrónico)

3.650 94 6.500 85 20.000 30.000 ¿220? 0,18 0,04 1,0

10,28 € (lámpara)

+ 57,72

(adaptador

luminaria Eco-

Tubo). Total: 68 €.

Dto: 45 % por

grandes compras

Tabla 62. Iluminación taller, planta sótano.

Según la norma UNE-EN 12.464-1 en talleres de estirado de hilos y tubos, los valores medios son:

Em = 300 lx, UGRL = 25, Ra = 60

Consideraremos a priori estos datos para las dos plantas de taller, si bien podría haberse tenido en cuenta:

mecanización basta y media (tolerancias mayores o iguales a 0,1 mm), con:

Em = 300 lx, UGRL = 22, Ra = 60

Los valores anteriores se han obtenido de las tablas del anexo I de la norma.



Tabla 63. Fragmento normativa EN 12.464‐1.

4.6.8.5.4. Iluminaciónenplantaprimeradetaller

Cálculo iluminación taller, planta primera (en contacto con cubierta).

Se procede a realizar el cálculo manual para hallar la intensidad media del plano de trabajo de la

iluminación existente en esta parte del taller.

Las cotas del plano se han obtenido por AutoCad, donde se han omitido zonas no del taller.



Fig. 30. Plano del taller. Se han suprimido las oficinas.

Tomaremos para el cálculo la lámpara Philips HPL-N 400W/542 que es la que está instalada y una luminaria

Philips HPK150 1xHPL-N400W P-WB + GPK150 R + ZPK150 GC, por no saber exactamente qué luminaria es la

instalada.

Fig. 31. Luminaria y lámpara Philips. Se observa que es de iluminación directa. Ver Fig. 25.



1. Datos de entrada:

Superficie: 2.424,5 m2 = 20 · 15,35 + 70 · 30,25

Largo: máximo 80 m.

Ancho: máximo 45,6 m.

Altura total: 8 m

Perímetro: 261,2 m.

Altura del plano de trabajo: 0,85 m

Altura de suspensión de luminarias: 6,5 m (aproximadamente).

h: altura entre el plano de trabajo y las

luminarias.

h': altura del local.

d: altura del plano de trabajo al techo.

d': altura entre el plano de trabajo y las

luminarias.

Locales Altura de las luminarias

Con iluminación directa, semidirecta y difusa

í :23

′ 0,85

:34

′ 0,85

Ó :45

′ 0,85

Tabla 64. Altura plano de las luminarias.

Comprobación plano de luminarias:

Altura del plano de luminarias respecto al del trabajo í :

238 0,85 4,76

:348 0,85 5,36

Ó :458 0,85 5,72

Tabla 65. Elección plano de luminarias.

Como 6,5 > 5,72 m, se pasa un poco del óptimo, pero está cerca, por encima. Necesitamos más potencia

de trabajo que si hubiésemos ajustado mejor dicho plano. El plano de la luminaria instalado no es el mejor,

como hemos comprobado.



La altura de las luminarias sobre el plano de trabajo se elegirá entre estos tres valores teniendo en cuenta

que a mayor altura de las luminarias necesitaremos mayor potencia instalada para lograr el mismo nivel de

iluminación y que acercar las luminarias al plano de trabajo va en detrimento de la uniformidad. Para

iluminación indirecta o semiindirecta, se tomará una altura de las luminarias sobre el plano de trabajo

inferior a la altura óptima.

Nivel de iluminancia media Em. Consideramos 300 lx ignorando la iluminancia de la luz solar que es muy

pequeña.

Lámparas. Tomaremos las lámparas existentes de vapor de mercurio de 400 W y 22.000 lm de flujo.

Respecto a la luminaria tomaremos una de referencia Philips que es válida para la lámpara, pues

desconocemos exactamente el modelo y puede que sea ya obsoleto, como ya se dijo.

Índice del local K. Dado el tipo de luminarias propuestas (de iluminación directa), nos encontramos con un

caso de iluminación directa. Por lo tanto:

2 2 2.424,56,5 0,85 261,2

3,29

K no debe superar la altura óptima. Lo cumple, dado que K < 5,72.

Los valores para K están comprendidos entre 1 < K < 10 y si es mayor de 10 se considera igual a 10. A partir

de valores mayores a 3, no existe un estándar para puntos mínimos, siendo los valores los recogidos en la

tabla 68.

El número mínimo de puntos luminosos está en función de esta K:

Valor de K Puntos luminosos mínimos K < 1 4

1 ≤ K < 2 9 2 ≤ K < 3 16

3 ≤ K 25 Tabla 66. Valores de K y puntos luminosos mínimos.

Coeficientes de reflexión . Los coeficientes del techo corresponden a los de una estructura metálica. En

las paredes se toma el valor del yeso revocado, mientras que en el suelo un color claro, estándar.

Techo Paredes Suelo Coeficiente de reflexión 0,8 (metal) 0,78 (yeso revocado) 0,2 (estándar)

Tabla 67. Coeficiente de reflexión.



Coeficiente de utilización . A partir de los factores de reflexión y el índice del local se leen en las tablas los

factores de utilización. En este caso particular deberíamos interpolar ya que no disponemos de valores

para K = 3,29.

Fig. 32. Tabla para la lámpara de descarga de vapor de mercurio. Nota: no hemos encontrado la tabla exacta para la lámpara.

Realizando la interpolación, resulta: 0,80.

Factor de mantenimiento. Tomaremos el valor medio fm = 0,66 (ambiente limpio, más de 2 años), de la

tabla correspondiente anteriormente expuesta.

2. Cálculos (método de los lúmenes).

Cálculo del flujo luminoso total necesario.

Para ello aplicaremos la fórmula:

300 2.424,50,80 0,66

1.377.557lm

donde: Φ es el flujo luminoso total (lm).

E es la iluminancia media deseada (lx).

es la superficie del plano de trabajo (m2).

η es el factor de utilización.

f es el factor de mantenimiento.



Cálculo del número de luminarias.

1.377.5571 22.000

62,62 ⇒ 63luminarias

redondeadoporexceso donde:

N es el número de luminarias

Φ es el flujo luminoso total

Φ es el flujo luminoso de una lámpara

n es el número de lámparas por luminaria

Queda claro que tenemos 86 luminarias. Por lo tanto existen dos opciones:

a) Estamos gastando más energía para el nivel de iluminación elegido.

b) El nivel elegido de iluminación no es el correcto.

Optaremos por la hipótesis b), pues es la coherente con lo que existe en el taller y no vamos a reducir

dicho nº de luminarias. Vamos a determinar el nivel de iluminación media E al nivel del plano de trabajo

para que haya N = 86 luminarias.

Nuevo flujo total .

86 1 22.000 1.892.000lm

Nueva iluminancia media .

1.892.000 0,80 0,662.424,25

412,08 ≃ 412

Por lo tanto, consideramos que dicho valor es aceptable y es el que se tomó en el proyecto de iluminación

de esa parte del taller.

Como cifra redonda podemos tomar 400 lx de iluminancia media en el plano de trabajo.

A continuación una tabla sobre el deslumbramiento según UGR.



Tabla 68. Valores de deslumbramiento.

Emplazamiento de las luminarias.

Una vez hemos calculado el número mínimo de lámparas y luminarias, primero con la hipótesis inicial

Em = 300 lx, y luego con Em = 412 lx (sobre el plano de trabajo), procederemos a distribuirlas sobre la planta

del local. En los locales de planta rectangular las luminarias se reparten de forma uniforme en filas paralelas

a los ejes de simetría del local según las fórmulas:



donde y son el número de luminarias, tanto por ancho

como por largo y es el nº de luminarias calculadas

anteriormente

A veces los valores y pueden redondearse por encima

para facilitar la simetría en la linealidad de las hileras de luces que

ya se haya redondeado previamente para .

Tabla 69. Forma de calcular emplazamiento de luminarias.

Podemos descomponer el área del taller en dos rectángulos:

División de áreas de taller Rectángulo

Mayor (1)

Rectángulo

Pequeño (2)

N = 80 luminarias N = 6 luminarias

largo = b 70 m largo = b 20 m

ancho = a 30,25 m ancho = a 15,35 m

Tabla 70. Áreas de taller.

Como vemos, suman 2.424,5 m2, tan solo hay que observar la fig. 30 del plano del taller.

Entonces, calculando:



8030,2570

5,88 ≃ 6

5,8870

30,2513,61 ≃ 13

78

Por lo que sumamos 2 lámparas y da 80.

615,3520

2,15 ≃ 2

2,1520

15,352,80 ≃ 3

6

Vemos que el diseño coincide con el de la nave y verificamos que está bien realizado (ver otra vez fig. 34).

El espacio que debe existir entre las luminarias depende de la altura útil, que a su vez puede conducir a

una distribución adecuada de la luz. La distancia máxima entre los centros de las luminarias (dx y dy) debe

ser de 1 a 1,5 el de la altura útil. El espacio de la luminaria a la pared debe corresponder a la mitad de este

valor. Esto se comprobará después.

Fig. 33. Disposición de medidas de distancias entre luminarias en un recinto rectangular.

Los valores de la figura se calculan como sigue:



Parámetros de diseño de medida entre luminarias

∗

2 ∗

2

Tabla 71. Parámetros para calcular distancias entre luminarias.

Fig. 34. Valores dy

* y dy para las luminarias y posiciones de alturas de plano de trabajo y luminarias.

Obsérvese que el gráfico recoge el ancho de la nave en su sección frontal.

En nuestro caso:

Parámetros de alturas en luminarias d’ = 1,5 m h’ = 8 m d = h’- 0,85 = 7,15 m h = d – d’ = 5,65 m

Tabla 72. Alturas para calcular las luminarias.

Por lo tanto, se obtienen:

Medidas entre luminarias (rectángulo mayor 1)

17013

5,38 ∗ 15,382

2,69 130,256

5,04 ∗ 15,042

2,52

Medidas entre luminarias (rectángulo menor 2)

2203

6,67 ∗ 26,672

3,33 215,352

7,67 ∗ 27,672

3,84

Tabla 73. Medidas entre luminarias.

Se podrían tomar medidas y comprobar que esa distribución debe ser la que existe en la fábrica pues es la

que recomienda el “método de cálculo por el método de los lúmenes” que es el que estamos empleando.

La distancia máxima de separación entre las luminarias dependerá del ángulo de apertura de haz de luz y

de la altura de las luminarias sobre el plano de trabajo.

Veámoslo mejor con un gráfico:



Tabla 74. Separación de luminarias en relación a la altura entre planos de trabajo y luminarias.

Como puede verse fácilmente, mientras más abierto sea el haz y mayor la altura de la luminaria más

superficie iluminará aunque será menor el nivel de iluminancia que llegará al plano de trabajo tal y como

dice la ley inversa de los cuadrados. De la misma manera, vemos que las luminarias próximas a la pared

necesitan estar más cerca para iluminarla (normalmente la mitad de la distancia). Las conclusiones sobre

la separación entre las luminarias las podemos resumir como sigue:

Tipo de luminaria Altura del local Distancia máxima

entre luminarias intensiva > 10 m e ≤ 1,2 · h

semiintensiva 6 - 10 m e ≤ 1,5 · h semiextensiva 4 - 6 m extensiva ≤ 4 m e ≤ 1,6 · h

distancia pared-luminaria: e/2 Tabla 75. Distancia máxima entre luminarias.

Si después de calcular la posición de las luminarias nos encontramos que la distancia de separación es

mayor que la distancia máxima admitida quiere decir que la distribución luminosa obtenida no es del todo

uniforme. Esto puede deberse a que la potencia de las lámparas escogida sea excesiva. En estos casos

conviene rehacer los cálculos probando a usar lámparas menos potentes, más luminarias o emplear

luminarias con menos lámparas. Veamos que cumple el diseño.

Comprobación distancia luminarias (rectángulo mayor 1) 1 5,38 8,48 ∗ 1 2,69 4,24 1 5,04 8,48 ∗ 1 2,52 4,24

CUMPLE CUMPLE CUMPLE CUMPLE

Comprobación distancia luminarias (rectángulo menor 2) 2 6,67 8,48 ∗ 2 3,33 4,24 2 7,67 8,48 ∗ 2 3,3,84 4,24

CUMPLE CUMPLE CUMPLE CUMPLE Tabla 76. Luminarias semiextensivas con h’ = 8 m ‐> e ≤ 1,5 ∙ h = 1,5 ∙ 5,65 ≈ 8,48 m



Comprobación de los resultados.

Por último, nos queda comprobar la validez de los resultados mirando si la iluminancia media obtenida en

la instalación diseñada es igual o superior a la recomendada en las tablas.

412

1. Como ya se dijo, según la normativa UNE-EN 12.464-1 en talleres de estirado de hilos y tubos,

teníamos 300 . CUMPLE. Sin embargo, si optamos por subir a 400 lx (medios) las

necesidades, también cumple, como es obvio.

2. Según norma DIN 5.035 y para “torneado y cepillado de precisión, rectificado de precisión, ajuste

de máquinas herramienta, estampado, soldadura, pulido, montaje”, tenemos: 500 .NO

CUMPLE. Pensamos que para la actividad desempeñada no es necesario ese nivel de iluminación.

3. En definitiva estamos en un nivel intermedio entre ambos valores de iluminación media.

Ahora consideraremos el valor VEEI (Valor de la Eficiencia Energética de la Instalación) del CTE-DB HE-3

que no es preceptivo para industrias, ni se aplica, pero que usaremos como referencia, según el grupo

1 - zonas de no representación, “recintos interiores asimilables a grupo 1 no descritos en la lista”:

í 4,5

100

400 86 1002.424,5 412

3,44 100 4,5 ⇒

Por lo tanto, éste sería el cálculo y dimensionamiento del taller primera planta de 2.424,5 m2 (en el proyecto

figura como 2.400). Finalmente no creemos oportuno bajar a 300 lx y pensamos que el diseño debe

fijarse en 400 lx, como mínimo. En esta ocasión se ha realizado el cálculo manual. En la siguiente sección se

realizará con el programa Dialux.

4.6.8.5.5. Iluminaciónenplantasótanodetaller Cálculo iluminación taller, planta sótano. Lo primero que hay que destacar en esta planta del taller es que la superficie de 2.100 m2 se refiere a todo

el contorno perimétrico donde hay zonas que no reciben la iluminación por hileras de fluorescentes de 58

W. Como se observa en la figura, efectivamente existen zonas que deberían vaciarse para que se pudiera

proyectar correctamente el cálculo de necesidades de iluminación de esas 207 fluorescentes de esa



potencia. No obstante, a efectos prácticos, tomaremos esa cifra de superficie para simplificar y

consideraremos el perfil rectangular completo.

Fig. 35. Taller, planta sótano. La superficie de 2.100 m.

Tomaremos la luminaria OSRAM Flash Platinum 158 HF del catálogo de este fabricante, que no es la que

está instalada actualmente. Esa luminaria es obsoleta y no consta en los catálogos actuales, además que

no la conocemos con exactitud. Tomaremos todas las lámparas a 58 W (proyecto original cuando se

instaló la iluminación en un principio).

Fig. 36. Luminaria elegida para obtener iluminación media y mapa lumínico.



Fig. 37. Datos para el cálculo de iluminación de taller, planta sótano. En esta planta hemos tomado otro valor de reflexión para el suelo.

Fig. 38. Cálculo de iluminación de taller, planta sótano. Em planeado: 300 lx, para 210 lámparas, con 15 x 14, salen 298 lx.



Las dos pantallas anteriores recogen valores tomados en Dialux. La lámpara real es la OSRAM L 58W/865,

pero es imposible considerarla con la luminaria escogida. No obstante, el dato necesario es el flujo

luminoso, que se cambia a 5.200 lm.

Primeramente se ha efectuado un proyecto a una intensidad media de 300 lx. El programa genera

automáticamente las filas y columnas (15 x 14).

Según el cálculo para 210 luminarias y lámparas (15 filas x 14 columnas), la intensidad media de la

disposición es Em = 298 lx (si hubiésemos considerado el factor de degradación como 0,81 el valor sería de

Em = 386 lx). De ahí la importancia de un buen mantenimiento, pues los efectos de atenuación lumínica son

debidos a la propia degradación de la lámpara y a una incorrecta limpieza periódica y Dialux los recoge

en ese único factor.


Recordamos de la sección anterior que para la actividad desarrollada en esta parte del taller podríamos

poner mecanización basta y media con tolerancias no menores de 0,1 mm o bien talleres de estirado de



tubos e hilos conformados en frío (ver tabla 63 de la normativa UNE-EN 12.464-1), ambas con Em = 300 lx,

igual que en el caso anterior para la planta primera, salvo que allí se obtuvo Em = 412 lx.

En este caso, el resultado es más pobre en iluminación. Sin embargo desconocemos exactamente cuál es

la configuración de filas x columnas.

Si consideramos que no son ni 15 x 14 (muy parecidas las filas y las columnas) ni 23 x 9 (muchas filas y pocas

columnas), podríamos tomar una configuración media. Entonces, considerando, por ejemplo 19 x 11 = 209

lámparas (2 más que las actuales), se obtendría:


No obstante, cabe recordar que la superficie del local que se tomó para esta parte del taller era el de

todo el contorno, cuando realmente no era así, como se vio.

Entonces, suponiendo que debemos restar 200 m2 por esas zonas (no merece la pena pararse a calcular la

superficie a disminuir), tendríamos realmente 1.900 m2, aproximadamente.

Entonces, de la ecuación de la iluminancia media, como no hemos determinado ni , por haber hecho

el cálculo con el programa y dado que el numerador no varía, tenemos:



⇒ 301 2.100 1.900 ⇒

⇒ 332,68 ≃ 333

Por tanto, si queremos cumplir los 300 lx, los superamos y si queremos establecer el mismo nivel que en la 1ª

planta, no llegamos, como es evidente.

Si realmente nos queremos ceñir al ahorro energético y se determina que las necesidades son ciertamente

de 300 lx para esta zona, nos pasamos alrededor de un 11 %. Además como el factor de mantenimiento

ha sido muy pobre, el nivel de iluminación media obtenido es realista, en el sentido de que es un valor

medio tirando a bajo, según las condiciones de uso y poco mantenimiento.



Tabla 77. Resumen de los cálculos con Dialux.

El valor de VEEI (orientativo, no preceptivo), lo cumple, habiéndose calculado así:

100

58 209 1002.100 307

1,88 200 4,5 ⇒

Realmente en nuestro caso tendríamos lo siguiente, considerando la potencia de las lámparas que

realmente hay ahora y no las originales de partida:



58 175 35 30 20 2 100

1.900 3071,93 200 4,5 ⇒

Se observa que la iluminancia media queda finalmente, para el plano de trabajo, tras el cálculo, como:

307

Por lo que la iluminancia real reduciendo el área tal y como se procedió anteriormente resultaría:

339,32 ≃ 339

La conclusión es que en esta zona parece que la iluminación media está en torno a 300 lx y creemos que

cumple con las actividades a realizar según la normativa.

4.6.8.5.6. Iluminacióndelasoficinas

Lámpara Nº Tipo

Flujo

Lum.

(lm)

Eficacia

(lm/W)

Temp.

color

(K)

IRC

(Ra)

Vida

media

(h)

Vida

útil

(h)

Tensión

(V)

Int.

(A)

Potencia

unitaria

equipo

(kW)

Potencia

total

(kW)

Precio

unitario

lámpara

(€) Philips Master TLD

18W/840

(También hemos

visto algunas GE

Polilux XL

F18W/830).

Tipo T18 -

Fluorescente

80

x

3

Balastro magnético con

cebador y reactancia,

incluyendo 3 lámparas

cada uno. Incrustado en

techo en cuadrado de 570

x 570 mm. Casquillo G13.

1.350 75 4.000 85 18.000 15.000 ¿220? ¿0,06? 0,0216 5,184 2,84

Focos redondos

(los ignoramos) 3 ¿Incandescente? -- -- -- -- -- -- ¿220? -- ¿60? 180 ¿?

Tabla 78. Iluminación en las oficinas.

Cabe resaltar que no hemos contabilizado todas las luminarias, pues algunas según se nos dijo, estaban

siempre apagadas. Ésas las hemos ignorado. También nos faltarían las de los lavabos.

En este caso nos resulta totalmente imposible determinar los valores de iluminación media, pues si bien sí

contabilizamos el nº total de luminarias y lámparas, al estar diseminadas por varios departamentos, no

establecimos en cada uno de ellos el nº de las mismas, aparte que queda fuera del alcance de esta

auditoría. En caso de que más adelante se quisiera hacer un estudio más profundo del tema de

iluminación para determinar el nivel adecuado, podríamos tratar este tema con más detalle, realizando

mediciones in situ para verificar si las necesidades en las oficinas exceden los valores reales actuales. Para

ello iríamos, despacho a despacho.



4.6.8.5.7. Iluminaciónexterior Desconocemos las marcas y características técnicas del alumbrado exterior. No pedimos más información

porque consideramos que tal y como está es correcto según lo vimos en la visita.

Tiene una regulación que hace que tanto las farolas de lámparas de descarga de vapor de sodio de alta

presión como las lámparas halógenas, reduzcan su consumo a 1/3 a primera hora de la mañana cuando

amanece mediante un detector de luz.

Lámpara Nº Tipo

Flujo

Lum.

(lm)

Eficacia

(lm/W)

Temp.

color

(K)

IRC

(Ra)

Vida

media

(h)

Vida

útil

(h)

Tensión

(V)

Int.

(A)

Potencia

unitaria

equipo (kW)

Potencia

total (kW)

Precio

unitario

lámpara

(€) Vapor de

Sodio Alta

presión

250 W

9

Farolas con lámparas con

regulador de apagado de

1/3 a 1ª hora de la

mañana

-- -- -- -- -- -- -- -- 0,274 2,466 40

Halógenas

250 W 5

Regulador de apagado: 1

de ellas encendida a

primera hora, parte frontal

(3 parte frontal y 2 cara

norte)

-- -- -- -- -- -- -- -- 0,275 1,375 10

Halógenas

500 W 1

Regulador de apagado:

encendida a 1ª hora

(cara norte)

-- -- -- -- -- -- -- -- 0,55 0,55 10

Tabla 79. Iluminación exterior.



4.6.8.5.8. Potenciaconsumidaenlailuminacióndelafábrica

Tipo Ubicación Cantidad

(lámpara por luminarias)

Potencia conjunto (total) (kW)

Uso (h/día)

Energía consumida

(kWh) en 230 días Vapor mercurio Taller 1ª planta 86 x 1 36,636 24 202.231

Fluorescentes 58 W Taller sótano 175 x 1 12,18 24 67.234

Diodos leds planos Taller sótano 5 x 1 0,21 24 1.159

Fluorescentes 20 W Taller (sala

caldera) 2 x 1 0,048 0,5 5,5

Eco-tubos fluorescentes Taller sótano 25 x 1 1,0 24 5.520

Balastros de 3 fluorescentes

18 W Oficinas 65 x 3 4,212 8,5 8.234


18 W Oficinas 9 x 3 0,583 2 268


18 W Oficinas 6 x 3 0,389 4 358


18 W Oficinas Varios x 3 0 0 0

Vapor sodio 250 W Exterior 9 x 1 2,466 8 – 12 -> 10 5.672

Halógenas 250 W Exterior 5 x 1 1,375 8 – 12 -> 10 3.162,5

Halógenas 500 W Exterior 1 x 1 0,55 8 – 12 -> 10 1.265

TOTAL 295.109 Tabla 80. Resumen de la energía consumida anual con la iluminación de la fábrica.

4.7. COMPARACIÓNCONSUMOYGASTOANUALESELECTRICIDADYGAS

Comparación consumo y gasto anuales electricidad y gas

Tipo Energía (Tep/año) % Energía (kWh/año) Gasto (€/año) %

Electricidad 171,86 58,31 1.998.215 189.536,14 80,94

Gas 122,86 41,69 1.428.477 44.630,53 19,06

Total 294,72 100,00 3.426.692 234.166,67 100,00

Tabla 81. Comparación anual de gasto y consumo de energía.



Fig. 41. Gráfico comparativo energía consumida anual.

Fig. 42. Gráfico comparativo gasto energía anual.



4.8. CRITERIOS FINANCIEROS UTILIZADOS PARA EL ANÁLISIS Y EVALUACIÓN DE

INVERSIONESENLASMEDIDASPROPUESTASDEMEJORAYSUJUSTIFICACIÓN

Usaremos varios métodos para las propuestas de mejora. A continuación expresamos matemáticamente

su formalismo:

1. Valor de retorno de la inversión VRI o PAYBACK (método estático del plazo de recuperación).

Consiste en relacionar el coste de la inversión con el ahorro anual neto obtenido de acuerdo a la siguiente

ecuación:

ó

ó ó

⇒

El cociente VRI o PAYBACK nos da los años decimales del retorno de la inversión. Este método tiene un

grave problema y es que plantea el ahorro anual constante a lo largo del tiempo. Suele ser el método

empleado usualmente a la hora de hacer auditorías energéticas. Presenta una ventaja y es que da un

valor generalmente superior a la realidad y un inconveniente y es que no se conoce la rentabilidad de la

inversión o el tipo de interés o coste de oportunidad de la misma (si es así no informa bien del retorno). El

ahorro, al basarse en disminución de costes energéticos y estar el precio de la energía aumentando año

tras año, hace que el VRI sea demasiado conservador. Por lo tanto, no se trata de un indicador serio para

toma de decisiones financieras, salvo que los incrementos en precios de la energía vayan parejos con los

tipos de interés o rentabilidades esperadas. Sin embargo es un criterio totalmente válido para una primera

inspección por parte de una empresa cuando vaya a entrar en valoraciones serias de inversiones.

2. Retorno de la inversión (ROIr) para conocer porcentaje de rentabilidad (método estático del plazo de

recuperación).

El índice de retorno sobre la inversión (ROIr por sus siglas en inglés) es un indicador financiero que mide la

rentabilidad de una inversión, es decir, la tasa de variación que sufre el monto de una inversión (o capital)

al convertirse en utilidades/beneficios (en nuestro caso ahorro).

óó



El valor ROIr es dado en tanto por uno, por lo que para obtener la rentabilidad entre beneficios (ahorros) e

inversión bastaría multiplicar por 100 a la ecuación anterior.

Los Valores de por debajo de uno hacen que la inversión sea automáticamente descartable dado

que no se ha llegado a producir ni siquiera el retorno de la inversión cuando se ha producido al ahorro

total neto en el plazo de la amortización. Existe una variante y es considerar en el numerador el ahorro

neto anual en lugar del total e ir evaluando año tras año, pero ese procedimiento no se evaluará aquí.

Este método no se estudiará en esta auditoría. se ha presentado para mostrar el siguiente.

3. Retorno de la inversión (ROIp) para conocer plazo de retorno en años de la inversión (método dinámico

del plazo de recuperación).

Existe una fórmula mejor que la planteada por el PAYBACK o VRI que ofrece con mayor precisión el nº de

años de retorno de la inversión y que se construye partiendo de la ROIr, y que además considera los

incrementos en el ahorro, como es el caso. Se trata del ROIp que igualado a uno, da el nº de años en que

alcanza a la inversión:

1 óó

11

La ecuación anterior se resuelve para , por métodos numéricos dado que es imposible su resolución

directa.

sería el nº de años y el tanto por uno de subida anual del precio de la energía medio considerado lineal

durante toda la vida de la inversión.

La ecuación se iguala a 1 porque es justo el tiempo x cuando se equilibra la inversión con el ahorro. Si la

ecuación no tiene solución es que no llega a uno y la inversión es inviable.

Existe un inconveniente en esta ecuación y es que no tiene en cuenta la rentabilidad esperada o el tipo

de interés de la inversión. Por lo tanto está a medio camino entre el VRI y el VAN. Además no tiene en

cuenta gastos adicionales futuros, por ejemplo mantenimientos, por lo que no es tampoco un buen

método. Esta ecuación tampoco se empleará en la auditoría aunque se usó internamente para comparar

una de las medidas desechadas: la de incorporar 2 capas de mortero aislante al cerramiento MURO2 que

no se presenta por carecer de interés para la empresa. La disparidad respecto al VAN fue notoria, por lo

que no aconsejo su uso tampoco.



4. Valor actual neto VAN (método dinámico de selección de inversiones).

El valor actual neto se toma para valorar inversiones, donde el financiero puede imponer una rentabilidad

requerida de antemano, y partiendo de esa premisa, tomar una decisión.

1 1 1 11

0 ⇒ ,0 ⇒0 ⇒

Se tienen en cuenta dos ahorros ( y ) con sus correspondientes incrementos en tanto por uno ( y ),

anuales y lineales, asimismo como dos gastos ( y ) con los mismos incrementos. Es un caso general que

se puede encontrar a la hora de tomar decisiones en las medidas de mejora encontradas. El valor hace

referencia a años decimales y n es el nº total de años, siendo , la inversión.

La rentabilidad requerida real con respecto a la de la inflación y sobre la rentabilidad requerida inicial

será:

Por lo tanto, el financiero puede partir de , estimar , para posteriormente incluir la rentabilidad requerida

real en la ecuación.

El VAN también sirve para calcular el período de retorno de una inversión:

1 1 1 11

0

Despejando en la expresión anterior, se obtienen los años de retorno de la inversión que es justo cuando

VAN = 0. Si no existe solución es porque no hay recuperación y VAN < 0.

En la auditoría se ha tomado un tipo de interés del 4 % y una inflación anual del 3 %, con lo que sale un tipo

agregado del 7,12 %. Esto se ha hecho a título orientativo. Como es evidente, la empresa sabe mejor que

nadie qué tipo debe aplicar y cómo considerar la inflación.



5. Tipo de rendimiento interno TIR (método dinámico de selección de inversiones).

Sirve para comparar la rentabilidad requerida con el tipo de descuento :

1 1 1 11

0 ⇒ sedespejar

Criterio: ⇒⇒⇒

Este método solo se cita pero nosotros no lo usamos. Sirve para indicar cómo valorar las inversiones al que

tenga que tomar la decisión, que no somos nosotros, como es evidente.

Nota importante: no se incluirán subvenciones ni desgravaciones fiscales a las medidas de mejora. El

motivo es sencillo: la empresa puede optar por tomar la decisión de mejora en plazo en que exista o no

subvención o desgravación fiscal y no se pueden calcular a priori. Es por ello que de ese asunto tendrá

que encargarse la empresa si decide posteriormente realizar alguna o todas las medidas propuestas en

esta auditoría.

4.9. CONVERSIÓNDEUNIDADESENERGÉTICASAEMISIONESDECO2ALAATMÓSFERA

Antes de proceder a detallar las mejoras, se dan en una tabla las equivalencias usadas de unidades

energéticas a emisiones de CO2 a la atmósfera.

Equivalencia en emisiones de CO2 de energía eléctrica y volumen de gas natural Energía eléctrica: 1.000 kWh 1.000 m3 gas natural

0,4639 t de CO2 2,1767 t de CO2

Tabla 82. Equivalencia de emisiones de CO2.

Auditoría energética (Situación energética actual - EFM)..

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